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Wer seine Elektroauto-Batterie schnell laden will, riskiert bisher Defekte aufgrund von Ablagerungen. Forscher haben nun aber ein neues Material vorgestellt, das Akkus schonen und langfristig stabil halten soll.

Die Elektromobilität könnte zeitnah weiterhin große Fortschritte machen. Denn ein Forscherteam der südkoreanischen Universität SEOULTECH hat unter der Leitung von Professor Dongwook Han einen neuen Ansatz entwickelt, um Batterien noch schneller aufzuladen. Die Ergebnisse wurden im Fachmagazin Advanced Functional Materials veröffentlicht.

Die Arbeit adressiert ein großes Problem aktueller Lithium-Ionen-Akkus. Denn werden diese schnell geladen, nutzt das die Batterie schneller ab und es kann zu gefährlichen Ablagerungen sowie zur Überhitzung kommen. Dem wollen die Forscher durch ein neues, stabileres Material für die Anode auf Basis von Lithium-Titan-Phosphat zuvorkommen.

Chemische Verbindungen lassen Batterie sicher und stabil schnellladen

Durch die gezielte Veränderung der chemischen Verbindungen (mehr Phosphor, weniger Titan) bilden sich laut den Angaben verschiedene Zonen. Diese würden wie eine Art Express-Eingangstor wirken, sodass die Lithium-Ionen beim Laden viel schneller mit weniger Widerstand durchdringen können. Durch diesen neuartigen Ansatz eröffnen sich laut Professor Dongwook Han viele Möglichkeiten:

Unser Ansatz stellt ein neues Paradigma für die Entwicklung schnellladbarer Batterien dar und ist auf eine breite Palette zukünftiger Energiespeichersysteme anwendbar, einschließlich Feststoffbatterien.

Innerhalb des entstandenen Gerüsts sorgen bestimmte Bindungen (P-O-P-Bindungen) von Natur aus für strukturelle Flexibilität. Diese wirkt wie ein Stoßdämpfer und verhindert, dass die Batterie beim schnellen Ausdehnen während der Ladung Schaden nimmt. Beim extremen Schnellladen (10C-Rate) behielt der Akku noch 86 Prozent der ursprünglichen Speicherkapazität.

Einsatz in Elektroautos und Energienetzen möglich

Laut den Forschern soll selbst nach 250 regulären Lade- und Entladevorgängen kein großer Defekt aufgetreten sein. Damit sei die Batterie ideal für den Einsatz in Elektrofahrzeugen oder aber auch für Stromnetze auf Basis erneuerbarer Energien geeignet. Außerdem soll sich der Ansatz auch auf künftige Batterien (wie etwa Feststoffbatterien) übertragen lassen.

Das Team entwickelt also einen Weg, um dem relativ hohen Verschleiß heutiger Systeme zu begegnen. Denn in der Breite eingesetzte Ansätze zeigen beim Schnellladen häufig eine chemische Instabilität. Im Resultat lagert sich Lithium ab und die Batterie kann leichter entflammen. Sollte die neue Technologie halten, was sie verspricht, könnte sie einen großen Mehrwert für fast jeden Batterie-Nutzer bringen.

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Der Beitrag Strom aus 4.000 Metern Höhe: Dieser Zeppelin soll Energie erzeugen erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Das chinesische Start-up Sawes Energy will Flugwindenergie in 4.000 Metern Höhe nutzen. Zwei Prototypen wurden dazu in die Luft gebracht und weiterentwickelt. Das Ziel: Der Zeppelin sollen saubere Energie aus hohen Luftgefilden zur Erde bringen.

Geht es um Elektrizität aus der Windkraft, denken viele wahrscheinlich an klassische Windkraftanlagen. Doch  Forscher aus China arbeiten bereits seit einiger Zeit an einer alternativen Lösung: der Nutzung von fliegenden Kraftwerken. Laut einem Bericht des chinesischen Fernsehsenders CCTV sowie einem Artikel der South China Morning Post erzielten die Verantwortlichen deutliche Fortschritte.

Der Flugwindenergie-Prototyp S4000 soll in einem Versuchsaufbau eine Flughöhe von 4.000 Metern über dem Meeresspiegel erreicht haben. Dieser erinnert an einen Zeppelin und wurde vom Start-up Sawes Energy Technology zusammen mit der Tsinghua-Universität und dem Aerospace Information Research Institute der Chinesischen Akademie der Wissenschaften entwickelt.

Konstruktion erzeugt Flugwindenergie durch Helium und leichte Turbinen

Bisher gab es mit dem Modell S1500 und dem Modell S2000 bereits zwei Probeflüge. Die Modellnummern stehen dabei für die Flughöhe. Das Modell S1500 erreichte im September 2025 als erstes Fluggerät eine Leistung von einem Megawatt. Bei dem jüngsten Versuch mit dem S4000 gelang ein vollständiger Arbeitszyklus. Dieser besteht aus Aufstieg, Positionshaltung, Stromerzeugung und Bergung.

Das Fluggerät nutzt Helium, um in die entsprechende Höhe aufzusteigen. Besonders leichte Turbinen nutzen dann den Vorteil, dass in höheren Lagen deutlich stärkere Winde herrschen. Ein Halteseil sorgt nicht nur dafür, dass der Zeppelin an Ort und Stelle bleibt, sondern bringt die gewonnene Elektrizität auch sicher zurück zum Boden.

Mobil einsetzbar, aber Kosten-Nutzen noch unklar

Die Projektteilnehmer sprechen davon, dass das System besonders flexibel ist und so an verschiedenen Orten zum Einsatz kommen kann. Damit soll es sich hervorragend für die Energieversorgung an abgelegenen Orten eignen. Der Test gilt laut CCTV als Weltpremiere und wichtiger Durchbruch auf dem Weg zum ingenieurtechnischen Einsatz der Höhenwindenergie.

Trotzdem bleiben auch wichtige Fragen unbeantwortet. Etwa über den Wirkungsgrad und die Kosten der Technologie. Denn der Bericht spricht nicht davon, wie sich die Technologie etwa im Vergleich zu einem klassischen Generator oder Solarpanel schlägt. Es wird sich also zeigen müssen, ob wir eines Tages Luftschiffe zur Energieversorgung in den Himmel steigen lassen.

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Der Beitrag Statt Plastik und Stahl: Schwimmende Bambus-Solaranlage soll das Meer schützen erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Herkömmliche schwimmende Solaranlagen nutzen meist Stahl- oder HDPE-Strukturen: Ein neues Projekt zeigt, wie Systeme aus Bambus die maritimen Umweltauswirkungen im Vergleich zu herkömmlichen Strukturen reduzieren können.

Blicken wir auf die nachhaltige Energieerzeugung, dann spielt die Solarenergie eine große Rolle. Doch herkömmliche Trägerstrukturen basieren typischerweise auf Stahl oder HDPE (Kunststoff). Das CIMC Ocean Engineering Institute zeigte kürzlich zusammen mit der China Forestry Group Corporation und der Beijing Forestry University, wie es anders gehen kann.

Aus der Zusammenarbeit ist ein erster Prototyp mit dem Namen Jilin No. 1 herausgekommen. Dieser wies bereits eine Leistung von zehn Kilowatt auf. Die Nachfolgevariante Jilin No. 2 erreichte nach Fertigstellung am 24. Juli 2026 eine Leistung von 100 Kilowatt. Das Besondere an den Prototypen ist, dass sie auf Bambus als Trägermaterial basieren und dadurch deutlich nachhaltiger sein sollen.

Schwimmende Solaranlagen setzen auf Bambus anstatt auf Stahl oder Plastik

Zum Einsatz kommen Bambus-Wickelrohre, die bereits in der dritten Generation existieren und ein sogenanntes Meer-Bambus-Rohr. Dabei handelt es sich um einen vorgespannten, faserverstärkten Holz-Bambus-Verbundstoff. Der Vorteil von Bambus liegt im Vergleich zu Stahl auf der Hand: Er ist stabil, leicht und korrosionsbeständig.

Außerdem zeigt das System gerade in einem Gebiet die eigenen Stärken: auf dem Wasser. Denn schwimmende Solaranlagen auf Stahl- oder HDPE-Trägern können das maritime Ökosystem belasten.

Weltweiter Standard angestrebt

Das Pilotprojekt in der Provinz Shandong soll grünen Strom für ein Demonstrationsprojekt zur Generierung von Wasserstoff, Ammoniak und Methanol liefern. Die Projektbeteiligten wollen zudem einen weiteren Prototyp bauen. Dieser soll eines Tages im Megawatt-Bereich liegen.

Ziel ist es auch, einen Standard zu schaffen, um künftig weltweit grüne maritime Werkstoffe zu nutzen. Es besteht also das Potenzial, dass wir in einer nicht allzu fernen Zukunft vielleicht auch hierzulande ähnliche Systeme im Praxiseinsatz sehen könnten.

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Der Beitrag Deutscher Durchbruch: Tandemsolarzellen erstmals ohne Lösungsmittel produziert erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Tandemsolarzellen gelten in der Photovoltaik als sehr vielversprechend, sind aber bislang nicht der gängige Standard. Forschern ist es nun gelungen, eine Perowskit-Silizium-Tandemsolarzelle vollständig ohne Lösungsmittel herzustellen. Das neue Verfahren könnte die Produktion effizienter machen und die industrielle Fertigung solcher Solarzellen erleichtern.

Die Photovoltaik setzt heute überwiegend auf Solarzellen aus Silizium. Diese Technologie ist seit Jahrzehnten etabliert und technisch ausgereift. Doch bei der Verwendung von Silizium-Solarzellen lässt sich der Wirkungsgrad einer Anlage nicht beliebig steigern.

Forscher arbeiten deshalb stetig an neuen Ansätzen, um den Ertrag bei der Energiegewinnung aus Sonnenlicht zu erhöhen. Als besonders vielversprechend gelten dabei sogenannte Tandemsolarzellen. Diese kombinieren mehrere Materialien miteinander und können deshalb unterschiedliche Bereiche des Lichtspektrums besser nutzen.

Tandemsolarzellen: Nächstes Level für die Photovoltaik

Durch die Verwendung solcher Tandemsolarzellen könnten Photovoltaikanlagen künftig deutlich höhere Wirkungsgrade erreichen und somit mehr Strom aus dem eingefangenen Sonnenlicht erzeugen. Bislang kommt diese Art der Solarzellen jedoch kaum zum Einsatz.

Zwar erreichen sie im Labor hohe Wirkungsgrade, doch für die industrielle Produktion bestehen noch einige Hürden. Forschern der Universität Freiburg und des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE ist es nun jedoch gelungen, eine Perowskit-Silizium-Tandemsolarzelle vollständig ohne Lösungsmittel herzustellen. Das neue Verfahren könnte die Fertigung vereinfachen und dazu beitragen, Tandemsolarzellen einen Schritt näher an die industrielle Produktion zu bringen.

In einer Perowskit-Silizium-Tandemsolarzelle werden zwei unterschiedliche Halbleitermaterialien kombiniert, die jeweils andere Bereiche des Sonnenlichts besonders gut nutzen können. Während die obere Perowskit-Schicht vor allem energiereiches Licht aufnimmt, verarbeitet die darunterliegende Siliziumzelle weitere Anteile des Lichtspektrums.

Forscher entwickeln Tandemsolarzelle ohne Lösungsmittel

Durch dieses Zusammenspiel der beiden Schichten können Tandemsolarzellen mehr Sonnenenergie in Strom umwandeln als herkömmliche Siliziumzellen. Sie gelten daher als vielversprechende Technologie für die nächste Generation der Photovoltaik. Studienautorin Juliane Borchert dazu:

Perowskit-Silizium Tandemsolarzellen haben ein großes Potential die nächste Generation hocheffizienter Solarzellen zu werden. Damit sie den Sprung vom Labor in die industrielle Fertigung schaffen, ist es notwendig, die beste Kombination von Abscheidemethoden zu finden, die eine verlässliche Herstellung, im großen Maßstab, und mit hohem Durchsatz ermöglichen. Dafür legen wir mit dieser lösungsmittelfreien Tandemsolarzelle eine wichtige Grundlage.

Den Forschern der Universität Freiburg und des Fraunhofer ISE ist es nun gelungen, eine solche Perowskit-Silizium-Tandemsolarzelle vollständig ohne Lösungsmittel herzustellen. In ihrer Arbeit, die im Fachjournal Joule veröffentlicht wurde, zeigen sie, dass ein nachhaltigerer sowie potenziell besser skalierbarer Herstellungsprozess möglich ist.

Laut den Forschern handelt es sich bei dieser Entwicklung um die weltweit erste vollständig lösungsmittelfrei hergestellte Perowskit-Silizium-Tandemsolarzelle. „Es ist uns gelungen, sämtliche Lösungsmittel aus dem Herstellungsprozess der Perowskit-Topzelle mit großer Bandlücke zu eliminieren und diese Technologie in die weltweit erste vollständig lösungsmittelfrei hergestellte Perowskit-Silizium-Tandemsolarzelle zu integrieren“, erklärt Studienautor Mohamed A. A. Mahmoud. Die Forscher konnten die Perowskitschicht mittels physikalischer Gasphasenabscheidung sowie weiterer lösungsmittelfreier, industriell skalierbarer Verfahren herstellen.

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Der Beitrag Neue Zink-Ionen-Batterie macht Störenfriede zu Energie-Boostern erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Eine neue Zink-Ionen-Batterie macht sich Protonen zunutze, die bisher als Störenfriede galten, um mehr Energie speichern zu können. Die Technologie könnte eine wertvolle Ergänzung für die Stromnetze der Zukunft sein.

Aufgrund der Anforderungen moderner Energiesysteme werden klassische Lithium-Ionen-Batteriespeicher kontinuierlich weiterentwickelt. Inzwischen gibt es viele Alternativen zu dem doch vergleichsweise seltenen und umweltschädlichen Lithium. Eine neue Idee stellte kürzlich Sarah S. Park mit ihrem Team am Korea Advanced Institute of Science and Technology (KAIST) vor.

Herausgekommen ist eine wasserbasierte Zink-Ionen-Batterie, die eine vergleichsweise hohe Speicherkapazität von 368,7 Milliamperestunden pro Gramm aufweisen soll. Diese ist mit bei Lithium-Ionen-Batterien verwendeten Graphitanoden (372 Milliamperestunden pro Gramm) vergleichbar.

Neue Zink-Ionen-Batterie macht aus Störenfrieden eine Ressource

Die verfügbare Kapazität soll zu 70 Prozent aus der Speicherung von Zinkionen stammen. Die übrigen 30 Prozent ergeben sich aus der Speicherung von Protonen (H+). Das Material soll zudem die Nutzung von klassischen Schnelllademethoden zulassen. Nach 500 Lade- und Entladezyklen gab die Batterie den Angaben zufolge immer noch eine stabile Leistung ab. Sarah S. Park vom KAIST dazu:

Diese Studie zeigt, dass Protonen, die zuvor als ‚Störenfriede‘ galten, welche die Batterieleistung verschlechtern könnten, stattdessen genutzt werden können, um mehr Energie zu speichern. Wir erwarten, dass die Anwendung dieses Prinzips auf verschiedene Elektrodenmaterialien zur Entwicklung von Batterien führen wird, die schnell größere Mengen an Energie speichern können.

Die Forscher teilten zudem mit, dass die Zink-Ionen-Batterie fast nicht brennbar sei und eine hohe Sicherheit biete. Durch die Verwendung von günstigeren Rohstoffen würden die Kosten im Vergleich zur klassischen Lithium-Ionen-Batterie sinken.

Eine weitere Alternative zu Energiespeichersystemen der Zukunft

Durch die Technologie könnten künftig sichere und umweltfreundliche Energiespeichersystem entstehen, die etwa das Stromnetz in leistungsarmen Stunden entlasten. Außerdem sehen die Forscher das Potenzial, dass die Steuerung der Ionenspeicher-Sequenz sich möglicherweise auf andere Elektrodenmaterialien übertragen lässt.

Trotzdem ist der aktuelle Stand bisher nicht perfekt. So muss die Reaktion mit den Protonen präzise über die Spannung gesteuert werden, da ein zu frühes Reagieren zu Nebenprodukten führen kann. Denn: Diese können die Leistung der Batterie einschränken.

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Das niederländische Unternehmen Ore Energy hat einen Energiespeicher auf Basis von Eisen-Luft-Batterien gebaut. Mit einer Kapazität von einer Gigawattstunde soll die Anlage mehr Stabilität ins europäische Stromnetz bringen. Sie könnte Zehntausende Haushalte tagelang mit Energie versorgen.

Die Zukunft gehört den erneuerbaren Energien. Doch es bleiben große Herausforderungen, wenn es darum geht, Energie für einen späteren Zeitpunkt zu speichern. Das Unternehmen Ore Energy aus Amsterdam stellte daher kürzlich mit dem Energieanbieter Budget Thuis einen neuen Energiespeicher vor. Dieser soll genügend Energie für Tausende Kunden speichern können.

Konkret geht es um eine Abnahmevereinbarung für eine Eisen-Luft-Batterie mit einer Kapazität von einer Gigawattstunde. Das Projekt ist in mehrere Phasen eingeteilt und soll bis 2028 bereits 400 Megawattstunden zur Verfügung stellen. Laut Angaben können die containerartigen Batterien Energie flexibel zwischen 24 und 100 Stunden speichern.

Eisen-Luft-Batterie behauptete sich bereits im Pilotversuch in Frankreich

Ein netzgekoppelter Pilotversuch in Frankreich soll die Entladung über vier Tage unter realen Bedingungen bereits zwischen August und November 2025 bewiesen haben. Damit ist die Technologie scheinbar bereit für den Endkunden in den Niederlanden. Budget Thuis könnte damit als Versorger über eine Million Kunden erreichen. Aytaç Yilmaz, Co-Gründer und CEO of Ore Energy, dazu:

Wir haben gezeigt, dass unsere Eisen-Luft-Technologie im europäischen Energieversorgungssektor funktioniert, und dieser Einsatz ist der nächste Schritt auf dem Weg zur Kommerzialisierung. (…) Wir sind davon überzeugt, dass die Eisen-Luft-Technologie für die Windenergie ebenso wichtig werden wird wie die Lithium-Ionen-Technologie für die Solarenergie.

Das Projekt bildet den bislang größten Abnahmevertrag für Eisen-Luft-Energiespeicher auf dem europäischen Festland. Die Technologie birgt den Vorteil, dass sie nur auf Eisen, Wasser und Luft angewiesen ist. Seltene Bestandteile wie etwa Lithium oder Kobalt sind nicht nötig. Damit begegnet sie optimal dem Zuverlässigkeitsproblem europäischer Stromnetze. Denn weiterhin ist nicht ganz klar, welcher Weg sich zur Speicherung von Wind- oder Solarenergie am besten eignet.

Europäische Unabhängigkeit im Stromnetz?

In der Veröffentlichung sprechen die Projektpartner davon, dass sich die Preise für Verbraucher stabilisieren sollen. Denn durch den Ansatz reduziere sich die Abhängigkeit von volatilen Großhandelsstrom- und Gaspreisen. Außerdem setzt der Speicher auf eine ausschließlich europäische Lieferkette.

Obwohl Energie ein wichtiges Gut ist, findet nach wie vor Stromverschwendung im europäischen Netz statt. Schließlich regeln Betreiber heutzutage die Produktion von Ökostrom ab, da ausreichend Speicherkapazitäten fehlen. Die Eisen-Luft-Batterie könnte somit eine nachhaltige Option bieten, die durch ihre Bauart zeitgleich nicht brennbar ist.

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Ein neuer Solarthermie-Kollektor des ETH-Maschinenbauingenieurs Luca Thommen wandelt Sonnenlicht direkt in nutzbare Industriewärme um. Das System soll endlich Nachhaltigkeit in die Branche bringen und die Abhängigkeit von Erdgas reduzieren. 

Künftig dürfte es immer wichtiger werden, den hohen Wärmebedarf der Industrie durch nachhaltige Alternativen zu decken. Gerade die Industrie hat bei der Herstellung von Rohstoffen oder Produkten einen besonders hohen Bedarf. Doch bisher decken solche Betriebe häufig ihren Prozesswärmebedarf über die Verbrennung von Erdgas, da nachhaltige Optionen fehlen. Das könnte sich bald ändern.

Der ETH-Maschinenbauingenieur Luca Thommen entwickelte im Rahmen seiner Masterarbeit bei Professor Aldo Steinfeld den Solarthermie-Kollektor „SolarHeat“. Dieser birgt einen entscheidenden Vorteil, denn er wandelt Sonnenlicht direkt in nutzbare Wärme um.

Solarthermie-Kollektor besteht aus fünf Schichten und günstigen Dämmstoffen

Die Umwandlung erfolgt, indem Reflektoren die Strahlung auf eine Absorberplatte lenken. In der Folge entsteht Hitze, die ein darauf befindliches Medium (etwa Luft oder Wasser) aufheizt. Der Kollektor besteht aus fünf verschiedenen Schichten: einer Deckschicht, einer optischen Schicht, der Absorptionsschicht, einer Wärmeübertragungsschicht und der Rückseite.

Das Konzept setzt auf günstige Dämmstoffe und soll daher auch beim Preis konkurrenzfähig sein. Metall verbaute Thommen hingegen nur an wirklich notwendigen Stellen. In einem ersten Versuch auf dem ETH-Dach erreichte das System die gewünschten Temperaturen für Anwendungsbereiche von bis zu etwa 150 Grad Celsius.

Innovationen für Industriewärme scheitern oft

Langfristig soll durch den SolarHeat ein direktes Einsparpotenzial bei fossilen Energieträgern in der Industrie entstehen. Das könnte die CO2-Emissionen und die Abhängigkeit von schwankenden Energiepreisen reduzieren. Erste mögliche Branchen sind laut der Veröffentlichung die Milchverarbeitung, Koch- und Reinigungsprozesse in der Lebensmittelindustrie oder die Destillation in der Pharma- und Chemiebranche.

Das Projekt zeigt, dass gerade in diesem Bereich auch echte Innovationen entstehen können. Bisher sind nachhaltige Lösungen für den mittleren Temperaturbereich häufig an mangelnder Wirtschaftlichkeit gescheitert. Jetzt hängt die industrielle Adaption maßgeblich davon ab, ob die angestrebte Kostenreduktion gelingt und ein marktfähiges Produkt entwickelt werden kann. Thommen formuliert es kurz und prägnant: „Am Anfang steht die Technik. Aber am Ende entscheidet der Markt.“

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Forschern des Fraunhofer-Instituts ISE und der Universität Freiburg ist es gelungen, semitransparente Solarmodule mit industrienahen Verfahren herzustellen. Die Technik könnte künftig Fenster, Glasfassaden oder Autodächer in Stromproduzenten verwandeln und zusätzliche Flächen für Photovoltaik überflüssig machen.

Die Solarenergie stellt eine der wichtigsten Säulen der Energiewende dar. Denn der Strom aus Photovoltaik-Anlagen ist klimafreundlich und soll künftig einen wachsenden Anteil an der Energieversorgung übernehmen.

Für die Erreichung der Klimaziele muss jedoch die installierte Solarleistung deutlich steigen. Das wiederum macht große Flächen erforderlich, beispielsweise auf Dächern, an Fassaden oder auf Freiflächen.

Prognosen zufolge werden bis zum Jahr 2040 rund 4,4 Prozent der Fläche Deutschlands benötigt, um den Ausbau von Photovoltaik und Windenergie im erforderlichen Umfang zu ermöglichen. Zur Verfügung stehen demnach jedoch nur 1,7 Prozent der Landesfläche.

Weltweit wird deshalb an Technologien gearbeitet, die Solarenergie dort nutzbar machen, wo bislang keine klassischen Photovoltaikanlagen zum Einsatz kommen konnten. Dem Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE und der Universität Freiburg ist dabei nun ein Durchbruch gelungen. Die Forscher haben lichtdurchlässige Photovoltaikmodule entwickelt, die in Serie produziert werden können.

Semitransparente Solarzellen machen Fenster zur Solaranlage

Mit den semitransparenten Photovoltaikmodulen des Fraunhofer ISE könnten künftig auch Fenster oder Glasfassaden zur Stromerzeugung beitragen. Bislang ungenutzte Flächen könnten so für die Solarenergie erschlossen und der Ausbau der Photovoltaik platzsparender vorangetrieben werden.

Die organischen Solarmodule haben eine Größe von 14,5 mal 14,5 Zentimetern und eine Transparenz von durchschnittlich 43,2 Prozent. Laut dem Fraunhofer ISE liegt der Wirkungsgrad dennoch bei 9,26 Prozent.

Bei der Herstellung kommen zwei Verfahren zum Einsatz, die bereits industriell erprobt und auf große Modulflächen hochskalierbar sind. Uli Würfel, Abteilungsleiter für Organische und Perowskit-Photovoltaik am Fraunhofer ISE, dazu:

Die Hochskalierung auf große Flächen ist eine der großen Herausforderungen bei der organischen Photovoltaik. (…) Dass wir nun zum ersten Mal erfolgreich und praktisch verlustfrei sämtliche Schichten der Solarzellen per industriell umsetzbaren Slot-Die-Verfahren auftragen konnten, ist für uns ein großer Durchbruch.

Die Forscher wollen nun weiter an der Lichtdurchlässigkeit ihrer organischen Solarmodule arbeiten. „Jetzt, wo wir den Fertigungsprozess unter Kontrolle haben, sind wir optimistisch, dass wir die Transparenz noch deutlich steigern können, ohne den Wirkungsgrad zu beeinträchtigen“, so Würfel.

Produzieren bald auch Autodächer Solarstrom?

Bei einer Lichtdurchlässigkeit von deutlich mehr als 50 Prozent könnten die Module anstelle von Fenstergläsern in Gebäudefassaden oder in Gewächshäusern zum Einsatz kommen. Doch die am Fraunhofer ISE entwickelte Fertigungstechnik eröffnet nicht nur für Fenster und Glasfassaden neue Möglichkeiten.

Denn da sich die sogenannten Slot-Die-Beschichtungsverfahren auch für flexible Folien eignen, könnten Photovoltaikmodule künftig auch auf gekrümmten oder beweglichen Flächen eingesetzt werden, wie zum Beispiel auf Autodächern.

Gerade hier könnte eine geringere Lichtdurchlässigkeit sogar erwünscht sein. Getönte Solarmodule könnten deshalb insbesondere bei Autodächern oder Fassadenelementen einen zusätzlichen Vorteil bieten.

Erste flexible, organische Solarmodule haben in Tests bereits gezeigt, dass sie auch nach mehr als 1.200 Biegezyklen ihre ursprüngliche Effizienz beibehalten können. Als Nächstes wollen die Forscher solche Module auf größere Flächen übertragen.

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Der Beitrag Deutschlands größter Batteriespeicher geht ans Netz – für 250.000 Haushalte erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Ein neuer Batteriespeicherverbund soll ab sofort für mehr Netzstabilität sorgen. Der Versorger Münch Energie will bis zu 250.000 Haushalte auch dann mit Ökostrom beliefern, wenn die Sonne mal nicht scheint oder Windstille herrscht. 

Um die zur Verfügung stehende Wind- und Solarenergie so effektiv wie möglich zu nutzen, benötigt es innovative und leistungsfähige Batteriespeicher. Denn während zur Mittagszeit zu viel Energie aus der Sonne kommt, geht das Netz nach Sonnenuntergang schnell in die Unterversorgung. Bei Windstille zeichnet sich ein ähnliches Phänomen ab.

Damit wir auch dann nachhaltigen Strom nutzen können, eröffnete Münch Energie kürzlich den größten Batteriespeicherverbund Deutschlands. Das System steht in Leuna/Krumpa (Sachsen-Anhalt) und verspricht eine Leistung von 250 Megawatt.

Das reicht aus, um etwa 250.000 Haushalte fortlaufend mit Energie zu versorgen. Die Speicherkapazität soll derzeit bei 500 Megawattstunden liegen, mit einem geplanten Ausbau auf 800 Megawattstunden bis Ende 2026.

Batteriespeicherverbund besteht aus fünf zusammengeschalteten Teilanlagen

Der Bau der Anlage dauerte laut Projektangaben ungefähr sechs Monate und kam ohne staatliche Förderung aus. Der größte Batteriespeicher Deutschlands besteht aus fünf Teilanlagen, die über zugehörige Umspannwerke miteinander verbunden sind. Somit kann ab sofort überschüssige Wind- und Solarenergie aus dem privaten und öffentlichen Netz aufgenommen und gespeichert werden.

Mit solchen Bauprojekten möchten Versorger künftig die Abhängigkeit von Stromimporten aus Drittstaaten reduzieren. Denn steht einmal nicht genügend Elektrizität zur Verfügung, muss diese zum Marktpreis aus dem Ausland bezogen werden. Und gerade nachts fällt nicht nur das Angebot in Deutschland knapper aus.

Erzeugungsspitzen kein Problem mehr?

Unternehmen wie Münch Energie verschaffen sich also deutlich mehr Flexibilität, um Erzeugungsspitzen auszugleichen und zu einem späteren Zeitpunkt zu nutzen. Das könnte auch weitere Vorteile schaffen, wie etwa die Schaffung von Arbeitsplätzen in der Branche. Außerdem bleibt Deutschland langfristig autark beim Energiemanagement.

Mario Münch, Gründer und Inhaber der Münch Gruppe dazu:

Über die Zukunft einer Region entscheidet heute ihre Energieinfrastruktur. Wo Strom günstig, sicher und grün ist, dorthin gehen die Investitionen. […] Wir bringen Erzeugung, Netze und Speicher mit, die Region bringt ihre Flächen, ihre Menschen und ihren Willen ein.

Damit könnte die deutsche Energieversorgung einen wichtigen und richtigen Schritt in eine nachhaltige Zukunft gehen.

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Die Produktion von grünem Wasserstoff direkt auf der Nordsee nimmt konkrete Formen an. Neue Regularien könnten mehr Planungssicherheit für Offshore-Projekte schaffen. Doch es wird wohl noch dauern, bis der Wasserstoff tatsächlich in großem Maßstab an Land fließen kann.

Grüner Wasserstoff gilt in der Energiewende als wichtiger Baustein für eine klimaneutrale Industrie. Denn mit dem Stoff können fossile Energieträger dort ersetzt werden, wo eine direkte Elektrifizierung nur schwer möglich ist, wie beispielsweise in der Stahl- und Chemieproduktion.

Daher hat sich die Bundesregierung im Rahmen der Nationalen Wasserstoffstrategie auch zum Ziel gesetzt, die heimische Elektrolysekapazität bis zum Jahr 2030 auf mindestens zehn Gigawatt auszubauen. Gleichzeitig soll ein leistungsfähiges Wasserstoffnetz entstehen, das unter anderem Industrieunternehmen und Speicher miteinander verbindet.

Ein wichtiger Baustein für die Erreichung dieses Ziels könnte künftig grüner Wasserstoff aus der Nordsee sein. Denn dort lässt sich der Strom großer Offshore-Windparks direkt vor Ort nutzen, um grünen Wasserstoff per Elektrolyse herzustellen. Dieser würde dann über Pipelines an Land transportiert werden.

Was spricht für Offshore-Wasserstoff aus der Nordsee?

Die Nachfrage nach grünem Wasserstoff wird in den kommenden Jahren deutlich steigen. Denn dieser ist notwendig für den klimafreundlichen Umbau von Industrie und Energiesystem und damit unerlässlich für die Energiewende.

Prognosen zufolge könnte daher die Nachfrage nach molekularem und emissionsarm hergestelltem Wasserstoff bis zum Jahr 2050 weltweit auf insgesamt 598 Millionen Tonnen ansteigen. Für das Jahr 2030 gehen die Schätzungen von einem Bedarf in Höhe von 172 Millionen Tonnen aus.

Auch in Deutschland wird die Nachfrage in den kommenden Jahren weiter wachsen. Dabei dürfte die heimische Produktion allerdings nicht ausreichen, um den Bedarf vollständig zu decken.

Grüner Wasserstoff aus der Nordsee könnte jedoch dazu beitragen, die Abhängigkeit von Importen zu verringern. Bislang fehlte dafür allerdings der geeignete rechtliche Rahmen.

Kommt bald grüner Wasserstoff aus der Nordsee?

Ein Referentenentwurf zur Novelle des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) könnte dies nun ändern. Denn in diesem wird erstmals das bisherige Anschlussverbot für sogenannte sonstige Energiegewinnungsbereiche gestrichen.

Zusätzlich finden Elektrolyseure erstmals ausdrücklich Erwähnung in dem Gesetz. Somit könnte die auf See gewonnene Windenergie künftig entweder als Strom oder in Form von Wasserstoff an Land gebracht werden.

Die Produktion von grünem Offshore-Wasserstoff könnte laut dem Entwurf „potenziell die Systemkosten durch den Wegfall kostenintensiver Stromnetzinfrastruktur senken“. Allerdings sei die Offshore-Elektrolyse „bislang jedoch auch aufgrund des noch frühen Entwicklungsstadiums nicht wirtschaftlich darstellbar“.

Daher sei nun das nächste Ziel die „Erprobung im Betrieb und im größeren Maßstab“. Das Ziel sei es demnach, die neuen Technologien unter realen Bedingungen schnell und möglichst unbürokratisch auszuprobieren.

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Mit Coalburn 1 geht in Schottland das größte Batteriespeichersystem Europas ans Netz. Die Anlage soll die Resilienz der Stromnetze erhöhen und Kosten für die Verbraucher senken.

Für den Ausbau der erneuerbaren Energien ist es wichtig, dass Strom flexibel gespeichert werden kann. Das unterstützt die Integration der Erneuerbaren in das Stromnetz. Einen weiteren Schritt in diese Richtung geht jetzt Schottland. Dort nahm das größte Batteriespeichersystem in Europa den Betrieb auf.

Die korkende Daten über die kommerzielle Inbetriebnahme des Projekts Coalburn 1 gehen aus einer Pressemitteilung der Investmentgesellschaft Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) hervor. Coalburn 1 steht in South Lanarkshire und soll eine Leistung von 500 Megawatt haben. Damit soll eine Speicherdauer von zwei Stunden erreicht werden.

Batteriespeichersystem verspricht im Verbund bis zu 1,5 Gigawatt Leistung

Als Technologie kommt die klassische Lithium-Ionen-Batterie zum Einsatz. Zusammen mit den Anlagen Coalburn 2 und Devilla will CIP sogar bis zu drei Gigawattstunden Speicherkapazität und 1,5 Gigawatt Leistung zur Verfügung stellen. Die Technologie soll primär die Flexibilität und die Resilienz des britischen Elektrizitätssystems stärken. Nischal Agarwal, Partner bei CIP, dazu:

Als Europas größtes betriebsbereites Batteriespeichersystem wird Coalburn 1 die Flexibilität und Resilienz des britischen Stromsystems verbessern, die Integration von mehr erneuerbarer Energie unterstützen und dazu beitragen, die Kosten für Verbraucher zu senken.

Stehen also Überkapazitäten aus Ökostrom zur Verfügung, können die Energiespeicher diese auffangen und zu einem späteren Zeitpunkt wieder flexibel ins Netz einspeisen. Im Endeffekt könnte das für britische Verbraucher einen geringeren Beitrag auf ihrer Stromrechnung bedeuten.

Bessere Versorgungssicherheit, fragwürdige Technologie

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass Energiespeicher wie Coalburn 1 die Netz- und Versorgungssicherheit in Großbritannien steigern können. CIP sieht in der Technologie eine Schlüsselinfrastruktur für die globale Energiewende.

Trotzdem bleibt offen, inwieweit diese Speicher auf Lithium-Ionen-Technologie basieren werden. Zwar nennt CIP keinerlei Risiken oder Gefahren, trotzdem bleibt die große Abhängigkeit von kritischen Rohstoffen und die Brennbarkeit ein Thema. Andere Technologien könnten daher mittelfristig vielleicht die Führung übernehmen.

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Der Beitrag Wasserstoff aus Bioabfall: Neues Verfahren mit fast 100 Prozent Ausbeute erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Forschern ist es mithilfe eines neuen Verfahrens gelungen, äußerst effizient Wasserstoff aus Ameisensäure herzustellen. Durch jährlich anfallende Bioabfälle in einer Größenordnung von mehreren Millionen Tonnen erscheint das daraus entstehende Potenzial enorm.

Neben der Wind- und Solarkraft hat sich Wasserstoff zu einer wichtigen Säule der Energieversorgung entwickelt. Doch häufig ist die Produktion weiterhin ein Problem. Produzieren wir etwa Wasserstoff mit Kohlestrom, so verschieben sich die Emissionen nur weiter nach vorn in den Lebenszyklus. Forscher des Leibniz-Instituts für Katalyse e.V. (LIKAT) haben in Kooperation mit dem bayerischen KMU OxFA jetzt aber eine mögliche Lösung vorstellt.

Es geht um ein neuartiges Katalysatorsystem, das die Freisetzung von Wasserstoff aus biobasierter Ameisensäure ermöglicht. Als Basis dienen verholzte oder feuchte Reststoffe, vergorene Biomasse oder Abfälle aus der Industrie. Laut Daten des Deutschen Biomasseforschungszentrums (DBFZ) fällt allein in Deutschland Biomasse in einer Größenordnung von rund 31 Millionen Tonnen Trockensubstanz pro Jahr an.

Fast 100 % Ausbeute bei Umwandlung von Ameisensäure in Wasserstoff

In einer Pilotanlage im OxFA-Technikum lief das System über 820 Stunden stabil. Dabei entstanden etwa 30 Kubikmeter Wasserstoff im kontinuierlichen Betrieb. Das entspricht in etwa dem, was ein modernes Wasserstoffauto über 250 Kilometer verbraucht. Das System soll mit Ameisensäure mit einem Wassergehalt von fünf bis 99 Prozent funktionieren. Die Reaktion erfolge bei etwa 65 Grad Celsius. Henrik Junge, unter dessen Leitung am LIKAT in Rostock das System entwickelt wurde, dazu:

Unser Katalysator zeigt zwar eine leicht geringere Aktivität als andere bekannte Systeme, jedoch können unterschiedlichste Wassergehalte in der biogenen Ameisensäure problemlos verwendet werden – Dr. Henrik Junge, leitender Forscher des Projekts

Der Katalysator selbst besteht aus einem speziellen Helferstoff (Ruthenium-Komplex mit Amin-Additiv) und zeige während der chemischen Reaktion eine besonders hohe Effizienz. Denn fast 100 Prozent der Wasserstoffatome sollen aus der Ameisensäure abgespaltet worden sein. Ein weiterer Vorteil liegt laut den Forschern in der nicht notwendigen Reinigung. Denn das vorhandene Wasser muss vor der Reaktion nicht erst energieintensiv herausgefiltert werden.

Ameisensäure dient als Speichersystem für den Transport

Im Resultat entsteht also eine Option, durch die sich künftig vielleicht relativ energiesparsam Wasserstoff herstellen ließe. Die Ameisensäure dient dabei nicht nur als Ausgangsstoff, sondern auch als Mittel, um Wasserstoff zu lagern und zu transportieren. Durch die angepriesene Reaktion bei 65 Grad Celsius wäre ein Einsatz in klassischen Niedertemperatur-Brennstoffzellen kein Problem.

Trotzdem gibt es noch Herausforderungen. So weist der neue Katalysator eine geringere Reaktionsgeschwindigkeit als bekannte chemische Systeme auf. Außerdem sammelt sich kontinuierlich Wasser in dem System an, das mittelfristig entfernt werden muss, ohne dabei den Katalysator zu verlieren.

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Schmutzige Solarmodule verlieren spürbar an Leistung, regelmäßiges Putzen ist aber aufwendig und teuer. Eine aktuelle Studie zeigt jetzt: Eine hauchdünne Nanobeschichtung steigert den Stromertrag um bis zu 32 Prozent und übertrifft damit sogar die tägliche Handreinigung.  

Die Rekordtemperaturen im Sommer 2026 zeigen, dass wir in vielen Bereichen nachhaltiger denken müssen. Doch es gibt auch gute Nachrichten. Denn hierzulande erzeugen wir immer mehr Energie über nachhaltige Energieträger. So stammten etwa 16,9 Prozent der Stromversorgung im Jahr 2025 aus der Solarenergie.

Andererseits birgt die Technologie aber auch einige Herausforderungen. Denn wenn Solarpanels einmal schmutzig sind, sinkt ihre Leistung rapide. Eine neue Untersuchung von C. Ayyanar und R.V. Sabariraj zeigt aber, dass eine einfache Nanobeschichtung dieses Problem relativ einfach lösen kann.

So schnitt die Solar-Beschichtung im Test ab

Die Forscher testeten über 45 Tage hinweg drei 165-Watt-Solarmodule unter freiem Himmel. Eines war mit einer üblichen Schmutzschicht bedeckt, ein weiteres wurde per Hand gereinigt und das dritte erhielt die bereits erwähnte Nanobeschichtung. Ergebnis: Das beschichtete Panel lieferte 16 Prozent mehr elektrische Leistung als das ungereinigte Modul.

Doch damit nicht genug. Denn die Nanobeschichtung entspiegelte auch das Modul, was die Ausgangsleistung um bis zu 31,76 Prozent erhöht haben soll. Auch im Vergleich zum per Hand gereinigten Solarpanel erzielte die beschichtete Variante einen bis zu sieben Prozent höheren Stromertrag.

Ein Grund liegt darin, dass die Nanobeschichtung die Temperatur des Moduls um circa zwölf Prozent (Staubmodul), respektive sieben Prozent (Handreinigung) senkte. Außerdem gleiten Wasser und Schmutz durch den Perleffekt sofort ab, sodass Module automatisch sauberer bleiben.

Wie aufwendig ist die Nanobeschichtung in der Praxis?

Der Materialaufwand ist den Forschern zufolge relativ gering. Für einen Quadratmeter Fläche benötigten sie nach eigenen Angaben lediglich fünf bis zehn Milliliter an Flüssigkeit. Die aufgetragene Nanobeschichtung ist nur 1,5 bis zwei Mikrometer dick.

Solaranlagen-Betreiber sollen schon rund 60 Minuten nach dem Auftragen vom vollen Effekt profitieren. Da die Beschichtung eine Lebensdauer von circa drei Jahren aufweist, ist bei einer Lebensdauer von 20 bis 25 Jahren pro Modul achtmal eine Auffrischung notwendig.

Es gibt aber auch kleinere Nachteile. Bevor eine neue Beschichtung aufgetragen werden kann, muss die alte Schicht zunächst entfernt werden. Zusätzlich sorgt der Ansatz für eine leichte optische Veränderung der Module. Denn es entsteht eine leichte Rauheit, die einen regenbogenartigen Schimmer zur Folge hat. Das Ganze soll aber keine Auswirkungen auf die Funktionsweise haben.

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Vor der Nordseeküste nimmt mit „He Dreiht“ einer der größten Offshore-Windparks Deutschlands Gestalt an. Das EnBW-Projekt soll im Spätsommer in Betrieb gehen und dann rund 1,1 Millionen Haushalte mit Strom aus erneuerbarer Quelle versorgen.

Erneuerbare Energien sollen im Rahmen der Energiewende fossile Energieträger zunehmend ersetzen und gleichzeitig eine klimafreundliche und verlässliche Stromversorgung ermöglichen. Eine Schlüsselrolle dabei spielt die Windkraft, deren Ausbau sowohl an Land als auch auf See vorangetrieben wird.

Dabei gelten vor allem Offshore-Windparks als bedeutend, da auf dem Meer meist stärkere und gleichmäßigere Winde wehen als an Land. So können die sehr großen Anlagen entsprechend hohe Strommengen erzeugen.

Aktuell sind in Deutschland laut der Stiftung Offshore-Windenergie 1.764 Offshore-Windenergieanlagen in Betrieb. Diese vereinen zusammen eine Leistung von 10,8 Gigawatt.

64 Windkraftanlagen stehen im Offshore-Windpark „He Dreiht“

In den kommenden zehn Jahre soll es laut der Stiftung eine deutliche Steigerung der installierten Gesamtleistung geben. Denn auch die Bundesregierung forciert den Ausbau der Windenergie auf See in ihren Klimazielen.

Demnach soll die installierte Offshore-Leistung bis 2030 auf mindestens 30 Gigawatt steigen, bis 2035 auf mindestens 40 Gigawatt. Für das Jahr 2045 sind mindestens 70 Gigawatt vorgesehen. Große Windparks wie „He Dreiht“ in der Nordsee sollen dazu beitragen, diese Ziele zu erreichen und den Anteil erneuerbarer Energien an der deutschen Stromversorgung weiter zu erhöhen.

Der Energiekonzern EnBW hat mit dem Offshore-Windpark „He Dreiht“ eines der größten deutschen Windenergieprojekte auf See weitgehend fertiggestellt. Insgesamt sollen hier ab dem Spätsommer 64 Windkraftanlagen künftig große Mengen Strom aus erneuerbarer Energie erzeugen.

Größter Offshore-Windpark Deutschlands soll 1,1 Millionen Haushalte versorgen

Der Offshore-Windpark entsteht in der Nordsee, rund 110 Kilometer westlich von der Insel Helgoland. Die Installation der 64 Windkraftanlagen mit einer Leistung von jeweils 15 Megawatt ist durch den Hersteller Vestas abgeschlossen.

„Mit dem Abschluss der Installation der Windkraftanlagen haben wir einen weiteren wichtigen Meilenstein bei He Dreiht erreicht“, erklärt Peter Heydecker, Vorstand für Nachhaltige Erzeugungsinfrastruktur bei der EnBW. „Offshore-Wind ist eine heimische, erneuerbare Energiequelle, die große Strommengen über viele Stunden im Jahr erzeugen kann und damit einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit und zur Dekarbonisierung des Stromsystems leistet.“

Bei der Anlage handelt es sich um das bislang größte Offshore-Projekt des Energiekonzerns. Dabei wurden rund 2,4 Milliarden Euro investiert.

„Als unser bislang größtes Offshore-Projekt steht He Dreiht für den konsequenten Ausbau der Erneuerbaren und die Weiterentwicklung unseres Erzeugungsportfolios in Richtung Klimaneutralität“, erklärt Heydecker weiter. Das Projekt soll insgesamt auf eine Gesamtleistung von 960 Megawatt kommen und damit rechnerisch rund 1,1 Millionen Haushalte abdecken können.

Die meisten der Windkraftanlagen sind bereits ans Netz angeschlossen, voraussichtlich im Spätsommer soll dann der gesamte Windpark vollständig in Betrieb gehen.

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Der Beitrag Im Schwarm: Mini-Turbinen sollen Gezeitenenergie endlich nutzbar machen erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Strom aus Gezeitenströmungen gilt als eine der zuverlässigsten erneuerbaren Energiequellen. Bisher scheiterte die Technologie aber oft an hohen Kosten und einer aufwendigen Infrastruktur. Das US-Start-up Sitkana will das mit modularen Mini-Turbinen, die im Schwarm arbeiten, ändern. Im Atlantik finden bereits Tests unter realen Bedingungen statt.

Wie aus einer Pressemeldung hervorgeht, geht das Unternehmen Sitkana aus Alaska den nächsten Schritt bei der Erzeugung von Gezeitenenergie. Gemeinsam mit dem Testnetzwerk Marine Renewable Energy Collaborative erprobt das Clean-Tech-Start-up an der Bourne Tidal Test Site im Cape Cod Canal im US-Bundesstaat Massachusetts ein neues Prototyp-System.

Das Prinzip: Statt einzelner riesiger Anlagen setzt die Firma auf kleinere, modulare Mini-Gezeitenturbinen. Der Vorteil sei, dass ein flexibler Zusammenschluss wie bei Bausteinen möglich ist. Laut offiziellen Angaben benötigt diese Bauweise für die Skalierung weder eine großflächige Infrastruktur noch spezialisierte Installationsgeräte.

Warum Mini-Gezeitenturbinen günstiger sind als Großanlagen

Im laufenden Testbetrieb unter realen Meeresbedingungen liegt der Fokus unter anderem auf der Sammlung von präzisen Daten zur tatsächlichen Stromerzeugung. Gleichzeitig untersuchen Fachleute die Zuverlässigkeit, die Haltbarkeit der Materialien und die ökologischen Auswirkungen auf die maritime Umwelt. Lance McMullan, Gründer und CEO des Entwicklerunternehmens Sitkana, dazu:

Unser Ziel ist es, den Bau, den Einsatz und die Wartung von Meeresenergieanlagen in abgelegenen Gebieten zu vereinfachen. BTTS ist einer der wenigen Orte, an denen wir unser gesamtes System an einem einzigen Standort testen können. Über die Messung der Leistungsfähigkeit hinaus können wir den Betrieb in einer realen Meeresumgebung beobachten und die Wechselwirkungen mit der Tierwelt besser verstehen. Diese Tests sind entscheidend für unseren Weg hin zu kommerziellen Einsätzen.

Neben dem eigentlichen Turbinentest wurde laut Meldung auch der Teststandort selbst technisch aufgerüstet. Das Areal am Cape Cod Canal bietet die Voraussetzungen, um in Zukunft auch netzgekoppelte Anlagen unter realistischen Bedingungen zu prüfen. Damit soll es künftig einfacher sein, die Meeresenergie direkt in bestehende Elektrizitätsnetze einzuspeisen.

Bald auch Gezeitenturbinen in der Elbe und Weser?

Trotz der vielversprechenden Ansätze stehen der Technologie noch technische und ökologische Herausforderungen bevor. Experten bewerten erst noch die Leistung, Zuverlässigkeit und Haltbarkeit der Anlage in starken Strömungen unter realen Bedingungen. Zudem soll der Testbetrieb dazu dienen, die Wechselwirkungen der Turbinen mit der maritimen Tierwelt besser zu verstehen.

Grundsätzlich lässt sich das modulare Konzept auch auf europäische Gewässer übertragen. In Deutschland ist das Potenzial für klassische Gezeitenkraftwerke aufgrund der flachen Topografie aber begrenzt.

Doch modulare Strömungsturbinen könnten in engen Fahrwassern oder Flussmündungen wie an der Elbe und Weser theoretisch Anwendung finden. Die Entwicklung zeigt, dass die dezentrale Meeresenergie ein Baustein für einen verlässlichen und grundlastfähigen Energiemix sein kann.

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Klassische Solaranlagen verlieren bei ungünstigem Wetter und in den Randzeiten des Tages wertvolle Energie. Forscher aus Graz verringern mittels FLAPTrack diese Verluste und schützen Bauteile vor schweren Schäden. Das neue System richtet sich flexibel nach dem Sonnenstand aus und klappt bei Unwettern automatisch zusammen.

Ein Forscherteam um Armin Buchroithner und Thomas Neubauer vom Institut für Elektrische Messtechnik und Sensorik der Technischen Universität Graz hat eine bewegliche Photovoltaik-Anlage entwickelt. Eine Arbeitsgruppe testet das Konzept an einer Demonstrationsanlage mit 1,8 Kilowatt-Peak-Leistung auf einem Bürogebäude am Campus Inffeldgasse.

Die ersten Messdaten zeigen einen deutlichen Ertragssprung gegenüber konventionellen Solarmodulen. Im Durchschnitt erzielt die Anlage den Forschern zufolge einen knapp 40 Prozent höheren Stromertrag im Vergleich zu fest installierten PV-Modulen. An einzelnen Tagen stieg die Stromausbeute sogar um bis zu 56 Prozent.

FLAPTrack verdoppelt Stromerzeugung von Solaranlagen

Das System trägt den Namen FLAPTrack, eine Abkürzung für „Face-to-Face Lay-Down Anti-Degradation Protection“. Die Anlage richtet die PV-Module dabei sowohl horizontal als auch vertikal kontinuierlich zum Stand der Sonne aus. Zwei Achsen sorgen dafür, dass die Solarmodule dem genauen Verlauf der Sonne folgen.

Ein linearer Aktuator übernimmt eine entscheidende Doppelfunktion. Der spezielle Stellmotor steuert im Normalbetrieb die Ausrichtung der Panels und fährt die Anlage bei Unwetter in eine Schutzposition. Armin Buchroithner betonte die finanziellen Vorteile der Konstruktion:

Durch diese Doppelfunktion sparen wir Installations- und Betriebskosten, wodurch sich die Wirtschaftlichkeit verbessert. Entscheidend für die Wirtschaftlichkeit des Systems ist aber die zusätzliche Stromausbeute in den Tagesrandzeiten: Morgens und abends, wenn der allgemeine Stromverbrauch besonders hoch ist, liefert FLAPTrack durch das optimale Sonnenstand-Tracking mehr als doppelt so viel Strom wie traditionelle PV-Anlagen, was auch zur Netzentlastung beiträgt.

Autonomer Schutz vor Hagel und Schnee

Der Klimawandel erhöht das Risiko für schwere Unwetter mit starkem Hagel. Dabei können Kompressionen der Silizium-Wafer von Solaranlagen durch Hageleinschlag sogenannte Hotspots verursachen. Durch den daraus resultierenden erhöhten Innenwiderstand reduziert sich der Wirkungsgrad des gesamten Moduls.

FLAPTrack begegnet dieser Gefahr mit einem autonomen Schutzsystem. Gekoppelt an lokale Wetterstationen und regionale Vorhersagemodelle, legt sich die Anlage bei drohendem Unwetter flach am Boden ab.

Im zusammengeklappten Zustand lassen sich die Modulrückseiten mit einem günstigen Hagelnetz vor Einschlägen schützen. Während der kalten Jahreszeit hält der Mechanismus die Oberflächen frei von Schnee, wodurch starke Wirkungsgradeinbußen vermieden werden. Integrierte Sensoren messen fortlaufend Ertrag, Windkräfte und Verschleiß, um das System schrittweise zu optimieren.

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Tief im Schwarzwald baut der Energieversorger EnBW das traditionsreiche Wasserkraftwerk Forbach zu einem modernen Pumpspeicher aus. Eine unterirdische „Wasserbatterie“ soll künftig überschüssigen Strom speichern und bei Bedarf innerhalb kurzer Zeit wieder ins Netz einspeisen.

Wind- und Solarenergie liefern zwar klimafreundlichen Strom, sind jedoch stark von Wetter und Tageszeit abhängig. Das führt zu erheblichen Schwankungen in der Stromerzeugung.

So entsteht bei hoher Sonneneinstrahlung oder starkem Wind zeitweise mehr Energie, als tatsächlich auch benötigt wird. Während Windflauten oder Dunkelheit hingegen reicht die erzeugte Energie nicht aus, um den Bedarf zu decken.

Für den Ausgleich solcher Schwankungen sind leistungsfähige Speicherlösungen entscheidend. Denn sie können überschüssigen Strom aufnehmen und ihn bei hoher Nachfrage wieder abgeben. Speicher helfen so, Erzeugungsspitzen abzufangen und das Stromnetz stabil zu halten.

Dabei kommen unterschiedliche Technologien zum Einsatz, wie Batteriespeicher, Wasserstoffspeicher oder Pumpspeicherkraftwerke. Auf eine solche Lösung setzt auch der Energieversorger EnBW am Standort in Forbach im Schwarzwald. Dort wird das bestehende Wasserkraftwerk derzeit zu einem modernen Pumpspeicher ausgebaut, der überschüssige Energie aufnehmen und bei Bedarf wieder ins Stromnetz einspeisen kann.

Pumpspeicherkraftwerk in Forbach soll Stromspitzen abfangen

Bei einem Überangebot an Wind- oder Solarstrom nutzt ein Pumpspeicherkraftwerk die überschüssige Energie, um Wasser in ein höher gelegenes Speicherbecken zu pumpen. Übersteigt der Strombedarf dann die Erzeugung aus Windkraft- oder Solaranlagen, wird das Wasser aus dem Speicherbecken wieder abgelassen.

Auf seinem Weg treibt es dabei durch Turbinen Generatoren an. Auf diesem Weg kann das Kraftwerk Erzeugungsspitzen aufnehmen, kurzfristige Engpässe ausgleichen und gleichzeitig auch zur Stabilisierung des Stromnetzes beitragen.

Genau das plant EnBW im Nordschwarzwald mit dem mehr als 100 Jahre alten Rudolf-Fettweis-Werk. Dieses wird aktuell zu einem modernen Pumpspeicherkraftwerk umgebaut.

Dafür entstehen im Berg ein unterirdischer Wasserspeicher als neues Unterbecken sowie eine weitere Kaverne für Turbinen und Generatoren. Als Oberbecken dient weiterhin die Schwarzenbachtalsperre, die bis zu 14 Mio. Kubikmeter Wasser aufnehmen kann.

Zwischen der Schwarzenbachtalsperre und dem Kraftwerk liegen rund 357 Höhenmeter. Auf dem Weg nach unten baut das Wasser dadurch einen Druck von etwa 35 bar auf – genug, um die Turbinen mit großer Kraft anzutreiben und Strom zu erzeugen.

Das rund 280 Millionen Euro teure Projekt soll 2027 in Betrieb gehen und künftig innerhalb weniger Sekunden Strom aufnehmen oder bereitstellen können.

Pumpspeicherkraftwerk nutzt Stollen als Speicherraum

Statt eines neuen Speicherbeckens an der Oberfläche will EnBW ein verzweigtes Stollensystem im Berg nutzen. Ein Hauptstollen verbindet die Anlage mit dem bereits vorhandenen Ausgleichsbecken, sechs Nebenstollen schaffen weiteren Platz. So können insgesamt rund 400.000 Kubikmeter Wasser gespeichert werden.

Bisher floss das Wasser im Kraftwerk in Forbach nach der Stromerzeugung weiter. Die neue Unterstufe macht jedoch einen Kreislauf möglich. Denn nach dem Weg durch die Turbinen wird das Wasser in unterirdischen Speichern aufgefangen und bei überschüssigem Strom wieder hinauf in die Schwarzenbachtalsperre gepumpt. Wird erneut Energie benötigt, fließt es wieder nach unten und erzeugt dabei Strom – so kann dasselbe Wasser immer wieder genutzt werden.

Nach dem Ausbau soll das Schwarzenbachwerk eine Turbinenleistung von 54 Megawatt erreichen und im Pumpbetrieb bis zu 57 Megawatt aufnehmen können. Zusammen mit den 22 Megawatt des bereits bestehenden Murgwerks verfügt der Standort damit über eine Erzeugungsleistung von insgesamt 76 Megawatt. Im Tagesspeicherbetrieb soll das Kraftwerk künftig eine Speicherkapazität von rund 456 Megawattstunden erreichen.

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Parkplätze könnten riesige Flächen für Solaranlagen bieten. Doch bislang bleibt dieses Potenzial weitgehend ungenutzt. Dabei könnten Solarüberdachungen nicht nur sauberen Strom erzeugen, sondern auch Unternehmen entlasten und die Ladeinfrastruktur für Elektroautos stärken.

Die Bundesregierung hat sich für den Ausbau der Solarenergie in Deutschland ehrgeizige Ziele gesetzt. Denn bis zum Jahr 2030 soll die installierte Photovoltaikleistung auf 215 Gigawatt steigen.

Im Jahr 2025 lag die installierte Solarleistung in Deutschland laut der Bundesnetzagentur bei rund 117 Gigawatt. Um das Ziel bis 230 zu erreichen müssten jährlich also rund 20 Gigawatt Leistung hinzukommen.

Um diese Lücke zu schließen, rücken neben Hausdächern und Freiflächen zunehmend bereits versiegelte Flächen in den Fokus. Ein bislang kaum ausgeschöpftes Potenzial bieten große Parkplätze. Denn diese könnten mit Solardächern nicht nur sauberen Strom erzeugen, sondern auch Fahrzeuge vor Hitze schützen und zugleich Ladestationen für Elektroautos versorgen.

Welches Potenzial bieten Solar-Parkplätze?

Frankreich setzt beim Ausbau von Solar-Parkplätzen bereits auf verbindliche gesetzliche Vorgaben. Bereits 2023 wurde dort ein Gesetz verabschiedet, laut dem größere, nicht überdachte Außenparkplätze auf mindestens der Hälfte ihrer Fläche mit Überdachungen ausgestattet werden müssen, die erneuerbaren Strom erzeugen.

Auch in Slowenien müssen seit 2024 neu gebaute, befestigte Parkplätze mit einer Fläche von mindestens 1.000 Quadratmetern grundsätzlich mit Photovoltaikanlagen ausgestattet werden. Damit will das Land Flächen, die ohnehin für den Verkehr genutzt werden, zusätzlich für die Stromproduktion erschließen.

Die britische Regierung geht derweil von einem enormen Potenzial der Solar-Parkplätze aus. Schätzungen zufolge könnte demnach ein Parkplatz mit 80 Stellflächen pro Jahr rund 28.000 Pfund an Stromkosten sparen, das sind aktuell mehr als 32.000 Euro.

Dabei bieten Solar-Parkplätze vor allem für Einkaufszentren und große Supermärkte mehrere Vorteile. Denn der erzeugte Strom kann direkt vor Ort für Beleuchtung, Kühlung, Klimaanlagen oder andere Bereiche des laufenden Betriebs genutzt werden und so den Strombezug aus dem Netz senken. Gleichzeitig spenden die Überdachungen Schatten, schützen Fahrzeuge vor Hitze und Witterung und können mit Ladepunkten für Elektroautos kombiniert werden. Weil dafür bereits versiegelte Flächen genutzt werden, entsteht zudem kaum zusätzlicher Flächenverbrauch.

Fallstudie in Leeds belegt Chancen von Solar-Parkplätzen

Wie wirkungsvoll Solarüberdachungen auf Parkplätzen sein können, zeigt eine Fallstudie an dem Parkplatz Stourton Park & Ride in Leeds. Nach Angaben der britischen Regierung erzeugt die dort installierte Photovoltaikanlage jährlich rund 852.000 Kilowattstunden Strom.

Im ersten Betriebsjahr konnten dadurch etwa 471 Tonnen CO2 eingespart werden. Das entspreche rechnerisch so viel wie die jährlichen Emissionen von mehr als 200 Autos.

Die Anlage in Leeds verbindet Solar-Carports mit einem Batteriespeicher und Ladepunkten für Elektrofahrzeuge. Das Projekt gilt damit als Beispiel dafür, wie bereits versiegelte Verkehrsflächen zugleich zur Stromerzeugung, zum Laden von Elektroautos und zur Senkung von Emissionen genutzt werden können.

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Natürlicher Wasserstoff gilt als einer der Hoffnungsträger für die Energiewende. Doch sein tatsächliches Potenzial ist offenbar nicht so groß wie bislang angenommen. Eine neue Studie liefert erstmals belastbare Zahlen für eine großflächige Nutzung.

Wasserstoff macht erneuerbare Energie speicherbar und gilt daher als wichtiger Baustein für die Energiewende. Denn durch die Speicherung können Schwankungen von Wind- und Solarenergie ausgeglichen werden. Der Stoff ermöglicht es außerdem, fossile Brennstoffe in Bereichen zu ersetzen, in denen eine direkte Elektrifizierung nur schwer möglich ist.

Eine besondere Rolle könnte dabei natürlicher Wasserstoff spielen. Denn dieser entsteht durch geologische Prozesse im Untergrund und entsteht im Gegensatz zu grünem Wasserstoff nicht erst mit hohem Energieaufwand.

Doch die Nutzung des natürlichen Wasserstoffs hängt vor allem davon ab, wo und in welchen Mengen er im Untergrund vorkommt und wie schnell sich die Vorkommen regenerieren. Eine internationale Studie unter Leitung des LIAG-Instituts für Angewandte Geophysik in Hannover hat sich dieser Frage gewidmet und erstmals prozessbasierte Zahlen bereitgestellt.

Wie groß ist das Potenzial von natürlichem Wasserstoff?

Der weiße Wasserstoff, wie natürlicher Wasserstoff auch genannt wird, könnte die Versorgung mit sauberem Wasserstoff ergänzen und die Energiewende insbesondere in Regionen mit geeigneten geologischen Bedingungen voranbringen. Der natürlich im Untergrund der Erde vorkommende Stoff gilt als mögliche kohlenstoffarme Energiequelle.

Er entsteht, wenn Wasser mit eisenreichen Gesteinen aus dem Erdmantel reagiert. Dieser natürliche Prozess, der Serpentinisierung genannt wird, setzt kontinuierlich molekularen Wasserstoff frei.

Dieser wird bereits heute in manchen Gebieten, wie zum Beispiel in Mali und auf den Philippinen, als lokale Energiequelle genutzt. Doch für einen großflächigen Einsatz ist bislang noch unklar, welche Mengen im Untergrund tatsächlich entstehen und wie schnell sich neue Vorkommen bilden.

Das internationale Forscherteam unter der Leitung des LIAG-Instituts für Angewandte Geophysik hat nun erstmals prozessbasierte Berechnungen vorgelegt, um diese Fragen zu beantworten. Die Studie, die im Fachjournal Nature Communications veröffentlicht wurde, liefert Zahlen zur natürlichen Wasserstoffbildung in den westlichen Pyrenäen und in Nordkalifornien.

Dabei konnten die Forscher feststellen, dass die berechneten Produktionsraten unter früheren theoretischen Schätzungen liegen. Mit ihrer vorgestellten Methode erhoffen sie sich künftig realistischere Bestimmungen der Wasserstoff-Vorkommen.

Bisherige Schätzungen zu weißem Wasserstoff zu hoch

Für ihre Studie haben die Wissenschaftler untersucht, wie viel Wasserstoff tatsächlich im Untergrund vorkommt. Auch wurde analysiert, wie schnell er gebildet wird und unter welchen Bedingungen sich nutzbare Ansammlungen entwickeln können.

In der Untersuchung wurden Vorkommen in den westlichen Pyrenäen und Nordkalifornien analysiert. In diesen Gebieten kommen verschiedene ultramafische Gesteine im oberen Erdmantel vor, die dann mit Wasser aus großen Tiefen reagieren und Wasserstoff an der Oberfläche nachweisbar machen.

Die Forscher haben nun für ihre Studie tatsächliche Raten modelliert, mit denen Wasserstoff unter realen geologischen Bedingungen erzeugt wird. Damit liefern sie erstmals prozessbasierte Zahlen, die im Gegensatz zu den theoretischen Maximalpotenzialen stehen, die bisher nur auf Schätzungen beruhten.

Dabei konnten die Forscher in den westlichen Pyrenäen eine Produktion von rund 308 Tonnen Wasserstoff pro Jahr ausmachen, in Nordkalifornien liegt die Zahl bei rund 515 Tonnen. Schätzungen waren bisher von Hunderttausenden bis Millionen Tonnen pro Jahr ausgegangen.

„Unsere Ergebnisse sind ein realistischer Ausgangspunkt, der uns zeigt, wo wir suchen müssen, welche Bedingungen die Anreicherung begünstigen und auf welche Zeitrahmen wir planen müssen“, erklärt Dr. Rodolfo Christiansen, Erstautor der Studie vom LIAG-Institut für Angewandte Geophysik. „Genau das benötigt die verantwortungsvolle Exploration jeder neuen Energieressource.“

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Die Bundesregierung hat bei der Energiepolitik nach Monaten des Zögerns endlich geliefert – zumindest auf dem Papier. Ganz vom Tisch ist die Verunsicherung bei Investoren und Hauseigentümern aber noch nicht. Jedenfalls hat sich schon einmal das Kabinett auf eine Reform des EEG und ein neues Netzpaket geeinigt. Doch ob die Pläne der Energiewende wirklich zuträglich sind oder vor allem deren Tempo drosseln, ist alles andere als ausgemacht. Eine kommentierende Analyse.

EEG-Reform und neues Netzpaket – das steht drin

• Das Bundeskabinett hat sich nach langen und zähen Verhandlungen auf Reformen in der Energiepolitik geeinigt. Sollten diese vom Bundestag nach der Sommerpause beschlossen werden, kommen vor allem auf Hauseigentümer mit neuen Solaranlagen und Windrad-Betreiber weitreichende Folgen zu. Denn: Zwei entsprechende Gesetzesentwürfe sehen Änderungen am Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und am Netzanschlusspaket vor.
• Die geplante Reform des EEG sieht vor, dass Hauseigentümer für Solaranlagen ab 2030 keine garantierte Einspeisevergütung mehr erhalten sollen. Ab 2027 soll jedoch eine 36-monatige Übergangsfrist greifen, die mit 5,2 Cent pro Kilowattstunde eine geringere Vergütung als bisher vorsieht. Ziel der Bundesregierung ist es, dass Betreiber von Solaranlagen auf Hausdächern ihren Strom künftig selbst verbrauchen oder vermarkten. Für die Direktvermarktung gibt es allerdings noch keine funktionierenden Systeme. Sobald diese starten, soll es für verkauften Strom einen staatlichen Bonus in Höhe von 1,5 Cent pro Kilowattstunde geben.
• Mit dem neuen Netzpaket will die Bundesregierung den Ausbau der erneuerbaren Energien mit dem Netzausbau koppeln, um Netzengpässe zu vermeiden. Bestimmte Gebiete sollen etwa als „kapazitätslimitiert“ ausgewiesen werden können. Bislang sollten Kompensationszahlungen für netzengpassbedingte Abschaltungen dort entfallen. Der neue Entwurf sieht keine komplette Streichung, sondern geringere Zahlungen vor. Die Einspeiseleistung neuer Anlagen soll zudem technisch begrenzt werden. An den Ausbauzielen für Wind- und Solarenergie will der Bund aber festhalten. Jedes Jahr soll überprüft werden, ob der Ausbau noch auf Kurs ist.

Guter EEG-Kompromiss, aber Netzpaket bremst Energiewende

Monatelang hingen die Energiereformen wie ein Gewitter über der Branche der erneuerbaren Energien. Denn: Es braucht Planbarkeit. Nun hat das Kabinett mit reichlich Verspätung geliefert und die Zitterpartie, die sowohl Investoren als auch Hauseigentümer und Unternehmen ausgebremst hat, zumindest ein Stück weit beendet.

Komplette Klarheit herrscht noch nicht. Aber dazu später mehr. Inhaltlich offenbaren die Pläne ein zweischneidiges Schwert. Die Änderungen am EEG erscheinen wie ein vernünftiger Kompromiss. Denn: Die Übergangsfrist verhindert einen harten Förderabbruch, Solaranlagen bleiben wirtschaftlich attraktiv und der Bonus für die Direktvermarktung setzt einen sinnvollen Anreiz.

Gleichzeitig dürfte die Direktvermarktung langfristig aber an Bedeutung verlieren. Wer Strom selbst verbraucht oder im Batteriespeicher zwischenspeichert, spart am Ende nämlich oft mehr als eine Vermarktung einbringen könnte. Weniger überzeugend wirkt hingegen das Netzpaket.

Klar: Der Ausbau der Stromnetze und der erneuerbaren Energien müssen besser zusammenspielen und Hand in Hand gehen. Die sauberste Kilowattstunde bringt nämlich herzlich wenig, wenn sie wegen überlasteter Leitungen nie dort ankommt, wo sie gebraucht wird.

Doch statt die Ursachen anzugehen, verlagert der Entwurf einen Teil des Problems auf Betreiber neuer Anlagen. Sinnvoller wäre es, den Netzausbau konsequent an das Tempo der Energiewende anzupassen und die Netzbetreiber mit ihren Milliarden-Renditen stärker in die Pflicht zu nehmen, anstatt die Erneuerbaren für Versäumnisse der Infrastruktur bezahlen zu lassen.

Stimmen

• Katherina Reiche (CDU), Bundesministerin für Wirtschaft und Energie, zur geplanten Energie-Reform: „Mit diesem Paket schaffen wir einen Paradigmenwechsel bei den Erneuerbaren: Erstmals seit Einführung der Förderung berücksichtigen wir beim Ausbau systematisch auch, wo neue Anlagen für das Stromnetz sinnvoll sind. Das ist ein großer Schritt hin zu einem effizienteren Energiesystem. Denn ein Ausbau, der sich stärker am Netz orientiert, kann Redispatch-Kosten von heute mehr als drei Milliarden Euro jährlich reduzieren. Gleichzeitig geben wir den Erneuerbaren eine klare Zukunftsperspektive: Wir halten am 80-Prozent-Ziel für 2030 und an den ambitionierten Ausbaupfaden fest, schreiben zusätzlich 12 Gigawatt Windleistung aus und sichern die Biomasse als flexible Ergänzung zu Wind und Sonne ab.“
• Ursula Heinen-Esser, Präsidentin des Bundesverbandes Erneuerbare Energie (BEE), in einem Statement: „Mit der heutigen Einigung im Kabinett ist zwar die monatelange Zitterpartie um EEG und Netzanschlusspaket fürs Erste beendet, der parlamentarische Prozess kann nach der Sommerpause beginnen. Insgesamt bleibt die Kabinettsentscheidung enttäuschend für ein fortschrittliches, resilientes und bezahlbares Energiesystem. Die Ausbauziele werden auf Grundlage dieses Gesetzentwurfs faktisch nicht zu erreichen sein; Deutschland wird auf einem wichtigen Feld seinen Know-How-Vorsprung verlieren; Arbeitsplätze und Investitionen werden gefährdet. Es liegt jetzt in der Hand des Parlaments, deutliche Nachbesserungen an den Beschlüssen vorzunehmen, um diese Entwicklung zu korrigieren.“
• Sascha Müller-Kraenner, Bundesgeschäftsführer der Deutschen Umwelthilfe (DUH), in einem Statement: „Dass die Bundesregierung im Rahmen des sogenannten Redispatch-Vorbehalts die Grenzwerte für einen Netzengpass abschwächt, ist ein Erfolg des öffentlichen Drucks. Doch an der politischen Schieflage ändert dies wenig: Die Risiken eines verschleppten Netzausbaus werden auf Betreiber von Wind- und Solaranlagen abgewälzt. Das Netzpaket adressiert zwar eines der größten Hemmnisse der Energiewende: Netzanschlüsse sind längst zum Nadelöhr geworden. Doch unverbindliche Statusmeldungen beschleunigen keinen Netzanschluss und regional unterschiedliche Verfahren drohen einen neuen Flickenteppich zu schaffen. Wir fordern bundesweit einheitliche Standards, verbindliche Entscheidungsfristen und Sanktionen bei vermeidbaren Verzögerungen.“

Noch ist nichts beschlossen

Noch ist das letzte Wort bei den geplanten Energiereformen nicht gesprochen. Denn: Nach der Sommerpause beginnt der parlamentarische Feinschliff. Vor allem beim Netzpaket besteht durchaus Spielraum für Nachbesserungen. Ob nur ein paar Kommas in den Gesetzestexten verschoben werden oder nochmal an einigen Stellschrauben gedreht wird, wird sich aber frühestens im September zeigen. Bis dahin ist nämlich erst einmal parlamentarische Sommerpause.

Eine solche Verzögerung wollte das Wirtschaftsministerium eigentlich vermeiden. Denn die Zeit drängt – auch fernab der Inhalte. Es braucht noch eine Zustimmung der EU, da die sogenannte beihilferechtliche Genehmigung der Europäischen Kommission Ende 2026 ausläuft. Ohne sie kann es kein wirksames Gesetz geben. Außerdem müssen Bundestag und Bundesrat noch zustimmen.

Will heißen: Es wird knapp! Dabei braucht vor allem die Branche der Erneuerbaren Planbarkeit. Indes: Bleibt das Gesetzespaket weitgehend unverändert, wartet vor allem bei der Direktvermarktung viel Arbeit. Der angekündigte Bonus etwa hilft nur, wenn dafür überhaupt funktionierende und bundesweit einheitliche Vermarktungsmodelle entstehen. Ein Flickenteppich aus regionalen Lösungen wäre das denkbar Schlechteste, was passieren kann.

Immerhin spricht vieles dafür, dass der private Solarmarkt keinen dramatischen Einbruch erleben wird. Denn: Eigenverbrauch und Batteriespeicher machen Solaranlagen ohnehin attraktiv. Eine einkommensabhängige Förderung wäre dennoch nicht fehl am Platz. Größer sind die Risiken derweil beim Ausbau der Windenergie. Wenn Netzengpässe häufiger zulasten der Betreiber gehen und Investitionsrisiken steigen, könnte das Tempo der Energiewende spürbar nachlassen.

Damit könnten nicht nur die Ausbauziele ins Wanken geraten, sondern auch Arbeitsplätze und Wertschöpfung. Die Bewährungsprobe beginnt deshalb erst nach dem Gesetzesbeschluss. Oder: Ob Deutschland seine Energiezukunft beschleunigt oder ausbremst, entscheidet sich am Ende nicht auf dem Papier, sondern daran, ob Netze endlich schneller wachsen als die Ausreden für den schleppenden Ausbau.

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