Die Türkei will sich für ein weltweit abgestimmtes Ziel zur stärkeren Nutzung von Strom einsetzen und dafür auf der kommenden Weltklimakonferenz COP31 Unterstützung gewinnen. Der Anteil soll bis zum Jahr 2035 auf rund 35 Prozent steigen. (Weiter lesen)Der Beitrag Energy Sharing: Warum die Energiewende 44 Millionen Mieter im Stich lässt erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Seit dem 1. Juni 2026 soll das neue Energy Sharing die Energiewende sozialer machen. Doch regulatorische Hürden und fehlende Infrastruktur lassen das Gesetz für Millionen Mieter zum Debakel werden. Ein Gastkommentar von Julian Schulz.
Am 1. Juni 2026 ist mit dem neuen § 42c des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) eine Reform in Kraft getreten, die wie das finale Puzzleteil einer gerechten Energiewende wirkt: das Energy Sharing.
Erstmals dürfen Nachbarschaften, Wohnungseigentümergemeinschaften und Genossenschaften lokal erzeugten Solarstrom virtuell über das öffentliche Netz miteinander teilen. Ohne teure Extraleitungen, direkt vom Dach in die Steckdose des Nachbarn.
Was wie der lang ersehnte Befreiungsschlag für Millionen von Mietern in den deutschen Städten aussieht, droht in der Realität zu einem krachenden Fehlstart zu werden.
Das Gesetz ist gut gemeint, aber in der Praxis so mangelhaft umgesetzt, dass es die soziale Schere bei der Energiewende nicht schließt, sondern weiter aufreißt. Statt der versprochenen Demokratisierung erleben wir ein regulatorisches Debakel, das ausgerechnet die Menschen ohne eigenes Immobilieneigentum eiskalt im Stich lässt.
Wer die tägliche Praxis an der Schnittstelle von Netzbetrieb und Abrechnung kennt, weiß: Ein gedrucktes Gesetz im Bundesgesetzblatt senkt noch keine Stromrechnung.
Zwischen der progressiven Theorie in Berlin und der starren Realität in den Kellern der Republik klafft eine gewaltige Umsetzungslücke, die voll zulasten der Mieter geht.
Dabei ist die Idee von einer bestechenden sozialen Logik: Wenn mittags die Sonne brennt, sind die Speicher von Eigenheimen voll. Der überschüssige Strom wird für minimale Centbeträge ins Netz gedrückt. Zur selben Zeit zahlt die Familie im Mietshaus nebenan weit über 30 Cent pro Kilowattstunde an den Grundversorger.
Energy Sharing sollte dieses absurde Paradoxon auflösen. Es sollte die Energiewende endlich aus der wohlhabenden Einfamilienhaus-Siedlung in die Breite der Gesellschaft tragen. Doch genau das wird nun aktiv verhindert.
Dass dieser solidarische Ansatz pünktlich zum Stichtag blockiert wird, liegt an vier strukturellen Hürden. Sie sorgen dafür, dass die Früchte der Energiewende weiterhin exklusiv beim Hausbesitzer verbleiben, während Mieter die Zeche zahlen.
Energy Sharing erfordert eine viertelstündliche Messdatenübertragung. Ohne sogenannte Smart Meter ist das Modell schlicht nicht möglich und sogar illegal.
Dass die aktuelle deutsche Einbauquote für diese intelligenten Zähler bei gerade einmal rund 5,5 Prozent liegt, ist für ein Industrieland ein digitaler Offenbarungseid.
Da Vermieter und Netzbetreiber beim Rollout in Mehrparteienhäusern hinterherhinken, fehlt den allermeisten Miethäusern das technische Fundament. Mieter werden digital ausgesperrt.
Selbst wenn ein Miethaus einen Zähler hat, scheitert es an den Strukturen der knapp 900 deutschen Verteilnetzbetreiber. Es gibt bis heute keine standardisierten, digitalen IT-Prozesse, um gemeinschaftlichen Strom unkompliziert anzumelden und abzurechnen.
Während der Eigenheimbesitzer seine Anlage mit wenigen Klicks registriert, rennen Mietergemeinschaften gegen eine Wand aus analoger Bürokratie. Bis die Netzbetreiber ihre Software angepasst haben, vergehen erfahrungsgemäß Jahre. Jahre, in denen Mieter weiter den teuren Standardstrom zahlen müssen.
Die bitterste Blockade ist jedoch das System der Netzentgelte. Wer als Eigenheimbesitzer den Strom vom eigenen Dach verbraucht, zahlt keine Netzentgelte.
Wer aber als Mieter den Strom vom Dach des direkten Nachbarn bezieht, muss in Deutschland die vollen Netzentgelte, Steuern und Umlagen zahlen, obwohl der Strom physikalisch gar nicht durch das Fernleitungsnetz fließt. Diese Abgaben machen rund 60 Prozent des Haushaltsstrompreises aus.
Das bedeutet: Selbst wenn der Erzeuger den Solarstrom an die Mieter verschenken würde, bleibt für sie wegen dieser starren Abgabenlast kaum eine spürbare Ersparnis übrig. Das Gesetz zwingt das Energy Sharing für Mieter in die Unwirtschaftlichkeit.
Wie es besser geht, zeigt der Blick nach Österreich. Dort gelang der Durchbruch für Energiegemeinschaften durch eine sozial gerechte Reform: reduzierte Netzentgelte für lokal geteilten Strom. Strom, der nur drei Häuser weiterfließt, belastet die großen Überlandbahnen nicht.
Wer diesen ökologischen und lokalen Vorteil nicht finanziell an die Verbraucher – also die Mieter – weitergibt, betreibt Klientelpolitik für Hausbesitzer.
Dazu kommt ein regulatorisches Dilemma, das größere Miethäuser komplett blockiert: Ab einer bestimmten Anlagengröße greift die gesetzliche Direktvermarktungspflicht über die Strombörse.
Der Haken: Der Markt bietet aktuell überhaupt keine Produkte an, die zu den kleinteiligen Bedürfnissen einer lokalen Mietergemeinschaft passen. Das Gesetz fordert von den Akteuren im Mietshaus Pflichten ein, die mangels Angebot auf Marktseite gar nicht erfüllt werden können.
Für die kommenden Monate bedeutet dies eine ernüchternde Prognose: Das Jahr 2026 wird kein Jahr der Bürgerenergie, sondern ein Jahr der isolierten Pilotprojekte für Privilegierte.
Ein echter Massenmarkt, der auch den 44 Millionen Menschen in deutschen Mietskasernen echten Zugang zu bezahlbarem Solarstrom gewährt, rückt in weite Ferne. Realistisch ist er erst Richtung 2029.
Immobilienbesitzer, die nicht so lange warten wollen, sollten jetzt mit Mieterstrom oder der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung (gGv) starten. Beide Modelle funktionieren sofort, sind extrem wirtschaftlich und regulatorisch erprobt.
Damit das Gesetz nicht als zahnloser Tiger endet und die Frustration bei den Bürgern wächst, muss das Bundeswirtschaftsministerium dringend nachbessern.
Wir brauchen keine neuen Paragrafen, die nur auf dem Papier existieren. Deutschland braucht eine Reform der Netzentgelte, die solidarisches, dezentrales Verbrauchen im Quartier belohnt, statt es finanziell abzustrafen.
Solange diese Hausaufgaben nicht erledigt sind, bleibt der 1. Juni 2026 ein rein symbolisches Datum und die Energiewende ein elitäres Versprechen, das an den Toren der Miethäuser Halt macht.
Julian Schulz ist Mitgründer von metergrid, einem führenden Abrechnungs- und Softwaredienstleister für dezentrale Energiekonzepte, und berät Unternehmen sowie Initiativen bei der Umsetzung von Mieterstrom und gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung.
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Der Beitrag Natrium-Akkus aus Singapur: Eine Lithium-Alternative für Heimspeicher? erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Lithium-Akkus gelten als Standard für Energiespeicher. Sie sind aber relativ teuer, brandgefährlich und geopolitisch heikel. Ein Forscherteam aus Singapur hat jetzt eine Natrium-Ionen-Batterie entwickelt, die alle drei Probleme lösen soll. Die Zellen überstehen mehr als 30.000 Ladezyklen und könnten Heimspeicher sowie Rechenzentren deutlich sicherer machen. Was die Technologie kann, wo sie an Grenzen stößt und wann sie auf den Markt kommt.
Die Erzeugung von Strom durch Solarzellen oder Windkraftanlagen schwankt je nach Wetterbedingungen. Für eine verlässliche Energieversorgung werden deshalb leistungsstarke industrielle Speichersysteme benötigt. Herkömmliche Lithium-Akkus bergen jedoch Risiken, da sie bei Beschädigungen leicht in Brand geraten können. Zudem ist die globale Lieferkette stark von einzelnen Ländern abhängig, die die Verarbeitung kontrollieren.
Ein Forscherteam um Palani Balaya von der nationalen Universität Singapur sucht deshalb nach Alternativen und setzt auf Natrium. Das Element ist chemisch ähnlich zu Lithium, aber weltweit reichlich vorhanden und deutlich preiswerter. Eine neu entwickelten Natrium-Ionen-Zellen soll das Risiko einer unkontrollierten Überhitzung massiv verringern. Sie würde sich vor allem für stationäre Energiespeicher in Wohngebäuden eignen.
Die Forscher verwenden als Elektrolyt das Lösungsmittel Glyme mit einem hohen Flammpunkt, das deutlich weniger feueranfällig ist als die in traditionellen Lithium-Ionen-Batterien genutzten, leicht entflammbaren organischen Flüssig-Elektrolyte.
Zusätzlich entwickelte das Team eine neuartige positive Elektrode mit einem Zink-Zusatz. Diese Modifikation soll die Kapazität verbessern und ein schnelles Laden sowie Entladen ermöglichen. In Tests überstand die Batterie mehr als 30.000 Ladezyklen, wobei sie eine Restkapazität von 50 Prozent behielt.
Ein Nachteil besteht darin, dass Natrium-Akkus bezogen auf ihr Gewicht etwas größer ausfallen. Für den stationären Einsatz in Wohnhäusern wäre dieser Faktor jedoch meist zweitrangig. Viele Betreiber von Rechenzentren zögern zudem beim Einsatz von Lithium-Speichern wegen potenzieller Brandrisiken. Die vermeintlich sicherere Natrium-Variante dürfte diese Bedenken entkräften und die Energiewende beschleunigen.
Zur Marktreife gründete der Wissenschaftler bereits das Spin-off-Unternehmen SgNaPlus. Aktuell erreichen die Prototypen eine Energiedichte von 90 bis 100 Wattstunden pro Kilogramm. Ziel des Unternehmens ist eine Steigerung auf mindestens 125 bis 150 Wattstunden pro Kilogramm. Damit würde die Natrium-Technologie die Kapazität robuster Lithium-Ionen-Batterien geringfügig übertreffen.
Palani Balaya betont die Wichtigkeit einer krisensicheren Lieferkette für die weltweite Energiewende. Das neue System soll daher darauf abzielen, Komponenten, die entweder geografisch eingeschränkt oder potenziell toxisch sind, zu minimieren oder sogar vollständig zu entfernen. Der Forscher sieht in der Technologie eine tragfähige Basis für den weltweiten Markt:
Wir wollen eine sicherere Batterie herstellen, die für den industriellen Einsatz geeignet ist, aber sie muss auch nachhaltig sein und darf keine Probleme in der Lieferkette aufweisen. Es hat schließlich keinen Sinn, ein Material, das geopolitische Herausforderungen mit sich bringt, durch ein anderes Material mit ähnlichen Problemen an einem anderen Ort zu ersetzen.
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Der Beitrag Neues KIT-Modell zeigt, wie KI unsere Stromnetze steuert erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Künstliche Intelligenz entscheidet zunehmend, wann Strom fließt, was er kostet und wann Elektroautos laden. Doch bisher bleiben die Entscheidungen der Algorithmen oft undurchsichtig. Forscher des Karlsruher Instituts für Technologie haben mit dem SHAPformer eine Methode entwickelt, die KI-Vorhersagen im Energiesystem erstmals direkt nachvollziehbar macht. Was dahintersteckt und warum das auch für Verbraucher relevant ist.
Das Management der Energieversorgung gestaltet sich zunehmend komplexer. Wind- und Solarstrom schwanken wetterabhängig, während Elektroautos, Batteriespeicher und Wärmepumpen die Verbrauchsmuster verändern. Netzbetreiber und Energieversorger setzen Künstliche Intelligenz ein, um ihre Systeme effizient und stabil zu betreiben.
Um die Stromerzeugung und den Verbrauch präzise aufeinander abzustimmen, müssen viele Faktoren gleichzeitig berücksichtigt werden. Dazu gehören Wetterprognosen, Lastvorhersagen, Netz- und Verteilerkapazitäten sowie das Verhalten von Verbrauchern. In diesen kritischen Infrastrukturen darf Künstliche Intelligenz jedoch keine Blackbox bleiben. Zudem ist die menschliche Aufsicht durch den AI-Act der Europäischen Union eine regulatorische Vorgabe.
Forscher des Karlsruher Instituts für Technologie haben eine Methode namens SHAPformer, die die Entscheidungen von KI transparenter machen soll. Sie wurde speziell für Zeitreihenvorhersagen auf Basis aufeinanderfolgender Daten wie Stromverbrauch oder Strompreisen entworfen. Die Methode kombiniert Transformer-Modelle, bekannt aus modernen Sprachmodellen, mit Verfahren der erklärbaren Künstlichen Intelligenz.
Der Ansatz nutzt Konzepte der Spieltheorie, um den Einfluss einzelner Faktoren wie Temperaturen, Feiertage, Windprognosen oder frühere Verbrauchsdaten sichtbar zu machen. Beim Training des Modells blendete die Arbeitsgruppe gezielt einzelne Informationen aus.
Dadurch lässt sich der Beitrag einzelner Einflussgrößen zu einer Vorhersage nachvollziehen. Das Team trainierte das System mit realen Daten des Übertragungsnetzbetreibers TransnetBW. Ziel war es, den Stromverbrauch und die Strompreise über Zeiträume von bis zu einer Woche vorherzusagen und gleichzeitig die einflussnehmenden Faktoren anzuzeigen.
Viele bisherige Verfahren bieten erst nachträglich Erklärungen und benötigen dafür zusätzliche Rechenleistungen. Die Neuentwicklung aus Karlsruhe integriert die Erklärbarkeit dagegen direkt in den Trainingsprozess. Die Genauigkeit der Vorhersagen bleibt so erhalten, während die Effizienz der Analyse steigt. Mit dieser Arbeit schaffen die Wissenschaftler methodische Grundlagen, um solche Ansätze künftig in die Praxis zu übertragen.
Neben der technischen Präzision spielen die Vertrauenswürdigkeit und die Akzeptanz bei den Anwenderinnen und Anwendern eine Rolle. Das betrifft beispielsweise intelligente Systeme für das Laden und Entladen von Elektroautos oder Heimspeicher. Tenure-Track-Professor Benjamin Schäfer vom Institut für Automation und Angewandte Informatik des KIT erklärte dazu:
Nutzerinnen und Nutzer haben wahrscheinlich eine größere Akzeptanz gegenüber einem intelligenten Ladesystem, wenn klar nachvollziehbar ist, warum sich ein Elektroauto nachts später geladen hat als gewöhnlich – zum Beispiel, weil die Strompreise zwischenzeitlich besonders hoch waren und so Kosten eingespart werden konnten.
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Der Beitrag Mit Wasserstoff und Solar: Schwimmendes Kraftwerk senkt Hafen-Emissionen um 77 Prozent erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Schiffe im Hafen laufen oft stundenlang mit Dieselgeneratoren, weil der Landstrom fehlt. Ein britisches Konsortium will das mit einer schwimmenden Plattform ändern, die Wasserstoff-Brennstoffzellen, Batterien und Solarenergie kombiniert. Das System soll Hafen-Emissionen um 77 Prozent senken und den jahrelangen Netzausbau an Land überflüssig machen. Erste Gespräche für Einsätze von Grossbritannien bis Australien laufen bereits.
Die Dekarbonisierung von Schiffshäfen scheitert oft an fehlenden Netzkapazitäten vor Ort. Ein Ausbau der traditionellen landseitigen Strominfrastruktur dauert meist zwischen drei und sieben Jahren. Ein Konsortium entwickelte deshalb im Rahmen eines britischen Innovationsprogramms ein komplett netzunabhängiges Stromzentrum auf dem Wasser.
Die neue schwimmende Plattform soll die bürokratischen und technischen Hürden an Land vollständig umgehen. Das modulare System besteht aus drei sechseckigen Plattformen mit einer Gesamtfläche von 1.200 Quadratmetern. Die Anlage kombiniert eine Batteriekapazität von 45 Megawattstunden mit modularen Brennstoffzellen.
Zudem speisen bordeigene Solaranlagen bis zu 146 Kilowatt an erneuerbarer Energie direkt in das System ein. Durch diese Kombination soll die Plattform wöchentlich etwa 91 Megawattstunden Strom liefern können. Zum Vergleich: Damit ließen sich rund 1.400 Haushalte pro Woche versorgen.
Die modularen Brennstoffzellen arbeiten mit einer Leistung von 1,3 Megawatt kontinuierlich über die gesamte Woche. Sie laden die bordeigenen Batterien langsam auf und geben die Energie bei der Ankunft eines Schiffs schnell ab. In der maximalen Konfiguration kann das System eine kontinuierliche Leistung von fünf Megawatt bereitstellen. Damit ließe sich die Stromversorgung von mittelgroßen Kreuzfahrtschiffen oder anderen großen Schiffen garantieren.
Für den Betrieb benötigt die schwimmende Infrastruktur wöchentlich zwischen 7.500 und 8.000 Kilogramm Wasserstoff. Dieser lagert in sieben speziellen, ISO-kompatiblen Niederdrucktanks direkt auf der schwimmenden Plattform. Die Betankung fände etwa zweimal pro Woche statt, wodurch Häfen die neue Technologie schrittweise einführen könnten. Permanente Wasserstoff-Infrastrukturen an Land wären für den Anfang der Nutzung nicht erforderlich.
Eine erste Analyse zeigt, dass das System die Emissionen von Schiffen am Liegeplatz um rund 77 Prozent senken könne. Dabei sind die Produktion, der Transport sowie die betrieblichen Verluste des Wasserstoffs bereits vollständig eingerechnet.
Das Konsortium schätzt den weltweiten Markt für diese netzunabhängigen Lösungen auf jährlich 62 Terawattstunden. Da die Infrastruktur transportabel ist, würde sich das Risiko von Fehlinvestitionen für die Hafenbetreiber deutlich verringern.
Momentan liegen die Energiekosten mit 0,25 bis 0,50 Pfund pro Kilowattstunde noch über dem traditionellen Landstrom. Der kommerzielle Wert liege laut den Entwicklern jedoch vor allem in der schnellen Einsatzbereitschaft und der hohen Flexibilität.
Künftige Skaleneffekte und optimierte Fertigungsprozesse dürften die preisliche Wettbewerbsfähigkeit im Laufe der Zeit verbessern. Erste Gespräche für größere Einsätze von Großbritannien bis nach Australien laufen bereits.
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Der Beitrag Windräder ohne Kran: Namibia testet neues Montagesystem – mit Erfolg erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Windräder aufbauen, wenn der Wind zu stark für jeden Kran ist? Genau das hat das Unternehmen Nabrawind jetzt in Namibia geschafft. Mit der sogenannten Skylift-Technologie wurden erstmals große Turbinen ohne schwere Kräne und bei Böen von bis zu 20 Metern pro Sekunde errichtet. Der Windpark InnoVent Diaz soll künftig sechs Prozent des namibischen Strombedarfs decken.
In bestimmten Regionen von Namibia herrschen einige der stärksten Winde weltweit, was den Aufbau herkömmlicher Windkraftanlagen erschwert. Große Standardkräne können dort meist nur bei geringen Windgeschwindigkeiten von bis zu acht Metern pro Sekunde arbeiten.
Das neuartige Skylift-System von Nabrawind soll hingegen auch bei instabilen Winden mit Geschwindigkeiten von 15 Metern pro Sekunde und Böen von bis zu 20 Metern pro Sekunde funktionieren. Dadurch ließen sich wetterbedingte Verzögerungen bei der Montage künftig verringern.
Das System kombiniert zwei werkseigene Technologien namens Total SES und BladeRunner, um die Turmelemente ohne Kran in die Höhe zu hieven. Die Montage des Rotors erfolgt dabei bereits in einer niedrigen Höhe von 30 bis 40 Metern, bevor der gesamte Turm schrittweise angehoben wird.
Durch diese Methode ist laut Nabrawind die strukturelle Integrität der dünnwandigen Rohrtürme während des gesamten Prozesses vollständig geschützt. Die Logistik vor Ort erfahre so eine Vereinfachung, da keine teuren Spezialkräne mehr anreisen müssten.
Im Windpark InnoVent Diaz wurde eine getriebelose Anlage des Typs Goldwind GW165/6000 als erste ihrer Art mit dieser Technik errichtet. Die Ingenieure mussten dafür ein spezielles Verfahren entwickeln, bei dem zwei Rotorblätter in einem 30-Grad-Winkel zum Boden montiert wurden.
Ein temporäres Gegengewicht stabilisierte den Rotor so lange, bis dieser die endgültige Nabenhöhe erreicht hatte. Erst am Ende wurde das Ausgleichsgewicht mithilfe des BladeRunner-Systems durch das dritte Rotorblatt ersetzt.
Insgesamt sollen sieben dieser Windkraftanlagen in Namibia entstehen. Hinzu kommen vier bereits installierte Turbinen eines anderen Typs. Durch die höhere Installationsrate soll die Errichtung der siebten Anlage in einer Nettozykluszeit von einer Woche abgeschlossen werden. Nach der vollständigen Inbetriebnahme dürfte der Windpark jährlich 230 Gigawattstunden Strom erzeugen.
Die prognostizierte Energieproduktion würde rund sechs Prozent des gesamten Elektrizitätsbedarfs von Namibia decken. Gleichzeitig könnten durch den Betrieb der sauberen Windkraftanlagen jedes Jahr etwa 200.000 Tonnen an klimaschädlichen Kohlenstoffdioxid-Emissionen vermieden werden. Das erfolgreiche Pilotprojekt liefert damit nicht nur grünen Strom, sondern zeigt auch die Validierung des Installationssystems. Betreiber in windreichen, aber logistisch schwer zugänglichen Regionen könnten von dieser Weiterentwicklung weltweit profitieren.
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Können neue Atomkraftwerke die Energiewende beschleunigen? Eine aktuelle Analyse des Umweltbundesamts kommt zu einem klaren Ergebnis: Nein. Atomstrom ist mit bis zu 19 Cent pro Kilowattstunde deutlich teurer als Wind- und Solarenergie und neue Meiler brauchen bis zu 20 Jahre Bauzeit. Warum Erneuerbare in allen entscheidenden Kategorien vorn liegen.
In vielen Ländern, darunter auch Deutschland, wird noch immer viel Strom mit fossilen Energien erzeugt. In Anbetracht der schnell zunehmenden CO2-Konzentration, die kürzlich den höchsten Wert seit zwei Millionen Jahren erreicht hat, sollen diese Kraftwerke durch CO2-ärmere Alternativen ersetzt werden. Eine Studie des Umweltbundesamts (UBA) hat deshalb untersucht, ob Atomkraftwerke oder Wind- und Solaranlagen die wirtschaftlich bessere Alternative sind.
Die Untersuchung offenbart, dass die CO2-Emissionen pro Kilowattstunde Strom bei Atomkraftwerken sowie Wind- und Solaranlagen auf demselben Niveau liegen.
Die Stromerzeugung mit Atomkraftwerken ist in Europa mit 15 bis 19 Cent pro eingespeister Kilowattstunde jedoch deutlich teurer.
Demgegenüber können die Wind- und Solaranlagen Strom für unter zehn Cent pro Kilowattstunde liefern. Den günstigsten Strom liefern laut der Studie Windkraftanlagen an Land, die lediglich 3,6 Cent pro Kilowattstunde kosten.
Diese wirtschaftliche Tendenz bestätigt auch eine weitere Studie der Aalborg University, die die systembasierte Stromgestehungskostenmetrik untersucht hat. Die erneuerbaren Energiequellen sind demnach ebenfalls deutlich günstiger als Atomstrom.
Neben den finanziellen Aspekten verhindert vor allem die lange Bauzeit der Atomkraftwerke einen schnellen Beitrag zur Energiewende. Pro neuem Meiler liegt sie bei bis zu 20 Jahren. Laut Analyse müsste der jährliche Zubau bei Atomkraftwerken im Rahmen der Energiewende bei mindestens 30 Gigawatt Leistung liegen.
Das entspricht einem jährlichen Zubau von rund 25 bis 30 größeren Anlagen. In den vergangenen Jahrzehnten wurden weltweit jedoch nur zehn Gigawatt Leistung pro Jahr neu installiert. Diese Kapazität reichte lediglich aus, um alte, nicht mehr betriebene Atomkraftwerke zu kompensieren.
Eine entsprechende Erhöhung des Ausbaus ist laut dem UBA nicht zeitnah möglich. Ein Großteil der benötigten Atomkraftwerke wäre also erst gegen 2050 fertiggestellt, selbst wenn heute ausreichend Kapazitäten für deren Bau existieren würden.
Im Jahr 1996 hatten Kernkraftwerke noch einen Anteil von 17 Prozent an der globalen Stromproduktion. In Anbetracht dieser Nachteile gehen die Wissenschaftler davon aus, dass Atomkraftwerke im Jahr 2050 nur noch einen geringen Anteil von drei Prozent an der weltweiten Stromproduktion aufweisen würden.
Eine rechtzeitige Unterstützung der Energiewende durch neue Atomkraftwerke ist aufgrund der langen Realisierungszeiträume nicht zu erwarten. Wind- und Solaranlagen weisen deutliche Vorteile auf, die über den geringeren Strompreis weit hinausgehen.
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Afrika setzt bei neuen Energieprojekten zunehmend auf Solar- und Windkraft sowie Batteriespeicher. Regierungen und Investoren wenden sich damit verstärkt von Kohlekraftwerken und großen Wasserkraftprojekten ab. (Weiter lesen)Der Beitrag Magnesiumbatterie: Neue Zinn-Anode ist 440-mal leistungsfähiger erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Magnesium-Batterien könnten Lithium-Ionen-Akkus eines Tages ergänzen. Doch bisher scheiterten sie an einer hartnäckigen Schwachstelle: Die Anode verschleißt zu schnell. Ein internationales Forscherteam hat jetzt aus über 2.200 Materialverbindungen die vielversprechendste Lösung herausgefiltert. Das Ergebnis: Eine Magnesium-Zinn-Anode, die im Labortest über 1.300 Stunden durchhielt und die Leistung bisheriger Ansätze um ein Vielfaches übertrifft.
Magnesium gilt als vielversprechendes Anodenmaterial für künftige Batterien. Das günstige Metall überzeugt durch eine hohe volumetrische Kapazität von 3.833 Milliamperestunden pro Kubikzentimeter und ist reichlich vorhanden. Zudem ermöglicht es unter geeigneten Bedingungen eine Abscheidung ohne kristalline Verästelungen. Trotz dieser Vorteile scheitert die Entwicklung bisher an einer starken Passivierung der Metallanode.
Die Ursache für diesen Verschleiß ist die hohe Reaktivität des Metalls an Grenzflächen. Komponenten des Elektrolyten zersetzen sich spontan auf der Oberfläche und bilden eine isolierende Passivierungsschicht. Diese Schicht behindert den Transport geladener Ionen und verursacht eine fortschreitende Polarisation der Zelle. Bisherige additivbasierte Strategien zeigten meist nur eine begrenzte Stabilität, während nanostrukturierte Architekturen oft schwierig skalierbar zu präparieren sind.
Ein Forscherteam um Qian Wang, Hao Li und Yigang Yan nutzte für seine Arbeit einen Ansatz, der rein auf der Auswertung von Daten basiert. Mithilfe von schnellen, automatisierten Computerberechnungen untersuchten die Experten 2.227 verschiedene Verbindungen, die aus Magnesium und jeweils einem weiteren Element bestehen. Daraus filterten sie 596 Kandidaten heraus, die stabil oder fast stabil sind.
Für die anschließenden praktischen Versuche wählten sie fünf typische Elemente aus, die sich gut zum Mischen von Metallen (Legieren) eignen: Calcium, Aluminium, Zinn, Wismut und Lanthan. Die stark giftigen Stoffe Cadmium und Quecksilber wurden von vornherein ausgeschlossen. Die Berechnungen zeigten schließlich, dass eine bestimmte Magnesium-Zinn-Verbindung namens Mg2Sn die vielversprechendste Zusatzstruktur (Sekundärphase) im Material bildet.
In elektrochemischen Messungen lieferte die veränderte Anode eine Spitzenstromdichte, die das Niveau von reinem Magnesium um mehr als das 440-fache übertraf. Bei einer konstanten Betriebstemperatur von 50 Grad Celsius hielt die Testzelle über 1.300 Stunden lang stabil durch. Dabei blieb die Überspannung konstant auf einem niedrigen Niveau von unter 0,05 Volt.
Andere untersuchte Mischungen mit Calcium, Aluminium oder Lanthan versagten bereits nach rund 60, 180 beziehungsweise 220 Stunden. Aus den Ergebnissen leitete das Team allgemeine Richtlinien für den Bau langlebiger Feststoffbatterien ab. Demnach sollte die Zusatzstruktur ein durchgehendes, stabiles Netzwerk bilden, um die chemischen Reaktionen gleichmäßig im gesamten Material zu verteilen.
Zudem muss die Reaktionsbereitschaft an den Berührungsflächen kontrolliert in Gang gesetzt werden, während gleichzeitig durchgängige Leitungswege aus dem Magnesium-Grundmaterial erhalten bleiben. Diese Prinzipien verknüpfen das energetische Verhalten an den Kontaktflächen, die räumliche Anordnung der Materialstrukturen und die Geschwindigkeit der chemisch-elektrischen Reaktionen, um daraus besonders robuste Batterie-Pole aus Magnesium zu entwickeln.
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Der Beitrag Wind und Solar reichen nicht: Fossil-Ausstieg erfordert 80 Prozent mehr Strom erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Eine neue Studie im Fachmagazin Nature Communications beziffert erstmals, wie stark die weltweite Stromproduktion wachsen müsste, um bis 2050 komplett auf fossile Energien verzichten zu können: um bis zu 80 Prozent. Forscher des IIASA zeigen, warum der bloße Ausbau erneuerbarer Energien dafür nicht ausreicht und welche Konsequenzen das für Deutschland hätte.
Der Ausbau erneuerbarer Energien gilt als zentrale Voraussetzung für das Erreichen der internationalen Klimaziele. Strom aus Wind, Sonne und Wasserkraft soll fossile Energieträger wie Kohle, Öl und Erdgas schrittweise ersetzen und damit den Ausstoß klimaschädlicher Treibhausgase deutlich senken.
Gleichzeitig müssen viele Bereiche wie Verkehr, Industrie und Heizsysteme elektrifiziert werden, was den weltweiten Strombedarf in den kommenden Jahren deutlich ansteigen lässt. Forscher des Internationalen Instituts für Angewandte Systemanalyse (IIASA) haben analysiert, wie stark die Stromproduktion weltweit wachsen müsste, um einen weltweiten Ausstieg aus fossilen Brennstoffen bis 2050 zu ermöglichen.
Klimafreundliche Technologien und der Verzicht auf fossile Energieträger sollen künftig den Ausstoß von Treibhausgasen deutlich einschränken. Ziel ist es dabei, die globale Erderwärmung möglichst auf 1,5 Grad Celsius im Vergleich zum vorindustriellen Niveau zu begrenzen.
Die Studie der IIASA-Forscher, die im Fachmagazin Nature Communications veröffentlicht wurde, betrachtet verschiedene Szenarien für einen weltweiten Ausstieg aus fossilen Energieträgern bis zum Jahr 2050. Um einen vollständigen Ausstieg weltweit zu erreichen, müsste die globale Stromerzeugung um etwa 60 bis 80 Prozent steigen. Das würde demnach auch einen deutlich schnelleren Ausbau erneuerbarer Energien voraussetzen.
„Dekarbonisierung und ein vollständiger Ausstieg aus fossilen Brennstoffen werden oft so behandelt, als handele es sich um ein und dasselbe – unsere Studie zeigt jedoch, dass sie sehr unterschiedliche Transformationspfade implizieren können“, erklärt Hauptautor Shotaro Mori vom IIASA. „Ein vollständiger Ausstieg aus fossilen Brennstoffen ist technisch machbar, erfordert jedoch einen weitaus schnelleren Ausbau erneuerbarer Stromerzeugung, von Wasserstoffsystemen sowie eine tiefgreifendere Transformation der Endenergiesektoren, als dies in konventionellen 1,5-Grad-Pfaden vorgesehen ist.“
Für ihre Studie haben die Forscher verschiedene anerkannte Energiesystemmodelle kombiniert und Szenarien verglichen, die zum einen mit dem 1,5-Grad-Ziel vereinbar sind und in denen zum anderen Kohle, Öl und Erdgas zwischen 2050 und 2100 vollständig auslaufen.
Für die Erreichung eines „Null-Fossil“-Szenarios müsse demnach die Stromerzeugung bis 2050 enorm ansteigen. Das würde auch „einen weitaus schnelleren Ausbau“ von Solar- und Windenergie bedingen. Doch auch die Produktion von grünem Wasserstoff müsste deutlich erhöht werden – vor allem für Bereiche, die nicht elektrifiziert werden können.
Deutschland verfolgt das Ziel, bis zum Jahr 2045 klimaneutral zu werden und den Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch bis 2030 auf mindestens 80 Prozent zu erhöhen. Dafür sollen vor allem Windkraft- und Solaranlagen deutlich schneller ausgebaut werden.
Der gesamte Stromverbrauch hierzulande betrug im Jahr 2025 rund 500 Terawattstunden. Davon wurden 91 Terawattstunden aus Solaranlagen erzeugt, 107 stammten aus Onshore-Windkraftanlagen. Insgesamt erreichte die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland im vergangenen Jahr knapp 290 Terawattstunden – also rund 58 Prozent des benötigten Stroms.
Würde durch den kompletten Umstieg auf erneuerbare Energieträger und die Elektrifizierung nun aber der Strombedarf um 60 bis 80 Prozent steigen, müsste der Ausbau von Solar- und Windkraft auch hierzulande deutlich steigen.
| Strombedarf | Anteil Solarenergie (91 TWh) | Anteil Onshore-Windkraft (107 TWh) | Summe | |
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 500 | 18,2 Prozent | 21,4 Prozent | 39,6 Prozent |
| + 60 Prozent | 800 | 11,4 Prozent | 13,4 Prozent | 24,8 Prozent |
| + 80 Prozent | 900 | 10,1 Prozent | 11,9 Prozent | 22,0 Prozent |
Doch die Studie legt auch nahe, dass ein einfacher Umstieg auf erneuerbare Energieträger nicht ausreicht, wie Ko-Autor Volker Krey vom IIASA erklärt: „Die Ergebnisse zeigen, dass es beim Ausstieg aus fossilen Brennstoffen nicht bloß darum geht, eine Energiequelle durch eine andere zu ersetzen.“
Vielmehr müsse „eine tiefgreifende Umstrukturierung der globalen Energiesysteme, industriellen Prozesse, Infrastrukturinvestitionen und internationalen Handelsmuster“ angestrebt werden. Das würde verglichen mit heute auch eine Verdoppelung bis Verdreifachung der durchschnittlichen jährlichen Investitionen in die nicht-fossile Stromerzeugung im Zeitraum von 2026 bis 2050 bedeuten.
Gleichzeitig müssten dabei auch Fragen der Gerechtigkeit und eines gerechten Übergangs berücksichtigt werden. Das gelte vor allem für Länder, deren Wirtschaft stark von fossilen Brennstoffen abhängt.
Die Studie betont, dass der Übergang nur durch enge internationale Zusammenarbeit erfolgreich gestaltet werden kann. Zudem brauche es eine koordinierte Planung, um den Wandel im Energiesystem geordnet umzusetzen. Ergänzend seien politische Maßnahmen notwendig, die insbesondere betroffene Regionen und Arbeitskräfte beim Strukturwandel unterstützen.
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Der Beitrag 200 Energiespeicher in Bayern gestoppt – Stromkunden zahlen drauf erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Hunderte Energiespeicher könnten in Bayern überschüssigen Solar- und Windstrom speichern und so die Strompreise senken. Doch allein im Raum München stecken mehr als 200 Projekte in der Warteschleife beim Netzbetreiber. Die Folge: Verbraucher zahlen weiterhin für teuren Gasstrom in den Abendstunden. Wer die Blockade verursacht, was sie kostet und welche Lösungen es gibt. Ein Überblick.
Wind und Sonne produzieren Strom oft nicht genau dann, wenn Haushalte ihn im Alltag benötigen. Um diese Schwankungen auszugleichen, sind große Batteriespeicher laut Fachleuten eine gute Ergänzung für das Gelingen der Energiewende. Doch allein im Raum München (€) warten aktuell mehr als 200 solcher Projekte auf eine Genehmigung durch den zuständigen Netzbetreiber.
Bundesweit lag die Zahl der unbewilligten Anfragen Ende 2025 bei knapp 10.000. Georg Gallmetzer, Geschäftsführer des Unternehmens Eco Stor, erklärt, dass sich das Geschäftsmodell für Großbatterien inzwischen wirtschaftlich rechne. Früher habe es kaum Entwicklungen gegeben, doch nun sei die Technik bereit, um die Kosten für Stromkunden dauerhaft zu senken. Gallmetzer dazu:
Bis 2020 gab es fast keine Entwicklungen im Bereich Batterie-Großspeicher, weil es sich nicht so gerechnet hat. Aber jetzt funktioniert das Geschäftsmodell.
Der Netzbetreiber Bayernwerk Netz GmbH rechtfertigt die langsame Bearbeitung der Anträge mit einer massiven Antragswelle. Die angefragte Leistung sei innerhalb weniger Jahre von etwa 1.000 Megawatt auf rund 80.000 Megawatt zu Beginn des Jahres 2026 angestiegen. Ein unkontrollierter Anschluss all dieser Speicher würde die heutige Lastspitze im Netzgebiet laut Unternehmen um ein Vielfaches übersteigen.
Bayernwerk gibt zudem zu bedenken, dass die Speicher oft rein nach betriebswirtschaftlichen Anreizen betrieben werden. Dies könne das Stromnetz in bestimmten Wettersituationen zusätzlich belasten, anstatt es zu stabilisieren. Ohne klare Regeln für die Steuerung könne man die Anlagen daher nicht uneingeschränkt in das bestehende System integrieren.
Die Zögerlichkeit bei den Genehmigungen kostet die Stromkunden laut Gallmetzer bereits jetzt bares Geld. Solange zu wenige Speicher vorhanden seien, müsse in den Abendstunden oft teurer Strom aus Gaskraftwerken hinzugekauft werden. Paradox: Zudem können Batterien verhindern, dass Wind- und Solarparks bei Überproduktion gegen hohe Entschädigungszahlungen abgeschaltet werden müssen und dadurch sogar die Stromnetze entlasten.
Gallmetzer betont, dass die Speicher als Puffer dienen und einen teuren Ausbau der Stromleitungen teilweise ersetzen könnten. Besonders die Versorgungslücke zwischen 17 und 22 Uhr lasse sich mit der Batterietechnik effizient schließen. Die Kosten für Gaskraftwerke und Entschädigungen würden letztlich von den Stromkunden getragen.
Im Landkreis Freising zeigt die Bürgerenergiegenossenschaft Freisinger Land, dass Anschlüsse unter anderen Bedingungen möglich seien. Andreas Henze, einer der Vorsitzenden der Genossenschaft, berichtet von einem Speicher in Marzling, der demnächst mit einer Kapazität von fünf Megawattstunden ans Netz gehen soll.
Dort sei der Prozess relativ unkompliziert verlaufen, allerdings handele es sich auch nicht um das Netzgebiet von Bayernwerk. Henze kritisiert, dass man die aktuelle Entwicklung bereits vor Jahren hätte voraussehen können. Es sei technisch möglich, vertraglich festzulegen, wann Speicher geladen werden dürfen, um das Netz nicht zu überfordern. Klare Regeln für einen netzneutralen Betrieb könnten die Blockade in Bayern lösen und für günstigere Preise sorgen.
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Normalerweise lässt US-Präsident Donald Trump nichts unversucht, den weltweiten Verbrauch von Erdöl und Erdgas zu pushen, um Exporte aus den USA anzukurbeln. Doch mit seinem Krieg gegen den Iran treibt er auch ungewollt die Energiewende voran, hin zu Erneuerbaren und Elektroautos. Denn: In vielen Ländern findet ein Umdenken statt. Die Herausforderungen sind aber enorm. Eine kommentierende Analyse.
Was als geopolitischer Kraftakt rund um den Iran begann, entfaltet inzwischen Nebenwirkungen, die so in keinem Strategiepapier der Fossil-Lobby stehen. Denn: Energie wird vom Stabilitätsanker zum Risikoindikator. Jahrzehntelang galt Öl aus dem Persischen Golf in vielen asiatischen Staaten etwa als Garant wirtschaftlicher Planbarkeit. Nun reicht eine blockierte Meerenge, um dieses naive und verantwortungslose Vertrauen zu demontieren.
Die Straße von Hormus ist dabei weniger ein geografischer Engpass als ein psychologischer Kippschalter. Wenn dort Tanker stocken, stockt nicht nur der Nachschub, sondern auch das mittelalterliche Versprechen von billiger und verlässlicher fossiler Energie. Vor allem in Ländern wie Pakistan, Bangladesch oder den Philippinen offenbart sich die bisherige Versorgung deshalb als wunder Punkt.
Die Reaktionen auf die aktuellen Entwicklungen sind im asiatischen Raum derweil bemerkenswert pragmatisch und erstaunlich unideologisch. Stromrationierungen, verkürzte Arbeitswochen und geschlossene Universitäten: All das sind keine Klimapläne, sondern Notfallmaßnahmen. Und genau darin liegt die Verschiebung. Denn: Fossile Energie verliert nicht nur moralisch, sondern auch funktional ihre Selbstverständlichkeit.
Hinzu kommt ein politischer Beigeschmack, der sich kaum übersehen lässt. Donald Trump treibt mit seiner Eskalationspolitik ausgerechnet jene Dynamik voran, die er rhetorisch bekämpft: höhere Preise, mehr Unsicherheit und die Erneuerbaren. Ein klassischer Fall von „gewollt ist nicht gekonnt“ – nur eben mit globalen Nebenwirkungen. In dem Fall sogar durchaus positiven.
Und genau hier kippt die vermeintliche Logik endgültig. Die Krise wirkt wie ein unfreiwilliger, aber erfreulicher Beschleuniger der Energiewende. Nicht aus einem Klimabewusstsein, sondern einem nackten Sicherheitsinteresse. Dem Klima hilft es trotzdem. Einziger Wermutstropfen: Viele Kohlekraftwerke wurden aus der Not verlängert – vor allem in Süd- und Südostasien.
Die eigentliche Umwälzung der Energiekrise spielt sich nicht auf Tankern ab, sondern in Transformationsplänen. Sprich: Was früher als Zukunftsprojekt galt, wird nun zur Risikoabsicherung: Solar, Wind, Energiespeicher und die Elektromobilität. Der Druck stammt dabei weniger von globalen Klimazielen als aus der Angst vor der nächsten Blockade.
Doch die neue Energieordnung hat auch eine unbequeme Schattenseite. Sie ist technisch möglich, aber infrastrukturell noch lange nicht fertig. Viele Länder in Süd- und Südostasien stehen etwa vor einem Paradoxon aus Solarboom und mangelndem Netzausbau. Will heißen: Ohne massive Investitionen bleibt der grüne Aufbruch ein Flickenteppich mit Spannungsspitzen. Selbst Deutschland kommt beim Netzausbau nicht hinterher und verschenkt dadurch günstigen erneuerbaren Strom.
Die Asiatische Entwicklungsbank versucht gegenzusteuern und plant ein 70-Milliarden-US-Dollar-Programm inklusive eines „Pan-Asia Power Grid“. Das ist mehr als nur Infrastrukturpolitik. Es ist ein Versuch, Energie regional neu zu denken. Denn: Strom soll künftig dort ankommen, wo er gebraucht wird, und nicht nur dort entstehen, wo es sonnig ist.
Parallel dazu verschiebt sich das globale Machtgefüge entlang der Lieferketten. China profitiert als Hersteller von Solarmodulen, Batterien und E-Autos massiv – sowohl aufgrund einer globalen Strategie als auch industrieller Überlegenheit in puncto Skalierung und Preis. Der Effekt ist dennoch politisch, denn wer die Technik liefert, definiert zunehmend die Spielregeln.
Für Deutschland ist diese Entwicklung ein doppelter Spiegel. Einerseits zeigt sie, dass Energiesicherheit ohne erneuerbare Unabhängigkeit zur Illusion wird. Andererseits wird klar: Wer Netze, Speicher und die erneuerbare Stromerzeugung jetzt nicht konsequent ausbaut, zahlt später nicht nur mehr, sondern im Worst Case auch die Rechnung anderer. Ob die aktuelle Entwicklung tatsächlich der Start einer dauerhaften Energiewende ist oder nur eine hektische Krisenreaktion, wird sich aber erst zeigen, wenn der Iran-Krieg vorbei ist und die Ölpreise wieder sinken.
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Tanken wie beim Verbrenner, fahren wie im E-Auto: Methanol-Brennstoffzellen versprechen das Beste aus beiden Welten. Die Technologie wandelt flüssigen Kraftstoff direkt in Strom um und könnte so zwei der größten Schwächen der Elektromobilität lösen – begrenzte Reichweite und fehlende Ladeinfrastruktur. Doch warum fährt trotzdem noch kein Serienfahrzeug mit Methanol? Ein Überblick über Funktionsweise, Vorteile und die Hürden, die noch im Weg stehen.
Der Verkehrssektor verursacht einen erheblichen Anteil an den CO2-Emissionen weltweit und spielt daher eine zentrale Rolle im Kampf gegen den Klimawandel. Nachhaltigere Alternativen zum klassischen Verbrennungsmotor sind daher in den vergangenen Jahren immer stärker in den Fokus der Automobilindustrie gerückt.
Die Elektromobilität konnte sich dabei in der Vergangenheit zunehmend als zentrale Technologie etablieren und gewinnt stetig an Bedeutung. Doch auch andere Antriebsarten, wie beispielsweise ein Methanol-Antrieb, können emissionsfreien Straßenverkehr ermöglichen.
Ein Methanol-Antrieb kann als alternative Antriebstechnologie für Fahrzeuge genutzt werden. Dabei kommt – wie der Name bereits verrät – Methanol als Energiequelle zum Einsatz.
Dieser kann dann entweder durch die direkte Verbrennung im Motor oder für die Stromerzeugung in einer Brennstoffzelle genutzt werden. Im Verbrennungsmotor fungiert Methanol dabei ähnlich wie Benzin und setzt durch Verbrennung Energie frei. Der Stoff verbrennt dabei zwar sauberer, kann aber weniger Energie pro Liter liefern.
In der Brennstoffzelle wiederum wird das Methanol nicht verbrannt, sondern in einer elektrochemischen Reaktion kontrolliert in elektrische Energie umgewandelt. Dazu wird Methanol zusammen mit Wasser an eine spezielle Membran geführt, die zwei Elektroden voneinander trennt.
An der Anode wird das Methanol aufgespalten, wobei Protonen, Elektronen und als Nebenprodukt Kohlendioxid entstehen. Da die Elektronen die Membran nicht direkt passieren können, werden sie über einen äußeren Stromkreis geleitet. Genau dieser Elektronenfluss ist der elektrische Strom, der später den Elektromotor antreibt.
Die Protonen wandern gleichzeitig durch die Membran zur anderen Seite, also zur Kathode, wo sie sich mit Sauerstoff aus der Luft und den zurückgeführten Elektronen verbinden. Dabei entsteht Wasser als weiteres Nebenprodukt.
Vor allem im Vergleich zu klassischen Batteriefahrzeugen und Verbrennungsmotoren bieten Fahrzeuge mit Methanol-Brennstoffzellen interessante Vorteile. Ein zentraler Punkt dabei ist der flüssige Energieträger Methanol. Denn Methanol lässt sich ähnlich wie Benzin tanken und im Fahrzeug transportieren.
Das eröffnet die Möglichkeit, vergleichsweise einfach auf eine bestehende Infrastruktur zurückzugreifen, die sich an das aktuelle Tankstellennetz anlehnen könnte. Im Vergleich zur Elektromobilität wäre zudem kein flächendeckender Ausbau von Ladeinfrastruktur erforderlich.
Aufgrund der höheren Energiedichte des Methanols können diese Brennstoffzellen auch einen höheren Wirkungsgrad erzielen. Das ermöglicht eine größere Reichweite, langes Laden entfällt, da der Energieträger einfach nachgetankt werden kann.
Auch bei der Umweltfreundlichkeit kann die Methanol-Brennstoffzelle punkten. Denn im Betrieb werden nur geringe Mengen an Kohlendioxid sowie Wasser ausgestoßen. Außerdem lässt sich Methanol aus erneuerbaren Energien wie Biomasse herstellen.
Durch die leichtere Bauart im Vergleich zum batterieelektrischen Antrieb kann zusätzlich das Fahrzeuggewicht reduziert werden, was sich positiv auf Effizienz und Reichweite auswirken kann. Zudem benötigen Methanol-Brennstoffzellensysteme in der Regel weniger schwere Speichermaterialien als große Batteriepacks, wodurch sich auch die Fahrzeuge flexibler gestalten lassen.
Der Verband der Automobilindustrie VDA auf eine Anfrage des BR-Politikmagazin Kontrovers: „Nur mit einem hohen Anteil von Elektroautos kann Deutschland das 2030-Klimaziel der EU erreichen vorgegebene Klimaziel erreichen. Alle anderen Optionen seien „bis dahin nicht in der ‚Großserienproduktion‘ verfügbar“.
Ronald Gumpert, Ingenieur und ehemaliger Audi-Manager, ist derweil von der Technologie überzeugt:“Dieses Konzept können wir in jedes beliebige Auto einbauen, in einen Polo mit 50 PS oder in einen Langstrecken-Lkw mit 40 Tonnen. Wir sind den normalen Batterieautos haushoch überlegen.“
Trotz der vielversprechend klingenden Vorteile ist die Technologie nicht frei von Herausforderungen. Denn in der Praxis stoßen Methanol-Brennstoffzellen bislang noch an mehrere Grenzen.
Diese betreffen beispielsweise die Frage, wie klimafreundlich der Kraftstoff tatsächlich hergestellt und bereitgestellt werden kann. Denn trotz der zahlreichen Herstellungsmöglichkeiten für Methanol ist die Verfügbarkeit in der Realität noch begrenzt.
Damit sich die Technologie durchsetzen könnte, müssten zunächst Produktionskapazitäten erhöht werden. Auch die Herstellungsprozesse müssten umgestellt werden, damit sie klimaneutral ablaufen können.
Aufgrund der bisher noch geringen Marktreife der Technologie und des Fehlens serienmäßiger Produkte ist die Herstellung von Methanol-Brennstoffzellen derzeit noch sehr kostenintensiv. Da sich die Entwicklung noch in einer frühen Phase befindet, entstehen hohe Produktionskosten, die erst durch technologische Fortschritte und größere Stückzahlen sinken könnten.
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Der Beitrag Balkonkraftwerk mit 7.000 Watt: Für wen lohnt sich die neue VDE-Regel? erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Balkonkraftwerke dürfen jetzt bis zu 7.000 Watt Modulleistung haben. Das erlaubt eine neue VDE-Richtlinie erstmals offiziell. Doch die Einspeiseleistung bleibt weiterhin bei 800 Watt gedeckelt. Ob sich die deutlich größere Anlage für deinen Haushalt tatsächlich rechnet, hängt vor allem von einem Faktor ab: wie viel des erzeugten Stroms du selbst verbrauchst oder speicherst. Wir zeigen, wo die neue Regelung echte Vorteile bringt und wo sie nur auf dem Papier gut klingt.
Die Einspeiseleistung von Balkonkraftwerken in Deutschland ist klar geregelt und wurde zuletzt Anfang 2024 angepasst. Statt der bis dahin geltenden Grenze von 600 Watt sind seitdem bis zu 800 Watt für einfache Plug-and-Play-Anlagen zulässig.
Leistungsstärkere Anlagen gehören dennoch bereits bei vielen Balkonkraftwerken zum Standard. Denn in Kombination mit einem Speichersystem wird überschüssiger Solarstrom später im Haushalt nutzbar.
Der VDE (Verband der Elektrotechnik) hat mit seiner neuen Richtlinie VDE-AR-N 4105 den Rahmen erweitert und macht so nun auch deutlich leistungsstärkere Anlagen möglich. Erstmals wurden Balkonkraftwerke mit bis zu 7.000 Watt Modulleistung in den Regelrahmen aufgenommen.
Das bedeutet in der Praxis, dass nun deutlich größere Modulflächen installiert werden können, diese aber nicht automatisch in die komplexen Anforderungen klassischer PV-Anlagen rutschen. Gleichzeitig bleiben jedoch entscheidende Einschränkungen bestehen, wie beispielsweise die tatsächlich erlaubte Einspeiseleistung.
Die neue Freiheit ist damit vor allem ein Türöffner auf dem Papier. In der Praxis ist sie stark davon abhängig, wie gut Anlage, Haushalt und die vorhandene Speicher-Infrastruktur zusammenpassen.
Die neue VDE-Richtlinie erlaubt erstmals Balkonkraftwerke mit bis zu 7.000 Watt Modulleistung, auch wenn die Einspeiseleistung für Speicher und Wechselrichter weiterhin auf 800 Watt begrenzt bleibt. Ab einer Leistung von 2.000 Watt ist außerdem neben der Registrierung im Marktstammdatenregister zusätzlich eine Anmeldung beim Netzbetreiber erforderlich.
In der Praxis sind derzeit vor allem Systeme bis etwa 4.000 Watt realistisch. Doch größere Lösungen scheitern bisher an fehlenden Speicheroptionen und werden daher kaum umgesetzt.
Denn da die Einspeiseleistung für Steckersolargeräte weiterhin auf 800 Watt begrenzt ist, entscheidet letztlich das individuelle Nutzungsverhalten darüber, wie sinnvoll die Anlage tatsächlich eingesetzt werden kann. Daher lohnt sich eine größere Anlage nur, wenn die zusätzlich erzeugte Energie auch im eigenen Haushalt gespeichert oder verbraucht werden kann.
Das liegt vor allem an der aktuell niedrigen Einspeisevergütung von rund sieben Cent pro Kilowattstunde. Dadurch rechnen sich zusätzliche Speicherlösungen, die ausschließlich auf Einspeisung ausgelegt sind, in vielen Fällen kaum.
Eine praktische Ergänzung für leistungsstarke Balkonkraftwerke mit bis zu 7.000 Watt könnten daher Speicherlösungen mit integrierten Steckdosen sein. Statt den Strom ausschließlich ins Hausnetz einzuspeisen, kann dieser bei Bedarf unmittelbar aus dem Akku entnommen werden.
Dadurch steigt der Eigenverbrauchsanteil deutlich, was insbesondere bei den weiterhin begrenzten Einspeisemöglichkeiten wirtschaftlich interessanter sein kann. Vorteil dabei ist, dass der über die Steckdosen genutzte Strom unabhängig vom Hausnetz direkt aus dem Speicher bezogen wird und somit auch nicht auf die 800-Watt Grenze bei der Einspeisung angerechnet wird.
Eine Solche Möglichkeit bietet beispielsweise die Speicherserie Stream von EcoFlow. Diese verfügen über AC-Ausgänge, an denen große Haushaltsgeräte direkt angeschlossen und gezielt mit bis zu 2.300 Watt Leistung versorgt werden können. Die Speicher können dabei modular eingesetzt und so flexibel im Haushalt – je nach Standort der Geräte – eingesetzt werden.
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Der Beitrag PV-Anlage: Amortisation in 10 Jahren? Eine ehrliche Rechnung erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Strom aus dem Netz kostet rund 30 Cent pro Kilowattstunde, die Einspeisevergütung liegt bei nur noch sieben Cent. Für Besitzer einer PV-Anlage hat sich die Rechnung damit grundlegend verschoben: Nicht die Einspeisung, sondern der Eigenverbrauch entscheidet heute über die Wirtschaftlichkeit.
Der Anteil von Photovoltaik an der Stromerzeugung in Deutschland hat in den vergangenen 20 Jahren kontinuierlich zugenommen. Im Jahr 2025 wurden insgesamt in Deutschland 18,2 Prozent des erzeugten Stroms über Sonnenenergie erzeugt, fünf Jahre zuvor lag die Quote noch bei 8,6 Prozent.
Grund für diese Entwicklungen sind zum einen die in den vergangenen Jahren deutlich gesunkenen Kosten für PV-Anlagen. Während gleichzeitig die Preise für Strom aus dem Netz zum Teil deutlich angestiegen sind, hat sich die Attraktivität von Solarstrom für private Haushalte und Unternehmen erhöht.
Dennoch ist die entscheidende Frage für viele damit nicht beantwortet: Ab wann lohnt sich eine PV-Anlage tatsächlich? Denn ob sich die Anschaffung rechnet, hängt heute weniger von der reinen Stromproduktion ab, sondern eher von individuellen Faktoren wie Eigenverbrauch und Anlagengröße.
In den vergangenen Jahren hat sich die Logik von Photovoltaik grundlegend verändert. Denn anfänglich konnten sich viele Anlagen vor allem durch das Einspeisen ins Netz rechnen.
Doch die immer weiter gesunkenen Einspeisevergütungen haben dazu geführt, dass sich Anlagen heute deutlich weniger über die Einspeisung ins Netz finanzieren als noch vor einigen Jahren. Stattdessen rückt der Eigenverbrauch des erzeugten Stroms zunehmend in den Mittelpunkt einer einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung.
Das liegt vor allem auch an der Lücke, die zwischen Strompreis und Einspeisevergütung klafft. Denn während Haushalte für Strom aus dem Netz pro Kilowattstunde aktuell um die 30 Cent zahlen müssen, liegt die Vergütung für eingespeisten Solarstrom mit rund sieben Cent pro Kilowattstunde deutlich darunter. Geht es nach dem Wirtschaftsministerium, soll die Vergütung künftig sogar gänzlich entfallen.
Logischerweise ist es daher wirtschaftlich deutlich attraktiver, möglichst viel des selbst erzeugten Stroms direkt zu verbrauchen, statt ihn ins Netz einzuspeisen. Das wiederum beeinflusst aber auch die Rentabilität von PV-Anlagen maßgeblich.
Denn für einen höheren Eigenverbrauch sind häufig zusätzliche Investitionen in Batteriespeicher notwendig. Diese erhöhen zwar die Unabhängigkeit vom Stromnetz und verbessern die Nutzung des Solarstroms über den Tagesverlauf hinweg, führen aber gleichzeitig zu höheren Anschaffungskosten, die den Zeitraum für die Amortisation der Investition verlängern können.
Die einfachste Rechnung für die Rentabilität einer PV-Anlage setzt sich aus den Investitionskosten, den vermiedenen Stromkosten durch Eigenverbrauch sowie den Erlösen aus der Einspeisung zusammen. Doch tatsächlich können noch zahlreiche weitere Faktoren in diese Rechnung einfließen.
Eine Studie der Hochschule RheinMain, die im Fachjournal Renewable Energy veröffentlicht wurde, zeigt beispielsweise, dass klassische Wirtschaftlichkeitsmodelle die Risiken und Unsicherheiten solcher Investitionen häufig nur unzureichend abbilden.
Die Forschenden kommen zu dem Ergebnis, dass sich die Rentabilität stark in Abhängigkeit von Faktoren wie Strompreisentwicklung, Investitionskosten und insbesondere dem Verhältnis von Eigenverbrauch zu Netzeinspeisung verändert. Unter bestimmten Marktbedingungen könne die Wirtschaftlichkeit privater PV-Anlagen daher deutlich geringer ausfallen als häufig angenommen, während sich unter anderen Szenarien wiederum klare Vorteile ergeben.
In der Studie „Using DNPV to determine the economic viability of residential photovoltaic systems in Germany: Is the investment still worth it?“ erfassen die Forschenden unter anderem auch wirtschaftliche Unsicherheiten.
Dabei fließen sowohl Schwankungen bei Strommengen als auch bei Preisen systematisch ein. Zusätzlich wird das Risiko schwankender Strompreise mit Methoden aus der Finanzmathematik bewertet, die vergleichbar mit der Preisbewertung von Finanzoptionen sind.
„Die Grundidee der DNPV-Methode besteht darin, das Risiko der Zahlungsströme in Form von synthetischen Risikoprämien zu erfassen“, erklären die Forscher. „Dadurch wird das Risiko von der Berücksichtigung des Zeitwerts des Geldes entkoppelt, und nach Abzug der Risikokosten können die resultierenden Cashflows mit dem risikofreien Zinssatz abgezinst werden.“
Die Analyse ergab bei einem 10-Kilowatt-System in Frankfurt einen negativen DNPV von minus 1.664 Euro. Allerdings beziehen sich die Zahlen auf die Situation zu Beginn des Jahres 2023.
Inzwischen sei laut Studienautor Carlo Kraemer von der Hochschule RheinMain die Rentabilität aber bereits teilweise wiederhergestellt, da die Investitionskosten seither deutlich gesunken sind:
Darüber hinaus hängt die Wirtschaftlichkeit von verschiedenen Parametern ab, die regional spezifisch sind. Neben den bereits erwähnten Investitionskosten und Strompreisen ist natürlich auch der Ertrag der Anlage von der Region abhängig und hat einen wesentlichen Einfluss auf den wirtschaftlichen Wert. Daher müssen alle diese Parameter in die Bewertung einfließen und liefern dann ein sehr individuelles Ergebnis.
| Posten | Wert |
|---|---|
| Investitionskosten | ca. 13.000 Euro |
| Eigenverbrauch (30 % von 9.500 kWh) | 2.850 kWh |
| Einspeisung (70 % von 9.500 kWh) | 6.650 kWh |
| Vermiedene Stromkosten (2.850 x 0,30 Euro) | 855 Euro/Jahr |
| Einspeisevergütung (6.650 x 0,07 Euro) | 465 Euro/Jahr |
| Jährlicher Gesamtvorteil | 1.320 Euro/Jahr |
| Amortisation | ca. 10 Jahre |
| Posten | Wert |
|---|---|
| Investitionskosten (Anlage + Speicher 10 kWh) | ca. 20.000 Euro |
| Eigenverbrauch (60 % von 9.500 kWh) | 5.700 kWh |
| Einspeisung (40 % von 9.500 kWh) | 3.800 kWh |
| Vermiedene Stromkosten (5.700 x 0,30 Euro) | 1.710 Euro/Jahr |
| Einspeisevergütung (3.800 x 0,07 Euro) | 266 Euro/Jahr |
| Jährlicher Gesamtvorteil | 1.976 Euro/Jahr |
| Amortisation | ca. 10 Jahre |
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Der Beitrag Mini-Windrad für Zuhause: Warum die Erträge oft enttäuschen erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Ein Mini-Windrad klingt nach einer cleveren Ergänzung zur Solaranlage auf dem Dach. Doch Verbraucherschützer dämpfen die Erwartungen: In Wohngebieten bleibt der Stromertrag oft weit hinter dem zurück, was Hersteller versprechen. Wir zeigen, mit welchen Erträgen du realistisch rechnen kannst, wo die Grenzen liegen und für wen sich eine Kleinwindanlage trotzdem lohnen kann.
Immer mehr Menschen setzen angesichts der hohen Energiepreise und dem zunehmenden Klimabewusstsein auf grünen Strom und eine möglichst unabhängige Energieversorgung. Besonders die Solarenergie hat auf der Ebene privater Haushalte in den vergangenen Jahren einen Boom erlebt.
Allen voran stehen dabei kompakte Balkonkraftwerke, die sich einfach installieren lassen und schnell Energie liefern. Auch kleine Windkraftanlagen rücken zunehmend in den Fokus, da die Windkraft als Ergänzung zur Solarenergie vor allem in sonnenarmen Zeiten gilt.
Doch der tatsächliche Nutzen von Mini-Windrädern für das eigene Zuhause ist umstritten. Die Verbraucherzentrale hat zusammengetragen, worauf Interessierte vor der Anschaffung achten sollten und gibt Hilfestellung zu Themen wie dem geeigneten Standort, realistische Ertragserwartungen, Kosten und rechtlichen Rahmenbedingungen.
Während die Photovoltaik inzwischen als relativ ausgereifte Technologie gilt, stehen Kleinwindkraftanlagen für den Hausgebrauch vielerorts noch vor praktischen und wirtschaftlichen Hürden. Denn die Stromerträge hängen stark von den lokalen Windverhältnissen ab, die in dicht bebauten Wohngebieten oft unzureichend sind.
Im Gegensatz zu Solaranlagen, die selbst auf kleinen Flächen wie Balkonen zuverlässig Energie liefern können, bleibt die Effizienz von Mini-Windrädern daher in vielen Fällen begrenzt. Denn ihre Leistung hängt extrem stark von der Windgeschwindigkeit ab.
Da die Leistung einer Windkraftanlage nicht linear, sondern mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit steigt, entsteht eine starke Abhängigkeit vom jeweiligen Standort. Schon geringe Unterschiede im Windangebot können daher über hohe Erträge oder wirtschaftliche Enttäuschungen entscheiden. Verdoppelt sich der Wind beispielsweise, steigt der Ertrag auf das Achtfache. Halbiert sich der Wind hingegen, bleibt nur ein Achtel übrig.
Eine Beispielrechnung der Verbraucherzentrale zeigt, wie begrenzt der Ertrag kleiner Windräder oft ist. Eine Anlage mit einem Meter Rotordurchmesser kommt unter optimistischen Bedingungen auf rund 96 Kilowattstunden Strom pro Jahr. Wird dieser Strom vollständig im eigenen Haushalt genutzt, entspricht das einem Wert von etwa 35 Euro.
Zwar könne sich der Ertrag bei doppeltem Durchmesser vervierfachen, dennoch bleibe der wirtschaftliche Nutzen laut der Verbraucherzentrale meist überschaubar. In der Praxis falle die Ausbeute je nach Standort und Anlagenqualität häufig sogar noch geringer aus.
Im Vergleich dazu würde eine Photovoltaik-Anlage mit vergleichbarer Fläche in den meisten Fällen ähnlich viel oder sogar mehr Strom erzeugen. Zusätzlich hätte dies den Vorteil, dass die Stromproduktion über das Jahr hinweg mit höherer Zuverlässigkeit stattfindet.
Für eine Entscheidung über die Eignung eines Standorts könne auch eine Windmessung herangezogen werden. Dies sei aber in den meisten Fällen nicht sinnvoll, da die Kosten hierfür im Verhältnis zum erwarteten Ertrag einer Anlage meist unwirtschaftlich sind.
Ähnlich wie Balkonkraftwerke müssen auch kleine Windkraftanlagen beim Stromnetzbetreiber und bei der Bundesnetzagentur angemeldet werden. Es sollte außerdem geprüft werden, ob die Anlage in die Gebäude- und Haftpflichtversicherung aufgenommen werden kann, um mögliche Schäden abzusichern.
Die Vergütung für eingespeisten Windstrom aus einer Kleinwindanlage liegt zwischen etwa acht bis zwölf Cent pro Kilowattstunde. Ähnlich wie bei Balkonkraftwerken ist also auch bei Mini-Windrädern für Zuhause der Eigenverbrauch sinnvoller.
Allerdings müssen Interessierte bei der Lebensdauer – vor allem im Vergleich zu Photovoltaikmodulen – Abstriche machen. Denn während bei einer PV-Anlage die Lebensdauer heute bei 20 oder mehr Jahren liegt, sei diese für Windkraftanlagen unsicher und vermutlich deutlich niedriger.
Insgesamt legt das Fazit der Verbraucherzentrale nahe, dass Mini-Windräder für Wohngebäude eher ungeeignet sind. Bei idealen Standortbedingungen könnten sie aber in speziellen Bereichen wie auf Booten oder bei entlegenen Hütten sinnvoll sein.
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Der Beitrag Solarzaun statt Balkonkraftwerk: Mehr Eigenverbrauch dank Vertikalmontage erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Balkonkraftwerke boomen. Doch ihr grösstes Problem bleibt: Sie liefern den meisten Strom mittags, wenn kaum jemand zu Hause ist. Ein österreichisches Unternehmen will das mit einer Solaranlage lösen, die direkt in den Gartenzaun eingefädelt wird. Die vertikale Ausrichtung soll Strom gezielt morgens und abends erzeugen, wenn der Verbrauch im Haushalt am höchsten ist.
Balkonkraftwerke haben in den vergangenen Jahren deutlich an Beliebtheit gewonnen. Die steckerfertigen Mini-Solaranlagen ermöglichen es inzwischen vielen Haushalten, eigenen Strom zu erzeugen und so die Energiekosten zu senken.
Einer der Treiber dieser Entwicklung sind auch regulatorische Veränderungen, wie die Anhebung der maximalen Einspeisung von 600 auf 800 Watt im Jahr 2024. Diese hatte unter anderem zur Folge, dass sich allein im Jahr 2025 die Zahl der neu installierten Anlagen im Vergleich zum Vorjahr mehr als verdoppelt hat und somit der stärkste Zubau seit 2018 verzeichnet werden konnte.
Bis Ende 2025 waren in Deutschland bereits mehr als 1,2 Millionen Balkonkraftwerke in Betrieb gemeldet. Diese finden sich oft an Balkonbrüstungen, auf Terrassen oder an Hausfassaden und ermöglichen eine vergleichsweise einfache Nutzung von Solarenergie im Alltag.
Aber auch Zäune rücken als alternative Installationsorte immer mehr in den Fokus. Die Entwicklung eines Unternehmens aus Graz setzt hier an und kombiniert dafür Sichtschutz mit integrierter Solartechnik zur Stromerzeugung.
Die Zaunsolaranlage des österreichischen Unternehmens Sunbooster ist als Ergänzung für bestehende Doppelstabmattenzäune gedacht. Denn die flexiblen PV-Module des Modells Vertical+ werden einfach in den Gartenzaun eingefädelt.
Dafür hat Sunbooster bewegliche Streifen mit integrierten PV-Modulen entwickelt. Diese können laut dem Unternehmen herkömmliche Sichtschutzbänder im Gartenzaun ersetzen und auf beiden Seiten Strom erzeugen.
Eine ältere Version der Entwicklung war nur auf eine Zaunlänge von maximal zehn Metern und eine Leistung von 800 Watt ausgelegt. Mit Vertical+ hingegen soll es laut dem Unternehmen nun möglich sein, auch Zäune mit einer Länge von 100 Metern zu verkleiden.
Dabei kommt die Anlage laut Herstellerangaben auf einen Wirkungsgrad von bis zu 92 Prozent. Bei einem Einzelsystem mit einer Länge von 2,5 Metern und 468 Wp Leistung konnten bei Messungen demnach 430 Watt erreicht werden. Inklusive Inverser und zehn Meter Anschlusskabel bietet Sunbooster ein zwei Meter langes Solarzaun-Modul für 568,70 Euro an (Stand: 13. April 2026).
Herkömmliche Balkonkraftwerke erreichen typischerweise über den Tag verteilt ihre höchste Stromproduktion zur Mittagszeit, wenn die Sonneneinstrahlung am stärksten ist. Die Erzeugung in den Morgen- und Abendstunden fällt meist deutlich geringer aus.
Das wiederum steht jedoch häufig im Gegensatz zum typischen Strombedarf in einem Haushalt. Denn dieser ist meist vor allem in den frühen Morgenstunden sowie in den Abendstunden am höchsten.
Die vertikale Ausrichtung der Anlage von Sunbooster setzt genau hier an und soll die typischen Bedarfsspitzen morgens und abends abfangen. Denn die Anlage ist so konzipiert, dass sie Sonnenenergie vor allem dann besonders effektiv aufnehmen kann, wenn die Sonne sehr tief steht.
Am besten funktioniert das laut dem Hersteller bei einer Ost-West-Ausrichtung. Es sei allerdings auch eine Ausrichtung nach Süden möglich, wenn besonders hohe Mittagserträge erzielt werden sollen. Das sei allerdings meist nur in offenen, schattenfreien Bereichen sinnvoll.
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Der Beitrag Fraunhofer-Studie: Kostenloses E-Auto-Parken spart 63.000 Tonnen CO2 erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Baden-Württemberg will den Verkehrssektor schon 2040 klimaneutral machen. Fünf Jahre vor dem Bund. Doch welche Maßnahmen bringen tatsächlich etwas? Das Fraunhofer ISI hat im Auftrag des Landesverkehrsministeriums drei konkrete Beispiele aus Stuttgart, Tübingen und Freiburg mit echten Daten ausgewertet.
Die Bundesregierung hat in ihren Klimazielen festgelegt, dass die CO2-Emissionen im Verkehrssektor in den kommenden Jahren deutlich sinken müssen. Angestrebt wird bis zum Jahr 2045 die Klimaneutralität in allen Sektoren, unter anderem durch den Ausbau der Elektromobilität und eine stärkere Nutzung von klimafreundlichen Verkehrsmitteln.
Das Land Baden-Württemberg geht einen ehrgeizigeren Weg und will bereits im Jahr 2040 Klimaneutralität im Verkehrssektor erreichen. Zuvor sollen in den kommenden Jahren bis 2030 die CO2-Emissionen um 55 Prozent gegenüber dem Jahr 1990 sinken.
Welche Maßnahmen für die Erreichung dieser Klimaziele hilfreich sein könnten, zeigt eine neue Untersuchung des Fraunhofer-Instituts für System- und Innovationsforschung (ISI). Dafür wurden im Auftrag des Verkehrsministeriums Baden-Württemberg unter anderem Fallbeispiele aus Stuttgart, Tübingen und Freiburg analysiert.
Das Fraunhofer ISI hat für das vorliegende Working Paper drei Maßnahmen untersucht. Mithilfe sogenannter Ex-post-Analysen wurde untersucht, welche tatsächlichen Auswirkungen die bereits umgesetzten Maßnahmen auf klimaschädliche Treibhausgasemissionen hatten.
Eine dieser Maßnahmen war die Einführung einer Schnellbuslinie in Freiburg im Dezember 2022. Diese verbindet an Wochentagen morgens und nachmittags mehrere Umlandgemeinden mit der Kernstadt und dem Bahnnetz.
Dadurch konnten für Pendler Fahrzeiten und Umstiege reduziert werden. Die Ex-post-Analyse des Fraunhofer ISI hat in einer Umfrage ergeben, dass ein Drittel der befragten Fahrgäste aufgrund der Buslinie auf die Nutzung des eigenen Autos verzichtet.
Die Buslinie spart so jährlich 157 Tonnen CO2 durch die Reduzierung des Individualverkehrs. Hinzu kommt ein Eigenausstoß von ungefähr 103 Tonnen CO2-Emissionen pro Jahr durch den Einsatz von Dieselbussen.
Insgesamt reduziert die Schnellbuslinie die CO2-Emissionen also im Jahr um 54 Tonnen. Laut dem Fraunhofer ISI könnte der Einsatz von Elektrobussen die Wirkungen verdreifachen.
Bereits im Jahr 2012 hat die Stadt Stuttgart kostenfreies Parken für Elektroautos eingeführt. Aufgrund der starken Zunahme von E-Autos in der Region ist die Regelung zum Ende des Jahres 2022 allerdings ausgelaufen.
Zu der Zeit lag der Anteil von Elektroautos in Stuttgart bei acht Prozent und damit fast doppelt so hoch wie im landesweiten Durchschnitt von 4,5 Prozent. Die Analyse des Fraunhofer ISI zeigt, dass in den Jahren 2018 bis 2022 schätzungsweise bis zu 15.460 rein elektrische Fahrzeuge und 10.160 Plug-in-Hybride aufgrund des kostenlosen Parkens anstatt herkömmlicher Verbrenner angeschafft wurden.
Dabei konnte rund ein Drittel aller rein elektrischen Fahrzeuge dem kostenlosen Parken zugerechnet werden. Diese Maßnahme hatte eine Einsparung von rund 63.000 Tonnen CO2 in diesem Zeitraum zur Folge.
Bis zum Juli 2021 galt bundesweit eine Obergrenze für Anwohnerparken in Höhe von 30,70 Euro jährlich. Diese wurde aufgehoben, wodurch die Gebühren in zahlreichen Gemeinden angehoben wurden.
In der Stadt Tübingen beispielsweise kostet ein Bewohnerparkausweis im untersuchten Zeitraum je nach Antriebsart, Fahrzeuggewicht und Einkommen im Schnitt 126 Euro. Durch diesen Anstieg wurden 2,6 Prozent beziehungsweise 275 Fahrzeuge im Untersuchungsgebiet abgeschafft. Pro Einwohner wurden in Tübingen so zwischen 2022 und 2024 jährlich 12,4 Kilogramm CO2 pro Einwohner eingespart.
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