Der Ausbau der Stromerzeugung aus Windkraft schreitet in Europa zu langsam voran, als das sich mit dem aktuellen Tempo die Ziele beim Umbau des Energiesektors erreichen ließen. Im letzten Jahr ging es zwar etwas voran - aber eben deutlich zu wenig. (Weiter lesen)Der Beitrag Wärmepumpen: Deutsche Firma will Propan-Problem gelöst haben erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Mit deutlich reduzierter Füllmenge des natürlichen Kältemittels Propan will ein deutscher Hersteller ein zentrales Sicherheitsproblem moderner Wärmepumpen entschärfen. Möglich macht das eine neue Bauweise, die hohe Effizienz und Sicherheitsanforderungen verbindet.
Die Bundesregierung setzt in ihren Klimazielen stark auf Wärmepumpen als Schlüsseltechnologie für die Wärmewende. Bis zum Jahr 2030 sollen rund sechs Millionen Wärmepumpen in Deutschland installiert sein.
Um dieses Ziel zu erreichen, ist ab 2024 ein jährlicher Zubau von mindestens 500.000 Geräten vorgesehen. Damit sollen fossile Heizungen schrittweise ersetzt und die CO2-Emissionen im Gebäudesektor deutlich reduziert werden.
Trotz ihres Potenzials für die Energiewende können Wärmepumpen durch die eingesetzten Kältemittel auch klimaschädlich sein. Das natürliche Kältemittel Propan stellt hierzu eine Alternative dar. Allerdings erhöht seine Brennbarkeit die Sicherheitsanforderungen bei Entwicklung, Installation und Betrieb der Wärmepumpen.
Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE hat deshalb zusammen mit dem deutschen Unternehmen Ait-Group an einer Lösung für dieses Problem gearbeitet. Dabei konnte die Menge des Kältemittels Propan auf unter 150 Gramm reduziert werden, was die Brandgefahr deutlich minimiert.
Bereits im Jahr 2020 haben das Fraunhofer ISE und die bayerische Ait-Group das Projekt „Low Charge 150“ (LC150) ins Leben gerufen. Zusammen sollte ein Wärmepumpenkonzept entwickelt werden, das die Verwendung des natürlichen Kältemittels Propan in deutlich reduzierter Menge ermöglicht.
Das Forschungsteam konnte dabei mit einer Füllmenge von nur 124 Gramm Propan nach eigenen Angaben einen Effizienzrekord erreichen. Die Heizleistung konnte mit dieser Kältemittelmenge auf 12,8 Kilowatt gesteigert werden.
Pro Kilowatt ergab sich daraus eine spezifische Kältemittelfüllmenge von rund zehn Gramm. Das Ziel des Projekts waren 15 bis 30 Gramm pro Kilowatt – das Team habe die Projektziele damit deutlich übertroffen.
Mit Hilfe der Projektergebnisse konnte die Ait-Group nun eine serienreife Wärmepumpe entwickeln, die auf eine sehr geringe Kältemittel-Füllmenge angewiesen ist. „Unser Ziel war es, die im Projekt gewonnenen Erkenntnisse gezielt in die Entwicklung der nächsten Generation hocheffizienter und umweltfreundlicher Wärmepumpen einfließen zu lassen“, erklärt Edgar Timm, Director R+D der Ait-Group.
Trotz des brennbaren Materials sind Wärmepumpen mit dem Kältemittel Propan grundsätzlich auch für den Einsatz in Gebäuden geeignet. Bislang erforderte der Einsatz jedoch zusätzliche technische Vorkehrungen in Form eines aktiven Lüftungskonzepts.
Bei den Modellen alpha innotec WZSV 63 und NOVELAN WSV 6.3 der Ait-Group, die auf den Forschungsergebnissen des Projekts LC150 basieren, kann auf ein solches Lüftungskonzept jedoch verzichtet werden. Denn obwohl die Sole-Wärmepumpen Propan als Kältemittel nutzen, ist ein solches Konzept laut dem Hersteller nicht nötig.
Denn für den Fall des Austritts von Kältemittel seien die Geräte so konzipiert, dass maximal nur 150 Gramm des natürlichen Kältemittels freigesetzt werden. Dadurch sei ein sicherer Betrieb in Innenräumen gewährleistet und ein zusätzliches Lüftungskonzept nicht erforderlich.
Die Wärmepumpen wurden für den platzsparenden Einsatz in Ein- und Mehrfamilienhäusern entwickelt. Durch ein herausnehmbares Kältekreis-Modul sollen auch Transport und Installation vereinfacht werden.
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Der Beitrag „Super-Thermoskanne“: Neue Geothermie-Technik holt Wärme aus der Tiefe erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
In Brandenburg wird an einer neuartigen Tiefengeothermie-Technologie gearbeitet, die Wärme aus mehreren Kilometern Tiefe nahezu verlustfrei an die Oberfläche bringen soll. Kern des Konzepts ist ein vakuumisoliertes Rohrsystem, das wie eine überdimensionierte Thermoskanne funktioniert.
Geothermie kann ganzjährig verfügbare, klimaneutrale Wärme liefern und ist unabhängig von Wetter, Tages- oder Jahreszeit. Vor allem im Vergleich zur Sonnen- oder Windenergie bringt sie damit entscheidende Vorteile für die Klimawende, da weder Wind- noch Dunkelflauten sie beeinträchtigen.
Gerade im Wärmesektor, der in Deutschland für einen großen Teil der CO2-Emissionen verantwortlich ist, bietet die Geothermie das Potenzial, fossile Energieträger wie Gas oder Öl dauerhaft zu ersetzen. Bislang wurde ihr Ausbau jedoch unter anderem durch hohe Investitionskosten, technische Risiken bei Tiefbohrungen oder Wärmeverluste auf dem Weg zur Oberfläche gebremst
Ein Projekt in der Brandenburger Schorfheide könnte zumindest das letzte Problem lösen. Denn hier erprobt das dänische Startup Green Therma zusammen mit dem Helmholtz-Zentrum für Geoforschung (GFZ Potsdam) einen neuen Ansatz. Dieser funktioniert ähnlich wie eine überdimensionierte Thermoskanne und kann Wärme aus Kilometern Tiefe nahezu verlustfrei an die Oberfläche bringen.
Das dänische Geothermie-Startup Green Therma will mit seinem neuartigen, vakuumisolierten Bohrlochsystem die Nutzung tiefer Erdwärme wirtschaftlicher und breiter einsetzbar machen. Herzstück der Technologie ist ein geschlossener Kreislauf, der die aus mehreren Kilometern Tiefe gewonnene Wärme nahezu verlustfrei an die Oberfläche transportieren soll.
Im Vergleich zur bisher herkömmlichen Tiefengeothermie benötigt das DualVac-System nur ein Bohrloch, nicht mehr zwei. In diesem Bohrloch arbeitet ein vakuumisoliertes Rohr. Durch dieses Rohr kann die Wärme, die in drei Kilometern Tiefe mehr als 100 Grad Celsius beträgt, nach oben befördert werden.
Zusätzlich müssen für dieses System nicht zwingend neue Bohrungen stattfinden. Denn das dänische Startup will auch alte, ungenutzte Bohrlöcher umfunktionieren und so Ressourcen schonen.
Am Forschungsstandort Groß Schönebeck in Brandenburg wollen das Helmholtz-Zentrum für Geoforschung und Green Therma dieses System nun testen. In dem Projekt soll die direkte Nutzung von Erdwärme für Fernwärme untersucht werden.
Bereits im Jahr 2025 haben die Projektpartner das Brunnen-Bohrloch auf seine Eignung überprüft. Die vollständige Inbetriebnahme ist voraussichtlich für die erste Hälfte des Jahres 2026 geplant. Die Anlage wird dann nach Inbetriebnahme ein Jahr lang einem Stresstest unterzogen.
Geht dieser Test positiv zu Ende, könnte sich die Nutzung von Erdwärme deutlich ausweiten. Denn so könnte Geothermie auch in größeren Tiefen wirtschaftlich nutzbar gemacht werden. Damit hätte die Technologie das Potenzial, Erdwärme zu einer verlässlichen Säule der klimaneutralen Wärmeversorgung für Städte und Industrie werden zu lassen.
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Der Beitrag Verbrenner in E-Autos umbauen: Lohnt sich der Aufwand? erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Der Umbau klassischer Verbrenner in E-Autos wäre eine nachhaltige Alternative zum Neuwagenkauf. Doch wie praktikabel sind solche Umbauten und welche Kosten würden diese verursachen?
Die Bundesregierung hat die Elektromobilität klar als zentralen Baustein ihrer Klimaziele verankert. So sollen bis zum Jahr 2030 rund 15 Millionen vollelektrische Fahrzeuge auf deutschen Straßen unterwegs sein.
Ziel ist es, die Emissionen im Verkehrssektor drastisch zu reduzieren. Denn nur so kann das Ziel der Klimaneutralität bis zum Jahr 2045 erreicht werden.
Doch von den 15 Millionen vollelektrische Fahrzeugen ist Deutschland noch weit entfernt. Denn am 1. Oktober 2025 waren bislang nur 1,9 Millionen Elektroautos auf deutschen Straßen unterwegs. Anfang des Jahres waren es im Vergleich dazu 29,9 Millionen Benziner sowie 13,8 Millionen Dieselfahrzeuge.
Eine Möglichkeit, die angestrebten Zahlen im Verkehrssektor dennoch bis 2030 zu erreichen, wäre der Umbau von Verbrennern in E-Autos. Doch wie praktikabel wäre das in der Realität und ab wann würde sich eine solche Investition rechnen?
Der Umbau von Verbrennern zu E-Autos würde eine Reihe von Vorteilen mit sich bringen. Denn durch die weitere Nutzung bestehender Fahrzeuge könnten eine große Anzahl an Ressourcen gespart werden.
Der Umbau würde es ermöglichen, Karosserie, Fahrwerk und viele weitere Bauteile weiterzuverwenden, diese müssten dann – im Vergleich zum Neukauf – nicht neu produziert werden. Gleichzeitig könnten Besitzer älterer Fahrzeuge einfacher in die Elektromobilität einsteigen und müssten hierfür kein komplett neues Auto kaufen. Dadurch könnten Kosten deutlich gesenkt werden.
Zusätzlich könnte die Klimaneutralität im Verkehrssektor schneller gesenkt werden, da der Bestand an E-Autos schneller vergrößert werden könnte. Das Vorgehen würde außerdem die Lebensdauer bestehender Autos nachhaltig verlängern.
Tatsächlich gibt es in Deutschland inzwischen Firmen, die sich auf genau solche Umbauten – sogenannte Retrofits – spezialisiert haben. So beispielsweise auch die Firma E-Revolt aus dem bayerischen Dachau. Diese hat für die Umrüstung des VW Golf 7 einen Bausatz entwickelt, der den Umstieg erleichtern soll.
E-Revolt selbst bezeichnet das entwickelte Verfahren als „kostengünstige Alternative zum Kauf eines neuen Elektrofahrzeugs“. Das System maximiere die Nutzung von Ressourcen und minimiere den Abfall.
Michael Krail, Verkehrsexperte am Fraunhofer Institut für System- und Innovationsforschung, hat für den SWR eine Kosten-Nutzen-Analyse erstellt. Laut dem Experten sei die „Wirtschaftlichkeitsrechnung tatsächlich überraschend“.
Die Kosten für den Umbau durch E-Revolt liegen zwischen 12.000 und 15.000 Euro. Diese würden sich laut Krail beim Umbau eines zehn Jahre alten VW Golf mit Dieselmotor bei einer Fahrleistung von 14.000 km pro Jahr bereits nach sieben Jahren amortisieren. Bei einem Modell mit Benzinmotor wären dies nach neun Jahren der Fall.
Attraktiver könnten diese Umbauten natürlich auch durch staatliche Förderung werden. In Frankreich beispielsweise werden diese mit bis zum 5.000 Euro gefördert. Das deutsche Bundesverkehrsministerium hält jedoch eine „serielle Umrüstung von Pkw wirtschaftlich nicht für sinnvoll“, wie es auf Anfrage des SWR heißt.
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Der Beitrag Feststoffbatterie: Neuer Hightech-Akku aus Europa erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Der kroatische Automobilhersteller Rimac arbeitet an einer neuen Feststoffbatterie, die die Versorgung von E-Autos auf ein neues Level heben könnte. Das Paket soll bis zu 30 Kilogramm leichter sein als klassische Akkus und dabei deutlich mehr Energie bieten.
Feststoffbatterien gelten als eine der vielversprechendsten Zukunftstechnologien der Automobilindustrie. Denn sie können deutlich höhere Energiedichten als heute gängige Lithium-Ionen-Batterien erreichen.
Für Automobilkonzerne kann das entscheidende Vorteile in Sachen Reichweite von E-Autos bringen. Denn bei gleichem Gewicht können Feststoffbatterien mehr Reichweite ermöglichen.
Das kroatische Unternehmen Rimac Technology rückt dem Traum von Feststoffbatterien für die Straße mit seinen aktuellen Entwicklungen nach eigenen Angaben deutlich näher, wie das britische Fachmagazin Autocar berichtet. Bis zum Ende des Jahrzehnts wolle der Hersteller seine Feststoffbatterien auf den Markt bringen.
Feststoffzellen bieten auch durch ihre Bauweise zusätzliche Vorteile für die Automobilindustrie, da sie ohne flüssige, brennbare Elektrolyte auskommen. Dadurch können diese Akkus wesentlich widerstandsfähiger gegenüber Überhitzung oder Bränden sein.
Zudem bieten Feststoffbatterien schnellere Ladezeiten und eine längere Lebensdauer. Das wiederum hat Auswirkungen auf die langfristigen Kosten sowie den Komfort der Fahrer.
Die Festkörperbatterie der Firma Rimac, die sich derzeit in Tests befindet, soll auf eine Kapazität von 100 Kilowattstunden kommen. Der kroatische Hersteller arbeitet hieran zusammen mit dem Zellhersteller ProLogium und den Verbundwerkstoffexperten von Mitsubishi
Rimac verspricht sich von seinem Prototypen eine um 20 bis 30 Prozent höhere Energiedichte als bei einer herkömmliche Batterie. Dabei ist die Feststoffzelle außerdem rund 30 Kilogramm leichter. Grund hierfür ist das sehr leichte sowie extrem steife Verbundgehäuse, das von Mitsubishi beigesteuert wird.
Nurdin Pitarevic, der stellvertretende CEO der Rimac Group, erklärt im Interview mit Autocar, dass die entwickelte Feststoffbatterie bis zum Ende des Jahrzehnts auf die Straßen kommen soll. Das könnte in einem neuen Bugatti-Modell der Fall sein, das der Automobilhersteller 2030 auf den Markt bringen will.
Pitarevic geht außerdem davon aus, dass die Kosten der Feststoffbatterie bis zum Jahr 2035 mit aktuellen Standardzellen gleichziehen werden. Der kroatische Hersteller habe jedoch keine Absicht Festkörperbatterien in Serie zu konventionellen Preisen herzustellen. Es sei jedoch denkbar, dass Rimac die eigene Technologie für die Batterieherstellung an andere Unternehmen lizensiert.
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Der Beitrag Heimspeicher: Multilevel-Wechselrichter soll Stromverluste reduzieren erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Sie gelten als technischer Hoffnungsträger für die Energiewende: Multilevel-Wechselrichter versprechen, Solarstrom effizienter und netzfreundlicher nutzbar zu machen. Doch wie groß ist ihr tatsächliches Potenzial für die Optimierung der Solarstromerzeugung?
Herkömmliche Wechselrichter sind das Herzstück einer jeden Solaranlage. Denn die verbauten Solarmodulen erzeugen Gleichstrom, der allerdings so nicht im Haushalt genutzt oder in das Stromnetz eingespeist werden kann.
Der Wechselrichter kann diesen Gleichstrom in Wechselstrom umwandeln und die Energie so nutzbar machen. Je effizienter diese Umwandlung stattfindet, desto mehr der gewonnenen Sonnenenergie kann tatsächlich auch genutzt werden.
Der Multilevel-Wechselrichter arbeitet zwar nach einem ähnlichen Grundprinzip, is jedoch technisch aufwendiger. Denn in diesem Gerät wird der Wechselstrom nicht in wenigen groben Stufen, sondern in vielen kleinen Abstufungen – den sogenannten Multileveln – erzeugt.
Dadurch kommt der erzeugte Strom dem idealen Netzstrom näher und es entstehen weniger Verluste. So kann mehr von der erzeugten Solarenergie tatsächlich nutzbar gemacht und gleichzeitig das Stromnetz geschont werden.
Die komplexere Technik und höheren Anforderungen an Steuerung und Aufbau erzeugen jedoch auch steigende Kosten. Wie praktikabel sind Multilevel-Wechselrichter also für die Solarenergie wirklich?
Speicher für Solaranlagen, in denen ein Multilevel-Wechselrichter verbaut ist, gelten als besonders effizient und sicher. Gleichzeitig sind sie zusätzlich aber auch langlebiger.
Fällt bei einem Speichersystem mit herkömmlichem Wechselrichter ein Batteriemodul aus, kann das das gesamte System lahmlegen. Multilevel-Wechselrichter hingegen können ein ausgefallenes Modul umgehen und die Energieversorgung über die übrigen Batteriezellen aufrechterhalten.
Auch Autobauer wie der Konzern Stellantis greifen bereits auf dieses System zurück. Zusammen mit dem französischen Batteriehersteller Saft sowie Forschern der Sorbonne Université und der Université Paris-Saclay hat Stellantis bereits das erste Prototypenfahrzeug mit dem „bahnbrechenden“ Intelligent Battery Integrated System (IBIS) in den Praxistest geschickt.
Die Forscher haben Wechselrichter und Ladeelektronik dabei direkt in das Batterie-System IBIS integriert. So können rund 40 Kilogramm Gewicht eingespart sowie bis zu 17 Liter Volumen freigemacht werden.
Neu ist die Technologie hinter den Multilevel-Wechselrichtern jedoch nicht. Sie wird beispielsweise bei Hochspannungs-Gleichstromübertragungen schon seit Jahrzehnten eingesetzt, wie Jochen Siemer, Redakteur beim Branchenportal PV Magazine, im Gespräch mit YouTuber Felix Goldbach erklärt.
Forscher am Vellore Institute of Technology in Indien haben nun einen neuartigen Multilevel-Wechselrichter entwickelt, der Solarstrom besonders effizient in nutzbaren Wechselstrom umwandeln kann. Das System arbeitet mit 37 fein abgestuften Spannungsebenen und kann so den erzeugten Strom deutlich gleichmäßiger bereitstellen.
Die Messungen der Forscher zeigen unter Laborbedingungen bereits einen Wirkungsgrad von rund 93 Prozent. Gleichzeitig konnten störende Verzerrungen im Stromsignal deutlich reduziert werden, was die Effizienz des Gesamtsystems weiter verbessert und angeschlossene Geräte schont.
Die Ergebnisse deuten darauf hin, dass Multilevel-Wechselrichter künftig dazu beitragen könnten, mehr nutzbaren Strom aus derselben Menge Solarenergie zu gewinnen. Für die Nutzung in Elektroautos oder stationären Speichern befinden sich Multilevel-Wechselrichter jedoch noch in der Laborphase. Denn bislang kann die gesteigerte Effizienz die höheren Kosten noch nicht ausgleichen.
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Der Beitrag Warum Strom in Deutschland so teuer ist erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
In Deutschland zahlen Haushalte die höchsten Strompreise in Europa – rund 38 Cent pro Kilowattstunde im ersten Quartal 2025. Warum das so ist? Hinter hohen Steuern, Netzgebühren und einem Wandel bei der Energieversorgung steckt ein komplexes Geflecht, das Verbraucher auf der Stromrechnung zu spüren bekommen. Eine kommentierende Analyse.
Strom ist in Deutschland längst mehr als nur ein Produkt. Er ist zu einem Politikum geworden. Die hohen Preise sind dabei kein Zufall, sondern Ergebnis politischer Konflikte und guter Absichten, die ins Stolpern geraten sind.
Denn: Die Strompreise in Deutschland sind nicht so hoch, weil die Stromproduktion so teuer ist, sondern weil Netzausbau, Steuern, Abgaben und Umlagen den Preis massiv aufblasen. Verbraucher müssen diese Last tragen. Gleichzeitig drücken globale Krisen und teure fossile Ersatzkraftwerke in Zeiten ohne Wind und Sonne Preis nach oben.
Die Energiewende und der Ausbau von Wind und Solar senken zwar langfristig die Erzeugungskosten, doch kurzfristig bringen wetterabhängige Erneuerbare auch Volatilität, einen teuren Netzausbau und einen hohen Bedarf an Energiespeichern mit sich. Zumindest letztere tragen sich aktuell aber überwiegend selbst.
Größtes Problem bleiben aktuell deshalb die vergleichsweise hohen staatlichen Abgaben und Umlagen. Letztlich sind die Strompreise zu einem politischen Produkt geworden. Vor allem die starren Preiszonen tragen während des schleppenden Netzausbaus zu hohen Kosten bei.
In Norddeutschland gibt es etwa Windenergie im Überfluss, die im Süden gebraucht wird. Weil die Stromnetze aber noch nicht so weit sind, diese Energie zu übertragen, werden Windräder teilweise abgeschaltet. Wobei es ein deutlich vernünftigerer Ansatz wäre, Strom lokal zu produzieren und nicht durch die halbe Bundesrepublik zu schicken. Denn auch das trägt zu hohen Kosten bei.
Mit Blick auf die Strompreise in Deutschland gibt es Hoffnung: Die Netzentgelte sollen sinken, neue Speichertechnologien stehen in den Startlöchern und der europäische Strommarkt soll optimiert werden, was die Preise stabilisieren könnte.
Andererseits werden Fortschritt, Energiewende und günstigere Preise gedrosselt, weil die Bürokratie schneller wächst als der Energie- und Netzausbau. Aktuell bekämpft der Staat mit seinen Subventionen die mitunter selbst verursachten Kosten-Symptome.
Doch langfristig werden die erneuerbaren Energien dafür sorgen, dass die Strompreise in Deutschland immer weiter sinken – und uns obendrein unabhängiger machen. Forderungen wie der Bau neuer Atomkraft oder Gaskraftwerke gehören derweil ins Reich der Märchen.
Denn: Sie werden weder kurz- noch langfristig helfen, sondern die Kosten sogar in die Höhe treiben. Die Politik müsste die richtigen Stellschrauben drehen, sowohl in puncto Steuern und Umlagen als auch bei der Bürokratie – und zwar vor allem mit der Einführung von Strompreiszonen.
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