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Wer mit einer Wärmepumpe statt mit Gas heizt, kann langfristig viel Geld sparen, wie eine neue WWF-Berechnung zeigt. Demnach kann klimafreundliches Heizen langfristig deutlich günstiger sein als fossile Alternativen – selbst in älteren Häusern.

Bis zum Jahr 2045 soll Deutschland klimaneutral werden. Neben dem Ausbau von Erneuerbaren Energien steht im Zuge der Energiewende auch die Wärmeversorgung in Wohngebäuden im Fokus.

Für viele Hausbesitzer stellt sich deshalb die Frage, wie sie künftig heizen sollen. Ob sich der Umstieg auf eine klimafreundliche Wärmepumpe lohnt oder eine neue Gasheizung weiterhin eine sinnvolle Alternative ist, hängt von zahlreichen Faktoren ab.

Neben den gesetzlichen Vorgaben spielen dabei vor allem die Anschaffungskosten sowie die langfristigen Betriebskosten eine entscheidende Rolle. Welche Heiztechnik sich finanziell mehr lohnt, hat der Umweltverband WWF nun in einer neuen Berechnung untersucht.

Wärmepumpe oder Gas? Neue WWF-Berechnung zeigt, was günstiger ist

Für die Beurteilung, welche Heiztechnik langfristig die geringeren Kosten verursacht, hat der WWF die Wirtschaftlichkeit von Wärmepumpen und Gasheizungen untersuchen lassen. Für die Modellrechnung hat die Umweltschutzorganisation das Beratungsunternehmen Prognos beauftragt.

Dabei wurden neben den Anschaffungskosten auch die laufenden Ausgaben für den Betrieb sowie staatliche Förderungen der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) an einem Beispielgebäude berücksichtigt. In allen betrachteten Varianten kommt die Berechnung zu dem Ergebnis, dass die Wärmepumpe die langfristig günstigere Alternative zum Heizen ist.

Am schnellsten amortisiert sich die Investition demnach in Kombination mit einer Photovoltaikanlage auf dem eigenen Dach sowie bei maximaler Förderquote. Gegenüber einer neuen Gasheizung zahlt sich die Wärmepumpe laut der Berechnung auch in ineffizienten Gebäuden in diesem Szenario bereits nach vier Jahren aus.

Für die maximale Förderquote sei jedoch Schnelligkeit geboten. Denn die Fördersummen nehmen über die Zeit ab, wobei die Unterschiede je nach Förderanspruch zwischen 4.600 und 5.380 Euro liegen können.

„Wer heute klimafreundlich handelt, handelt auch wirtschaftlich vernünftig“, erklärt WWF-Gebäudeexperte Sebastian Breer. „Klima schützen, dabei Geld sparen und sich lösen von unsicheren fossilen Energien ist ein echter Win-Win-Win.“

Wärmepumpe: Warum sich schnelles Handeln finanziell lohnen kann

Die WWF-Modellrechnung bezieht unter anderem die neuen Förderstufen in der BEG und deren Auswirkungen zu zwei Zeitpunkten mit ein. Dafür wurden die Kosten für den Kauf von Wärmepumpe oder Gasheizung im Oktober 2026 sowie im August 2028 verglichen. Ab diesem Zeitpunkt fällt der Geschwindigkeitsbonus in der Förderung weg.

Die Beispielrechnung basiert auf einem für den Gebäudebestand in Deutschland repräsentativen Einfamilienhaus, das teilsaniert ist und die Energieeffizienzklasse F hat. Auch einbezogen wurden unter anderem Gas-Netzentgelte sowie CO2-Preise, die in den kommenden Jahren deutlich steigen dürften.

Eine Gasheizung ist in der Anschaffung zwar deutlich günstiger als eine Wärmepumpe. Allerdings sind die laufenden Betriebskosten in der Regel höher, sodass sich die anfängliche Ersparnis über die Jahre wieder aufzehren kann.

Laut der WWF-Berechnung fallen für das Heizen mit einer im Oktober 2026 installierten Wärmepumpe in dem repräsentativen Einfamilienhaus über einen Zeitraum von 15 Jahren voraussichtlich 56.815 Euro an. Mit einer Gasheizung würden sich die Gesamtausgaben im selben Zeitraum hingegen auf 61.118 Euro summieren.

In die Kalkulation fließen sowohl die Anschaffung als auch die laufenden Heizkosten ein. Für die Wärmepumpe werden zunächst 34.000 Euro angesetzt, für den Gaskessel 14.500 Euro. Bei der Wärmepumpe werden zudem die verfügbaren staatlichen Fördermittel berücksichtigt.

Besonders profitieren können unter anderem Haushalte mit einem zu versteuernden Jahreseinkommen von weniger als 30.000 Euro. Denn durch den zusätzlichen Einkommensbonus können die Gesamtkosten für eine Wärmepumpe so auf 47.295 Euro sinken. Wer darüber hinaus eine Photovoltaikanlage nutzt, kann seine Heizkosten weiter reduzieren.

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Kostenlose Erdwärme liegt direkt unter unseren Füßen, doch der Zugang war bislang teuer und aufwendig. Ein erfolgreicher Praxistest zeigt nun, wie ein einfaches Vakuum-Bohrloch die klassische Tiefengeothermie verändern könnte. Das neue System funktioniert wie eine große Thermoskanne im Erdreich und bringt heißes Wasser direkt an die Oberfläche.

Erneuerbare Wärme kommt nicht nur von der Sonne, sondern existiert auch tief unter unseren Füßen. Doch der Zugang zu dieser Quelle war bislang sehr aufwendig. Am Forschungsstandort Groß Schönebeck nördlich von Berlin demonstriert ein Praxistest der dänischen Green Therma A/S und des GFZ Helmholtz-Zentrums für Geoforschung einen neuen Ansatz für tiefe Geothermie. Ziel der Entwickler ist es, Energie aus mehr als 3.000 Metern Tiefe zu gewinnen, ohne auf natürliche Grundwasservorkommen angewiesen zu sein.

Denn klassische Tiefengeothermie hat oft ein großes Problem. Sie benötigt sogenanntes Formationswasser. Dabei handelt es sich um tief im Gestein liegendes, natürliches Heißwasser. Fehlen diese unterirdischen Seen, bleibt die Erdwärme ungenutzt. Die geschlossene Zirkulationslösung von Green Therma soll dieses Hindernis komplett umgehen. Das Verfahren nutzt lediglich ein einziges bestehendes Bohrloch und lässt das Wasser in einem geschlossenen Ring kreisen.

Tiefengeothermie: So funktioniert die Vakuum-Bohrung

Das technische Herzstück der Anlage trägt den Namen „DualVac“. Die Funktionsweise erinnert an eine gewöhnliche Thermoskanne. Das System pumpt kaltes Wasser in der äußeren Schicht eines Doppelrohrs drei Kilometer tief in den Boden. In dieser Tiefe herrscht eine Gesteinstemperatur von rund 130 Grad Celsius, die das Wasser stark erhitzt. Anschließend fließt es durch ein innen liegendes Rohr wieder nach oben.

Damit das Wasser auf dem Rückweg keine Wärme an das umliegende Gestein verliert, ist das innere Rohr vakuumisoliert. Im ersten Versuchsaufbau konnte der Ansatz die Projektteilnehmer überzeugen. Das Wasser kam am Bohrlochkopf mit etwa 70 bis 80 Grad Celsius an. Das bedeutet, dass die Temperatur ausreicht, um Fernwärmenetze direkt zu versorgen. Der Einsatz teurer Wärmepumpen an der Oberfläche entfällt vollständig. Gleichzeitig soll der Stromverbrauch für den Betrieb der Zirkulationspumpen äußerst gering sein. Die genaue Temperatur hängt derweil von der Fließgeschwindigkeit ab.

Ein weiterer Vorteil betrifft den Gewässerschutz. Da das Wasser dauerhaft im Rohr verbleibt und keine Flüssigkeit aus dem Erdreich entnommen wird, verändert sich der unterirdische Wasserhaushalt nicht. Das erlaubt eine flexible Standortwahl. Egal, ob direkt am Rande von Großstädten oder in Industriegebieten, wo Wärme dringend gebraucht wird.

Von der Testbohrung nach Dänemark: Potenzial und offene Fragen

Für das 2023 gegründete Unternehmen Green Therma geht es mit dem neuen Ansatz nun in die Praxis. Für ein Fernwärmeprojekt im dänischen Aalborg sicherten sich die Entwickler bereits einen 30-jährigen Wärmeabnahmevertrag. Die eigentlichen Bohrarbeiten sind für Anfang 2027 geplant, um das System für eine verlässliche Grundlastenergie rund um die Uhr vorzubereiten. Jørgen Peter Rasmussen, Gründer und CEO von Green Therma, dazu:

Die Wärme ist bereits da, direkt unter unseren Füßen. Wir müssen diese enorme natürliche Ressource besser nutzen und sie dorthin bringen, wo Menschen und Industrie sie benötigen. Was wir in Groß Schönebeck demonstriert haben, zeigt, dass wir auf tiefe geothermische Wärme zugreifen und sie bei Temperaturen an die Oberfläche bringen können, die direkt und ohne Wärmepumpen genutzt werden können.

Doch noch ist Vorsicht angebracht. Denn bisher fehlen umfassende Daten zur Langzeitleistung, zur Systemstabilität und zum Wärmeentnahmepotenzial unter verschiedenen Betriebsbedingungen. Zudem war die Testbohrung in Groß Schönebeck nur leicht abgeknickt und wies keine lange horizontale Strecke im heißen Gestein auf.

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Der Beitrag Wellenkraftwerke bremsen sich aus – dieser Trick holt 98 Prozent heraus erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Unsere Ozeane stecken voller Energie, doch in der Praxis bremsen sich Wellenkraftwerke bislang oft gegenseitig aus. Ein internationales Forscherteam hat nun eine vergleichsweise einfache Lösung gefunden, mit der die Energieausbeute auf bis zu 98 Prozent klettert. Der Ansatz könnte aus Meereswellen eine verlässliche Säule der Energiewende machen.

Forschern der Universitäten Augsburg, Adelaide und Melbourne ist ein wichtiger Schritt bei der Erschließung von Ozeanenergie gelungen. In durchgeführten Simulationen demonstrierten sie das Potenzial moderner Wellenkraftwerke. Das Prinzip dahinter nutzt die Auf-und-Ab-Bewegungen unserer Weltmeere, die auf eine im Meeresboden verankerte Boje übertragen werden. Diese wandelt die kinetische Energie dann in elektrischen Strom um. Eine einzelne Boje von der Größe eines kleinen Hauses soll bereits mehrere hundert Haushalte versorgen können.

Doch in der Praxis bremsen sich die Anlagen bisher gegenseitig aus. Wenn Wellen eine Farm aus Bojen durchqueren, verändern sich die Strömungen durch Abschattungs- und Streueffekte teils massiv. Das hat zur Folge, dass an jedem Standort der Anlage völlig unterschiedliche Bedingungen herrschen. Ohne gezielte Abstimmung nehmen die vorderen Bojen den dahinterliegenden schlicht die Kraft weg.

Das Schaukel-Prinzip: Feintuning für jede einzelne Boje

Die Lösung der Wissenschaftler liegt im gezielten Anpassen einzelner Parameter. Jede Boje benötigt dafür ihre eigene Resonanzfrequenz. Dabei handelt es sich um den exakten Rhythmus, in dem sie auf die Ankunft der Wellen reagiert. Vergleichbar ist das mit einer Schaukel. Denn nur, wenn eine Person im richtigen Moment Schwung holt, kann sie höher schaukeln. Die Forscher sind überzeugt, dass die individuelle Anpassung der Resonanzfrequenz und der Schwergängigkeit des Generators für jede Boje die Energieausbeute des gesamten Parks deutlich erhöhen kann.

Und das soll mit einer besonders hohen Effizienz funktionieren. In den Modellen fängt die vordere Reihe kurze Wellen ab. Die Mitte verarbeitet mittlere Wellenlängen und die hinteren Bojen nutzen die langwelligen Reste. Die Wellen flachen also stufenweise ab, bis am Ende nur ein sanftes Schaukeln der Wasseroberfläche übrigbleibt. In Simulationsmodellen mit zehn Bojenreihen nutzten die Anlagen so bis zu 98 Prozent der ankommenden Wellenenergie. Für eine praxisnahe und kompakte Farm sollen bereits 60 Bojen in sechs Reihen ausreichen.

Selbst wenn die Wellen schräg auf den Park treffen, liegt laut den Forschern die durchschnittliche Energieabsorption noch bei über 90 Prozent. Denn die Strategie deckt schwankende Wellenrichtungen und unterschiedliche Frequenzen problemlos ab.

Keine Dunkelflaute: Dauerstrom durch die Wellenkraftwerke

Wellenkraftwerke bergen einen entscheidenden Vorteil. Sie liefern im Gegensatz zu Solar- und Windenergie mehr oder weniger rund um die Uhr verlässlich Energie. Es existiert keine Dunkelflaute. Zudem werden typische Anlagen aus 50 bis 100 Bojen im Schachbrettmuster angeordnet. Das bündelt die Infrastruktur und senkt die Kosten für den Stromtransport zum Festland.

Höhere Erträge lassen sich somit allein durch ein intelligentes Feintuning der Steuerungsparameter erzielen. Eine bauliche Umrüstung ist nicht notwendig. Dennoch bleibt der Weg in die Praxis offen. Denn die Anschaffung und Installation der massiven Meeres-Hardware erfordert hohe Investitionen. Zudem müssen sich die Ozean-Generatoren im harten wirtschaftlichen Wettbewerb gegen bereits etablierte Wind- und Solarparks behaupten. Doch die Simulationen belegen, dass mit der richtigen Software Meeresenergie vom Hoffnungsträger zur verlässlichen Säule der Energiewende werden kann.

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Der Beitrag Diese Mini-Batterie im Wohnzimmer könnte Deutschlands Stromnetz verändern erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Rund 22 Millionen Menschen in Deutschland leben in Mehrfamilienhäusern. Im Gegensatz zu Eigenheim-Besitzern können sie bislang nur bedingt zur Energiewende beitragen. Doch jetzt zeigt ein neues Forschungsprojekt, wie steckerfertige Mini-Batteriespeicher direkt im Wohnzimmer das Stromnetz stabilisieren und gleichzeitig die eigenen Kosten senken könnten.

Ein Forscherteam unter der Leitung von Professor Stefan Dickmann von der Helmut-Schmidt-Universität in Hamburg entwickelt derzeit eine nachhaltige Energiespeicherlösung für Mehrfamilienhäuser. Das Projekt, hinter dem eine Förderung in Höhe von 13 Millionen Euro aus Bundesmitteln steckt, hört auf den Namen „NaREsys“. Ziel ist es, kleine, steckerfertige Mini-Batteriespeicher mit einer Kapazität von rund zwei Kilowattstunden für jedes Wohnzimmer verfügbar zu machen – und zwar ohne Handwerker oder Umbauten am Gebäude.

Denn das System setzt auf eine verknüpfte Schwarmintelligenz. Dazu soll eine Software die vielen kleinen Energiespeicher im Hintergrund zu einem virtuellen Großspeicher verbinden, der dann für Versorger ansprechbar und steuerbar ist. Das birgt Vorteile für beide Seiten. Denn Mieter sparen Geld durch dynamische Stromtarife, während Netzbetreiber die gebündelte Energie als Rücklagen nutzen können, um Stromspitzen abzufedern.

Ein virtueller Mini-Batteriespeicher für den Alltag

Wie das in der Praxis funktioniert, erprobt das Forscherteam derzeit in einem Labor im sächsischen Borna mit mehr als 100 Speichern unter echten Marktbedingungen. Teilnehmende Energieversorger können die vernetzten Akkus in Echtzeit ansteuern, um ihren Strom flexibel zu günstigen Zeiten an der Börse zu handeln. Diesen Preisvorteil soll dann direkt an die Haushalte weitergegeben werden.

Fällt der Strom einmal aus, können die Geräte wie eine Art Powerbank einspringen. Wichtige Kleingeräte wie Smartphones oder Notfallradios laufen dann problemlos weiter. Gleichzeitig sollen die Systeme auch voll einsatzfähig bleiben, wenn einmal die Verbindung zum großen Netz abbricht.

Hürden bei Paragrafen und IT-Sicherheit

Doch der Weg in den Alltag ist noch nicht geschafft. Das größte Hindernis liegt aktuell in der Gesetzgebung, da die aktuellen Regeln schlichtweg nicht auf solche dezentralen Systeme ausgelegt sind. Das heißt, dass Regeln für verringerte Netzentgelte nach Paragraf 14a des Energiewirtschaftsgesetzes erst ab einer Leistung von 4,2 Kilowatt greifen. Die vorgestellten Speicher fallen daher komplett durchs Raster. Ein Punkt, bei dem der Gesetzgeber noch nachbessern müsste.

Hinzu kommt die Bedrohung durch Cyberkriminalität. Eine Verknüpfung von Tausenden vernetzten Geräten mit dem Stromnetz könnte ein attraktives Ziel für Hacker sein. Um die kritische Infrastruktur zu schützen, setzen die Forscher daher auf sichere Hardware, automatische Notfallerkennung bei Netzwerk-Anomalien und Sicherheitsarchitekturen nach dem Zero-Trust-Prinzip. Das System vertraut also standardmäßig keiner Verbindung.

Das Projekt läuft noch bis Februar 2029. Der Praxistest in Borna soll hingegen schon heute zeigen, dass die Energiewende von vielen kleinen Stromspeichern massiv profitieren könnte.

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Der Beitrag Kein Wind, keine Sonne: Vergessene Mini-Wasserkraftwerke liefern trotzdem Strom erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Während viele Nationen über riesige Solar- oder Windparks diskutieren, läuft in Sachsen eine stille Stromwende im Dauerbetrieb. Historische Kleinwasserkraftwerke liefern dort völlig wetterunabhängig und ununterbrochen wichtigen Grundlaststrom. 

In vielen abgelegenen Regionen Deutschlands findet die Stromproduktion in einem kleinen Maßstab statt. Ein Beispiel ist etwa das sächsische Dorf Stein an der Chemnitz, in dem zwei Turbinen zusammen eine Leistung von 400 Kilowatt erzeugen. Das verdeutlicht, dass die Energiewende nicht zwangsläufig riesige Solar- oder Windparks benötigt, sondern auch kleine Wasserkraftwerke einen zuverlässigen Beitrag zum Klimaschutz leisten können.

Denn diese haben einen großen Vorteil gegenüber wetterabhängigen Alternativen. Ein modernes Windrad bringt es zwar auf rund 4.000 Kilowatt und damit auf die zehnfache Leistung. Doch das bringt wenig, wenn der Wind einmal stillsteht. Die kleinen Wasserkraftwerke arbeiten hingegen unermüdlich. Und Stein ist kein Einzelfall, denn über die gesamte Bundesrepublik verstreut gibt es Hunderte weitere solcher Anlagen.

Sächsisches Manchester: Kleinwasserkraftwerke als Erbe der Dauerläufer

Laut Marktstammdatenregister sind aktuell etwa allein in Sachsen 433 Kleinwasserkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 95 Megawatt am Netz. Das klingt im ersten Moment nicht unbedingt nach viel, da  alleine die Stadt Leipzig eine höhere Netzleistung benötigt. Doch für die Region machen Kleinwasserkraftwerke einen Unterschied aus. Denn ein durchschnittlicher Haushalt benötigt etwa 300 bis 500 Watt Strom.

Rechnerisch könnten die sächsischen Zwergkraftwerke damit die Grundversorgung vieler Dörfer in der Region sichern. Das Fundament der Versorgung geht bereits bis in die industrielle Vergangenheit der Region zurück. Die Betreiber nutzen oft die über hundert Jahre alten Wehranlagen der ehemaligen Textilzentren im einstigen sächsischen Manchester. Beim Bau betrachteten sie die Versorgung mehrerer Generationen, nicht nur die aktuelle Zeit.

Starthilfekabel für das zusammengebrochene Stromnetz

Doch die historischen Anlagen sind weit mehr als reine Energielieferanten. Sie haben einen entscheidenden Einfluss, wenn das Stromnetz nach einem flächendeckenden Blackout zusammenbrechen sollte. Denn Wasserkraftwerke können ohne externe Energiezufuhr anlaufen. Das funktioniert wie ein Starthilfekabel für das gesamte Netz und ermöglicht im Notfall einen autarken Inselbetrieb für Krankenhäuser, Rettungsstellen und Mobilfunkmasten.

Auch ökologisch punkten Kleinwasserkraftwerke. Nachhaltige Standards wie Fischtreppen ermöglichen etwa einen Betrieb, ohne das Ökosystem zu stören. Trotzdem begrenzen Wassermengen und flache Flussläufe den weiteren Ausbau. Daher können Mikro-Wasserkraftwerke die Energiewende nicht alleine stemmen. Sie können aber eine wichtige Basis für die Netzstabilität bilden.

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Der Beitrag Deutschlandticket vs. Tankrabatt – zweierlei Maß? erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Während der Preis für das Deutschlandticket im nächsten Jahr erneut ansteigt, häuft sich die Kritik am derzeitigen Tankrabatt. Vor allem die Deutsche Umwelthilfe (DUH) positioniert sich klar und stellt eindeutige Forderungen. Doch es sollte nicht nur um Ticketpreise gehen – sondern auch um die dringend benötigte Verkehrswende. Eine kommentierende Analyse.

Deutschlandticket, Tankrabatt, DUH-Kritik: Worum es geht

• Das Deutschlandticket wird wieder teurer: Ab dem 1. Januar 2027 kostet es 66,80 Euro pro Monat. Damit erhöht sich der Preis um 3,80 Euro. Vom 9-Euro-Testangebot abgesehen handelt es sich um die dritte Preissteigerung seit der Einführung des Deutschlandtickets, das zum offiziellen Start 49 Euro gekostet hat. Als Erklärung für die erneute Erhöhung werden Personal-, Energie- und allgemeine Betriebskosten genannt – Grundlage ist hier der von der Verkehrsministerkonferenz (VMK) im März einstimmig beschlossene Preisindex.
• Im Zuge des Iran-Krieges haben sich die Kraftstoffpreise stark erhöht. Daraus resultiere „eine starke Belastung für Bürgerinnen und Bürger, die auf die Nutzung des Autos angewiesen sind“, wie es im Koalitionsantrag steht. Daraufhin hat der Bundestag am 25. September 2026 den Tankrabatt beschlossen. Weil die Energiesteuer auf Benzin und Diesel um 14,04 Cent pro Liter sinkt und dadurch auch die Mehrwertsteuer nach unten geht, ergibt sich beim Tanken vom 1. Oktober bis 31. Dezember 2026 eine Brutto-Ersparnis von rund 17 Cent pro Liter.
• Die DUH übt scharfe Kritik an den regelmäßigen (innerhalb von vier Jahren um mehr als ein Drittel) Preiserhöhungen und bringt auch den Tankrabatt ins Spiel. Während Bund und Länder die Zuschüsse beim Deutschlandticket bis 2030 eingefroren haben, würde der Tankrabatt etwa 2,5 Milliarden Euro kosten. Die Kritik richtet sich gegen die Unverhältnismäßigkeit: „Für die Subventionierung von Benzin und Diesel dagegen stehen innerhalb kürzester Zeit Milliarden bereit“, heißt es in der Pressemitteilung der DUH.

Zweierlei Maß: Warum der Vergleich berechtigt ist

Alle Jahre wieder: Das Deutschlandticket wird teurer. 55 Prozent Personal, 20 Prozent Energie und 25 Prozent allgemein. So setzt sich der neue Kostenindex zusammen, nach dem der Preis wohl weiterhin jährlich erhöht wird. Das soll die Bürger vor politischer Willkür schützen, hilft aber auch dem Bund selbst, da er die staatlichen Zuschüsse in Höhe von 1,5 Milliarden Euro nicht aufstocken muss. Genau hier fußt die Kritik der DUH.

Auch wenn der direkte Vergleich zwischen Tankrabatt und Deutschlandticket auf den ersten Blick eher hinkt als stabil geradeaus fährt, hat der DUH-Vorwurf einer „verfehlten Verkehrspolitik“ durchaus seine Berechtigung. Auf der einen Seite (Autofahrer) reagiert der Staat auf höhere Preise mit finanzieller Entlastung, auf der anderen mit einem reglementierten Modell, das steigende Kosten an die Verbraucher weitergibt.

Hinzu kommt, dass ein Tankrabatt nicht nur diejenigen unterstützt, die wirklich darauf angewiesen sind. Sicherlich kam bei der Spritpreisbremse im Jahr 2022 einiges bei den Verbrauchern an. Doch auch die Mineralöl- und Raffinerieunternehmen haben stark profitiert. Und das tun sie erneut: „Ölkonzerne geben Tankrabatt bislang nur teilweise weiter“, wie das ifo Institut verkündet. Hier könnte eine Übergewinnsteuer oder vergleichbare Lösung dazu dienen, außergewöhnliche Krisengewinne abzuschöpfen und einen Teil der staatlichen Entlastungskosten zu refinanzieren – oder anderweitig sinnvoll zu investieren.

Deshalb sollte es nicht nur um Geldtöpfe und Finanzierungsbereitschaft gehen, sondern auch um eine generelle Kritik am erneuten Tankrabatt. Fakt ist nämlich, dass zu den begünstigten Verbrauchern auch diejenigen gehören, die genug Geld haben, um SUV, Porsche und Co. auch bei 2,20 Euro pro Liter und mehr lächelnd zu tanken.

Natürlich sind viele Menschen auf ein Auto angewiesen – gerade in außerstädtischen Regionen. Aber es nutzen auch 14,5 Millionen Menschen das Deutschlandticket. Zweierlei Maß? Der Eindruck entsteht. Dennoch sollte den Autofahrern in der jetzigen Situation geholfen werden. Nur statt über den Tankrabatt auch hohe Einkommen zu entlasten, wäre eine einkommensabhängige Direktauszahlung denkbar. Doch dann steigen die Großverdiener wie bei der Vermögenssteuerdebatte auf ihre Konzerndächer.

Stimmen

• Florian Neumeier, stellvertretender Leiter des ifo Zentrums für Finanzwissenschaft, beurteilt den Start des aktuellen Tankrabatts: „Am ersten Oktober wurde der Rabatt vollständig weitergegeben, während die Weitergabe am Wochenende unvollständig blieb.“ Als „wenig zielgenau“ bezeichnet ifo-Experte Christian Gréus den Tankrabatt und ergänzt: „Haushalte mit geringem Einkommen, kleinen Autos und geringer Kilometerleistung profitieren kaum von diesem Entlastungspaket.“
• Jürgen Resch, Bundesgeschäftsführer der DUH, bemängelt die kontinuierliche Preiserhöhung des Deutschlandtickets und schlägt die Brücke zum Tankrabatt: „Das höhlt das Versprechen einer sozialverträglichen und planbaren Finanzierung aus. Mit nur einem Teil der Milliardenkosten für den Tankrabatt hätte sich die erneute Preissteigerung beim Deutschlandticket verhindern lassen. CDU-Verkehrsminister Bilger lässt mit seiner autofixierten Politik Millionen Menschen im Stich, die auf einen bezahlbaren und zuverlässigen öffentlichen Nahverkehr angewiesen sind.“
• Jens Hilgenberg, Leiter für Verkehrspolitik beim BUND, sieht nicht nur den finanziellen Aspekt, sondern auch eine Gefahr für die Mobilitätswende (via tagesschau.de): „Die ständigen Diskussionen um das Ticket und seinen Preis sind ermüdend und erzeugen Unsicherheiten. Die Menschen brauchen langfristige Planbarkeit, um ihr Mobilitätsverhalten dauerhaft zu ändern.“

Günstige Tickets reichen nicht – was die Verkehrswende wirklich braucht

Die DUH fordert „ein Deutschlandticket für 29 Euro für zwölf Monate und anschließend einen dauerhaft stabilen Preis von maximal 49 Euro“. Doch Ticketpreise allein machen die Debatte nicht aus. Laut DUH brauche es zudem „eine Ausbauoffensive für Bus und Bahn und eine bundesweite Mobilitätsgarantie mit verlässlichen Mindeststandards für Stadt und Land“.

Der Mobilitätscheck ÖPNV des ökologischen Verkehrsclubs Deutschland (VCD) zeigt anhand aktueller Zahlen, dass das Stimmungsbild in dieselbe Richtung unterwegs ist. Etwa 7.500 Menschen aus Deutschland haben an einer Onlinebefragung teilgenommen. Untersucht wurde, was einen attraktiven ÖPNV ausmacht. „Bezahlbare Ticketpreise“ landete mit 48,3 Prozent nur an vierter Stelle – nach „gute Erreichbarkeit, gutes Streckennetz“, „dichter Takt“ und „verlässliche Abfahrtszeiten“.

Der Zusammenhang zwischen ÖPNV-Nutzung und Angebotszufriedenheit ist interessant. Denn wer den ÖPNV seltener als einmal monatlich nutzt, ist besonders unzufrieden. Dabei soll das Deutschlandticket im Sinne der Mobilitätswende gerade jene in Bus und Bahn holen, die mehr mit dem Auto fahren. „Damit Deutschland seine Klimaziele erreicht, müssen mehr Menschen auf Bus und Bahn umsteigen“, sagt Alexander Kaas Elias, ÖPNV-Experte des VCD.

„Je mehr Menschen es [das Deutschlandticket] nutzen, desto stabiler kann der Preis langfristig bleiben“, so NRW-Verkehrsminister Oliver Krischer. Der Zuspruch erfolgt aber nicht primär über das Geld, wie die Umfrageergebnisse des VCD zeigen. Verlässlichkeit ist eine der zentralen Säulen. Davon abgesehen ist der Deutschlandticketpreis auch ab 2027 für viele noch lukrativ. Eine aktuelle ADAC-Studie zeigt, dass es in deutschen Großstädten zwar deutliche Preisunterschiede beim ÖPNV gibt, das Deutschlandticket generell aber günstiger als Monatskarten ist.

Ja, der Tankrabatt ist aktionistisch und das falsche Signal. Ja, die Preispolitik beim Deutschlandticket hat hier einen bitteren Beigeschmack. Aber: Um mehr Menschen dazu zu bewegen, auf Bus und Bahn umzusteigen, sind stabile, günstige Ticketpreise nicht der Gamechanger. Es braucht ein zuverlässiges, flächendeckendes und attraktives Angebot: häufigere Verbindungen, gut ausgebaute Infrastruktur, bessere Anschlüsse sowie pünktliche und saubere Züge und Busse.

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Der Beitrag Oberflächenkühlung ohne Strom: Dieses Material schickt Hitze direkt ins Weltall erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Ganz ohne Elektrizität und teure Nebenkosten die eigenen vier Wände im Hochsommer angenehm kühl halten? Eine neuartige Methode zur Kühlung ohne Strom verspricht genau das, indem sie Wärme als unsichtbare Infrarotstrahlung direkt in das eiskalte Weltall ableiten soll. 

Im Rahmen der globalen Energiewende geht es nicht nur darum, wie Strom umweltfreundlich produziert wird, sondern auch darum, wie er im Alltag eingespart werden kann. Massive Energiefresser sind etwa herkömmliche Klimaanlagen. Ein Forscherteam des Instituto de Micro y Nanotecnología hat nun eine vielversprechende Alternative demonstriert. Die sogenannte passive tageszeitliche Strahlungskühlung: Passive Daytime Radiative Cooling (PDRC).

Das Prinzip basiert auf zwei einfachen Mechanismen, bei denen ein neues nanostrukturiertes Polymer einerseits Sonnenlicht reflektiert und andererseits Hitze in den Weltraum ableitet. Es macht sich dabei eine gewisse Eigenschaft zunutze. Denn unsere Erdatmosphäre hat für Infrarotwellen in einem bestimmten Bereich (dem atmosphärischen Fenster von acht bis 13 Mikrometern) eine Art „offenes Fenster“. Die vom Material abgegebene Wärme bleibt also nicht in der Atmosphäre hängen, sondern entweicht durch dieses Fenster direkt in den eiskalten Weltraum.

Mikroskopische Schwämme und UV-Licht: So wird Kunststoff zum Hitzeschild

Um diesen Effekt in der Praxis optimal zu nutzen, setzen die Forscher auf einen speziellen Kunststoff namens Polyvinylidenfluorid (PVDF). Damit dieser Kunststoff seine Kühlwirkung entfalten kann, wird er flüssig in eine mikroskopisch kleine, dreidimensionale Schablone aus anodischem Aluminiumoxid (3D-AAO) gegossen.

Die Schablone ist wie ein winziger Schwamm mit unzähligen Nanoporen. Das Team untersuchte drei verschiedene Abkühlungsmethoden für den Kunststoff: natürlich, schnell und ultraschnell. Dadurch wollten sie dessen Struktur und optische Eigenschaften auf die Kühlungsaufgabe einstellen.

Die ultraschnelle Kühlung lieferte laut den Angaben für das freistehende Material die besten Resultate. Zusätzlich wendeten die Wissenschaftler einen weiteren Trick an. Sie behandelten das Material mit UV-Licht. Dieser Schritt löste eine sogenannte Fotooxidation aus. Das bedeutet, dass der Kunststoff ausbleicht und noch weißer wird. Durch dieses „Weißen“ reflektiere das Material die Sonneneinstrahlung noch effektiver.

Die Messungen der Studie zeigen folgende Zahlen. Das optimierte PVDF-Material reflektierte durchschnittlich 82,4 Prozent der Sonnenstrahlung (im Bereich von 0,32 bis 2,5 Mikrometern). Gleichzeitig gab es 96,7 Prozent seiner Wärme als Infrarotstrahlung ab. Daraus ergibt sich bei einer Sonneneinstrahlung von 1000 Watt pro Quadratmeter eine enorme theoretische Kühlleistung von 182,3 Watt pro Quadratmeter.

Ein Test unter freiem Himmel liefert den Beweis für die Kühlung ohne Strom

In einem realen Outdoor-Test bei starker Sonneneinstrahlung (in der Spitze 962 Watt pro Quadratmeter) soll dieser Ansatz eine tatsächliche Temperaturreduktion von 12,9 Grad Celsius im Vergleich zu einer leeren Referenzbox erreicht haben. Das ist ein Kühleffekt, für den wir normalerweise eine klassische, strombetriebene Anlage auf Hochtouren laufen lassen müssten.

Die Forscher kommen in ihrer Arbeit zu dem Schluss, dass sie mit diesem Verfahren eine skalierbare Strategie zur Herstellung dreidimensionaler Polymer-Nanostrukturen entwickelt haben. Das bedeutet, dass sich dieser Prozess potenziell für größere Bauvorhaben nutzen lässt. Künftig könnten solche hochleistungsfähigen strahlungskühlenden Materialien in energieeffizienten Gebäudetechnologien zum Einsatz kommen, um Häuser an heißen Sommertagen vollkommen passiv und klimafreundlich zu kühlen.

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Der Beitrag 518 Solarmodule: Alte Mühle als Wohngebäude mit eigener Energiefassade erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Im schweizerischen Grüsch ist aus einer alten Mühle ein modernes Wohngebäude mit eigener Energiehülle entstanden. 518 Photovoltaikmodule an der neuen Solarfassade liefern einen erheblichen Teil des benötigten Stroms. Das Projekt verbindet die Umnutzung eines Bestandsgebäudes mit moderner Energiegewinnung.

Der Ausbau der Solarenergie setzt für das Gelingen der Energiewende einen erheblichen Flächenbedarf voraus. Denn große PV-Anlagen benötigen erhebliche Freiflächen und können dort, wo geeignete Standorte knapp sind, in Konkurrenz zu anderen Nutzungsarten treten.

Besonders landwirtschaftliche Flächen stehen dabei im Fokus, weil Äcker und Wiesen unter anderem für die Nahrungsmittelproduktion oder als Lebensraum benötigt werden. Um solche Nutzungskonflikte zu entschärfen, rücken verstärkt Flächen in den Blick, die ohnehin bereits bebaut oder versiegelt sind.

Dazu zählen Dächer, Fassaden und sogar Glasflächen, die zur Stromerzeugung beitragen können, ohne zusätzlichen Boden zu beanspruchen. Gerade gebäudeintegrierte Photovoltaik zeigt, wie sich vorhandene Architektur doppelt als Gebäudehülle und zugleich als Energiequelle nutzen lässt.

Wie sich dieses Prinzip konkret umsetzen lässt, zeigt ein Projekt im schweizerischen Grüsch. Dort wurde eine ehemalige Mühle zu einem Wohngebäude umgebaut. Die neue Fassade wurde dabei zugleich zur Energiequelle gemacht. Insgesamt 518 integrierte Solarmodule erzeugen Strom direkt am Gebäude und verbinden damit die Umnutzung eines Bestandsbaus mit moderner Photovoltaik.

Historischer Umbau: Solarfassade liefert Strom für Wohngebäude

Bis zum Jahr 2010 wurde das Gebäude aus den 1930er-Jahren als Mühle genutzt. Heute ist aus dem ehemaligen Industriebau ein Wohngebäude mit integrierter Energieerzeugung entstanden.

Da sich der frühere Siloturm aus statischen Gründen nicht sinnvoll erhalten ließ, wurde er vollständig zurückgebaut. Dabei wurden rund 60 Prozent des abgerissenen Betons für die Neuerrichtung des Wohnturms wiederverwendet.

Bei dem Neubau des rund 30 Meter hohen Wohnturms wurde außerdem die Solartechnik als fester Bestandteil der Gebäudehülle geplant. Die PV-Module sind also nicht nachträglich auf die Fassade aufgesetzt worden.

Dabei wurden 518 Photovoltaikmodule in die neue Gebäudehülle eingebaut. Sie erreichen zusammen eine Leistung von rund 155 Kilowatt-Peak und sollen jährlich etwa 85.000 Kilowattstunden Strom erzeugen. In dem Gebäudekomplex entstanden insgesamt 52 Wohnungen, die mit dem Fassadenstrom versorgt werden können.

Spezielle Solarmodule machen die Fassade zum Kraftwerk

Für die Mühle in Grüsch kamen Solarmodule zum Einsatz, die gezielt für die Integration in Fassaden entwickelt wurden. Zum Einsatz kam dafür das System Sunskin Facade des schweizerischen Herstellers Swisspearl.

Anders als klassische Standardmodule lassen sich diese in unterschiedlichen Abmessungen und Farben ausführen. Dadurch lassen sich die Module stärker an die architektonische Gestaltung eines Gebäudes anpassen.

Dafür erhalten monokristalline TOPCon-Halbzellen eine Beschichtung mit transluzenten Farben auf der Innenseite des Frontglases. Diese Schicht wird durch thermisches Vorspannen dauerhaft mit dem Glas verschmolzen.

Dabei können zahlreiche verschiedene Farben zum Einsatz kommen, die jedoch auch Einfluss auf die Leistung der PV-Module haben. Denn je dunkler die Farbe ist, desto höher ist auch die Leistung des Moduls.

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Die Energiewende in Europa bringt die Stromnetze zunehmend an ihre Grenzen. Eine von der NGO Beyond Fossil Fuels beauftragte Analyse zeigt, dass enorme Kapazitäten bei erneuerbaren Energien und Batteriespeichern auf einen Netzanschluss warten. Dieser Rückstau bremst Ausbauprojekte und Investitionen massiv aus.

Der Ausbau erneuerbarer Energien in Europa schreitet immer weiter voran. Der Anteil der Solarenergie an der Nettostromerzeugung in der EU lag im Jahr 2023 noch bei 8,1 Prozent. Bis 2025 ist er bereits auf 11,2 Prozent gestiegen.

Doch mit dem zunehmenden Ausbau von Wind- und Solarparks wächst auch der Druck auf die Stromnetze. Denn erzeugter Strom aus erneuerbaren Quellen kann nur dann genutzt werden, wenn diese Anlagen rechtzeitig an das Verteil- und Übertragungsnetz angeschlossen werden.

Genau hier entstehen zunehmend Engpässe, die durch langwierige Genehmigungsverfahren und überfüllte Anschlusswarteschlangen Projekte teils über Jahre verzögern. Eine von der NGO Beyond Fossil Fuels beauftragte Analyse zeigt, dass aufgrund dessen Hunderte Gigawatt an erneuerbaren Energien und Batteriespeichern europaweit auf einen Netzanschluss warten.

Investitionen in Höhe von 100 Milliarden Euro warten auf Netzanschluss

Für die Analyse hat das Beratungsunternehmen AFRY die Anschlusswarteschlangen in den Verteilnetzen von acht europäischen Märkten untersucht. Dazu zählten neben Deutschland die Länder Bulgarien, Tschechien, Großbritannien, Griechenland, Italien, Polen und Spanien.

Im Fokus standen dabei erneuerbare Erzeugungsanlagen und Batteriespeicher mit mehr als einem Megawatt Leistung. Untersucht wurden dabei Projekte, für die entweder bereits ein formeller Netzanschluss beantragt wurde oder die trotz Genehmigung noch auf die Inbetriebnahme warten.

Obwohl die Zahlen zwischen den einzelnen Ländern aufgrund unterschiedlicher Datenverfügbarkeit und Meldepraktiken laut dem Bericht nur eingeschränkt direkt miteinander vergleichbar sind, zeigt die Analyse einen deutlichen Rückstau bei Netzanschlüssen. Dieser betreffe sowohl neue Erzeugungsanlagen als auch Batteriespeicher.

In den acht untersuchten Märkten in Europa warten demnach derzeit Investitionen in Höhe von rund 100 Milliarden Euro auf ihren Netzanschluss auf Verteilnetzebene. Da für den Bericht jedoch nur Projekte mit einer Leistung von mehr als einem Megawatt Leistung untersucht wurden, dürfte das tatsächliche Volumen noch deutlich höher liegen.

Energiewende in Europa: Administrativer Aufwand bremst Netzanschluss

In den untersuchten Märkten gehen in jedem Jahr im Schnitt mehr als 11.000 Anträge auf Netzanschluss für Projekte im Bereich erneuerbare Energien und Batteriespeicher ab einem Megawatt Leistung ein. Laut dem Bericht warten hier jedoch bereits Projekte für erneuerbare Energien mit einer Gesamtleistung von rund 375 Gigawatt sowie Batteriespeicherprojekte mit 455 Gigawatt auf ihren Anschluss an das Verteilnetz.

Eine der Herausforderungen für den Anschluss bestehe darin, Kabel, Transformatoren und Umspannwerke zu verstärken. Zusätzlich bremse ein erheblicher operativer und administrativer Aufwand die Verteilnetzbetreiber aus. Denn jeder Antrag erfordere eine technische Prüfung, Koordinierung, Dokumentation und häufig auch Netzstudien.

Dabei seien vor allem Verzögerungen beim Anschluss von Speichern besonders kostspielig, da viele Vorteile ungenutzt bleiben. Denn Batteriespeicher können nicht nur überschüssigen Strom aus erneuerbaren Quellen aufnehmen und in Zeiten hohen Bedarfs wieder abgeben. Sie führen auch dazu, dass weniger Anlagen abgeregelt werden müssen und das System mehr Flexibilität erhält.

Allein in Deutschland wurden laut der Bundesnetzagentur im Jahr 2025 rund 9,4 Terawattstunden Strom aus erneuerbaren Energien aufgrund von Netzengpässen abgeregelt. Ausgegangen von einem Verbrauch von 3.500 Kilowattstunden, könnte diese Menge rein rechnerisch etwa 2,7 Millionen Haushalte im Jahr mit Strom versorgen.

Beyond Fossil Fuels fordert deshalb einen grundlegenden Umbau der europäischen Verteilnetze. Statt Anschlussanträge vor allem administrativ zu verwalten, sollten Netzbetreiber vorausschauender investieren sowie digitale Lösungen und flexible Netzsteuerung stärker nutzen. Auch spekulative Projekte müssten aus den Warteschlangen entfernt werden. Ziel müsse es sein, Verteilnetze von einem Engpass zu einer aktiven Infrastruktur für erneuerbare Energien zu entwickeln.

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Strom ist in Deutschland so teuer wie fast nirgendwo sonst in der EU. Aber nicht, weil die Energiewende zu viel kostet, sondern weil der Staat falsche Preissignale setzt. Während Haushalte pro Kilowattstunde Strom 12,6 Cent an Steuerabgaben zahlen, sind es bei Gas gerade mal 3,6 Cent. Wer so die Elektrifizierung vorantreiben will, macht sich selbst etwas vor. Ein aktuelles Gutachten zeigt nun, wie sich die Preislücke zwischen Strom und Gas schließen ließe – und wie Haushalte zwischen 100 und 200 Euro pro Jahr sparen könnten. Eine kommentierende Analyse.

Warum ist Strom in Deutschland so teuer?

• Haushalte in Deutschland zahlen im EU-Vergleich mit am meisten für Strom. Laut Bundesnetzagentur lagen die Stromkosten im Juli 2026 hierzulande für Neukunden im Schnitt bei 37,63 Cent pro Kilowattstunde. 22,43 Cent davon entfielen auf Umlagen, Steuern, Netzentgelte und Abgaben. Wiederum 15,20 Cent kosteten Stromproduktion, Vertrieb und Margen. Damit liegt Deutschland gerade mal im europäischen Mittelfeld. Die Bundesregierung wollte die Stromsteuer eigentlich senken. Bislang wurde die Senkung aber nur für das produzierende Gewerbe und die Land- und Forstwirtschaft umgesetzt – nicht für Privathaushalte. Seit dem 1. Januar 2026 fallen jedoch etwas geringere Netzentgelte für alle an (im Schnitt knapp zwei Cent pro kWh).
• Verbände, Klimaschützer und Experten kritisieren das Vorgehen der Bundesregierung; so auch ein aktuelles Gutachten der Stiftung Klimaneutralität. Demnach könnten Haushalte in Deutschland etwa sechs Cent pro Kilowattstunde sparen, wenn die Stromsteuer auf das europäische Minimum und die Mehrwertsteuer auf sieben Prozent gesenkt werden würden. Das entspräche rund 200 Euro pro Jahr für einen Musterhaushalt mit einem Jahresverbrauch von 3.500 Kilowattstunden. Aufgrund der hohen Abgaben auf Strom schlagen die Autoren unter anderem vor, die Preislücke zu Gas zu schließen. Denn: Pro Kilowattstunde Strom zahlen Haushalte 12,6 Cent an Steuern, Umlagen und Abgaben (Netzentgelte nicht inbegriffen). Pro Kilowattstunde Gas fallen aber nur 3,6 Cent an. Der Umstieg von Gas auf Strom würde sich in puncto Elektrifizierung für viele deshalb nicht lohnen.
• Die Mindereinnahmen beim Strom könnten dem Gutachten zufolge über die Mehreinnahmen beim Erdgas ausgeglichen werden. Würde die aktuelle Steuer von 0,55 Cent auf ein Cent pro kWh erhöht werden, hätte ein Privathaushalt mit 20.000 kWh Jahresverbrauch Gas zwar 110 Euro Mehrkosten. Die Einsparung durch die gleichzeitige Strompreissenkung wäre aber im Schnitt deutlich höher. Ein weiteres Instrument zur Finanzierung: der Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten. Die Autoren schlagen vor, den Zuschuss zur Senkung der Netzentgelte durch ein Amortisationskonto zu ersetzen. Will heißen: Die Kosten des Netzausbaus sollen nicht mehr sofort auf die Netzentgelte umgelegt, sondern über viele Jahre verteilt werden.

Kosten-Irsinn: Was der Staat beim Strompreis falsch macht

Ja, die Energiewende ist teuer. Diese Rechnung aber nur kurzfristig und allein über den Strompreis zu stellen, greift zu kurz. Denn: Erneuerbare Energien sind bei der Stromproduktion deutlich günstiger als fossile Energieträger – und auch Kernkraft. Hinzu kommt die Unabhängigkeit von Öl, Gas und Kohle sowie eine deutlich geringere Klimabelastung. Und anders als beim Verbrennen fossiler Rohstoffe verpufft der Wert von Windrädern oder Solaranlagen nicht einfach so in der Atmosphäre.

Oder: Je mehr Erneuerbare, desto weniger Energieimporte und desto niedriger die langfristigen Stromkosten – zumindest wenn der Netzausbau mithält. Problem ist zudem nicht grundsätzlich der Strom selbst, sondern das, was der Staat und das Netz obendrauf packen. Oder: Wer eine sowohl ökologische als auch ökonomische Elektrifizierung will, sollte Strom nicht künstlich teuer und Gas vergleichsweise attraktiv machen.

Indes: Eine Verlagerung von Abgaben hin zu Gas könnte diese Schieflage teilweise korrigieren – zumal fossile Wärme nicht plötzlich zur klimafreundlichen Alternative wird, nur weil die Stromrechnung höher ausfällt. Auch mit Blick auf die Stromnetze lohnt ein genauerer Blick. Denn: Warum müssen Netzbetreiber horrende Renditen von 20 bis 30 Prozent erzielen, wenn Strom einen Teil der Daseinsversorgung einnimmt? Man müsste die großen Konzerne ja nicht gleich verstaatlichen.

Aber eine Begrenzung der Renditen wäre für Verbraucher mit Blick auf die Stromrechnung langfristig erfreulich und würde selbst mit zehn, zwölf Prozent noch genügend Investoren zu den Netzbetreibern locken. Eine Begrenzung der Renditen könnte nämlich Spielraum schaffen, um den Netzausbau voranzutreiben. Denn nicht nur die Energiewende kostet Geld, sondern es kommen auch unnötige Kosten on top, wenn die Infrastruktur hinterherhinkt.

Stimmen

• Thomas Losse-Müller, Direktor der Stiftung Klimaneutralität, sagte bereits im Juni 2025 gegenüber Table Briefings: „Aus strategischer Sicht und für die Akzeptanz der Energiewende wäre es das beste Signal, die Stromsteuer breit abzusenken.“ Das sei „ein elegantes Instrument, weil es allen Haushalten zur Verfügung steht.“ Losse-Müller bezeichnete die im Koalitionsvertrag vereinbarte Absenkung als „strategisches Kernelement, um die Klimawende auch sozial gerecht hinzubekommen.“ Niedrigere Strompreise trügen dazu bei, mehr Menschen zu einem Wechsel zu E-Autos und Wärmepumpen zu motivieren.
• Thorsten Storck, Energieexperte bei der Vergleichsplattform Verivox, in einem Statement im Juli 2026: „Die Abschaffung der Mehrwertsteuer auf Strom würde die Haushalte in Deutschland spürbar entlasten. Wahrscheinlich ist ein solcher Schritt hierzulande allerdings nicht – die privaten Verbraucher warten noch immer auf die im Koalitionsvertrag in Aussicht gestellte Absenkung der Stromsteuer. Sie wird zwar immer wieder gefordert, wurde bisher aber noch nicht umgesetzt.“
• Tom Lewis, Koordinator für Energiepolitik beim NGO-Netzwerk Climate Action Network Europe, gegenüber Euronews: „Heute zahlt ein deutscher Haushalt im Schnitt mehr als das Dreifache pro Einheit Strom im Vergleich zu Gas. Das macht die dringend notwendige Elektrifizierung, etwa den Einbau von Wärmepumpen, weniger attraktiv als klimaschädliche Gasheizungen.“ An anderer Stelle präzisiert er: „Ein deutlich schnellerer Ausbau der erneuerbaren Energien und mehr Energieeinsparungen sind der schnellste Weg zu einer bezahlbaren, sicheren und nachhaltigen Energieversorgung.“

Wie Strom in Deutschland günstiger werden könnte

Strom wäre ohne den hohen Anteil der erneuerbaren Energien in Deutschland (58 Prozent) noch teurer. Das klingt zunächst paradox, ist aber ein wichtiger Punkt. Denn die Debatte darf nicht so tun, als ließe sich der hohe Preis einfach auf die Energiewende abwälzen. Klar: Ein Teil der Kosten entsteht etwa dadurch, dass die Netzinfrastruktur sowohl aus ökonomischen, ökologischen als auch geopolitischen Gründen finanziert werden muss.

Ein anderer aber auch dadurch, dass ein Abgabenmix, der fossile Alternativen teilweise begünstigt, den Preis unnötig nach oben treibt. Eine Senkung der Stromsteuer wäre deshalb folgerichtig – etwa dadurch, dass das Preisleck zwischen Gas und Strom geschlossen wird. Das Geld, das dafür gebraucht wird, fällt aber nicht einfach vom Himmel in den Bundeshaushalt. Gleiches gilt übrigens für die oftmals geforderte Spritpreisbremse.

Oder: Was kann Deutschland dafür, wenn Trump und Putin Kriege führen und die ganze Welt ins Ungleichgewicht bringen? Zumindest die hiesigen Strompreise hat die Bundesregierung mehr oder weniger in der eigenen Hand – auch dank der Erneuerbaren. Aber um Kosten zu reduzieren, müsste auch hier umverteilt, gespart oder reguliert werden. Und nein: Weder normale Kernkraftwerke noch Mini-Atomkraftwerke können an den hohen Strompreisen etwas ändern – im Gegenteil!

Indes: Es geht nicht einfach nur um die Frage, wie Strom billiger wird, sondern auch darum, wer die Rechnung dafür übernimmt. Eine Finanzierung über höhere Gasabgaben könnte zumindest dort ansetzen, wo der Staat meiner Meinung nach falsche Preissignale liefert. Mindestens genauso wichtig wäre es aber, den horrenden, ja gar schon frechen Renditen der Netzbetreiber endlich Einhalt zu gebieten. Das wäre übrigens auch ein probates Mittel, um die Spritpreise zu senken, ohne dass sich Großkonzerne die Taschen noch voller stopfen als sie ohnehin schon sind. Stichwort: Übergewinnsteuer.

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Solarzellen stoßen bisher an eine physikalische Effizienzgrenze. Doch ein neuer theoretischer Ansatz könnte diese deutlich verschieben. Forscher zeigen, wie sogenannte heiße Elektronen künftig besser genutzt und damit deutlich höhere Wirkungsgrade für Solarzellen möglich werden könnten.

Für die Leistungsfähigkeit einer Solaranlage ist der Wirkungsgrad der Solarzellen entscheidend. Denn er gibt an, welcher Anteil der einfallenden Sonnenenergie tatsächlich in elektrische Energie umgewandelt werden kann.

Je höher also dieser Wert ist, desto mehr Strom lässt sich auf derselben Fläche erzeugen. Damit ist der Wirkungsgrad ein wichtiger Faktor hinsichtlich der Kosten und des Flächenbedarfs für den Einsatz auf Dächern oder in Solarparks.

Herkömmliche Solarzellen, die das Sonnenlicht in nur einer Halbleiterschicht umwandeln, stoßen hierbei jedoch an eine physikalische Grenze. Denn nach dem sogenannten Shockley-Queisser-Limit liegt der theoretisch maximal erreichbare Wirkungsgrad für diese Zellen unter üblichen Bedingungen bei rund 33 Prozent.

Forscher der Universität Groningen haben nun jedoch einen Mechanismus untersucht, der helfen könnte, diese Grenze künftig zu überwinden. Mit dieser theoretischen Forschung könnte die Wirkungsgradgrenze in der Photovoltaik langfristig weiter verschoben werden.

Was bedeutet die neue Theorie für den Wirkungsgrad von Solarzellen?

Im Mittelpunkt der Untersuchung stehen sogenannte heiße Elektronen, die nach der Aufnahme besonders energiereicher Lichtteilchen zunächst über überschüssige Energie verfügen. Normalerweise geht diese Energie innerhalb kürzester Zeit als Wärme verloren.

Innerhalb von Pikosekunden (0,000000000001 Sekunden) verflüchtigt sich diese Wärme unter normalen Umständen. „Das bedeutet, dass die Energie verloren geht, noch bevor das heiße Elektron das Material der Solarzelle verlässt“, erklärt Jan Anton Koster, Professor für Physik neuartiger Halbleiter und Bauelemente an der Universität Groningen.

Wie die Forschung nun jedoch zeigt, bleibt diese zusätzliche Energie in bestimmten Zinn-Perowskiten deutlich länger erhalten. Dadurch könnte diese Energie potenziell für die Stromerzeugung nutzbar gemacht werden.

Damit gerät zugleich eine der zentralen Annahmen des Shockley-Queisser-Limits ins Wanken. Denn das Modell geht unter anderem davon aus, dass die überschüssige Energie heißer Elektronen vollständig und sehr schnell in Form von Wärme verloren geht. Gelingt es, einen Teil dieser Energie stattdessen elektrisch nutzbar zu machen, ließe sich diese Verlustquelle verringern und die bisherige Wirkungsgradgrenze prinzipiell überschreiten.

Forscher zweifelten zunächst an der Messung

Ausgangspunkt für die Untersuchungen an der Universität Groningen war ein Experiment der Forscherin Maria Antonietta Loi, Professorin für Photophysik und Optoelektronik. Sie beobachtete in einem Experiment, dass heiße Elektronen ihre überschüssige Energie in einem Zinn-Perowskit nicht – wie sonst üblich – innerhalb weniger Pikosekunden verloren.

Stattdessen verlagerte sich der Abkühlungsprozess bis in den Nanosekundenbereich und dauerte damit etwa 1.000-mal länger. „Die Messungen waren eindeutig, aber wir verstanden die zugrundeliegende Physik nicht“, erklärt Lois Kollege Koster.

Um die Beobachtung zu erklären, untersuchten Koster und sein Doktorand Tim Faber den Energieverlust mithilfe von Simulationen. Dabei zeigten sich zwei Effekte.

Zum einen kann die beim Abkühlen entstehende Wärme von den Elektronen teilweise wieder aufgenommen werden. Dieses Phänomen ist als „Hot Phonon Bottleneck“-Effekt bekannt, reiche allerdings allein nicht aus, um die extrem langen Abkühlzeiten zu erklären.

Erst als die Forscher zusätzlich den sogenannten Burstein-Moss-Effekt berücksichtigten, stimmten die Simulationen mit den Messungen überein. „Als wir auch diesen Prozess in die Simulation integrierten, stellten wir fest, dass der Energieverlust nun im Nanosekundenbereich lag – genau wie in den Experimenten von Maria Loi beobachtet“, fasst Koster zusammen.

Der Burstein-Moss-Effekt sagt aus, dass Elektronen bestimmte niedrigere Energiezustände nicht einnehmen können, wenn diese bereits besetzt sind. Dadurch werden die heißen Elektronen daran gehindert, ihre überschüssige Energie schnell abzugeben und ihr Abkühlungsprozess verlangsamt sich deutlich.

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Batteriespeicher an Umspannwerken könnten deutlich mehr Solarstrom ins bereits bestehende Stromnetz bringen. Eine Fraunhofer-Studie im Auftrag des Bundesverbands Solarwirtschaft zeigt ein zusätzliches Potenzial von bis zu 150 Gigawatt Photovoltaikleistung auf.

Solarenergie gilt als einer der wichtigsten Energieträger der Energiewende. Bis zum Jahr 2030 soll deshalb diese Leistung nach den Vorgaben des Erneuerbare-Energien-Gesetzes auf 215 Gigawatt steigen.

Ende 2025 erreichten die rund sechs Millionen Photovoltaikanlagen in Deutschland bereits fast 120 Gigawatt. Um das im EEG verankerte Ziel für die Solarenergie zu erreichen, müssten in den kommenden fünf Jahren also im Schnitt knapp 20 Gigawatt pro Jahr hinzukommen.

Doch nicht nur der Ausbau neuer Photovoltaikanlagen ist entscheidend, sondern auch die Frage, wie zusätzliche Solarleistung in die bestehenden Stromnetze integriert werden kann. Das bestätigt auch eine neue Kurzstudie des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) im Auftrag des Bundesverbandes Solarwirtschaft. Demnach könnten intelligent gesteuerte Batteriespeicher an Umspannwerken eine technische Größenordnung von rund 150 Gigawatt zusätzlicher Photovoltaikleistung erschließen.

Bringen Batteriespeicher die Energiewende voran?

Mit dem schnell voranschreitenden Ausbau der Solarenergie wächst auch die Sorge, dass Stromnetze an ihre Grenzen stoßen könnten. Vor allem an sonnigen Tagen speisen viele Photovoltaikanlagen gleichzeitig große Mengen Strom ein, was lokale Netzengpässe verursachen und zusätzlichen Netzausbau notwendig machen kann.

Laut der Fraunhofer-Studie könnten Deutschlands bestehende Stromnetze allerdings viel mehr Solarenergie aufnehmen als bisher angenommen. Als Lösung hierfür sieht die Kurzstudie intelligent gesteuerte Batteriespeicher an Umspannwerken.

Diese könnten helfen, überschüssigen Solarstrom zwischenzuspeichern und die Netze gezielt zu entlasten. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW), der die Kurzstudie beauftragt hat, teilt mit, dass durch den Einsatz dieser Speicher allein an 1.313 ländlichen, stark von erneuerbaren Energien geprägten Standorten eine zusätzliche Solarleistung von 150 Gigawatt erschlossen werden könnte.

Vorhandene Netzkapazitäten könnten so mithilfe von Batteriespeichern und einem flexibleren Netzbetrieb besser ausgeschöpft werden. „Die Antwort auf knappe Netzkapazitäten darf nicht darin bestehen, den Ausbau der Erneuerbaren auszubremsen“, erklärt Carsten Körnig, BSW-Hauptgeschäftsführer. „Unsere Studie zeigt: In den bestehenden Netzen stecken erhebliche Reserven, wenn wir Speicher intelligent einsetzen.“

Batteriespeicher fangen Leistungsspitzen am Umspannwerk ab

Für die Studie hat das Fraunhofer IEE nicht allein die Nennleistung eines Transformators betrachtet, sondern dessen tatsächliche Auslastung im Jahresverlauf. Denn nur zu bestimmten Zeiten erreichen diese Transformatoren tatsächlich ihre Leistungsgrenze.

Genau dann könnten intelligent gesteuerte Speicher Solarstromspitzen aufnehmen und die Energie später wieder abgeben. Dadurch lasse sich die bereits vorhandene Transformatorleistung zeitlich wesentlich besser nutzen, was zur Entlastung der Umspannwerke führe.

Die Fraunhofer-Studie zeigt, dass an einem Umspannwerk insgesamt doppelt so viel Leistung aus erneuerbaren Energien angeschlossen sein könnte, wie der Transformator gleichzeitig übertragen kann. Im Jahresdurchschnitt müsste im vorliegenden Szenario so nur rund ein Prozent des zusätzlich erzeugten Solarstroms wegen der begrenzten Transformatorleistung abgeregelt werden.

Der BSW-Solar sieht hier zusätzlich ein enormes Einsparpotenzial beim Netzausbau. „Wenn Speicher dort laden, wo und wann Solarstromspitzen auftreten, können sie Netzengpässe gezielt entschärfen und zusätzlichen Solarstrom ermöglichen“, so Körnig weiter. „Damit dürften sich nicht zuletzt Milliardenbeträge beim Netzausbau einsparen lassen.“

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Ein deutsches Forscherteam hat ein neues Zellkonzept für Akkus ohne PFAS präsentiert. Durch vierfach dickere Elektroden stieg die Kapazität um bis zu 15 Prozent, während man komplett auf giftige Ewigkeits-Chemikalien verzichten konnte. Das spart Produktionskosten, verringert den Energiebedarf im laufenden Betrieb und eröffnet neue Chancen für den Mittelstand. Doch kann sich dieTechnologie auch in der Praxis durchsetzen?

Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE hat zusammen mit Partnern ein neues Zellkonzept für Energiespeicher entwickelt. Dahinter steckt die Idee, die eigentliche Speicherschicht zu vervierfachen, anstatt mehrere dünne Schichten aufeinanderzustapeln. Das soll überflüssiges Gewicht einsparen und zusätzlichen Platz für weiteres Speichermaterial im Gehäuse freigeben.

In bisherigen Ansätzen bremsten sogenannte Stromableiter das mögliche Potenzial der Akkus. Diese verbauen Hersteller normalerweise im Wechsel mit der Elektrodenbeschichtung. Durch das neue System steigt die Dicke der Elektrodenbeschichtung von bisher 100 bis 200 Mikrometern auf bis zu 800 Mikrometer. Ein Großteil der Stromableiter fällt dadurch weg. Im Endergebnis soll die Kapazität um etwa zehn bis 15 Prozent bei gleichbleibendem Gesamtgewicht steigen.

Akku ohne PFAS lässt sich auf verschiedene Technologien anwenden

Der Ansatz punktet nicht nur beim Gewicht, sondern auch bei der Chemie. Bei der Herstellung verzichtete das Team komplett auf PFAS (per- und polyfluorierte Alkylsubstanzen). Diese sind auch als Ewigkeits-Chemikalien bekannt. Die Forscher kamen zudem ohne giftige Lösungsmittel aus. Das Konzept funktioniert bei der klassischen Lithium-Ionen-Technologie ebenso wie bei Zink-Ionen- oder Natrium-Ionen-Akkus. Beim Projekt VORAN läuft die Forschung an Natrium-Speichern noch bis Juni 2027.

Die neue Vorgehensweise birgt einige Kostenersparnisse. Da die aufwendige Nassbeschichtung entfällt, können die Fertigungsmaschinen einfacher aufgebaut werden. Das reduziert nicht nur die Investitionskosten beim Anlagenbau, sondern auch den Energiebedarf im laufenden Betrieb.

Dadurch könnte eine Chance für den Mittelstand entstehen. Die niedrigeren Hürden sollen den Aufbau einer eigenen Zellfertigung in Deutschland finanziell machbar gestalten. Für Industriepartner wie Hechinger, bei denen die E-Mobilität bereits über 30 Prozent des Umsatzes ausmacht, eröffnet dies neue Perspektiven.

Puffer für die Energiewende mit offenem Praxistest

Für die Zukunft könnte das bedeuten, dass sich die Akkus als stationäre Großspeicher eignen könnten, um Stromschwankungen von Wind- und Solaranlagen in den Morgen- und Abendstunden abzufangen. Gefördert wird das Vorhaben vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, dem Bundesministerium für Bildung und Forschung sowie dem Wirtschaftsministerium Baden-Württemberg.

Doch noch ist der Erfolg nicht garantiert. Ob sich die Fertigung im großen Maßstab wirtschaftlich rechnet und dauerhaft verlässlich bleibt, müssen erst die nächsten Skalierungsschritte zeigen. Zudem liegt es an der Bundesrepublik, schnell eigene Produktionskapazitäten aufzubauen. Denn ansonsten droht eine weitere Abhängigkeit von ausländischen Anbietern.

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In Schönefeld ist Deutschlands größte Agri-PV-Anlage in Betrieb gegangen. Auf rund 76 Hektar wird hier künftig gleichzeitig Landwirtschaft betrieben und Solarstrom gewonnen. Das Modellprojekt für die doppelte Nutzung wertvoller Flächen wird zusätzlich wissenschaftlich begleitet.

Die Energiewende geht mit einem wachsenden Platzbedarf für Anlagen zur Erzeugung von Wind- und Solarenergie einher. Das Windenergieflächenbedarfsgesetz sieht beispielsweise vor, bis 2032 zwei Prozent der Fläche Deutschlands für Windenergie an Land auszuweisen. Für die Freiflächen-Photovoltaik sollen bis zum Jahr 2040 bis zu 195.000 Hektar, also rund 0,5 Prozent der Fläche Deutschlands, genutzt werden.

Doch gleichzeitig werden Äcker und Grünflächen weiterhin für die Erzeugung von Lebensmitteln benötigt. Um den zunehmenden Nutzungsdruck auf Böden zu begrenzen, dürfte es deshalb immer wichtiger werden, Flächen nicht nur einer einzigen Funktion vorzubehalten. Eine Lösung hierfür ist die Agri-Photovoltaik, bei der Landwirtschaft und die Produktion von Solarstrom auf derselben Fläche stattfinden und nicht miteinander konkurrieren müssen.

In der Gemeinde Schönefeld ist nun das größte Agri-Photovoltaik-Projekt in Deutschland in Betrieb gegangen. Dabei finden auf rund 76 Hektar Fläche gleichzeitig Landwirtschaft sowie Solarmodule Platz.

Deutschlands größte Agri-Photovoltaik-Anlage startet in Schönefeld

Auf rund 76 Hektar Fläche hat die Berliner Stadtgüter GmbH (BSG) im Schönefelder Ortsteil Selchow Deutschlands größte Agri-Photovoltaik-Anlage mit Ackerbau in Betrieb genommen. Insgesamt werden dort künftig 74.064 Solarmodule erneuerbaren Strom erzeugen.

Die Module, die 3,50 Meter über der landwirtschaftlich genutzten Fläche angebracht sind, wurden in Nord-Süd-Richtung ausgerichtet und können so der Sonne im Tagesverlauf folgen. Dadurch können diese nach Angaben der BSG 25 bis 30 Prozent mehr Strom im Vergleich zu fest installierten Modulen erzeugen. So soll die gesamte Anlage jährlich Strom für rund 16.500 Haushalte erzeugen, wodurch rund 21.500 Tonnen CO2 eingespart werden können.

Für die landwirtschaftliche Bewirtschaftung stehen die Freiflächen zwischen den Solarmodulen zur Verfügung. Diese wurden in einem Abstand von elf Metern errichtet, rund neun Meter davon können landwirtschaftlich genutzt werden.

Zusätzlich sollen direkt unter den Solarmodulen Wildblumenstreifen entstehen und Lebens- und Rückzugsräume für Insekten und Kleintiere bieten. Insgesamt strebt die BSG an, mindestens 90 Prozent der Fläche ökologisch zu bewirtschaften.

Nicht nur Strom vom Acker: Agri-PV schützt Pflanzen und Böden

Wie gut sich Landwirtschaft und Solaranlagen auf derselben Fläche tatsächlich ergänzen, wird in dem Modellprojekt in Schönefeld zusätzlich wissenschaftlich untersucht. Dabei werden unter anderem Wissenschaftler vom Leibniz-Zentrum für Agrarlandschaftsforschung sowie der TU Dresden erforschen, wie sich die Anlage auf Ernteerträge, Bodenfeuchte und Biodiversität auswirkt.

Ein besonderes Augenmerk liegt dabei auf den möglichen Vorteilen der Teilverschattung. Denn die Solarmodule können vor allem in Hitzeperioden die darunterliegenden Pflanzen vor intensiver Sonneneinstrahlung schützen. Auch die Verdunstung kann so reduziert werden und damit Trockenstress abmildern. Niederschläge und Starkregen können zusätzlich teilweise abgefangen werden und die Kulturen so vor Wetterextremen schützen.

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In Sachsen entsteht einer der größten Batteriespeicher Europas. Auf einem alten Kraftwerksgelände entsteht eine Anlage mit 1,6 Gigawattstunden Kapazität. Ziel ist es, Schwankungen von Wind- und Solarstrom gezielt abzufangen. Doch der Plan steht und fällt mit der Netzanbindung der GigaBattery Boxberg.

Ein altes Kraftwerksareal in Sachsen soll bald zum Herzstück der modernen Netzinfrastruktur werden. Auf sechs Hektar sanierter Fläche am Standort Boxberg beginnt derzeit der Bau einer riesigen Batterieanlage. Das Unternehmen LEAG Clean Power investiert dort in ein Großprojekt, das überschüssige Energie aus Wind und Sonne speichern soll.

Die Zahlen offenbaren den Maßstab des Projekts. Mit 400 Megawatt Anschlussleistung und einer Speicherkapazität von 1.600 Megawattstunden entsteht in der Region eine Art Powerbank, die in dunklen und windstillen Momenten einspringen soll. Das reicht rechnerisch aus, um rund 640.000 Haushalte oder die komplette Metropolregion Dresden für vier Stunden mit Strom zu versorgen.

LFP-Technologie und Netzanschluss aus Berlin

Technisch setzt das Projekt auf Lithium-Eisenphosphat-Zellen (LFP). Dabei handelt es sich um eine Technologie, die ohne teures Kobalt auskommt. Gleichzeitig ist sie langlebig und bietet eine hohe thermische Stabilität. Das System stammt von HyperStrong, das die schlüsselfertigen Speichereinheiten liefert.

Doch die beste Batterie bringt wenig ohne die passende Anbindung an das Hochspannungsnetz. Deshalb baut Siemens Energy derzeit in seinem Werk in Berlin eine gasisolierte 380-Kilovolt-Schaltanlage. So soll sich Energie problemlos in das Übertragungsnetz von 50Hertz einspeisen lassen.

Die Projektteilnehmer hoffen, dass die Anlage Erzeugungsspitzen im Netz abfangen kann. Scheint die Sonne intensiv oder weht starker Wind, handhabt der Großspeicher die Last. Fällt das Angebot ab, gibt er die Energie kontrolliert wieder ab.

GigaBattery Boxberg: Die Wende im Lausitzer Revier?

Für den zweitgrößten Stromproduzenten Deutschlands ist die GigaBattery Boxberg ein Baustein der eigenen Gigawatt-Factory. LEAG Clean Power baut die von der Kohle geprägte Region schrittweise in einen Standort für erneuerbare Energien um. Dafür nutzt das Unternehmen die bereits vorhandene Infrastruktur der alten Industrie. Thomas Brandenburg, Geschäftsführer der LEAG Clean Power GmbH, dazu:

Die Energieversorgung der Zukunft braucht leistungsfähige Speicher. Mit der LEAG Clean Power schaffen wir in Boxberg einen weiteren wichtigen Baustein für die Integration Erneuerbarer Energien und die Versorgungssicherheit in Deutschland.

Aber es gibt auch Herausforderungen. Ein kritischer Meilenstein bleibt die pünktliche Fertigstellung der Netzinfrastruktur. Sollte sich der Ausbau der Schaltanlage verzögern, drohen auch Verzögerungen beim Großspeicher. Nur wenn der Ausbau von Netzen und Speichern parallel gelingt, kann ein nachhaltiger Umbau der Stromversorgung erfolgen.

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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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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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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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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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