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Dieser neuartige Halbleiter kann Ladungsverluste bei der Gewinnung von Solarenergie um rund 75 Prozent reduzieren. Forscher der University of Oxford könnten mit ihrer Entdeckung den Weg für deutlich effizientere Solarzellen ebnen.

Solarzellen wandeln Sonnenlicht in elektrische Energie um und sind damit ein wichtiger Bestandteil der Energiewende. Doch Photovoltaik-Anlagen können nicht die gesamte Energie, die von der Sonne an sie abgegeben wird, in Strom umwandeln.

Denn bei der Gewinnung von Sonnenenergie geht ein Teil bereits verloren, bevor der erzeugte Strom überhaupt weitergeleitet werden kann. Grund hierfür sind physikalische Prozesse, die bei der Energiegewinnung stattfinden.

Wissenschaftler der University of Oxford wollen dieses Problem mit einem neuen Halbleiter umgehen. Dieser ist laut den Forschungsergebnissen, die im Fachjournal Nature erschienen sind, in der Lage, Ladungsverluste um bis zu 75 Prozent zu reduzieren.

Solarenergie: Halbleiter reduziert Ladungsverluste

Wenn Sonnenlicht auf das Halbleitermaterial einer Solarzelle trifft, können Photonen Elektronen anregen und aus ihren ursprünglichen Bindungszuständen lösen. Dabei entstehen negativ geladene Elektronen und sogenannte Löcher, die sich wie positive Ladungsträger verhalten.

Damit elektrischer Strom fließen kann, müssen diese Ladungsträger voneinander getrennt und zu den Kontakten der Solarzelle transportiert werden. Doch nicht alle gelangen dorthin, weil unterwegs Elektronen und Löcher wieder aufeinandertreffen können.

Dabei kommt es zur sogenannten Rekombination, die dazu führt, dass Energie in Form von Wärme oder Licht abgegeben wird. So wird die Zahl der Ladungsträger verringert, die tatsächlich zur Stromerzeugung beitragen, und gleichzeitig der Wirkungsgrad der Solarzelle begrenzt.

Problematisch ist hierbei vor allem, dass Materialien, die das Sonnenlicht besonders stark absorbieren, eher zur Rekombination neigen. Die Forscher der University of Oxford wollen diesen Zielkonflikt mit dem Halbleitermaterial Bismutsulfid umgehen.

„Wir konnten aufzeigen, wie eine ungewöhnliche elektronische Struktur eine starke Lichtabsorption mit einer deutlich langsameren Rekombination der Ladungsträger verbinden kann“, erklärt Studienautorin Laura Herz von der University of Oxford. „Damit haben wir ein neues Prinzip für die Gestaltung von Halbleitern gefunden, das uns helfen könnte, Solarenergie effizienter zu nutzen.“

Bismutsulfid als Halbleiter ist ausschlaggebend

Für ihre Untersuchung haben die Forscher dünne Schichten aus Bismutsulfid mit extrem kurzen Laserimpulsen bestrahlt. Mithilfe ultraschneller Terahertz-Spektroskopie konnten sie im Anschluss messen, wie schnell die entstandenen Ladungsträger wieder verschwanden.

„Das besonders Spannende an dieser Entdeckung ist, dass wir nicht einfach eine bestehende Eigenschaft von Halbleitern optimieren, sondern eine völlig neue Art des Halbleiterverhaltens identifiziert haben“, so Herz. „Das Verständnis dieses Mechanismus liefert uns einen Leitfaden, um weitere Materialien mit ähnlich vorteilhaften Eigenschaften zu entdecken – oder diese sogar gezielt zu entwickeln.“

Der entscheidende Vorteil liegt in der besonderen elektronischen Struktur des Materials. Denn Bismutsulfid kann Sonnenlicht sehr gut aufnehmen und dadurch Elektronen anregen.

Anschließend gelangen die erzeugten Ladungsträger jedoch in einen Zustand mit etwas niedrigerer Energie, in dem sie nicht so leicht wieder verloren gehen. Dieser Zustand wirkt wie ein Zwischenspeicher, da die Ladungsträger dort länger erhalten bleiben, anstatt sich schnell wieder miteinander zu verbinden.

So wird die unerwünschte Rekombination deutlich verlangsamt, ohne dass das Material seine Fähigkeit verliert, Sonnenlicht effektiv aufzunehmen. Nach Schätzungen der Forscher könne so die Verlustrate der Ladungsträger um etwa 75 Prozent im Vergleich zu herkömmlichen Materialien, die Licht ähnlich stark absorbieren, reduziert werden.

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Bei der Gewinnung von Solarenergie bleibt ein großer Teil des Sonnenlichts für herkömmliche Solarzellen ungenutzt. Forscher aus Dresden haben nun aber einen Ansatz entwickelt, mit dem sich auch das unsichtbare Infrarotlicht aus der Sonnenstrahlung in Strom umwandeln lassen könnte.

Die Sonne hat weitaus mehr Energie, als bisher in heutigen Solarzellen in Strom umgewandelt werden kann. Das liegt daran, dass herkömmliche Solarzellen aus Silizium nur bestimmte Teile der Sonnenstrahlen auffangen können.

Dazu gehören vor allem das sichtbare Licht sowie ein Teil der unsichtbaren ultravioletten und infraroten Strahlung. Doch die Infrarotstrahlung der Sonne ab einer Wellenlänge von etwa 1.100 Nanometern ist für Silizium nicht mehr erreichbar.

Rund 20 Prozent der Sonnenenergie bleiben deshalb ungenutzt. Forscher des Helmholtz-Zentrums Dresden-Rossendorf (HZDR) haben nun aber einen Ansatz entwickelt, mit dem künftig auch die bisher ungenutzten Infrarotstrahlen bei der Stromerzeugung zum Einsatz kommen könnten.

Graphen: Kann dieses Material die Gewinnung von Solarenergie revolutionieren?

Die Wissenschaftler des Helmholtz-Zentrums beschreiben das Material Graphen als „eine einzige Lage Kohlenstoffatome“. Das extrem dünne Material zeige die bemerkenswerte Eigenschaft, dass sich Elektronen darin besonders leicht bewegen können.

Graphen sei daher auch interessant für schnelle elektronische Bauteile. Allerdings lässt es sich bisher für die Umwandlung von Sonnenenergie in Strom nicht wirklich nutzen.

Denn das Material hat zwar die Eigenschaft, Elektronen anzuregen und dabei sogenannte Löcher – also positiv geladene Teilchen – zu hinterlassen. Damit diese für die Stromerzeugung genutzt werden können, müssten sie jedoch getrennt zu den jeweiligen Kontakten geleitet werden.

Graphen besitzt jedoch keine sogenannte Bandlücke, um diese Trennung vorzunehmen. In herkömmlichen Solarzellen übernehmen diese Aufgabe bisher Halbleiter wie Silizium.

„Deshalb muss man sich einen anderen Mechanismus ausdenken“, erklärt Prof. Ralf Schützhold, Direktor des HZDR-Instituts für Theoretische Physik. Dafür haben die Forscher einen Mechanismus entwickelt, der Elektronen und Löcher in Kreisbahnen zwingt und so auseinander wandern lässt.

Angelegte Spannung soll Elektronen und Löcher trennen

Möglich machen soll das die Kombination eines Magnetfelds mit schmalen Metallelektroden, die ober- oder unterhalb des Graphens angebracht und durch eine isolierende Schicht davon getrennt werden. Wird an die Elektroden eine Spannung angelegt, entstehen im Graphen Potentialbarrieren.

Diese Barrieren dienen als Leitplanken und sorgen dafür, dass Elektronen und Löcher sich auf entgegengesetzten Kreisbahnen voneinander trennen. Dabei können negative Potentialbarrieren Elektronen aufhalten und Löcher durchlassen, bei einer positiven Barriere ist der Effekt umgekehrt. So lassen sich Elektronen und Löcher zu gegenüberliegenden Kontakten führen.

Bislang existiert das Konzept allerdings nur auf dem Papier. Die Wissenschaftler haben den Mechanismus zunächst theoretisch untersucht und mithilfe von Berechnungen gezeigt, dass sich Elektronen und Löcher auf diese Weise trennen lassen könnten.

In Experimenten soll das Verfahren nun in die Praxis übersetzt werden. Erst dann lässt sich abschließend beurteilen, ob der Ansatz tatsächlich für die Gewinnung von bisher ungenutzter Solarenergie eingesetzt werden kann.

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Der Beitrag Die besten Solarhersteller in Deutschland 2026 – einer hängt alle ab erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Eine Solaranlage auf dem Dach kann Geld sparen und macht unabhängiger. Doch inzwischen gibt es eine ganze Reihe an Herstellern, auf die Interessenten zurückgreifen können. Eine aktuelle Befragung von Kunden zeigt, dass es bei den Solarherstellern einen ganz klaren Favoriten gibt.

Wenn man im Jahr 2026 in Deutschland übers Land fährt, sieht man überall Photovoltaik- oder Solaranlagen auf den Dächern glänzen. Viele Menschen haben bereits eine Installation oder denken darüber nach, sich dem Trend anzuschließen. Doch der Markt ist relativ unübersichtlich geworden. Es gibt eine große Auswahl an Firmen, die Module herstellen. Zudem spielen auch andere Komponenten wie der Speicher sowie der Service eine Rolle. Wer nach einem passenden Hersteller sucht, sollte sich ansehen, wie zufrieden die jeweiligen Kunden sind.

Diese Solarhersteller lieben die Kunden

Die Deutsche Gesellschaft für Verbraucherstudien (DtGV) kürt im Rahmen ihres Solar-Award 2026/27 die Firmen mit dem besten Standing bei der Kundschaft. Für das Ranking wurden 1.816 Online-Interviews durchgeführt. 27 Marken wurden mit einer Gesamtnote bewertet, die sich aus den drei Aspekten Qualität, Preis-Leistungs-Verhältnis und Zuverlässigkeit zusammensetzt.

Neben den Solarherstellern wurden auch noch andere Bereiche der Branche untersucht. So zum Beispiel die Komplettanbieter, bei denen man von der Beratung bis zur Wartung alles bekommt. Hier gewinnt Solartech Deutschland, gefolgt von Viessmann und E.ON. Bei den Vergleichsportalen landet SolarTarifVergleich ganz vorne – dahinter kommen solaranlage.de und Photovoltaik-Angebotsvergleich.

Für unsere Rangliste interessieren uns aber die Hersteller. Alle Vertreter in der Top Ten erhalten vom DtGV das Prädikat „ausgezeichnet“. Bis auf die ersten beiden Plätze liegen die Punktwerte relativ nahe beisammen. Einen echten Ausreißer nach unten gibt es nicht – das Schlusslicht bildet Heliatek mit einer Note von 7,22. Wer es ans andere Ende der Liste geschafft hat, verraten wir im folgenden Ranking.

Platz 9 (geteilt): Heckert Solar

Los geht es mit einem Gleichstand. Zwei Firmen erhalten eine Wertung von 7,55 – die erste ist Heckert Solar. Das Unternehmen kann vor allem im Bereich Zuverlässigkeit punkten – hier gibt es von den Kunden eine Punktzahl von 7,65.

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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 Diese Weltraum-Solarzelle kommt ohne Germanium aus – und spart 40 Prozent Gewicht erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Auch die Raumfahrt ist mit weltweiten Engpässen bei kritischen Rohstoffen konfrontiert. Das US-Unternehmen Rocket Lab hat sich diesem Umstand angenommen und liefert mit einer neuen Weltraum-Solarzelle eine mögliche Lösung. Denn diese soll ohne das teure Mineral Germanium auskommen und dadurch nicht nur Kosten reduzieren, sondern auch das Gewicht.

Neben vielen anderen Industrien kämpft auch die Raumfahrtbranche mit Engpässen bei kritischen Rohstoffen. Doch eine potenzielle Lösung kommt jetzt womöglich aus Kalifornien. Denn das Unternehmen Rocket Lab entwickelte mit der Solarzelle IMM Apex einen Ansatz, der ohne das kritische Mineral Germanium auskommen soll.

In den vergangenen drei Jahrzehnten bildete Germanium die Basis für die Energieversorgung im Orbit. Aber die steigenden Materialkosten und immer instabilere Lieferketten zwingen Hersteller zum Umdenken. IMM Apex soll genau an dieser Stelle ansetzen und ein neues Fundament für die Zukunft schaffen.

Weltraum-Solarzelle: 40 Prozent weniger Gewicht für mehr Nutzlast im Orbit

Der Verzicht auf Germanium birgt nicht nur eine Kostenersparnis. Denn die Solarzelle erreicht mit 31,5 Prozent auch einen relativ hohen Wirkungsgrad bei der Energieumwandlung. Zusätzlich reduziert sich das Gesamtgewicht der Konstruktion um bis zu 40 Prozent. Das bedeutet, dass mehr Kapazität für wissenschaftliche Instrumente zur Verfügung steht.

Raumfahrtunternehmen sollen so ab sofort Zeit und Geld sparen können, ohne ihre eigentlichen Satelliten aufwendig und teuer umzubauen. Als sogenanntes Drop-in Replacement lässt sich das System laut Rocket Lab im mechanischen und elektrischen Sinne eins zu eins austauschen. Vergleichbar sei das mit dem Austausch einer Batterie bei einer Fernbedienung.

Erprobte Technik für die Serienfertigung

Auch das Ausfallrisiko bleibt laut Angaben gering. Denn die technische Basis, die sich bereits seit über zehn Jahren im Orbit bewährt hat, bleibt die gleiche. Diese ermöglichte etwa den Antrieb des Mars-Helikopters Ingenuity der NASA. Zudem sei die Zelle besonders widerstandsfähig gegen die Weltraumstrahlung und starke Temperaturschwankungen. Brad Clevenger, Präsident von Rocket Lab USA, dazu:

IMM Apex bietet eine außergewöhnliche Leistung und bewältigt gleichzeitig reale Herausforderungen wie steigende Materialkosten und Lieferkettenengpässe. Mit IMM Apex erhalten Kunden Zugang zu einem hocheffizienten, leichten und germaniumfreien Produkt, das bewährte Zuverlässigkeit mit schnelleren Produktionszeiten vereint.

Durch gezielte Investitionen will das Unternehmen bereits eine Produktion im Bereich von mehreren hundert Kilowatt erreicht haben. Rocket Lab belieferte bisher mehr als 1.700 Missionen und treibt mit den eigenen Produkten über 1.100 Satelliten an.

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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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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 Unterwasser-Solarzellen liefern selbst in 10 Metern Tiefe zuverlässig Strom erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Solarenergie kennt man bisher primär von Landflächen. Doch einem chinesischen Forscherteam ist kürzlich ein Fortschritt gelungen. Spezielle Unterwasser-Solarzellen produzieren selbst in zehn Metern Tiefe noch zuverlässig Strom. Die Technologie könnte autonome Tauchroboter künftig völlig unabhängig machen und der Meeresforschung neue Horizonte eröffnen.

Ein Forscherteam um Wen-Hua Zhang und Simin Ma von der Universität Yunnan sowie der Southwest United Graduate School demonstrierte kürzlich einen neuen Ansatz. Vor den Weizhou-Inseln versenkten sie spezielle Perowskit-Solarzellen im südchinesischen Meer. Das Ziel: die Produktion von Strom im dunklen Meerwasser. Doch während sich bisherige Studien auf Wassertiefen von zwei Metern oder weniger konzentrierten, produzierten die Module des Teams selbst in zehn Metern Tiefe noch erfolgreich Energie.

Die Ergebnisse aus der Studie lassen auf mehr hoffen. Innerhalb von nur zwei Stunden produzierten die untergetauchten Solarpanels eine Strommenge von 324 Milliwattstunden. Das ist ausreichend, um einen klassischen Lithium-Ionen-Akku aufzuladen. Auch bei der Haltbarkeit soll das System punkten und bis zu 5,5 Jahre im Einsatz sein können.

Unterwasser-Solarzellen aus Perowskit nutzen Lichtspektrum aus

Interessant daran ist, wie das System Energie in einer solchen Tiefe generiert. Möglich machen das die verwendeten Perowskit-Solarzellen, die extra für den Einsatz unter Wasser konzipiert wurden. Die Wissenschaftler nutzten sogenannte breite Bandlücken. Eine Eigenschaft, die es den Solarzellen ermöglicht, das in diesen Tiefen verbleibende blaue bis orangefarbene Licht gezielt zu absorbieren.

Trotzdem war selbst das Forscherteam etwas vom Erfolg überrascht. Wen-Hua Zhang sagt zu den Ergebnissen: „Was uns am meisten überraschte, war, wie viel elektrische Energie unsere großflächigen Module unter realen Bedingungen in zehn Metern Wassertiefe in nur zwei Stunden erzeugten.“

Neue Horizonte für die Meeresforschung – mit klaren Grenzen

Die Technologie soll einen großen Nutzen in der Praxis haben. Sie könnte Tauchroboter, Kameras, Kommunikationsbojen oder Sensoren in maritimen Lebensräumen fernab des Festlandes betreiben. Gleichzeitig soll eine großflächigere und nachhaltige Sammlung von Umweltdaten möglich sein. In Experimenten erreichte das System rund 96 Prozent Resteffizienz nach 300 Tagen Lagerung in einer mit Stickstoffgas gefüllten Handschuhbox.

Auch nach 1.160 Stunden unter simulierten Bedingungen soll die Technologie keinen nennenswerten Leistungsabfall aufgewiesen haben. Trotzdem greifen natürlich weiterhin die Regeln der Physik. Mit jedem Meter Tiefe nimmt die Lichtintensität ab. Das bedeutet auch, dass noch unklar ist, wie sich die Technik in Wassertiefen weit jenseits der zehn Meter verhält.

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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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Der Beitrag Kosten-Irrsinn: Erneuerbare günstig, Strom aber teuer – wie kann das sein? erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

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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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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Der Beitrag Altes Kraftwerk wird zur Mega-Batterie: Hier entsteht Europas Strom-Powerbank erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

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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Der Beitrag Vehicle-to-Load: So nutzt du dein E-Auto als Powerbank erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Durch das Vehicle-to-Load-Prinzip werden Elektroautos zur fahrenden Powerbank. Vor allem beim Camping und bei der Arbeit an abgelegenen Orten oder im Notfall kann das nützlich sein. Doch wie funktioniert die Technologie? Ein Blick auf Vorteile und Risiken.

Bidirektionales Laden dürfte vielen E-Auto-Besitzern mittlerweile ein Begriff sein. Dabei handelt es sich um das Laden in zwei Richtungen. Damit beziehen Elektroautos Energie aus dem Netz, speisen ungenutzte Energie allerdings auch wieder zurück.

Die bekannteste Variante davon ist wohl Vehicle-to-Grid (V2G). E-Autos können dadurch als Energiespeicher genutzt werden. Allerdings gibt es auch noch eine weitere Möglichkeit, ungenutzten Strom sinnvoll zu nutzen, und zwar mit dem Prinzip Vehicle-to-Load (V2L).

Was ist Vehicle-to-Load?

Mit der Vehicle-to-Load-Funktion können Elektrofahrzeuge andere elektronische Geräte mit Strom versorgen. Das geht entweder durch eine bereits integrierte Steckdose oder einen externen Ladeanschluss.

„Ob Sie nun Ihr Auto staubsaugen möchten oder eine große Campingreise planen – die Möglichkeiten liegen ganz bei Ihnen und sind unbegrenzt“, beschreibt Kia das Prinzip.

Auf seiner Website schreibt der Autohersteller, dass Verbraucher bis zu 80 Prozent der maximalen Kapazität der Batterie nutzen können. „Das reicht für eine vierköpfige Familie für etwa fünf Tage“, so der Autobauer.

Unterschied zu Vehicle-to-Grid (V2G) und Vehicle-to-Home (V2H)

Während sich die einzelnen Funktionen stark ähneln, gibt es doch einige Unterschiede. Wie bereits erwähnt, wird bei V2G ungenutzte Energie aus der Batterie zurück ins Stromnetz eingespeist. Das Auto dient dem Netz damit als Puffer: Bei Stromüberschuss lädt es, bei hoher Nachfrage gibt es Energie ab.

Beim Vehicle-to-Home-Prinzip wiederum fließt Strom aus E-Auto-Batterien zurück in das hauseigene Stromnetz. Dabei hängt das Fahrzeug wie beim Laden an der hauseigenen Wallbox. Ungenutzter Strom fließt also zurück ins Haus, wenn anderweitige Stromquellen, wie beispielsweise eine PV-Anlage auf dem Dach, nicht genügend Energie liefern.

Alle Prinzipien haben allerdings gemeinsam, dass sie die Art und Weise, wie wir erneuerbare Energie nutzen, neu definieren können. Dadurch, dass sich die E-Autobatterie als Speicher nutzen lässt, können Verbraucher grüne Energie wesentlich effizienter und konstanter nutzen – egal wo sie sich aufhalten.

Vehicle-to-Load: Vielseitig einsetzbar

Das eigene E-Auto als riesige Powerbank zu nutzen, ist in verschiedenen Situationen hilfreich. Besonders beim Camping und verschiedenen Outdoor-Aktivitäten lassen sich per V2L beispielsweise Kühlboxen, Kaffeemaschinen, E-Bikes oder Laptops direkt am Auto aufladen.

Auch Elektrowerkzeuge wie Bohrmaschinen oder Sägen kann die E-Auto-Batterie mit Strom versorgen. Das ist besonders hilfreich, wenn Handwerker an eher abgelegenen Arbeitsorten ohne Stromanschluss tätig werden. Auch im Notfall kann die Technologie Abhilfe leisten. Kommt es zum Stromausfall, können vor allem wichtige Kleingeräte wie Smartphones vorübergehend mit Energie versorgt werden.

Nutzer, die außerdem noch weitere erneuerbare Energien als Stromquelle nutzen, können ihre Abhängigkeit vom Stromnetz sowie ihren Eigenverbrauchsanteil stark reduzieren, indem sie ihr Auto tagsüber mit einer PV-Anlage laden und die Batterie abends dann als Energiequelle nutzen.

Wichtig: V2L ist nicht in jedem Fahrzeugzustand nutzbar. So lassen sich integrierte Steckdosen oder Adapter meist nur nutzen, wenn das E-Auto nicht selbst am Strom hängt.

Wie sicher ist die Technologie?

Um Sicherheit und Bedienung des Vehicle-to-Load-Prinzips zu testen, hat der ADAC Mitte 2026 verschiedene Elektroautos untersucht. Im Test waren sechs Fahrzeuge, neben BMW, BYD und Kia auch MG und Renault.

Die gute Nachricht: Auf Kurzschlüsse und Überlastungen reagierten alle untersuchten Fahrzeuge regelkonform mit Abschaltung.

Die gemessenen Spitzenleistungen beim V2L lagen bei allen Fahrzeugen unter den 3,7 kW, auf die Steckdosen im Haushalt maximal ausgelegt sind. Nur der BMW iX3 ließ 4 bis 5 kW etwa 10 Minuten zu, bevor er abschaltete. […] Bei dem im ADAC Versuch gezielt herbeigeführten Kurzschluss haben alle Fahrzeuge abgeschaltet, sodass kein Sicherheitsrisiko bestand.

Dennoch gab es auch Kritik vom Automobilclub: Vehicle-to-Load sei teils eine aufpreispflichtige Sonderausstattung, die ab Werk geordert werden müsse. Außerdem erwähnten die Experten auch die Energieverluste beim Betrieb externer Geräte. Alle Fahrzeuge hätten beim Betrieb einen erheblichen Eigenverbrauch von 390 bis 500 Watt, beim BMW war die Messung nicht möglich.

Außerdem ärgerlich: Trotz der hohen Sicherheit verbieten die Hersteller aller Testfahrzeuge die Nutzung von Vehicle-to-Load bei Nässe. Vor allem im Freien fällt allein damit bereits ein bedeutender Vorteil der Technologie weg.

Auch die grundsätzliche Bedienung am Auto und im Umgang mit dem Adapter könnte laut ADAC intuitiver sein. „Die Bedienung ist oft unnötig komplex, die Nutzerführung verwirrend, und Fehlermeldungen sind teils nichtssagend, teils übertrieben dramatisch.“

Trotz eines gewissen Spielraums für Verbesserungen zeigen sowohl V2L als auch V2G und V2H das Potenzial moderner Elektroautos abseits des Fahrens.

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Der Beitrag Ikea senkt die Preise und steigt auf die Amazon-Taktik um erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Während Netflix seine Streaming-Preise erhöht, die Kosten für KI-Abos steigen und der wöchentliche Einkauf im Supermarkt immer teurer wird, schwimmt Ikea gegen den Trend. Das schwedische Möbelhaus senkt die Preise von 1.500 Produkten und orientiert sich dabei an Amazon. Eine kommentierende Analyse.

Hintergrund

Seit dem 1. September 2026 hat Ikea in Deutschland die Preise für rund 1.500 Produkte gesenkt. Im Durchschnitt sind die Produkte 20 Prozent günstiger geworden. Ein Kallax-Regal mit acht Fächern kostet im Online-Shop 60 Euro statt der vorherigen 75 Euro. Insgesamt investieren die Ingka Group, die Inter IKEA Group und andere Franchisenehmer über 1,2 Milliarden Euro, um die Kosten für Verbraucher zu senken.

Gleichzeitig verschlankt Ikea seine internen Strukturen. Mit einem Umsatzanteil von über 90 Prozent ist die Ingka Group der größte und wichtigste Ikea-Betreiber. Im Frühjahr 2026 hat die Unternehmensgruppe angekündigt, über 800 Verwaltungsstellen zu streichen. Auch im IT- und Logistikbereich in Deutschland wird gestrichen: Bis Ende 2026 verlieren 233 Arbeitnehmer ihren Arbeitsplatz.

Hintergrund sind sinkende Umsätze in der gesamten Branche. Seit 2023 sind die Umsätze der Möbelindustrie um 20 Prozent gesunken. Auch das Jahr 2026 läuft laut dem Verband der Möbelindustrie (VDM) schlecht. Im ersten Halbjahr gab es ein Umsatzminus von 2,7 Prozent. Im dritten Quartal planen 40 Prozent der deutschen Möbelhersteller Kurzarbeit.

Ikea auf dem Plateau: Umbruch statt Absturz

All das zeigt: Ikea steht unter gehörigem Druck. Im Geschäftsjahr 2025 wurde ein Umsatz von 41,5 Milliarden Euro erzielt – bei 1,4 Milliarden Euro Nettogewinn. Das liest sich sehr gut. Allerdings offenbart der Blick in die Vergangenheit, dass Ikea auf einem sehr hohen Niveau stagniert.

Im Geschäftsjahr 2020 lag der Umsatz bei 37,4 Milliarden Euro und 1,2 Milliarden Euro Gewinn. Das zeigt: Es gibt kaum noch Wachstumspotenzial. Die Preissenkungen und Entlassungen sind Teil einer Strategie, die wir bereits von Amazon kennen. Letztendlich geht es nicht darum, die besten Produkte zum höchsten Preis zu verkaufen.

Die Entwicklung der Möbelindustrie verdeutlicht, dass die Schmerzgrenze der Verbraucher erreicht ist. Immer weiter steigende Preise werden nicht mehr einfach akzeptiert. Es braucht ein unternehmerisches Umdenken. Dabei steht die Frage im Mittelpunkt: Wie können Margen steigen, wenn Preise sinken? Ein zentraler Aspekt dabei ist die Automatisierung.

Das beginnt in den Lagern und Logistikzentren. Anstatt einer manuellen Lagerverwaltung führt Ikea nach und nach intelligente Regalbediengeräte und Fördersysteme für Paletten ein. Dadurch gibt es eine kontinuierliche Lagerüberwachung, ohne dass dafür unzählige Menschen benötigt werden. Die Prozesse werden schlanker und schneller.

Nicht nur durch Robotik optimiert und digitalisiert Ikea seine Unternehmensstruktur. Auch in der Verwaltung wird bereits seit 2021 der Chatbot Billie integriert. Die Folge: Die Anzahl der Kundenanfragen in den Läden ist durch die Künstliche Intelligenz deutlich zurückgegangen, die Zufriedenheit der Kunden ist zugleich gestiegen. Für die betroffenen Kundenservice-Mitarbeiter gab es Umschulungen und Weiterqualifikationen. Die Botschaft: Wir werden einfacher und digitaler, um kundenfreundlicher und wirtschaftlicher zu werden.

Stimmen

• Peter Jelkeby, CEO von Ikea Deutschland, sagt in der Pressemitteilung: „Gerade in wirtschaftlich herausfordernden Zeiten wäre es das falsche Signal, nichts zu tun. Niedrige Preise sind für uns ein langfristiges Versprechen. Deshalb gehen wir mit rund 1.500 Preisreduzierungen in Deutschland einen wichtigen Schritt, um gerade dann verlässlich an der Seite vieler Menschen zu bleiben, wenn sie es besonders brauchen. Denn wer heute handelt, kann auch morgen für viele Menschen erschwinglich sein.“
• Juvencio Maeztu, CEO der Ingka Group, gibt im Rahmen der Stellenstreichungen einen tieferen Einblick: „Wir sind in einem Einzelhandelsumfeld, das Schnelligkeit und Agilität erfordert, zu komplex geworden. Einfachheit ist einer unserer Kernwerte. (…) Gleichzeitig werden wir in die Umschulung und Weiterbildung investieren, um sicherzustellen, dass wir über die richtigen Kompetenzen verfügen, um IKEA für die Zukunft zu entwickeln.“
• Der ehemalige Ikea-Manager und Handelsberater Cristian Stoicescu befasst sich in einem LinkedIn-Artikel ausführlich mit den Maßnahmen. Er glaubt, dass Ikea auf dem richtigen Weg ist: „Die Umstrukturierung vereinfacht die Organisation; sie gleicht den Einbruch jedoch nicht aus. Nimmt man die 1.650 angekündigten Stellen und setzt sie großzügig mit 90.000 bis 120.000 Euro Gesamtkosten an, spart man 150 bis 200 Millionen Euro. (…) Der Stellenabbau war also nie der Finanzierungsmechanismus. Beide Unternehmen geben als Ziel schnellere Entscheidungen an und beide haben die Kürzungen in der Zentrale konzentriert, nicht in den Filialen.“

Digital, grün und günstig: Online-Wachstum für die Offline-Welt

Sinkende Preise, mehr Automatisierung und Digitalisierung: Ikea arbeitet daran, zukunftssicher zu werden und künftig wieder mehr Mitarbeiter beschäftigen zu können. Oftmals laufen derartige Prozesse zu Lasten der Umwelt. Bei Ikea nicht. Der schwedische Konzern hat frühzeitig die Vorteile von Green Tech für sich entdeckt: Seit mehreren Jahren investiert Ikea in erneuerbare Energien.

Die Ingka Gruppe steckt Milliarden in Windkraft- und Solaranlagen und erzeugt schon seit 2022 mehr Energie, als sie verbraucht. Mittlerweile ist daraus sogar ein eigener Geschäftszweig erwachsen: Ikea ist ein Stromanbieter, der nicht nur seine Möbelproduktion aus erneuerbaren Energien stemmt, sondern auch noch neue Kunden ökologisch an sich bindet.

Zugleich verschwinden nach und nach Plastikverpackungen. Bis spätestens 2028 gibt es keine Kunststoffverpackungen mehr. Stattdessen kommen Verpackungen aus erneuerbaren und recycelten Materialien zum Einsatz. Durch Design-Änderungen werden zudem die Verpackungskosten reduziert, das neue Pax-System spart 70 Prozent Verpackungsmüll ein.

All das zeigt: Wer wirtschaftlich erfolgreich sein möchte, muss nicht die Kunden melken wie Milchkühe in der Massenhaltung. Stattdessen helfen langfristige Investitionen in erneuerbare Energien, grüne Technologien und digitale Produkte dabei, konkurrenzfähig zu bleiben und sogar die Preise reduzieren zu können.

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