Wie beeinflusst der Energieverbrauch von geostationären Satelliten die Energiewende? Steht Sat-TV der Energiewende im Weg?
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Der Beitrag Nächster Solar-Moment? China will europäische Wärmepumpen-Branche kapern erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
China rückt den Wärmepumpenmarkt in den Fokus und will seine Kapazitäten mit einem ambitionierten Aktionsplan massiv ausbauen. Für europäische Anbieter wächst damit der Wettbewerbsdruck – und die Sorge vor einem Déjà-vu wie bei der Solarindustrie.
Wärmepumpen gelten als zentrale Technologie der Energiewende im Gebäudesektor, weil sie fossile Heizsysteme ersetzen und den CO2-Ausstoß von Gebäuden drastisch senken können. Da sie vorwiegend Strom nutzen, der zusätzlich zunehmend aus erneuerbaren Quellen stammt, sind sie ein wichtiger Baustein für das Erreichen der Klimaziele und die zunehmende Unabhängigkeit von Gas und Öl.
Allein im Jahr 2025 wurden in Deutschland laut dem Bundesverband Wärmepumpe (BWP) rund 299.000 neue Wärmepumpen installiert. Ein Plus von rund 55 Prozent im Vergleich zum Vorjahr 2024, in dem nur rund 193.000 Wärmepumpen hinzukamen.
Der wachsende Markt ruft jedoch auch internationale Hersteller auf den Plan. Besonders deutlich zeigt sich das am Beispiel China, das mit einem staatlich gesteuerten „Aktionsplan zur Förderung einer hochwertigen Entwicklung in der Wärmepumpenindustrie“ gezielt den massiven Ausbau des Wärmepumpensektors vorantreiben will.
Der Bundesverband Wärmepumpe hat dieses Aktionspapier veröffentlicht und ausgewertet. Der BWP geht davon aus, dass daraus resultierend „steigender Wettbewerbsdruck für die europäische Wärmepumpenindustrie erwartet werden kann“.
Der Aktionsplan zeigt, dass China Wärmepumpen als Schlüsseltechnologie für die Energiesouveränität und die Erreichung von Klimazielen und zur CO2-Reduktion einschätzt. Bis zum Jahr 2030 sieht der Plan konkrete Ziele vor. So will China unter anderem die Effizienz von Wärmepumpen um mehr als 20 Prozent steigern.
Zusätzlich sollen die Fertigungs- und F&E-Kapazitäten für Wärmepumpen kontinuierlich verbessert werden. Es sollen in diesem Zeitraum Durchbrüche bei Kerntechnologien wie Hochleistungs-Hochtemperatur-Wärmepumpen, hocheffizienten Kompressoren und neuartigen Kältemitteln erarbeitet werden.
Doch China will im Bereich der Wärmepumpen nicht nur in Forschung und Entwicklung und im Ausbau im eigenen Land vorankommen. Auch ein „ausgebauter internationaler Wettbewerbsvorteil“ wird bis zum Jahr 2030 konkret als Ziel im Strategiepapier aufgeführt.
Der Bundesverband Wärmepumpe liest daraus, „dass China einen breiten und politisch gestützten Nachfragehochlauf fördern möchte“. Denn der Plan umfasst nicht nur den Gebäudesektor, sondern zielt auch auf Industrie, Landwirtschaft und Verkehr ab. China könne so im Inland bereits einen breiten Markt abdecken – nicht nur einzelne Nischenprodukte.
Doch droht der europäischen Wärmepumpenindustrie damit nun ein Szenario, das viele aus der Solarbranche nur zu gut kennen? Innerhalb weniger Jahre hatten chinesische Hersteller dort mit massiver staatlicher Unterstützung, hohen Stückzahlen und niedrigen Preisen große Teile der hiesigen Produktion verdrängt.
Wegfallende staatliche Subventionen taten ihr übriges für die deutsche Solarbranche. Angesichts des rasch wachsenden Wärmepumpenmarkts wächst nun die Sorge, dass sich diese Entwicklung wiederholen könnte.
EU-Kommissar Stéphane Séjourné fordert auch deshalb in einem Gastkommentar im Handelsblatt: „Wir müssen ein für alle Mal eine echte europäische Präferenz in unseren strategisch wichtigsten Sektoren etablieren.“
Vor allem auch im Hinblick auf die Wärmewende spiele der Energiesektor eine wichtige Rolle. „Ohne eine ehrgeizige, wirksame und pragmatische Industriepolitik ist die europäische Wirtschaft dazu verdammt, nur ein Spielplatz für ihre Konkurrenten zu sein“, meint Séjourne.
Auch der Bundesverband Wärmepumpe erwartet als Konsequenz aus den Bemühungen in China einen deutlich ansteigenden Wettbewerbsdruck. Denn mit den ehrgeizigen Plänen für das Steigern des Inlandsvolumens, die modernisierte Fertigung, zentral entwickelte Kernkomponenten und ein Vorantreiben der internationalen Standardisierung könnte chinesische Hersteller „ihre internationale Wettbewerbsfähigkeit deutlich ausbauen“.
Für China bilde das Strategiepapier „die Grundlage für einen beschleunigten Markthochlauf der Wärmepumpentechnologie“. Das wiederum erhöhe den Qualitäts- und Konsolidierungsdruck im Markt.
Dadurch könne der Preisdruck bei Luft-Wasser-Wärmepumpen und einzelnen Komponenten in Europ steigern. Für europäische Endkunden erwartet der BWP ein breiteres Angebot zu „voraussichtlich sehr kompetitiven Preisen“.
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Vattenfall setzt in der Eifel auf eine clevere Kombination statt getrennter Wege. Beim neuen Hybrid-Kraftwerk teilen sich Windräder und Solarmodule einen einzigen Netzanschluss, anstatt teure Kabeltrassen doppelt zu verlegen. (Weiter lesen)Der Beitrag Wasserstoffgasturbine: Forscher aus Karlsruhe knacken NASA-Rekord erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Forscher des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) haben eine kompressorlose Wasserstoffgasturbine entwickelt und mit ihr einen Rekord der NASA geknackt. Die Technologie verspricht neue Maßstäbe für die Nutzung von Wasserstoff in der Energieversorgung.
Forscher des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) haben einen Weltrekord der NASA geknackt. Mit einer neuartigen kompressorlosen Wasserstoffgasturbine erzielten sie eine Laufzeit von 303 Sekunden. Damit übertrifft das System die bisherige Bestmarke der US-Raumfahrtbehörde um fast eine volle Minute. Die Entwicklung könnte einen wichtigen Meilenstein für eine Energieversorgung ohne fossile Brennstoffe markieren.
Den Wissenschaftlern aus Karlsruhe gelang es zudem, erstmals mit einer solchen Turbine ohne mechanischen Kompressor Strom zu erzeugen. Während frühere Versuche oft nach Sekundenbruchteilen endeten, hielt die Anlage dieses Mal über fünf Minuten stand.
Das verhindert, dass die empfindlichen Brennkammern durch die extreme Hitze während des Betriebs schmelzen. Das Team am KIT ist weltweit das erste, dem die erfolgreiche Kopplung von Turbine und Brennkammer zur Stromproduktion gelungen ist.
Das Herzstück der Anlage ist die sogenannte Druckgewinnverbrennung. Im Gegensatz zu herkömmlichen Kraftwerken erzeugen Detonationswellen in der Brennkammer den notwendigen Druck für den Antrieb. Man kann sich dieses Prinzip wie den Knall einer Peitsche vorstellen. Dabei erzeugt eine rasante Bewegung eine starke Druckwelle, die direkt als Kraftquelle genutzt wird.
Diese Wellen entstehen durch eine fluidmechanische Instabilität, also durch gezielte Wirbel innerhalb der Strömung. Das bedeutet, dass die natürliche Dynamik der Luft die Arbeit übernimmt, für die normalerweise schwere mechanische Maschinen nötig wären. Durch den Verzicht auf mechanische Kompressoren spart das System massiv Energie ein. Zudem reduziert die Bauweise die Anzahl der beweglichen Teile, was die Anlage wartungsärmer macht.
Klassische Gasturbinen in Kraftwerken oder Flugzeugen benötigen etwa 50 Prozent ihrer Leistung allein für die Verdichtung der Luft. Diese Energie steht normalerweise nicht für die eigentliche Stromerzeugung zur Verfügung. Da das Karlsruher Modell ohne mechanische Kompression auskommt, arbeitet es deutlich effizienter. Die gesamte gewonnene Kraft kann somit direkt in elektrische Energie umgewandelt werden.
Professor Daniel Banuti, Direktor des Instituts für Thermische Energietechnik und Sicherheit am KIT, sieht in der Technologie einen wichtigen Schritt hin zu einer hocheffizienten Wasserstoffenergie für ein fossilfreies Energiesystem. Wasserstoff ist ideal, da er rasch reagiert und so stabile Druckanstiege in der Anlage ermöglicht. Zudem lässt sich der Energieträger klimaneutral mit erneuerbaren Energien herstellen.
Die neue Bauweise führt perspektivisch zu leichteren und kostengünstigeren Turbinen für den industriellen Einsatz. Neben der stationären Energieversorgung könnte die Technik künftig auch die Luftfahrt grundlegend verändern. Durch das geringere Gewicht und die höhere Effizienz eröffnen sich neue Wege für den Bau moderner Flugzeuge. Die Forschung leistet damit einen wesentlichen Beitrag zu einer CO2-neutralen Energieversorgung.
Das KIT-Team stellt die innovative Gasturbine vom 20. bis zum 24. April 2026 auf der Hannover Messe vor. Interessierte finden den Stand des Instituts in Halle elf (B 06). In Hannover wollen die Forscher zeigen, wie die Technik den Sprung aus dem Labor in die Industrie schaffen soll.
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Der Beitrag Atommüll: Teilchenbeschleuniger soll Strahlung um 99 Prozent reduzieren erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Ein Forschungsinstitut in den USA arbeitet an einer neuen Methode, bei der Teilchenbeschleuniger die Strahlung von hochradioaktivem Atommüll stark reduzieren. Das Projekt könnte langfristig die Lagerzeiten von Atommüll auf wenige hundert Jahre verkürzen.
Hochradioaktiver Atommüll entsteht vor allem beim Betrieb von Kernkraftwerken, wenn die genutzten Brennelemente ihre Energie abgegeben haben und deshalb nicht weiter genutzt werden können. Trotz des Ausstiegs einzelner Länder spielt die Atomkraft weltweit noch immer eine bedeutende Rolle.
In vielen Ländern gilt sie als verlässliche Quelle für emissionsarmen Strom und trägt einen erheblichen Anteil zur globalen Energieversorgung bei. Allein im Jahr 2024 wurden weltweit durch Kernkraft rund 2,76 Petawattstunden Strom erzeugt, im Jahr 2020 waren es noch rund 2,54 Petawattstunden. Zum Vergleich: Der Bruttostromverbrauch Deutschlands betrug im Jahr 2024 rund 528 Terawattstunden, also 0,528 Petawattstunden.
Atommüll gilt als eines der größten ungelösten Umweltprobleme unserer Zeit. Denn hochradioaktive Abfälle bleiben über Zehntausende Jahre gefährlich. Forscher des Jefferson Labs in den USA arbeiten deshalb nun im Auftrag des Department of Energy an einer neuen Technik, die die Strahlung von hochradioaktivem Atommüll stark reduzieren soll.
In einem typischen modernen Leichtwasserreaktor entstehen pro Jahr rund 20 Tonnen hochradioaktive Abfälle in Form von abgebrannten Brennelementen. Zusätzlich entstehen noch weitere schwach- oder mittelradioaktive Abfälle.
Forscher des Jefferson Labs arbeiten derzeit an einer Möglichkeit, den Umgang mit diesen Abfällen zu verändern. Dafür haben sie eine Förderung in Höhe von 8,17 Millionen US-Dollar aus dem Programm Nuclear Energy Waste Transmutation Optimized Now (NEWTON) erhalten.
Mithilfe dieses Fundings sollen sie in den kommenden 30 Jahren eine Technik entwickeln, um den gesamten Kernkraft-Atommüll der USA zu bearbeiten. Zum Einsatz kommen sollen dabei Teilchenbeschleuniger, die die radioaktive Strahlung deutlich reduzieren können. Die Forscher sprechen von bis zu 99 Prozent.
„Aufbauend auf unseren eigenen Erfolgen in der Entwicklung modernster Beschleunigertechnologien für wissenschaftliche Entdeckungen sind wir überzeugt, dass wir mit unserer jahrzehntelangen Erfahrung einen wertvollen Beitrag leisten können“, erklärt Rongli Geng, einer der Hauptverantwortlichen des Förderprojekts sowie Leiter der Abteilung SRF Science & Technology in der Beschleunigerbetriebs-, Forschungs- und Entwicklungsabteilung des Jefferson Lab.
Die Forscher arbeiten an einer Weiterentwicklung ihrer bestehenden Systeme. Ziel sei es wirtschaftlich tragbares Verfahren zu entwickeln, das die Transmutation von Atommüll rentabel macht.
Dabei sollen hochradioaktive Elemente mit der Hilfe von Teilchenbeschleunigern in weniger radioaktive, kurzlebigere Materialien umgewandelt werden. Als Nebenprodukt soll außerdem gleichzeitig zusätzlicher Strom erzeugt werden.
Zum Einsatz kommen sollen dabei sogenannte Accelerator-driven system (ADS). Diese Hybridreaktoren bestehen aus einem Teilchenbeschleuniger, der einen Strahl hochenergetischer Protonen auf ein Zielmaterial, wie zum Beispiel flüssiges Quecksilber richtet. Dieses wiederum setzt dabei Neutronen frei, die auf Behälter mit abgebranntem Kernbrennstoff gerichtet werden.
„Diese Neutronen reagieren mit den unerwünschten Isotopen und wandeln sie in besser handhabbare Isotope um, die entweder für eine sinnvolle Anwendung getestet oder unterirdisch gelagert werden können. Anstatt beispielsweise eine Lagerdauer von 100.000 Jahren zu haben, kann diese auf 300 Jahre verkürzt werden“, so Geng.
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Die Bundesregierung gibt die nationalen Ziele im Klimaschutz jetzt endgültig auf und versetzt der nächsten mittelständisch geprägten Industrie und letztlich auch Verbrauchern einen harten Schlag: Das Gebäudeenergiegesetz (GEG) wird entkernt. (Weiter lesen)Der Beitrag Günstiger als Öl und Gas: Studie offenbart Wärmepumpen-Irrtum erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Wärmepumpen wirken auf viele Hausbesitzer wegen ihrer hohen Anschaffungskosten noch immer abschreckend. Eine aktuelle Studie zeigt jedoch, dass sie über die gesamte Lebensdauer deutlich günstiger sind als Gas- und Ölheizungen. Kostenvorteile von bis zu 90.000 Euro sind demnach aufgrund niedrigerer Betriebskosten und staatlicher Förderungen möglich.
Die Bundesregierung hat die Senkung der Treibhausgasemissionen aus der Wärmeversorgung von Gebäuden fest in ihren Klimazielen verankert. Der Gebäudesektor zählt zu den größten Emittenten in Deutschland, weshalb die Wärmeversorgung schrittweise klimaneutral werden soll.
Eine zentrale Rolle dabei nehmen Wärmepumpen ein. Denn die sie gelten als zentrale Technologie für die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung und sollen künftig fossile Heizsysteme ersetzen.
Trotzdem zögern viele Eigenheimbesitzer bislang beim Umstieg auf Wärmepumpen. Dabei gelten beispielsweise hohe Investitionskosten oder Unsicherheiten über die Eignung im Altbau als zentrale Hürden. Hinzu kommen Sorgen über Strompreise, die potenzielle Käufer zusätzlich verunsichern können.
Doch die energetische Sanierung der Wärmeversorgung kann auch enorme Kostenvorteile für Hausbesitzer bereithalten. Das zeigt eine neue Modellrechnung der gemeinnützigen Beratungsgesellschaft co2online.
Für die Modellrechnung dient ein typisches unsaniertes Einfamilienhaus mit Baujahr 1983 und 130 Quadratmetern Wohnfläche. Es wird davon ausgegangen, dass bei diesem Haus in den vergangenen 20 Jahren keine energetische Sanierung erfolgt ist.
Die Berechnung vergleicht die langfristigen Kosten für herkömmliche Gas- oder Ölheizungen mit einer modernen Wärmepumpe in einem Zeitraum von 20 Jahren. Die Daten beziehen dabei alle Kosten, inklusive Anschaffung, Installation, Betriebskosten und staatlicher Förderungen, mit ein. Dabei wird von einer vollständigen energetischen Sanierung inklusive Gebäudehülle, Heizsystem und Photovoltaik ausgegangen.
Im Modellfall kommt es zu deutlichen Unterschieden bei Gas- und Ölheizung im Vergleich zu Wärmepumpen. Demnach liegen die Heizkosten über einen Zeitraum von 20 Jahren bei einer Gasheizung bei rund 28.000 Euro. Eine Ölheizung kommt auf rund 41.000 Euro.
Die Wärmepumpe landet – je nach Ausführung – bei Heizkosten zwischen 13.000 und 17.000 Euro. Als Grundlage hierfür dienten neben dem Musterhaus die Zahlen aus dem Heizspiegel 2025.
In die Modellrechnung von co2online sind allerdings nicht nur laufende Kosten sowie Anschaffungskosten und Möglichkeiten zur staatlichen Förderungen eingeflossen. Auch zusätzlich Instandhaltungskosten und die durchschnittliche Wertsteigerung des Gebäudes wurden berücksichtig.
Demnach ergibt sich im Modellfall ein ökonomischer Vorteil in Höhe von rund 39.000 Euro für Luft-Wasser-Wärmepumpen und 48.000 Euro für Erdwärmepumpen. Gas- und Ölheizungen hingegen verursachen Mehrkosten in Höhe von rund 31.000 Euro beziehungsweise 43.000 Euro.
Die Modellrechnung kommt so auf einen Vorteil durch eine Komplettsanierung mit Umstellung auf Wärmepumpen in Höhe von 70.000 bis 90.000 Euro.
Da es sich bei der Berechnung um Durchschnittswerte für ein fiktives Musterhaus handelt, empfehlen die Studienautoren eine individuelle Berechnung für das eigene Gebäude. Die Modellrechnung könne als Einstieg genutzt werden, um anschließend die Berechnung mit den eigenen Gebäudedaten durchzuführen.
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Der Beitrag Neues Anoden-Design erhöht Leistung von Natrium-Ionen-Batterien erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Forscher der Bundesanstalt für Materialforschung und ‑prüfung haben ein neuartiges Kern-Schale-Design für Natrium-Ionen-Batterien entwickelt. Dadurch lässt sich die bislang geringe Effizienz der Technologie massiv steigern und könnte einen wichtigen Schritt hin zu nachhaltigeren und kostengünstigeren Energiespeichern bedeuten.
Ob in Smartphones, Laptops oder Elektroautos – Lithium-Ionen-Akkus dominieren weltweit den Batteriemarkt. Zusätzlich steigt mit der zunehmenden Elektrifizierung von Mobilität und Energieversorgung die Nachfrage nach leistungsfähigen Energiespeichern.
Schätzungen zufolge wird die globale Nachfrage nach Lithium-Ionen-Batterien bis zum Jahr 2030 auf 4,2 Terawattstunden steigen. Zum Vergleich: 2021 lag sie noch bei 235 Gigawattstunden. Das entspräche einer Steigerung auf rund das 18-Fache innerhalb von weniger als zehn Jahren.
Ihre hohe Energiedichte sowie die lange Lebensdauer machen Lithium-Ionen-Akkus bislang konkurrenzlos. Allerdings stoßen sie bei steigender Nachfrage und knapper werdenden Rohstoffen wie Lithium und Kobalt an ökologische und wirtschaftliche Grenzen.
Batteriekonzepte wie Natrium-Ionen-Akkus gelten als Alternative zwar als vielversprechend, konnten sich jedoch aufgrund geringerer Effizienz und fehlender Marktreife bisher nicht durchsetzen. Forscher der Bundesanstalt für Materialforschung und -prüfung (BAM) ist es nun jedoch gelungen, ein neuartiges Kern-Schale-Design für Natrium-Ionen-Batterien zu entwickeln und so die Leistung massiv zu steigern.
Natrium ist als Rohstoff reichlich und preiswert verfügbar und bietet damit im Vergleich zu Lithium erhebliche Kostenvorteile. So könnte außerdem eine größere Versorgungssicherheit gewährleistet werden, was insbesondere für die großflächige Energiespeicherung und die Elektrifizierung des Verkehrssektors wichtig wäre.
Natrium-Ionen-Batterien bieten außerdem Vorteile in Sachen Sicherheit und Ressourcenschutz. Doch bisher hat die Technologie unter anderem aufgrund von geringer Energiedichte es noch nicht aus ihrem Nischendasein heraus geschafft.
Forscher der Bundesanstalt für Materialforschung und -prüfung könnten das allerdings nun ändern. Denn sie haben ein neues Kern-Schale-Design für Anoden entwickelt, das die Leistungsfähigkeit von Natrium-Ionen-Batterien deutlich steigert.
Damit haben die Forscher ein entscheidendes Problem dieser Technologie gelöst. Denn bisher kam es noch während der Herstellung der Akkus schon beim ersten Laden zu irreversiblen Verlusten der Speicherkapazität.
Diese entsteht durch eine chemische Reaktion zwischen der Anode und dem Elektrolyten, bei der sich Elektrolyt-Moleküle an der Anode aus hartem Kohlenstoff zersetzen. Durch diesen Vorgang können die Moleküle Leerstellen besetzen, die eigentlich für die Speicherung von Natrium-Ionen vorgesehen sind.
Bisher konnte dieser Prozess erst unterbrochen werden, wenn sich an der Anode ein stabiler Schutzfilm aufgebaut hatte, der diese vor weiterer Zersetzung durch den Elektrolyten schützt. Doch bis dahin hatte bereits ein erheblicher Teil des aktiven Materials an Leistungsfähigkeit verloren, was die Effizienz und Lebensdauer der Batterie deutlich einschränkte.
Für die Lösung dieses Problems haben die BAM-Forscher ein neuartiges Kern-Schale-Design für die Anode entwickelt. „Wir haben erkannt, dass sich bei Natrium-Ionen-Batterien große Speicherkapazitäten und effiziente Filmbildung nicht durch ein einzelnes Material realisieren lassen“, erklärt Tim-Patrick Fellinger, BAM-Experte für Energiematerialien. „Denn: Je besser sich ein Material für die Speicherung eignet, desto verlustreicher ist die Filmbildung.“
Für ihre Entwicklung haben die Forscher einen porösen Kohlenstoff als Speichermaterial im Kern der Anode mit einer hauchdünnen Schicht umhüllt. Dieser wirkt dann wie ein Filter und lässt die erwünschten Natrium-Ionen durch, hält aber die Elektrolyt-Moleküle ab.
Auf diese Weise wird die Speicherkapazität der Anode bewahrt, sodass die Batterie auch nach vielen Ladezyklen konstant Leistung liefern kann. Bereits jetzt liegt die Anfangseffizienz bei 82 Prozent – ohne die neuartige Beschichtung kommen Natrium-Ionen-Batterien bisher nur auf 18 Prozent.
Die Forscher gehen davon aus, das weitere Leistungssteigerungen durchaus möglich sind. Denn bei Materialinnovationen auf der Kathodenseite sei die Wissenschaft den theoretischen Grenzen bereits nahe. „Bei Anodenmaterialien hingegen ist noch völlig ungewiss, wo diese Grenzen liegen und mit welchen innovativen Ansätzen in der Materialentwicklung sich weitere Fortschritte erzielen lassen“, so BAM-Forscher Paul Appel.
Das Anodenmaterial soll nun im Berlin Battery Lab, einer Kooperation von BAM, Helmholtz-Zentrum Berlin und Humboldt-Universität zu Berlin, weiterentwickelt werden. Die Forschungseinrichtung ist spezialisiert auf nachhaltige Batterietechnologien.
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Der Beitrag Hydrogel-Beschichtung verpasst Solaranlagen Leistungs-Boost erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Diese neue Technologie könnte besonders in heißen Städten die Effizienz von Solarenergie deutlich verbessern. Denn Forscher haben eine neue Hydrogel-Beschichtung für Solarpanels entwickelt, die Module kühlen und so Leistungsverluste durch Hitze senken kann.
Solarenergie spielt eine zentrale Rolle beim Übergang zu einer nachhaltigen und klimafreundlichen Energieversorgung. Denn sie ist als Energiequelle nahezu unbegrenzt verfügbar und kann so dabei helfen, den Ausstoß von Treibhausgasen deutlich zu reduzieren.
Doch vor allem in aufgeheizten Städten oder Gebieten mit sehr hohen Umgebungstemperaturen steht die Solarenergie vor enormen Herausforderungen. Denn diese hohen Temperaturen können die Leistungsfähigkeit der Solarpanels beeinträchtigen.
Forscher der Hong Kong Polytechnic University haben für die Kühlung von Solarpanels nun eine Hydrogel-Beschichtung entwickelt. Diese kann die Zellen vor übermäßiger Hitze schützen und so den Wirkungsgrad der Module erhalten und die vorzeitige Materialalterung verhindern.
Die Leistungsfähigkeit von Solarpanels hängt von einigen äußeren Faktoren ab. So auch von der Umgebungstemperatur, die Einfluss auf den Wirkungsgrad der Module haben kann.
Denn werden die Zellen zu stark erhitzt, kann das die Leistungsfähigkeit beeinträchtigen. Doch dann wird nicht nur weniger Strom produziert, auch die Alterung der Materialen wird so beschleunigt.
Eine dauerhaft zu hohe Umgebungstemperatur kann zu schnellerem Verschleiß, häufigeren Ausfällen und einer verkürzten Lebensdauer der Panels. Dadurch wiederum reduziert sich die langfristige Rentabilität von Solaranlagen – vor allem in heißen Klimazonen.
Das Forschungsteam der Hong Kong Polytechnic University (PolyU) hat für die Lösung dieses Problems eine „einfache und kostengünstige Hydrogel-Beschichtung“ entwickelt. Diese soll nicht nur die Wärmeableitung von Solarmodulen verbessern, sondern auch die sogenannten „Hotspots“ effektiv kühlen.
Diese Hotspots entstehen oft durch Teilverschattung von Solarmodulen. Sie führen dazu, dass einzelne Bereiche stark überhitzen und so die Stromleistung von Solaranlagen auf Dauer an Zuverlässigkeit und Stabilität verliert.
Die Wissenschaftler konnten mit ihrer Forschung zeigen, dass sich die Temperaturen an sehr heißen Stellen durch die Hydrogel-Beschichtung von Solarpanles um bis zu 16 Grad Celsius senken ließ. Damit einher ging eine Leistungssteigerung von bis zu 13 Prozent.
Bei Anlagen auf Dächern sowie bei gebäudeintegrierten Photovoltaikanlagen soll die Hydrogel-Beschichtung in der Lage sein, Leistungsverluste durch Hotspots um fast die Hälfte reduzieren. „Unsere Hydrogel-Kühltechnologie löst das Problem der Hotspots in Solarmodulen effektiv, ohne dass bestehende Schaltungsdesigns verändert werden müssen“, erklärt Studienleiter Prof. Yan Jinyue Jerry, Lehrstuhlinhaber für Energie und Gebäude an der PolyU.
Das Team prognostiziert anhand von Fallstudien in Hongkong und Singapur ein potenzielles jährliches Stromerzeugungswachstum von 6,5 bis 7 Prozent. Die Hydrogel-Beschichtung könne sich damit bereits in circa drei bis vier Jahren amortisiert haben.
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Der Beitrag Alternative zur Klimaanlage: Festkörperkühlsysteme ohne Kältemittel erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Diese Kühltechnik kommt ohne Kältemittel, Kompressor und bewegliche Teile aus und soll klassische Klimaanlagen überflüssig machen. Ein Start-up testet das Festkörper-System bereits in einem Pilotprojekt.
Der Klimawandel trägt dazu bei, dass Hitzewellen immer werden häufiger und intensiver werden. Gleichzeitig heizen sich vor allem Städte durch dichte Bebauung zunehmend auf.
Immer mehr Haushalte und Unternehmen setzen daher auf aktive Kühlung. Prognosen zufolge wird das Marktvolumen für Klimaanlagen bis zum Jahr 2030 weltweit auf rund 93 Milliarden Euro wachsen. Das entspricht einer jährlichen Wachstumsrate von mehr als 6,5 Prozent.
Das hat durch den steigenden Energiebedarf nicht nur spürbaren Folgen für die Stromnetze. Denn herkömmliche Klimaanlagen können durch ihre Abwärme Städte weiter aufheizen. Gleichzeitig besitzen viele eingesetzte Kältemittel ein hohes Treibhauspotenzial. Beides zusammen resultiert in einem selbstverstärkenden Kreislauf aus Hitze und wachsendem Kühlbedarf.
Vor diesem Hintergrund rücken neue Kühltechnologien in den Fokus, die ohne klimaschädliche Kältemittel und energieintensive Kompressoren auskommen. An einer solchen Lösung arbeitet das US-Start-up Mimic Systems, das mit seinem Festkörper-Kühlgerät den Markt für Klimaanlagen umkrempeln will.
In Europa ist der Einsatz besonders klimaschädlicher Kältemittel bereits seit Jahren stark reguliert. Beispielsweise schreibt die neue F-Gas-Verordnung seit März 2024 den verschärften Ausstieg aus fluorierten Treibhausgasen (F-Gasen) vor.
In den USA hingegen sehen die Vorschriften deutlich lockerer aus. „So gut wie jede Klimaanlage, jeder Kühlschrank und jede Wärmepumpe, die in den USA verwendet wird, verfügt über ein Dampfkompressionssystem mit einem fluorierten Kohlenwasserstoff-basierten Kältemittel“, erklärt Jarad Mason, außerordentlicher Professor für Chemie und Chemische Biologie an der Harvard University gegenüber CNN.
Diese Kältemittel seien als Treibhausgase „um Größenordnungen stärker als Kohlendioxid“, so der Forscher. Vor allem durch Kältemittellecks und die Entsorgung tragen diese Stoffe erheblich zu den Treibhausgasemissionen bei.
„Die Kühlbranche war in der Vergangenheit sehr risikoscheu, erklärt Berardo Matalucci, Mitgründer und CEO von Mimic Systems gegenüber CNN. „Fast jede Klimaanlage basiert auf Innovationen aus dem 19. Jahrhundert.“
Besonders problematisch sind die Leckagen von Kältemitteln: Zum einen gelangen sie als starke Treibhausgase in die Atmosphäre. Zum anderen verringern sie die Effizienz der Klimaanlagen, was den Stromverbrauch zusätzlich steigen lässt.
Matalucci und sein Team bei Mimic Systems arbeitet daher an Alternativen für diese Kompressionssysteme, also Systeme, die komplett auf Kältemittel verzichten. Mimic konzentriere sich dabei auf thermoelektrische Kühlung, eine Technologie, die Wärme mithilfe von Elektronen in Festkörpern wie Bismut, Tellur und Antimon transportiert.
„Es gibt keine flüchtigen Kältemittel, die in die Atmosphäre gelangen könnten“, so Matalucci. Außerdem gebe es keinerlei bewegliche Teile, was wiederum weniger Ersatzteile im Laufe der Zeit sowie weniger Materialabfall und geringere Kosten bedeutet.
Im August 2025 hat das US-Start-up sein erstes Pilotprojekt für eine Festkörper-Klimaanlage in Kanada bereits umgesetzt. Aktuell befindet sich das System in der Kleinserienproduktion. Daher liegen die Kosten etwa bei dem Doppelten im Vergleich zu herkömmlichen Kompressorsystemen.
Ziel sei es laut Matalucci daher, nun an einer mit herkömmlichen Klimaanlagen vergleichbare Effizienz sowie der Kostensenkung zu arbeiten. Die erste Produktionsserie soll dann spätestens Anfang 2027 starten.
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Der Beitrag Geothermie kann Stromkosten halbieren – und Kraftwerke ersetzen erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Laut einer aktuellen Stanford-Studie könnten petrothermale Geothermieanlagen in Kombination mit Wind- und Solarkraft nicht nur die Stromkosten halbieren, sondern auch Grundlastkraftwerke ersetzen.
Enhanced Geothermal Systems (EGS) nutzen die natürliche Erdwärme aus tiefen Schichten zur kontinuierlichen Stromproduktion. Forscher der Stanford University belegen in der Fachzeitschrift „Cell Reports Sustainability“, dass diese Technik die Stromkosten im Vergleich zu fossilen Energien mehr als halbieren kann. EGS fungieren dabei als verlässliche Grundlastquelle und können den Bedarf an Wind- und Solaranlagen sowie an Batteriespeichern senken.
Ingenieure erschließen mit EGS (auch Petrothermale Geothermie genannt) Wärme in drei bis acht Kilometern Tiefe. Zuerst führen sie präzise Bohrungen in das tief liegende Gestein durch. Danach pumpen sie Wasser mit hohem Druck in das Bohrloch. Dieser gezielte Druck bricht das Gestein auf und schafft so künstliche Wege für den Wärmetransport.
Das Wasser im Untergrund heizt sich durch die natürliche Erdwärme auf. Anschließend befördern Pumpen es wieder an die Oberfläche. Dort nutzen Kraftwerke die thermische Energie direkt für die saubere Stromerzeugung. Diese technische Effizienz ermöglicht eine Platzersparnis beim Ausbau der erneuerbaren Energien.
Die Studie zeigt, dass bereits ein EGS-Anteil von zehn Prozent den Bedarf an Onshore-Windkraftanlagen um 15 Prozent verringern kann. Auch die notwendige Solarfläche würde durch diese Ergänzung um zwölf Prozent sinken. Besonders deutlich kann die Technologie das Netz bei den Batteriespeichern entlasten, deren Kapazitätsbedarf um 28 Prozent zurückginge.
In untersuchten Ländern könnte der gesamte Flächenverbrauch für die Energieerzeugung dadurch von 0,57 auf 0,48 Prozent sinken. Besonders dicht besiedelte Kleinstaaten wie Singapur, Gibraltar, Taiwan und Südkorea würden von diesem geringen Flächenbedarf profitieren.
In diesen Regionen leben viele Menschen auf engstem Raum, was den Bau großflächiger Windparks oder Solarfelder erschwert. EGS versprechen eine Lösung, da die Kraftwerke wenig Platz beanspruchen und Energie direkt aus der Tiefe gewinnen. So könnten diese Regionen ihre Versorgung absichern, ohne wertvolle Landflächen opfern zu müssen.
Der Wechsel von fossilen Brennstoffen zu erneuerbare Systeme kann die Stromkosten generell um rund 60 Prozent senken. Berücksichtigt man zusätzlich die Gesundheits- und Klimafolgekosten, sinken die gesellschaftlichen Gesamtausgaben sogar um über 90 Prozent. Eine stabile Grundlastquelle wie EGS beeinflusst die reinen Systemkosten dabei kaum.
Die Studie beweist, dass wetterabhängige Energiequellen keine teuren Reservekraftwerke für die Versorgungssicherheit benötigen. Laut der Studie haben EGS das Potenzial, die bisherige Funktion von Kohle- und Kernkraftwerken im Stromnetz zu übernehmen. Als neues Grundlastkraftwerk würde die petrothermale Geothermie eine sichere Versorgung rund um die Uhr garantieren.
Damit bietet die Technologie einen vielversprechenden Weg, die globale Erwärmung und Luftverschmutzung relativ kostengünstig zu reduzieren.
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Das Bundeswirtschaftsministerium will einen ganzen Korb von Gesetzesänderungen auf den Weg bringen. Deren Kern besteht darin, dass man sich Arbeit mit dem Ausbau der Stromnetze spart und stattdessen lieber den Zubau von Erneuerbaren einschränkt. (Weiter lesen)Der Beitrag Studie offenbart: Dynamische Stromtarife entlasten das Stromnetz erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Das Projekt „Grids & Benefits“ hat dynamische Stromtarife unter die Lupe genommen und zeigt nun, dass Stromnetze damit tatsächlich spürbar entlastet werden können. Gleichzeitig bringen diese auch finanzielle Vorteile für Verbraucher.
Mit dem wachsenden Anteil erneuerbarer Energien am Strommix wird die Stromerzeugung zunehmend wetterabhängig. Solar- und Windkraftanlagen sind naturgemäß auf Sonneneinstrahlung oder starken Wind angewiesen.
In Zeiten von Windflauten oder Dunkelheit hingegen können diese Anlagen deutlich weniger Strom produzieren. Diese Schwankungen gelten als zentrale Herausforderung für die Energiewende und erfordern neue Wege, um Erzeugung und Verbrauch im Stromsystem besser aufeinander abzustimmen.
Dynamische Stromtarife gelten als ein Teil der Lösung, denn diese passen den Strompreis flexibel an Angebot und Nachfrage im Netz an. Das kann beispielsweise abhängig von Tageszeit oder aktueller Auslastung sein.
Sie sollen außerdem als Anregung für Verbraucher dienen, den Strom dann zu nutzen, wenn er reichlich und günstig verfügbar ist. Doch wie wirksam kann der Einsatz von dynamischen Stromtarifen für die Entlastung des Stromnetzes wirklich sein?
Das Innovationsprojekt „Grids & Benefits“ hat genau das in einem Pilotprojekt unter die Lupe genommen. Dabei wurde untersucht, wie Verbraucher auf variable Preissignale reagieren – und ob sich das Laden von E-Autos messbar in Zeiten mit geringerer Netzauslastung verschieben lässt.
Im Rahmen des Projekts „Grids & Benefits“ wurde erstmals in der Praxis untersucht, welchen Einfluss dynamische Strompreise tatsächlich auf das Verhalten von Stromkunden und die Auslastung der Netze haben können. In einem Pilotversuch wurde dabei getestet, ob die Information über variable Preise Verbraucher dazu bewegen können, die Ladevorgänge von E-Autos gezielt zu verschieben.
Unter der Leitung der gemeinnützigen UnternehmerTUM GmbH waren Partner aus der gesamten Wertschöpfungskette an dem Projekt beteiligt. Dazu gehörten unter anderem die RWTH Aachen Universität, EWE Netz, Maingau Energie, Octopus Energy und The Mobility House Energy.
Gemeinsam wurde zunächst ein Grundkonzept für die Berechnung dynamischer Arbeitspreise erarbeitet. Dieses kann Verbrauchern variable Preissignale liefern und gleichzeitig die Netzauslastung gezielt steuern.
Das sich anschließende Pilotprojekt bestand aus zwei zentralen Elementen. So wurden beispielsweise vergünstigte Ladepreise an öffentlichen Ladepunkten als Anreiz für die Nutzung anderer Ladezeitfenster getestet.
Am zweiten Teil der Pilotphase waren 500 Kunden von The Mobility House und Octopus Energy beteiligt. Hier wurde das Laden zu Hause mit dynamischen Netzentgelten unter die Lupe genommen. Über mehrere Monate wurde hier gemessen, welche Auswirkungen die automatisiert Optimierung der Ladevorgänge hat.
Das Innovationsprojekt „Grids & Benefits“ konnze zeigen, dass gezielte Preissignale an Verbraucher die Verschiebung von Ladevorgängen erheblich beeinflussen können. Demnach seien rund 70 Prozent der Ladevorgänge im Vergleich zu Ladeplänen mit statischen Netzentgelt tatsächlich verschoben worden.
Dadurch konnten 20 Prozent der geladenen Energie in andere Zeitfenster verschoben werden. Vor allem aus den typischen Spitzenlastzeiten morgens und abends konnte somit die Netzbelastung deutlich reduziert werden.
Doch nicht nur das Netz profitiert von den geänderten Ladezeitpunkten. Denn auch für Verbraucher birgt die zeitliche Verschiebung der Ladevorgänge einen finanziellen Vorteil.
So wurden beispielsweise die künden von Maingau Energie über vergünstigte Ladezeitfenster über die „Autostrom App“ informiert. Die Testkunden wurden dabei in zwei Gruppen unterteilt: eine erhielt eine Information bei einer Preisreduzierung von zehn Cent, die zweite bei einer einer Preisreduzierung von 20 Cent je Kilowattstunde.
Bei der Kontrollgruppe mit zehn Cent Rabatt pro Kilowattstunde konnten die Projektverantwortlichen einen Anstieg von zwei Prozent der Ladevorgänge messen. Bei der Gruppe mit 20 Cent Ersparnis je Kilowattstunde verlagerten sich zehn Prozent der Ladevorgänge in die sogenannten „supergrünen Stunden“.
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Ein Start-up aus den USA will Benzin direkt aus der Luft herstellen. Mit CO2 und Strom sollen bis zu vier Liter am Tag möglich sein. Durch den Einsatz von Erneuerbaren Energien könnte die Kraftstoffproduktion so komplett klimaneutral werden.
Der Kraftstoffverbrauch hat in Deutschland in den vergangenen Jahren zwar kontinuierlich abgenommen. Dennoch wurden im Jahr 2025 rund 13,6 Millionen Tonnen Ottokraftstoffe sowie 26 Millionen Tonnen Dieselkraftstoffe verbraucht.
Trotz des rückläufigen Kraftstoffverbrauchs zeigen die Zahlen, wie groß die Herausforderung für die Erreichung der Klimaziele der Bundesregierung bleibt. Mit insgesamt fast 40 Millionen Tonnen Benzin und Diesel im Jahr 2025 ist der Verkehrssektor weiterhin stark von fossilen Energieträgern abhängig und zählt zu den größten Emittenten.
Als Schlüssel zur Verringerung der Emissionen im Verkehrssektor gelten alternative Antriebslösungen, wie beispielsweise die Elektromobilität. Doch ein Start-up aus den USA verfolgt einen anderen Ansatz und will herkömmliches Benzin direkt aus aus der Luft herstellen.
Die Anlage des US-Start-ups Aircela nutzt eine wässrige Lösung mit Kaliumhydroxid, um direkt aus der Umgebungsluft CO2 zu filtern und dieses zu binden. Die Umgebungsluft wird dabei über einen Ventilator in das Gerät eingesaugt.
In einem nächsten Schritt wird mit der Hilfe von Elektrolyse Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff gespalten. Das Wasser kann dabei direkt über die Hausleitung angeschlossen werden.
Der entstehende Sauerstoff wird nicht benötigt und daher sicher freigesetzt. Den Wasserstoff wiederum nutzt die Anlage für den letzten Produktionsschritt, die Kraftstoffsynthese.
In diesem letzten Schritt kombiniert die Maschine den Wasserstoff und das CO2 zu Methanol. Anschließend wird dieses Methanol in einem zweistufigen katalytischen Prozess in Benzin umgewandelt.
Es handle sich laut Aircela um „sofort einsatzbereites Benzin“. Dieses sei „vollständig kompatibel mit bestehenden Motoren“.
Aircela hat die Anlage für Privathaushalte entwickelt, weshalb sie auf einem einfachen Plug-and-play-System basiert. Nutzer benötigen für den Einsatz kein technisches Wissen.
Es handelt sich außerdem um ein modulares System, das je nach Bedarf erweitert werden kann und sich sowohl für den Einsatz in Privathaushalten als auch in größeren Anwendungen eignet.
Mit einem Modul können laut Aircela etwa vier Liter Benzin am Tag produziert werden. Dabei zieht das System rund zehn Kilogramm CO2 aus der Luft.
Allerdings benötigt die Maschine von Aircela für den Prozess der Umwandlung in Benzin auch einiges an Energie. Für die vier Liter Benzin verbraucht die Anlage rund 75 Kilowattstunden Strom. Das Start-up arbeitet daher daran, die Energieverluste der Maschine zu reduzieren.
Aktuell arbeitet Aircela mit Beta-Partnern zusammen, um das System unter realen Bedingungen in verschiedenen Umgebungen und Anwendungsfällen zu testen. Auf den Markt kommen sollen die Maschine in zunächst begrenzter Verfügbarkeit in ausgewählten US-Märkten ab Ende 2026.
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Der Beitrag CO2-Preis macht Heizen teurer – aber nicht überall und überall gleich erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Der von der EU geplante CO2-Preis wird die Heizkosten vieler Haushalte spürbar verändern. Je nach Land wird es hier allerdings enorme Unterschiede geben. Eine Analyse der Bertelsmann Stiftung zeigt, wo die Belastungen besonders steigen werden.
Die Europäische Union will ab dem Jahr 2028 einen einheitliche CO2-Preis für den Gebäude- und Verkehrssektor einführen. Dann soll ein neues Emissionshandelssystem starten, das fossile Brennstoffe in allen Mitgliedstaaten verteuert.
Die EU will so den Klimaschutz voranbringen, also den Ausstoß von Treibhausgasen senken sowie den Umstieg auf klimafreundliche Heizungen und Energien beschleunigen. Für die Haushalten in der EU wird die Einführung des CO2-Preises teils enorme Auswirkungen auf die Heizkosten bedeuten.
Doch nicht jedes Land wird gleichermaßen betroffen sein, wie eine Studie der Bertelsmann Stiftung zeigt. Demnach könne es zu deutlichen Unterschieden zwischen den einzelnen Mitgliedsstaaten kommen.
Wohngebäude sind für rund ein Drittel der Treibhausgasemissionen in der gesamten EU verantwortlich. Hauptsächlich entstehen die Emissionen beim Heizen mit Öl, Gas oder Kohle.
Bisher gehen die Emissionen in diesem Bereich jedoch nur langsam zurück. Das wiederum führt dazu, dass die von der EU gesteckten Klimaziele nur schwer erreichbar bleiben.
Das sogenannte Emissions Trading System 2 (ETS2) dient als Erweiterung des Europäischen Emissionshandelssystems auf den Gebäudesektor. Die EU will so Anreize für energieeffiziente Häuser und umweltfreundliche Heizsysteme schaffen, damit Emissionen langfristig gesenkt werden können.
Welche Auswirkungen das für Haushalte in der EU haben wird, zeigt die neue Studie der Bertelsmann Stiftung. Demnach falle der mit dem ETS2 geplante einheitliche Preis für CO2-Emissionen in den einzelnen europäischen Regionen sehr unterschiedlich aus.
In Deutschland beispielsweise dürften die zusätzlichen Belastungen begrenzt sein. Das gelte auch für weitere west- und nordeuropäischen Mitgliedsstaaten, in denen bereits ein nationaler CO2-Preis im Gebäudebereich gilt.
In diesen Ländern würden die Kosten im Durchschnitt um 17 Euro jährlich pro Haushalt steigen. Diese Annahme gilt bei einem zu erwartenden Einstiegspreis von etwa 60 Euro pro Tonne CO2.
Das Heizen in Portugal, Irland, Dänemark und Schweden könnte demnach für die Haushalte sogar günstiger werden. Denn in diesen Ländern liegt der CO2-Preis bereits oberhalb von 60 Euro pro Tonne CO2.
Das wiederum gelte nicht für Länder wie Polen, Ungarn, die Slowakei und weitere osteuropäische Staaten. Da hier die Dekarbonisierung des Gebäudesektors noch nicht weit vorangeschritten ist und es keinen nationalen CO2-Preis gibt, hätte die Einführung des EU-weiten CO2-Preises viel größere Auswirkungen.
Ein CO2-Preis in Höhe von 60 Euro pro Tonne CO2 würde das Heizen für einen Haushalt im Schnitt zwischen 100 und 400 Euro pro Jahr verteuern. Das würde die Haushalte insbesondere hart treffen, da in diesen Ländern geringere Einkommen zur Verfügung stehen.
Die Autoren der Studie fordern daher gezielte Ausgleichsmaßnahmen für Haushalte, die besonders stark von steigenden Heizkosten betroffen sein werden. „Mit den Einnahmen aus dem CO2-Preis ist allerdings genug Geld vorhanden, um diese Unterstützung zu leisten – wenn die Mitgliedstaaten das Geld treffsicher ausgeben“, erklärt Thomas Schwab, Experte für europäische Wirtschaftspolitik bei der Bertelsmann Stiftung.
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Die aktuellen Pläne der Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) zur Einspeisevergütung gefährden den weiteren Ausbau der Solarenergie in Deutschland. Zu diesem Ergebnis kommt eine aktuelle Untersuchung des Fraunhofer-Instituts. (Weiter lesen)Der Beitrag Dänemark will unterirdischen CO2-Speicher in der Nordsee bauen erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Dänemark will CO2 künftig unter dem Meeresboden in der Nordsee speichern. Ab Sommer soll das erste Projekt auf einer alten Ölplattform starten und so dabei helfen, Emissionen in Dänemark, aber auch in ganz Europa, dauerhaft zu senken.
Für die Begrenzung der Erderwärmung ist eine deutliche Reduktion der CO2-Emissionen entscheidend. Kohlendioxid das zentrale menschengemachte Treibhausgas, das über Jahrzehnte in der Atmosphäre bleibt und so die globale Temperatur weiter ansteigen lässt.
Reduzierte Emissionen könnten diesen Prozess verlangsamen und so dazu beitragen, die im Pariser Klimaabkommen vereinbarten Ziele einzuhalten. Doch dafür müssen alle Staaten ihren Ausstoß rasch und dauerhaft senken, um so die Folgen des Klimawandels wirksam einzugrenzen.
Das Land Dänemark will hierfür die Speicherung von CO2 unter der Nordsee etablieren. Hier soll künftig Kohlendioxid in tiefen geologischen Gesteinsschichten eingelagert werden, um die Menge CO2 zu reduzieren, die in die Atmosphäre gelangt.
Die dänische Regierung sieht in diesem Weg eine Möglichkeit, um die Emissionen aus Industrieprozessen zu mindern. Denn diese lassen sich bisher nur schwer vermeiden.
„Die CO₂-Abscheidung und -Speicherung ist ein wichtiges Instrument, um die Herausforderungen des Klimawandels zu bewältigen und Dänemarks Klimaziele zu erreichen“, erklärt Peter Christian Baggesgaard Hansen, stellvertretender Generaldirektor der Dänischen Energieagentur. „Jede Tonne CO2, die wir der Atmosphäre entziehen, reduziert Dänemarks Klimabelastung.“
Langfristig soll die unterirdische Speicherung dazu beitragen, nicht nur den CO2-Ausstoß zu senken, sondern gleichzeitig auch nationale sowie europäische Klimaziele zu erreichen. Laut Hansen sei das Potenzial hierbei ist enorm.
Die erste CO₂-Speicheranlage im Rahmen des Project Greensand soll in der dänischen Nordsee kommerziell betrieben werden. Zunächst ist eine Speicherkapazität in Höhe von 400.000 Tonnen CO2 pro Jahr geplant.
Ziel der Anlage ist es allerdings, bis zum Jahr 2030 die Kapazität schrittweise zu erweitern. Dann sollen jährlich bis zu acht Millionen Tonnen CO2 dauerhaft unter dem Meeresboden gespeichert werden.
„Greensand Carbon Storage ist eine weitaus bessere Möglichkeit, Europa zu dekarbonisieren als die Deindustrialisierung“, findet Jim Ratcliffe, Vorstandsvorsitzender von INEOS, dem operativen Betreiber von Greensand Future. „Dadurch wird das Problem nur verlagert, nicht gelöst und Arbeitsplätze werden vernichtet. Unsere Investition in Greensand trägt dazu bei, eine nachhaltige Zukunft für den Planeten und die Wirtschaft zu sichern.“
Für die dauerhafte Speicherung von Kohlendioxid soll ein erschöpftes Ölfeld in der dänischen Nordsee zum Einsatz kommen. Da das Ölaufkommen hier nahezu erschöpft ist, könne der Platz nun für die Einlagerung von CO2 genutzt werden.
In der ersten Phase von Greensand Future soll das CO2 in dänischen Biomethan-Produktionsanlagen aufgefangen und verflüssigt werden. Das geschieht beispielsweise bereits ion der Stadt Horsens. Hier werden in einer Biogasanlage unter anderem die Abfälle aus Bauernhöfen verarbeitet.
Das dabei entstehende CO2 wird nun nicht mehr wie früher in die Atmosphäre entlassen, sondern in Tanks aufbewahrt. Ab dem Sommer sollen die gespeicherten Vorräte dann zum Hafen von Esbjerg transportiert werden. Von hier aus gelangen sie per Schiff zum Nini-Feld rund 240 Kilometer vor der dänischen Nordseeküste.
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Die aktuelle US-Regierung versucht zwar, die Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen zu blockieren und die Fossilwirtschaft zu fördern. Doch diese Strategie scheitert in der Praxis: Beim Nettozubau spielen nur die Erneuerbaren eine Rolle. (Weiter lesen)Der Beitrag Wärme-Batterie: Diese Ziegelsteine speichern Strom – und ersetzen Erdgas erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.
Der Chemiekonzern Covestro will an seinem Standort in Brunsbüttel künftig überschüssigen Strom in einer neuartigen Wärme-Batterie aus Ziegelsteinen speichern. Bei Bedarf kann daraus Prozessdampf erzeugt werden – ganz ohne Erdgas. Das Projekt gilt als wichtiger Schritt hin zu einer klimafreundlicheren Industrie.
Erdgas ist einer der wichtigsten Energieträger in Deutschland und spielt vor allem in der Industrie, bei der Stromerzeugung und in der Wärmeversorgung eine zentrale Rolle. Allein im Jahr 2024 wurden in Deutschland rund 813 Terawattstunden Erdgas. Ein Anstieg im Vergleich zum Vorjahr von rund 3,3 Prozent.
In der Industrie sind viele Prozesse auf hohe und kontinuierlich verfügbare Temperaturen angewiesen. Diese werden bislang meist mit Erdgas erzeugt. Der Chemiekonzern Covestro will an seinem Standort in Brunsbüttel eines Teil dieses Bedarfs künftig mit einer neuartigen Wärme-Batterie aus Ziegelsteinen decken und dafür überschüssigen Strom statt fossiler Brennstoffe nutzen.
Die Wärme-Batterie von der Firma Rondo Heat Battery funktioniert nach einem vergleichsweise einfachen und bewährten Prinzip. Dabei wird elektrische Energie in Form von Wärme in Ziegelsteinen gespeichert – ein Wärmespeicher, der bereits seit Jahrhunderten in Stahlwerken zum Einsatz kommt.
Die Batterie speichert dabei kostengünstige erneuerbare Energie, beispielsweise aus Wind- oder Solaranlagen, wenn diese einen Überschuss produzieren. Dadurch erden die Ziegelsteine stark erhitzt und können diese Energie über längere Zeiträume nahezu verlustfrei speichern.
Die gespeicherte Wärme erhitzt einen herkömmlichen Kessel, der daraus emissionsfreien Dampf erzeugt. So lässt sich mithilfe von Strom aus erneuerbaren Quellen kontinuierlich eine konstante Dampfmenge für die Produktion bereitstellen.
Die Wärme-Batterie stellt damit eine nachhaltige Alternative zur Dampferzeugung mit fossilen Energieträgern dar. Der Chemiekonzern Covestro will somit künftig zehn Prozent des Dampfes am Standort Brunsbüttel dank der Wärme-Batterie mit erneuerbarer Energie erzeugen.
Die Rondo Heat Battery bei Covestro soll Ende 2026 in Betrieb genommen werden. Sie hat eine Gesamtleistung von 100 MWh und kann damit ausreichend Wärme speichern, um große Teile der industriellen Prozessdampfversorgung am Standort kurzfristig unabhängig von Erdgas zu gestalten.
Insgesamt erhofft sich der Konzern von der Neuerung eine Einsparung von bis zu 13.000 Tonnen CO2-Emissionen im Jahr. „Die Wärme-Batterie ist so eine Idee: eine neue Technologie, die es uns ermöglicht, auf unserem Weg in eine nachhaltige Zukunft einen weiteren Schritt voranzugehen“, erklärt Covestro-CTO Dr. Thorsten Dreier.
Es handelt sich bei der Anlage um die erste Wärme-Batterie im industriellen Maßstab in Deutschland. Sie soll Daten liefern, wie sich überschüssiger Strom effizient speichern und bei Bedarf in industriellen Prozessen als Wärme einsetzen lässt, um Erdgas schrittweise zu ersetzen.
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Kleine modulare Atomreaktoren (SMR) gelten als Hoffnungsträger für eine neue Phase der Kernenergie. Sie sollen günstiger, sicherer und schneller zu bauen sein als herkömmliche Großkraftwerke. Doch die Zweifel an der Technologie wachsen stetig an. (Weiter lesen)
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