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Europa befindet sich seit 12 Tagen in einer Dunkelflaute


In Kürze:

  • Seit Ende Oktober liefern Wind- und Solaranlagen in weiten Teilen Europas deutlich weniger Strom als üblich.
  • Zugleich treiben niedrige Temperaturen den Strombedarf in die Höhe.
  • Gaskraftwerke erzeugten zuletzt rund drei Viertel mehr Strom als Mitte Oktober.
  • In Deutschland lässt sich die Dunkelflaute in zwei einzelne aufteilen und der Börsenstrompreis liegt seit Tagen weit über dem üblichen Niveau.

 
Europas Stromnetzbetreiber müssen seit Ende Oktober mit seit knapp zwei Wochen andauernden Dunkelflaute zurechtkommen. Das bedeutet einen erheblichen Mangel an Wind und Sonnenlicht. Dadurch können Windkraft- und Solaranlagen weitaus weniger Strom zur Verfügung stellen als sonst üblich.
Zwar gelten diese beiden erneuerbaren Energiequellen als sauber. Ihr großer Nachteil ist jedoch die wetterabhängige Stromproduktion. In den europäischen Ländern sind Solar und Windkraft nach installierter Leistung aktuell die wichtigsten Energiequellen. Helligkeitsmangel und Flaute wirken sich daher spürbar auf die Stromerzeugung aus.

Ähnlich wenig Wind wie in den beiden Vorjahren

Seit dem 29. Oktober liegt die Windstromleistung in Europa laut Daten der Plattform Energy-Charts des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) zeigen überwiegend unter 50 Gigawatt (GW). Zwischenzeitlich erhöhte sie sich vom 2. bis 5. November, nur um dann wieder klar unter diesen Wert zu fallen. Schwankungen über das gesamte Jahr von rund 10 bis über 132 GW sind üblich, im Mittel betrug die Leistung 2025 rund 67 GW.
Betrachtet man die ersten Novembertage im Vergleich mit den Vorjahren, fällt zunächst wenig auf. Die diesjährige Leistungsspanne von rund 24 bis 76 GW passt zu denen von 2025 (rund 19 bis 99 GW) und 2024 (rund 16 bis 65 GW). Interessant ist der Blick auf die drei weiter zurückliegenden Jahre, in denen die Werte durchweg höher lagen. 2023 betrug die Windkraft-Leistungsspanne rund 60 bis 124 GW, 2022 waren es rund 45 bis knapp 84 GW und 2021 rund 30 bis gut 85 GW.
Aufgrund des derzeit überwiegend bewölkten Wetters über weiten Teilen Europas schwächelt zudem die Solarenergie stärker als die tiefer stehende Sonne allein vermuten lässt. Während Solarstrom Mitte Oktober in der Spitze noch rund 135 GW erreichte, lagen die Spitzenwerte in den bisherigen Novembertagen  zwischen 80 und 114 GW. Ein deutlicher Rückgang.
Hierbei ist jedoch zu erwähnen, dass eine einheitliche offizielle Definition, ab wann mangelnder Stromertrag aus diesen beiden „Erneuerbaren“ als Dunkelflaute bezeichnet werden kann, bislang nicht existiert. Dabei wären maßgebliche Faktoren die Dauer der Ertragsschwäche und der maximal erreichte Ertragswert dieser Stromquellen in einer solchen Phase.
 

Kaltes Wetter erhöht Stromverbrauch

Zur Dunkelflaute kommt noch ein weiterer ungünstiger Faktor: die momentan niedrigen Temperaturen in Europa. Laut Kachelmannwetter liegen die Temperaturen der ersten Tage des Novembers in diesem Jahr niedriger als das Mittel von 1991 bis 2020.
In Ländern im Osten Mitteleuropas wie Polen, Polen, Tschechien und der Slowakei haben sich in den Nächten vielerorts bereits Minusgrade ausgebreitet. Die Temperaturen in Deutschland befinden sich überwiegend im einstelligen Plusbereich. Über 10 Grad Celsius klettert das Thermometer erst im Westen und Süden Frankreichs, in Spanien und in den südlichen zwei Dritteln Italiens. Für diese Jahreszeit ist es in Mitteleuropa rund 1 bis 3 Grad Celsius kälter als üblich.
Diese niedrigeren Temperaturen sorgen für einen erhöhten Stromverbrauch. Der Grund: Heizanlagen laufen vermehrt und intensiver. Während der gesamteuropäische Strombedarf Mitte Oktober (Kalenderwoche 42) in der Spitze noch bei rund 360 GW lag, stieg er Anfang November (KW 45) bereits auf rund 400 GW. Damit liegt der Bedarf etwas höher als in den Jahren 2022 bis 2025. Noch höher war er zu dieser Zeit zuletzt im Jahr 2021.

Gas und Kohle gefragt

Dieser höhere Strombedarf und der Mangel an Strom aus Windkraft- und Solaranlagen führen dazu, dass die Länder andere flexible Stromquellen hochfahren müssen.
Während die Stromerzeugung aus Kernenergie im Vergleichszeitraum von knapp 10.500 auf knapp 11.000 Gigawattstunden (GWh) pro Woche nur leicht anstieg, sprangen fossile Kraftwerke deutlich stärker ein. Die Kohlekraftwerke erzeugten 12,5 Prozent mehr und lieferten 7.458 GWh.
Am größten war jedoch die Steigerung bei den Gaskraftwerken. Von knapp 7.400 GWh in KW 42 kletterte deren erzeugte Energiemenge auf über 12.900 GWh in KW 45. Das entspricht einem Anstieg um 74,5 Prozent. Ein solcher Sprung ist bei Gaskraftwerken aber nicht selten, da sie als Spitzenlastkraftwerke gelten.

Deutschlands Dunkelflaute mit Pause

Auch Deutschland ist von der Dunkelflaute betroffen. Sie begann ebenfalls am 29. Oktober, als die Leistung aus Windkraft auf teilweise rund 2 GW absank – bei insgesamt 83,5 GW installierter Leistung.
Die rund 29.500 Windkraftanlagen steigerten ihre Leistung am 3. und 4. November auf teils mehr als 25 GW. Am 5. November kamen Windkraft und Solar in Summe sogar auf knapp 45 GW in der Spitze, da an diesem Tag auch wieder mehr Sonnenlicht die Solaranlagen erreichte. Damit lässt sich nicht von einer durchgängigen Dunkelflaute seit Ende Oktober sprechen.
 
Nach diesem Hochpunkt nahmen Wind und Solar allerdings wieder ab, sodass sich Deutschland seit Samstagabend, 7. November, erneut in einer Dunkelflaute befindet. In der Nacht zum Montag, 9. November, lag die Leistung aus Wind und Solar nur bei rund 2,5 GW, der Bedarf des Landes jedoch bei rund 47 GW. Selbst gegen Mittag kamen Wind und Solar zusammen auf maximal 16,9 GW.

Erhöhte Preise

Wo ein Mangel ist, da sind die Preise hoch: Das gilt auch beim Strom. Mit der nachlassenden Wind- und Solarausbeute liegt der Börsenstrompreis seit 27. dem Oktober durchgehend über 150 Euro pro Megawattstunde (€/MWh), im Mittel bei rund 250 €/MWh. Normal sind Durchschnittswerte von unter 100 €/MWh wie in den vergangenen beiden Jahren. Seit 2023 lagen die Werte im November ebenfalls bei rund 100 €/MWh. Im bisherigen November liegt der mittlere Preis bei rund 275 €/MWh.
Ein kurzzeitiges Preishoch bildete sich am Montagnachmittag, 9. November. Um 17:15 Uhr stieg der Preis auf rund 653 €/MWh.
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Wasserstoff für Deutschland: Zwischen Milliardenförderung und wirtschaftlicher Realität


In Kürze:

  • Zehn-Punkte-Plan: Mit Fördermilliarden will das Wirtschaftsministerium den Wasserstoffausbau anschieben. Hohe Produktionskosten und fehlende Abnehmer bremsen bislang den Markt.
  • Ausbauziele in weiter Ferne: Im September 2026 waren Elektrolyseure mit einer Leistung von 0,18 Gigawatt in Betrieb – gegenüber dem bisherigen Ziel von mindestens 10 Gigawatt bis 2030.
  • Finanzielle Risiken: Der Bundesrechnungshof beziffert das mögliche Verlustrisiko des Bundes beim Wasserstoffkernnetz in einem ungünstigen Szenario auf mindestens 18 Milliarden Euro.

 
Die Bundesregierung will den stockenden Aufbau der Wasserstoffwirtschaft beschleunigen. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) stellte im Oktober 2026 ein Paket mit zehn Maßnahmen vor. Vorgesehen sind Milliardenhilfen für die Industrie, bessere Produktionsbedingungen und Anreize für Unternehmen, Wasserstoff einzusetzen.
Dass die bisherigen Pläne nicht wie erhofft vorankommen, räumt das Ministerium selbst ein. „Der Aufbau des Wasserstoffmarktes steht vor großen Herausforderungen und verzögert sich gegenüber bisherigen Erwartungen“, heißt es im Maßnahmenpapier.
Wasserstoff kann Kohle und Erdgas etwa bei der Stahlherstellung ersetzen und den Ausstoß von Treibhausgasen verringern. Wird er mithilfe von Wind- oder Solarstrom hergestellt, spricht man von grünem Wasserstoff. Auch Kraftwerke sollen ihn künftig nutzen, wenn Wind und Sonne nicht genügend Strom liefern.
Bislang ist grüner Wasserstoff allerdings teuer. Die Herstellungskosten lägen „noch deutlich über den Preisen für fossile Alternativen“ und damit über der Zahlungsbereitschaft zahlreicher potentieller Anwender, stellt das Wirtschaftsministerium fest. Viele Unternehmen warten mit Investitionen. Hersteller wiederum benötigen langfristige Abnehmer, bevor sie neue Anlagen bauen.

Milliardenhilfen sollen Investitionen ermöglichen

Die Bundesregierung plant, einen Teil der Mehrkosten zu übernehmen, wenn Betriebe auf klimafreundlichere Produktionsverfahren umstellen. Dafür sind bis zu 8,7 Milliarden Euro vorgesehen. Das umfasst neben Wasserstoff auch andere Verfahren zur Verringerung des CO₂-Ausstoßes. Mindestens 1,5 Milliarden Euro davon sind speziell dafür vorgesehen, um Unternehmen beim Umstieg auf Wasserstoff zu unterstützen.
Außerdem will die Bundesregierung den Absatz klimafreundlich hergestellten Stahls fördern. Geplant ist auch, Gaskraftwerke mit einer Gesamtleistung von 4 Gigawatt für eine spätere Umstellung auf Wasserstoff zu unterstützen. Dem Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) gehen die Pläne nicht weit genug. „Damit Wasserstoff günstiger wird, müssen wir ihn in deutlich größeren Mengen erzeugen und nutzen“, erklärte Hauptgeschäftsführerin Kerstin Andreae in einer Pressemitteilung. Die Vorschläge seien „zu zaghaft“.

Weit hinter den Zielen zurück

Bei der heimischen Wasserstoffproduktion fällt eine Änderung auf. In der „Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie“ von 2023 hatte die damalige Bundesregierung angekündigt: „Das Ziel für heimische Elektrolysekapazität in 2030 wird von 5 GW auf mind. 10 GW erhöht.“
Elektrolyseure stellen Wasserstoff her, indem sie Wasser mithilfe von Strom in Wasserstoff und Sauerstoff zerlegen. Im neuen Maßnahmenpapier taucht das Zehn-Gigawatt-Ziel nicht mehr ausdrücklich auf.
Wie weit Deutschland davon entfernt ist, zeigen Zahlen des BDEW vom September 2026. Von 169 erfassten Projekten waren erst 44 in Betrieb. Ihre Gesamtleistung betrug 0,18 Gigawatt – weniger als 2 Prozent des zuletzt für 2030 gesetzten Ziels. Weitere 27 Projekte mit insgesamt 1,27 Gigawatt befanden sich im Bau oder verfügten über eine finale Investitionszusage.
Bereits im Herbst 2025 hatte die Bundesregierung eine Anpassung ihrer Ausbauziele angekündigt. Im Februar 2026 bekräftigte Wirtschaftsstaatssekretär Frank Wetzel dies in einer Antwort auf eine Bundestagsanfrage des Abgeordneten Steffen Kotré (AfD). Demnach sollten die „bisherigen Ausbauziele für Elektrolyseure flexibilisiert werden und sich an konkreten Nachfrage-Projekten orientieren“.
Der Ausbau soll sich damit stärker nach der tatsächlichen Nachfrage richten. Ob die Bundesregierung weiterhin mindestens 10 Gigawatt bis 2030 anstrebt, bleibt unklar.

Leitungen entstehen – doch wo bleibt der Wasserstoff?

Parallel baut Deutschland ein eigenes Wasserstoffkernnetz auf, das künftig Fabriken, Kraftwerke und andere Großverbraucher versorgen soll. Nach Angaben der Bundesnetzagentur soll das ursprünglich genehmigte Netz 9.040 Kilometer umfassen. Rund 60 Prozent sollen durch den Umbau vorhandener Erdgasleitungen entstehen. Die zunächst veranschlagten Kosten betragen 18,9 Milliarden Euro.
Während erste Leitungen entstehen, gewährleisten diese keine Versorgung. Wasserstoff muss in ausreichenden Mengen produziert oder importiert werden. Außerdem sind Speicher nötig, denn grüner Wasserstoff wird mit erneuerbarem Strom hergestellt, dessen Verfügbarkeit vom Wetter abhängt. Industrieunternehmen benötigen dagegen eine möglichst gleichmäßige Versorgung. Nach Angaben des Wirtschaftsministeriums sollen Speicher deshalb Schwankungen bei Produktion und Importen ausgleichen. „Wasserstoffspeicher sichern hier gegen etwaige Ausfälle oder Verzögerungen ab“, heißt es dort.
Eine Möglichkeit sind unterirdische Hohlräume in Salzschichten, sogenannte Salzkavernen. Solche Speicher werden bereits für Erdgas genutzt. Nach einer Untersuchung des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches (DVGW) eignen sie sich grundsätzlich auch für Wasserstoff. „Was die technische Umstellbarkeit betrifft, gehen Studien davon aus, dass Kavernen aufgrund ihrer geologischen Voraussetzungen für die Speicherung von Wasserstoff grundsätzlich geeignet sind“, schreibt der Verband.
Die Umstellung wird derzeit praktisch erprobt. Bei anderen unterirdischen Speichern, etwa ehemaligen Erdgaslagerstätten, muss die Eignung standortbezogen geprüft werden. Auch technische Umbauten können erforderlich sein.

Das halbe Rückgrat fehlt

Die Bundesregierung bezeichnet das Wasserstoffnetz und die Speicher als „das infrastrukturelle Rückgrat des künftigen Wasserstoffmarktes“.
Wie viele zusätzliche Speicher Deutschland benötigt, ist aber nicht abschließend geklärt. Konkrete Ausbauziele nennt die Bundesregierung nicht. Stattdessen heißt es im Maßnahmenpapier: „Erforderliche Speicherkapazitäten und mögliche Förderbedarfe analysieren wir im Rahmen eines Gutachtens.“
Damit bleibt offen, in welchem Umfang der Bund den Bau neuer Speicher finanziell unterstützen wird. Der BDEW warnt vor Verzögerungen. „Wir riskieren, dass Netze, Nachfrage und Erzeugung zeitlich auseinanderlaufen“, sagte Andreae im September.
Für Unternehmen ist deshalb nicht allein der Anschluss an das Leitungsnetz entscheidend. Sie benötigen auch die Gewissheit, langfristig ausreichend Wasserstoff beziehen zu können.

Deutschland setzt auf Importe

Die Bundesregierung möchte einen großen Teil des künftig benötigten Wasserstoffs aus dem Ausland beziehen. Im Maßnahmenpapier heißt es: „Wir werden Wasserstoff in großen Mengen importieren.“ Dafür sollen Pipelines aus europäischen Nachbarstaaten und Schiffstransporte aus weiter entfernten Regionen genutzt werden. Ziel seien „kostengünstige und mengenmäßig große Importvolumina“.
Ob Importe tatsächlich günstiger sind als die heimische Produktion, hängt vom Transportweg ab. Das zeigt eine Untersuchung des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität zu Köln (EWI) vom Oktober 2025.
Demnach könnte grüner Wasserstoff 2030 in Deutschland rund 200 Euro je Megawattstunde kosten. Für Pipelineimporte aus Europa oder Nordafrika errechneten die Forscher etwa 150 bis 170 Euro. Bei Schiffstransporten könnten die Kosten dagegen 250 bis 300 Euro erreichen.
Ursache sind unter anderem Energieverluste und zusätzliche Kosten, wenn Wasserstoff für den Schiffstransport umgewandelt und anschließend zurückgewonnen werden muss. Es handelt sich um Modellrechnungen, nicht um feststehende Preise.
Eines der ersten Importprojekt ist die Lieferung von Ammoniak aus Indien nach Deutschland ab 2029. Der aus Wasserstoff herstellbare Stoff kann unter anderem in der chemischen Industrie eingesetzt werden. Die Bundesregierung sichert die Vereinbarung nach eigenen Angaben mit 585 Millionen Euro staatlich ab.
Gleichzeitig will das Wirtschaftsministerium die heimische Produktion erleichtern. Dazu strebt es Änderungen europäischer Vorschriften für grünen Wasserstoff sowie günstigere Bedingungen bei den Stromnetzentgelten an. Letztere beeinflussen die Herstellungskosten erheblich.

Was bedeutet das für die Industrie?

Die Bundesregierung verbindet mit dem Wasserstoffausbau industriepolitische Ziele. Sie will die „Zukunftsfähigkeit ganzer Wertschöpfungsketten und die Wettbewerbsfähigkeit des industriellen Kerns in Deutschland“ sichern. Ob die Förderungen dafür ausreichen, bleibt abzuwarten.
Für Unternehmen ist entscheidend, zu welchen Preisen Wasserstoff langfristig verfügbar sein wird. Der Fraunhofer-Exzellenzcluster CINES hat dazu Berechnungen vorgelegt. In einer Studie vom Juli 2026 ermittelten die Forscher für 2035 Bezugskosten von 4,41 bis 8,43 Euro je Kilogramm für industrielle Abnehmer. Darin enthalten sind Herstellung, Transport und Speicherung.
Für Kraftwerke liegen die berechneten Kosten mit 8,77 bis 15,16 Euro je Kilogramm höher. Ein Grund ist ihre möglicherweise unregelmäßige Wasserstoffabnahme, wodurch sich Infrastrukturkosten auf geringere Mengen verteilen. Auch diese Ergebnisse sind Modellrechnungen. Die Auswirkungen des jetzt angekündigten Maßnahmenpakets wurden darin nicht untersucht.

Milliardenrisiko für den Bund und den Bürger?

Auch die Finanzierung des Wasserstoffnetzes birgt Risiken. Nach dem Finanzierungskonzept der Bundesnetzagentur sollen Netzbetreiber ihre Kosten grundsätzlich über Gebühren der Nutzer decken.
Damit diese für die ersten Abnehmer nicht zu hoch ausfallen, hat die Bundesnetzagentur ein begrenztes Hochlaufentgelt festgelegt. Was fehlt, finanziert die staatliche Förderbank KfW per Darlehen vor. Dieses soll später ausgeglichen werden, wenn mehr Unternehmen das Netz nutzen.
Geht diese Rechnung nicht auf, könnte der Bund finanziell belastet werden. Der Bundesrechnungshof beziffert das staatliche Risiko auf mindestens 18 Milliarden Euro, falls der Wasserstoffmarkt scheitert, das KfW-Darlehen von 24 Milliarden Euro vollständig abgerufen wurde und noch keine Rückzahlungen erfolgt sind. Es handelt sich um ein mögliches Verlustszenario, nicht um bereits entstandene Kosten.
Welche Folgen hat das für private Haushalte? Das Maßnahmenpapier enthält keine Berechnungen zu möglichen Auswirkungen auf Strom- oder Gasrechnungen. Ein Fraunhofer-Kurzgutachten vom Oktober 2025 beziffert die Kosten für die Nutzung des Wasserstoff-Fernleitungsnetzes auf einem untersuchten Transportweg ohne Zwischenspeicherung auf rund 1,59 Cent je Kilowattstunde. Hinzu kommen Kosten für Herstellung und Verteilung.
Aus diesem Einzelwert lässt sich allerdings keine künftige Gasrechnung für Privathaushalte ableiten. Auch die finanziellen Folgen des Maßnahmenpakets für Verbraucher bleiben damit offen.
Am Ende bleibt festzuhalten: Die Bundesregierung will Milliardenhilfen bereitstellen. Ob damit der Durchbruch gelingt, ist ungewiss. Die bisherigen Ausbauzahlen zeigen, wie weit Anspruch und Wirklichkeit auseinanderliegen. Entscheidend wird sein, ob Wasserstoff künftig in ausreichenden Mengen, zuverlässig und zu wirtschaftlich tragbaren Preisen verfügbar ist. Daran muss sich das neue Maßnahmenpaket messen lassen.
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EU warnt vor hartem Winter: Energiekommissar sieht mehr als 50 Millionen Menschen betroffen


In Kürze:

  • EU-Energiekommissar Dan Jørgensen warnt vor einem schwierigen Winter: Mehr als 50 Millionen Europäer könnten ihre Wohnungen nicht ausreichend beheizen.
  • Eine unmittelbare Versorgungskrise bei Gas und Öl erwartet die EU derzeit nicht. Allerdings verschärfen geopolitische Konflikte und niedrigere Speicherstände den Preisdruck.
  • Jørgensen fordert gezielte Hilfen für besonders betroffene Haushalte und Unternehmen sowie einen schnelleren Ausbau erneuerbarer Energien.
  • Über weitere Entlastungsmaßnahmen und die künftige Energiepolitik wollen die EU-Staaten im Dezember erneut beraten.

 
EU-Energiekommissar Dan Jørgensen hat am Rande der Ministerratssitzung am Donnerstag, 29. Oktober, vor einem „harten Winter“ gewarnt. Es sei denkbar, dass mehr als 50 Millionen Menschen in der Gemeinschaft nicht in der Lage sein könnten, „ihr Zuhause angemessen zu beheizen“. Grund dafür seien die hohen Energiepreise.
Bereits in den vergangenen Jahren hätten fast 50 Millionen Europäer wegen hoher Preise ihre Wohnungen nicht ausreichend heizen können. Im bevorstehenden Winter sei mit einer noch höheren Anzahl zu rechnen.

Trotz niedrigerer EU-Füllstände sieht Energiekommissar keine Versorgungskrise

Eine Versorgungskrise bei Öl und Gas stellte Jørgensen ausdrücklich in Abrede – auch, wenn die Speicherstände hinter jenen des Vorjahres zurückblieben. Im Vorjahr war man bei einem Füllstand von 83 Prozent in die Wintersaison gegangen; dieses Jahr seien es nur etwa 75 Prozent.
Dies erhöhe den Preisdruck – und das betreffe am Ende auch den Endverbraucher. Der Energiekommissar gab zu bedenken:
„Wenn man seine Gasrechnung nicht bezahlen kann, ist es egal, wie viel Gas verfügbar ist.“
Zu den wesentlichsten Einflussfaktoren gehören die andauernden Kriege im Iran, in der Ukraine und im Jemen. Sie alle beeinflussen nicht zuletzt durch die Störung wichtiger Transportrouten im Roten Meer, im Schwarzen Meer oder in der Straße von Hormus die globalen Märkte.
Vor der russischen Invasion in der Ukraine im Jahr 2022 habe Russland mit fast 45 Prozent einen erheblichen Teil zur Gasversorgung in der EU beigesteuert, so EU-Kommissar für Energie und Wohnungswesen aus Dänemark. Bis 2025 sei dieser Anteil auf 12 Prozent gefallen.

Jørgensen sieht EU besser für die Krise aufgestellt als 2022

Die Europäer ersetzen seither die ausbleibenden Lieferungen von russischem Gas durch Gas aus den USA, Norwegen oder Algerien. Diese sind deutlich teurer – und die Weltmarktkonkurrenz ist größer.
Eine steigende Nachfrage vonseiten großer asiatischer Länder und geopolitische Spannungen können schnell zu höheren Preisen führen. Mittlerweile ist der Erdgaspreis nahe an die 100-Euro-Marke pro Megawattstunde herangekommen.
Jørgensen betonte jedoch gleichzeitig, man sei angesichts der Krise besser aufgestellt als 2022, weil man es geschafft habe, 18 Prozent weniger Gas zu verbrauchen als damals.
Außerdem sei es gelungen, die Lieferketten zu diversifizieren. Allerdings sei die Situation durch den Umstand eine schwierigere, dass anders als vor vier Jahren zusätzlich auch Öl und Ölprodukte betroffen seien.
Der Energiekommissar fordert konkrete Hilfsmaßnahmen für Betroffene in der EU. Viele Menschen müssten zwischen Heizen und anderen Grundbedürfnissen wie Lebensmitteln wählen. Zielgerichtete Maßnahmen für die Schwächsten seien erforderlich, so Jørgensen. Ins Detail ging er diesbezüglich jedoch nicht weiter.

Mitgliedstaaten uneinig über steuerliche Maßnahmen

An die Mitgliedstaaten appellierte Jørgensen, diese mögen alles in ihrer Macht Stehende tun, um fossile Brennstoffe so schnell wie möglich hinter sich zu lassen. Das bedeute etwa, sich stärker um den Ausbau erneuerbarer Energien und um mehr Energieeffizienz zu bemühen. Gas- oder Ölkessel durch Wärmepumpen zu ersetzen, könne die Elektrifizierung ebenso voranbringen wie der Umstieg von Verbrennern auf E-Autos.
Maßnahmen wie diese könnten bereits kurzfristig einen Unterschied machen, so Jørgensen.
Der Energiekommissar kündigte an, Möglichkeiten zur Entlastung von Haushalten und Unternehmen prüfen zu wollen. So nannte er Veränderungen im Bereich der Netzentgelte ebenso als Möglichkeit wie steuerliche Entlastungen oder Maßnahmen zur Verbesserung der Energieinfrastruktur.
Ein Vorschlag der EU-Kommission, die Stromrechnungen zu senken, indem die Art und Weise geändert wird, wie Verbraucher für Stromnetze bezahlen, stieß laut „Euronews“ jedoch auf Widerstand.
13 Mitgliedstaaten, darunter Deutschland und Italien, verlangten eine Rücknahme des Vorhabens. Dieser Vorstoß wurde vielfach auch als unzulässige Einmischung Brüssels in nationale Energiepolitik kritisiert. Im Dezember soll das nächste Treffen der Energieminister stattfinden.
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Massiver Solar-Ausbau reduziert die Vogelvielfalt in China?


In Kürze:

  • Kein anderes Land hat bisher so viele Solaranlagen errichtet wie China.
  • Laut einer Studie vertreiben sie Vogelarten und reduzieren somit die lokale Biodiversität.
  • Kritik äußerte unter anderem die Chinesische Zoologische Gesellschaft bezüglich der Seriosität der Datensätze.

 
China hat einen unvergleichlichen Solarausbau an den Tag gelegt – vor allem in den vergangenen Jahren. Laut neuesten Daten betrug Chinas installierte Photovoltaikleistung Ende August 1.299 Gigawatt (GW). Das ist in etwa so viel wie alle anderen Länder der Welt zusammen besitzen.
Die meisten der Solarmodule in dem fernöstlichen Land sind in riesigen Freiflächenanlagen in ländlichen Regionen montiert. Hier nutzt China seine weiten, zuvor ungenutzten Flächen. Viele große Solaranlagen sind bereits auf Hügellandschaften errichtet.

Solarmodule an den Hängen von Xuanhua in der Stadt Zhangjiakou in der nordchinesischen Provinz Hebei. China ist der weltweit größte Hersteller und Nutzer von Solarmodulen.

Foto: Greg Baker / AFP via Getty Images

Allerdings dürfte dieser massive Vorstoß der chinesischen Photovoltaik (PV) versteckte Folgen für die Artenvielfalt nach sich ziehen. Zu diesem Ergebnis kam kürzlich eine landeseigene Studie, die einige Entwicklungen der Fauna um die photovoltaischen Platten unter die Lupe genommen hat. Im Fokus standen mehr als 2.300 chinesische Landkreise. Die Studie ist peer-reviewed, also geprüft durch unbeteiligte Wissenschaftler aus demselben Fachbereich.

Mehr Pro-Solar-Politik, weniger Vögel

Mehrere Forscher der Universität für Informationswissenschaft und Technologie in Nanjing und der Zentralen Finanz- und Wirtschaftsuniversität haben mit weiteren Wissenschaftlern untersucht, wie stark dieser Konflikt beim chinesischen PV-Ausbau ausfällt.
Den Ergebnissen zufolge gehen strengere Maßnahmen zur Förderung des Solarausbaus mit einem Rückgang der Vogelvielfalt einher. Oder einfach ausgedrückt: Intensivere politische Maßnahmen zum Solarausbau in einer Region haben dort Vogelarten vertrieben. Laut der Studie entsprach ein Anstieg der politischen Intensität um eine Standardabweichung einem Rückgang des Vogelbiodiversitätsindex um 2,1 Prozent.
Das ist vor allem darauf zurückzuführen, dass ökologisch vielfältige Acker- und Weideflächen in bebaute Flächen umgewandelt wurden. Großflächige Solarprojekte können demnach einen neuen ökologischen Konflikt schaffen, indem sie Lebensräume der Tierwelt umwandeln. Das kann somit zum Verlust der Artenvielfalt beitragen.
Die Wissenschaftler überwachten Vögel über große Gebiete hinweg. Diese Tiere reagieren empfindlich auf Veränderungen der Vegetation, der Brutlebensräume und der Nahrungsverfügbarkeit. Verschiebungen in ihrer Artenvielfalt können somit ökologische Auswirkungen aufzeigen, die bei herkömmlichen Messungen möglicherweise übersehen werden.
Das ist insofern relevant, da in China die installierte PV-Leistung mit zunehmender Anzahl an Anlagen immer weiter ansteigt. Diese haben sich dort bereits auf einer Gesamtfläche von mehreren Tausend Quadratkilometern ausgebreitet. Sie können Vogelpopulationen und deren Lebensräume zunehmend beeinträchtigen. Zudem haben staatliche Maßnahmen die PV-Standorte und deren Umfang maßgeblich bestimmt und Chinas Solarenergie-Infrastruktur erheblich geprägt.

In China stehen auch Solarfelder, die ihre Solarmodule in vertikaler Richtung dem Sonnenstand angleichen können.

Foto: Pedro Pardo/AFP via Getty Images

Besonderheiten bei den Ergebnissen

Die geschilderten Effekte bei der Biodiversität ereigneten sich am markantesten in wohlhabenderen und nicht-wüstenartigen Regionen. Geografisch weit verbreitete Arten betrafen sie überproportional. Dies war größtenteils auf eine rasche Landumwandlung zurückzuführen, insbesondere auf die Umwandlung von Acker- und Grünland in bebaute Flächen. Dadurch nahm letztlich die Vegetationsvielfalt ab.
Ebenso identifizierten die Forscher ein paradoxes Muster, das sie als „inferior greening“ (minderwertige Begrünung) bezeichnen. Das bedeutet, dass Landschaften aufgrund eines höheren Blattflächenindexes grüner wirken, jedoch insgesamt ökologisch ärmer wurden.
Auf Deutschland ist diese Studie kaum bis nicht übertragbar. Hierzulande gibt es viel kleinere Freiflächen-Solarparks. Zudem herrschen hier andere klimatische Bedingungen als in China und auch die Vogelarten sind andere. Dass die Vogelwelt bei uns durch Solaranlagen unbeeinträchtigt bleibt, kann daraus aber ebenfalls nicht abgeleitet werden.

Vorgehensweise der Forscher

Die chinesischen Wissenschaftler stellten im Rahmen der Studie einen umfangreichen Datensatz zusammen. Dieser hat 2.344 von insgesamt 2.842 Landkreisen in ganz China im Zeitraum von 2014 bis 2023 umfasst.
In den gesammelten Daten sind kombinierte Vogelbeobachtungen, Solarenergiepolitik, Umweltbedingungen und sozioökonomische Informationen enthalten. Das ermöglichte es den Autoren, den Zusammenhang zwischen Maßnahmen zur Förderung der Solarenergie und der lokalen Vogelvielfalt zu bewerten. Zudem haben sie die Auswirkungen von Veränderungen in der Landnutzung, der Vegetation und der landwirtschaftlichen Produktivität untersucht.
Yuanning Liang, Wirtschafts-Assistenzprofessorin an der Peking-Universität, schrieb dazu: „Der nächste Schritt ist, von der Messung der Biodiversität zur Bewertung überzugehen, indem Veränderungen der Vogelvielfalt mit Ökosystemleistungen und Naturschutzwerten verknüpft werden.“
Ihrer Aussage nach wird die politische Analyse dem Naturschutz nicht genügend Gewicht beigemessen, wenn eine solche Bewertung fehlt. Gleichzeitig können dann auch in der Kosten-Nutzen-Analyse die gesellschaftlichen Kosten der Entwicklung zu niedrig angesetzt werden.
„Genauso wie die Klimapolitik glaubwürdige Schätzungen zu Klimaschäden benötigt, um die gesellschaftlichen Kosten von Kohlenstoff zu ermitteln, sind glaubwürdige Schätzungen der Biodiversitätswerte erforderlich, wenn Maßnahmen zur nachhaltigen Entwicklung Ökosysteme verändern“, sagte sie.

Scharfe Kritik von der Zoologischen Gesellschaft

Am 25. August, nur fünf Tage nach Veröffentlichung der Studie, äußerte unter anderem die Vogelkunde-Sektion der Chinesischen Zoologischen Gesellschaft Kritik über die Ausarbeitung.
Die Zoologische Gesellschaft bemängelte, dass die Vogelbeobachtungsaktivitäten, die die Grundlage für die Studie bildeten, nicht auf einer systematischen Überprüfung strenger wissenschaftlicher Gestaltung basieren. Demnach besteht „ein gewisses Maß an Unzuverlässigkeit“. Ebenso wiesen sie darauf hin, dass in 40 Prozent der Vogelbeobachtungsberichte genaue Angaben zur Anzahl der Vogelarten fehlen.
Überdies haben sie insgesamt drei fehlerhafte Aufzeichnungen festgestellt. Eine davon betrifft einen Datensatz zu 2.147.483.647 Seidenreihern, die am 21. März 2015 beobachtet worden sein sollen. Die Zahl ist eine typische Grenze von Computersystemen. Die Vogelkundler kritisieren ihrerseits: „Die Anzahl der Vögel, die in diesen drei Aufzeichnungen aufgezeichnet werden, liegt eindeutig über einem vernünftigen Bereich, aber die Autoren haben die Analyse berücksichtigt, was zu einer Anomalie in den Daten führt“. Sie warf den Studienautoren vor, keine effektive Datenqualitätskontrolle durchgeführt zu haben. Sollte die Zahl der Vögel trotz Milliarden Seidenreihern dennoch sinken, müssten an anderer umso mehr Vögel verschwinden.

Worauf die Studie nicht eingeht

Unabhängig davon erklärt die Studie nicht, ob die Vogelarten, die im Bereich eines Solarparks „abgewandert“ sind, sich nicht wenige Hundert Meter oder wenige Kilometer daneben womöglich problemlos neu angesiedelt haben.
Eine Unterscheidung zwischen Bau- und Betriebsphase der Solaranlagen findet ebenso wenig statt. Fragwürdig bleibt zudem, ob Kollisionen von Vögeln mit dem Modulfeld sowie Anlockung durch polarisiertes Licht einen Effekt auf die Veränderung der Artenvielfalt hatte.
Gleichzeitig fehlt der Vergleich mit der ursprünglichen Nutzung der Fläche. Wenn das bebaute Gelände vorher ein Intensivacker war, kann er bereits vorher für Feldvögel eine ungünstigere Bedingung geboten haben als später ein nicht gepflegter Solarpark.
Die Studie erschien am 20. August 2026 im Fachmagazin „Science“.
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Hans-Werner Sinn zur Energiewende: „Alles Humbug. Nichts hat gestimmt“


In Kürze:

  • Der frühere ifo-Präsident Hans-Werner Sinn hält Deutschlands Ziel der Klimaneutralität bis 2045 für unrealistisch und warnt vor einer weiteren Deindustrialisierung.
  • Nach Sinns eigener Überschlagsrechnung müsste sich der Beitrag von Wind- und Solarenergie nahezu verzehnfachen. Er bezweifelt, dass dies technisch und wirtschaftlich zu bewältigen ist.
  • Europäische Alleingänge beim Klimaschutz hält Sinn für wirkungslos. Stattdessen fordert er internationale Vereinbarungen und die Abschaffung der EU-CO₂-Flottengrenzwerte.

 
Der frühere Präsident des ifo Instituts, Hans-Werner Sinn, hält die deutsche Klimapolitik für grundlegend verfehlt. Bei einem Vortrag am Institut für Schweizer Wirtschaftspolitik an der Universität Luzern am 9. Oktober warnte der Ökonom vor den wirtschaftlichen Folgen der Energiewende und bezweifelte, dass Deutschland seine gesetzlichen Klimaziele erreichen könne. Insbesondere die hohen Energiekosten, der Ausbau erneuerbarer Energien und die europäische Regulierung der Automobilindustrie standen im Mittelpunkt seiner Kritik.
Dabei stellte Sinn ausdrücklich klar, dass er den Einfluss von Kohlendioxid auf das Klima nicht bestreite. „Also ich wäre der Letzte, der den Klimaeffekt CO₂ bestreiten würde“, sagte er. Dieser sei ein wichtiger Effekt. Allerdings müsse der eingeschlagene Weg auch wirtschaftlich tragbar und technisch umsetzbar sein.

Sinn hält Klimaneutralität bis 2045 für unrealistisch

Deutschland hat sich im Klimaschutzgesetz verpflichtet, seine Treibhausgasemissionen bis 2030 um mindestens 65 Prozent gegenüber 1990 zu reduzieren. Bis 2040 sollen die Emissionen um mindestens 88 Prozent sinken. Für 2045 ist Netto-Treibhausgasneutralität vorgeschrieben. Verbleibende Emissionen müssen dann durch die Entnahme von Treibhausgasen aus der Atmosphäre ausgeglichen werden.
Sinn verwies darauf, dass die deutschen Emissionen bis 2025 um rund 48 Prozent gegenüber 1990 zurückgegangen seien. Die Emissionsbilanz des Umweltbundesamtes weist einen Rückgang um 48,2 Prozent aus. Die noch ausstehenden Einsparungen müssten allerdings in deutlich kürzerer Zeit erreicht werden.
„Geht das? Nein, ist vollkommen unmöglich“, so der Ökonom. Der verbleibende Reduktionspfad sei nach seiner Rechnung etwa doppelt so steil wie der bisherige. Zugleich seien die vergleichsweise leicht erreichbaren Einsparungen bereits verwirklicht worden.
Einen Teil des bisherigen Emissionsrückgangs führte Sinn auf den Zusammenbruch der ostdeutschen Industrie nach der Wiedervereinigung zurück. Auch der jüngere Rückgang der Industrieproduktion spiele seiner Einschätzung nach eine erhebliche Rolle.
Allerdings sagte er, dass er den Anteil dieser Entwicklung bislang nicht beziffern könne. „Das zu quantifizieren ist noch mal ein anderes Thema. Da habe ich noch nicht die Zahlen“, sagte Sinn.
Eine weitere Verschärfung der Klimapolitik könnte seiner Ansicht nach deshalb den industriellen Niedergang beschleunigen. Er bezeichnete dies als eine mögliche „Deindustrialisierung zweiter Art“.
Auch die Projektionsdaten 2026 des Umweltbundesamtes zeigen Schwierigkeiten beim Erreichen der Klimaziele. Mit den bis November 2025 beschlossenen Maßnahmen würde Deutschland demnach bis 2030 eine Emissionsminderung von 62,6 Prozent erreichen und damit das gesetzliche Ziel von 65 Prozent verfehlen. Anders als Sinn bewertet das Umweltbundesamt die Zielerreichung für 2030 jedoch nicht als grundsätzlich unmöglich.

Kritik an den Kosten der Energiewende

Besonders kritisch äußerte sich Sinn über die wirtschaftlichen Versprechen, mit denen die Energiewende ursprünglich begründet worden sei. Dazu zählte er die Erwartung sinkender Energiepreise, neue Exportmärkte für grüne Technologien und eine internationale Vorbildfunktion Deutschlands.
„Alles Humbug. Nichts hat gestimmt“, sagte Sinn in seinem Vortrag.
Statt günstiger Energie seien hohe Stromkosten entstanden. Als wesentliche Ursache nannte er die Notwendigkeit, neben Windkraft- und Solaranlagen weiterhin konventionelle Kraftwerkskapazitäten bereitzuhalten.
Wind- und Solarstrom seien wetterabhängig. Bei fehlendem Wind oder geringer Sonneneinstrahlung müsse die Stromversorgung anderweitig sichergestellt werden. Dafür seien zusätzliche Anlagen erforderlich, deren Kosten auch dann anfielen, wenn sie nur zeitweise genutzt würden.
Sinn sprach in diesem Zusammenhang von Doppelstrukturen und doppelten Fixkosten. Besonders Gaskraftwerke seien als Ergänzung zu Wind- und Solarenergie notwendig, um deren schwankende Einspeisung auszugleichen.
Auch die Hoffnung auf einen technologischen Exporterfolg habe sich nach seiner Darstellung nicht erfüllt. Deutschland importiere vielmehr große Mengen der hier installierten Solarmodule aus China.

Verzehnfachung von Wind- und Solarenergie?

Zur Begründung seiner Zweifel an der Energiewende verwies Sinn auf den Anteil erneuerbarer Energien am gesamten Energieverbrauch. Nach den von ihm verwendeten Zahlen entfielen rund 22 Prozent des Bruttoendenergieverbrauchs auf erneuerbare Energien. Wind- und Solarenergie machten zusammen etwa 9 Prozent aus. Die übrigen erneuerbaren Energieträger steuerten rund 13 Prozent bei.
Um fossile Energieträger innerhalb von etwa 20 Jahren weitgehend zu ersetzen, wäre nach Sinns Rechnung eine annähernde Verzehnfachung des Beitrags von Wind- und Solarenergie erforderlich. „Es ist Absurdistan, versteckt in irgendwelchen Statistiken, wie sie normalerweise gebracht werden“, sagte er.
Dabei handelt es sich um Sinns eigene Überschlagsrechnung, nicht um eine ausdrücklich gesetzlich vorgeschriebene Ausbauquote. Zudem ist zwischen dem gesamten Energieverbrauch und dem Stromverbrauch zu unterscheiden.

Speicherproblem bleibt nach Sinns Ansicht ungelöst

Ein weiteres Hindernis sieht Sinn in der Speicherung erneuerbarer Energie über längere Zeiträume. Pumpspeicherkraftwerke und Batterien seien nach seiner Darstellung nicht geeignet, größere Strommengen wirtschaftlich vom Sommer bis in den Winter zu übertragen. „Diese Langzeitspeicherung ist völlig unlösbar“, sagte er. Dabei handelt es sich um Sinns persönliche Einschätzung.
Auch die Umwandlung von Strom in Wasserstoff und anschließend zurück in Strom betrachtete er kritisch. Bei diesem Verfahren gingen nach seiner Rechnung rund drei Viertel der ursprünglich eingesetzten Energie verloren. Wasserstoff sei damit zwar eine technische Möglichkeit, aus seiner Sicht aber keine wirtschaftlich überzeugende Lösung für das saisonale Speicherproblem.
Sinn verwies zugleich darauf, dass sich private Solaranlagen aufgrund staatlicher Förderung durchaus rechnen könnten. Daraus folge jedoch nicht automatisch, dass das gesamte System volkswirtschaftlich vorteilhaft sei.

Warum Sinn europäische Alleingänge ablehnt

Den grundsätzlichen Einwand gegen die europäische Klimapolitik entwickelte Sinn anhand des internationalen Ölmarktes. Seiner Darstellung zufolge führt eine geringere europäische Nachfrage nach Erdöl nicht zwangsläufig dazu, dass weltweit entsprechend weniger Öl gefördert wird.
Sinke die Nachfrage nur in einer Weltregion, könnten zunächst die Preise zurückgehen. Dadurch werde Öl für andere Verbraucher günstiger, sodass es andernorts zusätzlich nachgefragt werde.
Der emeritierte Professor an der Ludwig-Maximilians-Universität München sagte, dass die Förderländer ihre Produktion bei moderaten Preisänderungen nicht entsprechend einschränkten. Erst bei einem sehr starken Preisverfall könnten Förderanlagen unrentabel werden.
Als Beispiel führte er die Corona-Pandemie an. Während der weltweiten Wirtschaftskrise sei die Nachfrage nach Erdöl massiv eingebrochen. Die Preise seien daraufhin so stark gesunken, dass Förderländer ihre Produktion reduzierten.
Der Nachfrageeinbruch ist auch im Ölmarktbericht der Internationalen Energieagentur (IEA) vom Juni 2020 dokumentiert. Die IEA erwartete damals für 2020 den stärksten jährlichen Rückgang der weltweiten Ölnachfrage seit Beginn ihrer Erhebungen.

Kritik an europäischen Vorgaben für Elektroautos

Auch die europäischen Flottengrenzwerte für Automobilhersteller nahm Sinn in Luzern ins Visier. Sie sollen den CO₂-Ausstoß neuer Fahrzeuge schrittweise senken. Grundlage ist die EU-Verordnung 2019/631, die festlegt, wie viel Kohlendioxid die neu zugelassenen Fahrzeuge eines Herstellers im Durchschnitt ausstoßen dürfen.
Sinn kritisierte vor allem die Art der Berechnung. Die EU-Vorgaben erfassen nur den CO₂-Ausstoß am Auspuff. Elektroautos gelten dabei als emissionsfrei, weil sie während der Fahrt kein Kohlendioxid ausstoßen. Wie viel CO₂ bei der Erzeugung des benötigten Stroms entsteht, bleibt bei den Flottengrenzwerten hingegen unberücksichtigt.
Aus seiner Sicht werden die Emissionen damit lediglich vom Fahrzeug auf die Stromerzeugung verlagert, sofern dafür fossile Energieträger eingesetzt werden. Sinn hält es deshalb für irreführend, Elektroautos bei der Berechnung der Flottengrenzwerte grundsätzlich mit null CO₂-Emissionen anzusetzen.
Er forderte deshalb, die Flottengrenzwerte vollständig abzuschaffen. Aus seiner Sicht begünstigten die Vorschriften Elektroautos, ohne deren tatsächliche Klimabilanz ausreichend zu berücksichtigen.

Internationaler Klimaklub statt nationaler Alleingänge

Eine grundsätzlich andere Klimapolitik hält Sinn dagegen für möglich. Er verwies auf das Konzept eines internationalen Klimaklubs, wie es unter anderem der Wirtschaftsnobelpreisträger William Nordhaus entwickelt hat.
Wenn sich zahlreiche große Volkswirtschaften gemeinsam auf eine Verringerung des Verbrauchs fossiler Energieträger verständigten, könnte die weltweite Nachfrage nach Öl erheblich sinken. Nach Sinns Argumentation wären dann stärkere Preisrückgänge möglich, die auch die Förderentscheidungen der Produzenten beeinflussten.
Ein solcher international koordinierter Ansatz könne deshalb durchaus wirksam sein. Allerdings bezweifelte Sinn, dass sich unter den gegenwärtigen politischen Bedingungen kurzfristig eine entsprechende Vereinbarung erreichen lasse. Solange dies nicht gelinge, müsse sich Deutschland stärker auf die Anpassung an die Folgen des Klimawandels konzentrieren.
Als Beispiele nannte er höhere Deiche zum Schutz vor Überschwemmungen sowie Klimaanlagen gegen zunehmende Hitze. Gerade Klimaanlagen könnten seiner Ansicht nach sinnvoll mit Solarstrom betrieben werden, weil der Strombedarf bei hohen Temperaturen häufig mit starker Sonneneinstrahlung zusammenfalle.
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Blackoutgefahr durch Bürokratie: Warum an vielen Abenden zur selben Zeit die Netzfrequenz abfällt


In Kürze:

  • Am Freitagabend 23. Oktober fiel die Netzfrequenz gegen 22 Uhr stark ab.
  • Um diese Uhrzeit fällt die Frequenz bei viel Windstrom öfter stark ab.
  • Das liegt an einer gesetzlichen Lärmschutzregelung, die unter anderem Windkraftanlagen betrifft.

 
Abends, 22 Uhr in Deutschland: Immer wieder fällt beim Blick auf die Netzfrequenz auf, dass diese gerade zu dieser Tageszeit einen mehr oder weniger deutlichen Sprung nach unten macht.
So aktuell geschehen am Freitag, 23. Oktober. Innerhalb von 29 Sekunden fielen im deutschen beziehungsweise europäischen Verbundnetz um rund 2.800 Megawatt (MW) Leistung aus. Das führte zu einem Netzfrequenzsprung von 167 Millihertz (mHz) auf 49,88 Hertz (Hz).

Die Netzfrequenz sollte sich stets bei 50 Hz befinden. Das ist der Fall, wenn die Kraftwerke zu jeder Sekunde genau so viel Strom erzeugen, wie die Verbraucher gerade beziehen. Im Normalbetrieb sind Abweichungen von bis zu 0,150 Hz möglich. Diese gleichen die Netzbetreiber mit der sogenannten Primärregelleistung aus, deren Umfang rund 3.450 MW beträgt. Im konkreten Fall befand sich die Abweichung innerhalb dieses Bereiches, wodurch die Netzfrequenz binnen rund fünf Minuten stabilisiert werden konnte.

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Droht sich die Frequenz jedoch über 50,2 oder unter 49,8 Hz zu bewegen, wie in der Vergangenheit mehrfach geschehen, müssen die Netzbetreiber weitreichendere Maßnahmen ergreifen. Das beinhaltet einerseits, Gebiete mit zu hohem Verbrauch vom Netz zu trennen, auch Brownout genannt. Andererseits müssen flexible Kraftwerke umgehend hochgefahren werden. Beides soll einen flächendeckenden Stromausfall vermeiden. Gelingt dies nicht, trennen sich technische Anlagen zum Selbstschutz automatisch vom Netz und es kann, wie auf der iberischen Halbinsel, zu einem nationalen oder gar internationalen Stromausfall kommen.

Windkraft und Bürokratie

Vor allem in den Wintermonaten, wenn mehr Windstrom im Netz ist, kommt es öfter zu einem solchen Frequenzsprung. Die Regelmäßigkeit dieses 22-Uhr-Sprungs bestätigte zum Ende des vergangenen Winters der Netzfrequenzinformationsdienst RJ2. „In den letzten Monaten ließen sich vermehrt Auffälligkeiten in Form von Netzfrequenztrigger- und Frequenzsprungmeldungen um jeweils 22:00 Uhr (MEZ/MESZ) beobachten“, hieß es im März dieses Jahres auf der Webseite.
Der Grund für die regelmäßigen, abendlichen Frequenzsprünge liegt laut den RJ2-Fachexperten im Bereich der Windkraft – oder genauer gesagt an einer bürokratischen Regelung. Denn zu dieser Uhrzeit müssen viele Betreiber von Windkraftanlagen, die in der Nähe von Wohngebieten stehen, die Turbinen auf drosseln oder abschalten.
Die Vorschrift kommt von der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm, kurz TA Lärm. Demnach gelten allgemein für technische Anlagen im Freien in den Nachtstunden von 22 Uhr bis 6 Uhr niedrigere Lautstärkegrenzen als tagsüber. In Wohngebieten liegen die erlaubten Immissionsrichtwerte bei 35 bis 45 Dezibel (dB), je nach Art des Gebietes.
Anwohner könnten den Lärm als störend wahrnehmen, es könnte ihren Schlaf beeinträchtigen. Da die Lautstärke eines Windrades oft über dem erlaubten Richtwert liegt, muss der Betreiber eine Nachtruhe für seine betroffenen Anlagen einhalten. Manche Windräder haben direkt an der Turbine Dezibelwerte von mehr als 100 dB.
Erst ab 6 Uhr am Morgen endet die vorgeschriebene Nachtruhe, und die Anlagen dürfen sich wieder drehen und Strom in das Netz einspeisen.

Unterschiedliche Level

Wenn nun gleichzeitig mehrere Anlagen, die gerade viel Strom produzieren und ins Netz einspeisen, wegfallen, kommt es zu einem Netzfrequenzsprung. „Ein Netzfrequenzsprung tritt unmittelbar nach einer größeren Verbundnetzstörung oder bei ungewöhnlich starken Lastwechseln auf“, schreibt RJ2.
Der Netzfrequenzdienst hat dazu fünf Level eingeführt, die die Intensität des Frequenzsprungs veranschaulichen. Ein Sprung vom Level 1 liegt im Bereich von 1.400 bis 1.800 MW. Der Frequenzsprung vom Freitagabend lag im Bereich von Level 4, dem zweithöchsten Niveau.
Solche Sprünge treten mit zunehmender Anzahl an Windkraftanlagen immer häufiger auf. Jedes Level erhöht sich in 400 MW-Schritten. Höhere Level kommen seltener vor. Das letzte Mal, dass das Level 5 erreicht wurde, war am 24. März 2026. In 62 Sekunden fiel die Netzfrequenz um knapp 0,2 Hz beziehungsweise die Leistung um 3.200MW.

Einordnung der Netzfrequenzsprünge nach dem Netzfrequenzinformationsdienst RJ2.

Foto: mf/Epoch Times

Wie gefährlich sind die Frequenzsprünge?

Besonders hoch sind die Frequenzsprünge durch die Abschaltung von Windkraftanlagen meist dann, wenn viel Wind weht, also die Anlagen gerade viel Strom einspeisen.
Solche starken Frequenzsprünge stellen die Stabilität der Netze auf die Probe. Die Regelleistung – oft von flexiblen Gaskraftwerken – muss schnell genug einspringen können, um den Windkraftausfall zu kompensieren.
„Wenn dann beim Wechsel des Kraftwerkseinsatzes etwas schiefgeht, kann es eng werden“, merkte der Energiefachmann Herbert Saurugg kürzlich an. Besonders gefährdet sind Regionen mit vielen Windkraftanlagen. Dort kann es im Ernstfall zu regionalen Stromabschaltungen kommen, wenn die Netzbetreiber die Frequenz nicht schnell genug stabilisieren können.
Bevor es wirklich zu einem flächendeckenden Stromausfall – einem Blackout – kommt, ziehen die Versorger regional kontrollierte Abschaltungen, sogenannte Brownouts, vor.

Eine mögliche Lösung

Doch es gibt eine offensichtliche Lösung: eine gesetzliche Anpassung zur Staffelung der Abschalt- und Einschaltzeit der Windkraftanlagen. Die Frequenzsprünge entstehen vor allem dadurch, dass alle Anlagen um Punkt 22 Uhr abschalten. Die elektronischen Wechselrichter beenden augenblicklich die Einspeisung. So schnell sind die mechanischen Regelkraftwerke jedoch nicht. Sie benötigen einige Sekunden bis Minuten um, ihre Leistung hochzufahren.
Würden nun einige Anlagen bereits um 21:45 Uhr oder zumindest 21:55 Uhr abschalten und andere erst 22:05 Uhr oder gar 22:15 Uhr, wäre der Zeitraum von rund einer auf zehn oder 30 Minuten gestreckt. Dadurch hätten die Netzbetreiber deutlich mehr Spielraum, die Regelleistung hochzufahren. Die Netzakteure könnten den Leistungsabfall besser bewältigen. Analog könnten die Windräder am Morgen, so der Wind weiterhin weht, wieder gestaffelt zugeschaltet werden.
Wie viele Teilabschaltungen sinnvoll wären und welche Anlagen zuerst und zuletzt vom Netz gehen sollten, ist zum derzeitigen Zeitpunkt unklar und ist vom Gesetzgeber zu klären und zu regeln.
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6 Billionen Euro nötig, um bis 2045 Klimaneutralität zu erreichen


In Kürze:

  • Das Forschungsinstitut Prognos beziffert den Investitionsbedarf für das Erreichen der Klimaneutralität Deutschlands bis 2045 auf 6 Billionen Euro.
  • Die Investitionen sollen in die Sektoren Verkehr, Energie, Gebäude und Industrie fließen.
  • Die meisten Investitionen sollen aus privater Hand stammen.
  • Ein Energieökonom glaubt nicht, dass 6 Billionen Euro ausreichen werden.

 
Laut Bundes-Klimaschutzgesetz muss Deutschland bis zum Jahr 2045 die Klimaneutralität erreichen. Das ist fünf Jahre früher, als von der EU vorgesehen. Das bedeutet, dass bis dann die Nettotreibhausgasemissionen auf null sinken müssen.
Eine neue Studie des Schweizer Forschungsinstituts Prognos im Auftrag der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) zeigt, wie dies zu erreichen ist. Dafür muss Deutschland jedoch viel Geld in die Hand nehmen.

6.000 Milliarden Euro nötig

Der Gesamtbedarf liegt laut der Neuberechnung bei rund 6 Billionen Euro – oder 6.000 Milliarden Euro. Von 2025 bis zum Jahr 2045 entspricht dies Ausgaben von rund 290 Milliarden Euro pro Jahr.
Der größte Anteil der Investitionen entfalle mit 45 Prozent oder rund 2,7 Billionen Euro auf den Verkehrssektor. Das beinhalte im Wesentlichen die weitreichende Umstellung auf E-Autos oder andere alternative Antriebe.
Dahinter folgt der Energiesektor mit 25 Prozent oder rund 1,5 Billionen Euro. Im Unterschied zum Verkehrssektor sei hier der Anteil der Nettoinvestitionen deutlich größer, so die Autoren. Weiterhin im Mittelpunkt der Bemühungen stehe dabei die Umstellung des
Energiesystems auf eine „dezentrale, erneuerbare Erzeugung“.
Platz drei belegt der Gebäudesektor mit 22 Prozent oder 1,3 Billionen Euro. Hier gehe es insbesondere um Investitionen in den Wohngebäudebestand. Um hier die CO₂-Emissionen zu reduzieren, sollten unter anderem fossile Heizsysteme etwa durch Wärmepumpen ersetzt werden.
Der vierte Sektor ist die Industrie mit 8 Prozent.
Klimaneutralität

Der von Prognos errechnete Finanzbedarf Deutschlands für das Erreichen der Klimaneutralität bis 2045.

Foto: KfW Research/Fokus Volkswirtschaft

Überwiegend privates Kapital erforderlich

Die Studienautoren weisen zudem auf die bisherigen „Klimaschutzinvestitionen“ der vergangenen Jahre hin. Demnach seien in den Jahren von 2018 bis 2023 hierzulande durchschnittlich 110 Milliarden Euro pro Jahr in den Klimaschutz geflossen.
Somit bestehe jetzt eine Lücke von rund 180 Milliarden Euro pro Jahr – die bisherigen Investitionen müssten somit auf mehr als das 2,5-Fache steigen.
Das Geld soll jedoch überwiegend aus privater Hand stammen. Dazu zählen Investitionen der Bürger etwa in E-Autos, Wärmepumpen oder eine Solaranlage auf dem Hausdach. Auf die öffentliche Hand, also den Staat, entfallen rund 12 Prozent des Investitionsbedarfs. Im Energiesektor fällt der öffentliche Anteil mit rund 20 Prozent etwas höher aus.
Die öffentlichen Investitionen müssten sicherstellen, dass die jeweiligen Infrastrukturen der Sektoren ausreichend ausgebaut werden. Dazu zählen etwa die Ladeinfrastruktur für E-Autos, das Schienennetz oder die Stromverteilnetze. Erst so könnten private Klimaschutzinvestitionen ihren Zweck erfüllen.
Ebenso müssten laut der Studie Unternehmen in Deutschland bis 2045 knapp 3 Billionen Euro klimafreundlich investieren. Das seien rund 140 Milliarden Euro jährlich und damit gut drei Viertel mehr als zuletzt. Auf Großunternehmen und Mittelstand entfalle jeweils etwa die Hälfte der anstehenden Investitionen.

Ökonom befürchtet verstärkt Abwanderungen von energieintensiver Betriebe

Stefan Wintels, Vorstandschef der KfW, erklärte, dass Deutschland vor „anspruchsvollen, aber machbaren“ Herausforderungen stehe. „Investitionen in Höhe von 6 Billionen Euro bis 2045 sind eine enorme Kraftanstrengung. Der Betrag relativiert sich jedoch dadurch, dass Deutschland auch beim Festhalten an fossilen Technologien stark investieren müsste“, sagte er.
Ebenso betonte Wintels: „Investitionen in den Klimaschutz haben zudem einen wirtschaftlichen Nutzen und reduzieren die steigenden Kosten durch den Klimawandel. Klimatechnologien bergen gleichzeitig große Chancen für die deutsche Wirtschaft.“
Von einem noch höheren Investitionsbedarf, als die Prognos-Studie annimmt, geht Manuel Frondel, Energieökonom am Wirtschaftsinstitut RWI, aus. Gegenüber „BILD“ sagte er: „Ich halte 6 Billionen Euro eher für die Untergrenze.“
Demnach beinhalte die Rechnung den Austausch alter Anlagen erst zum Ende ihrer Lebensdauer. Die Umsetzung der Klimaneutralität bis 2045 setze zudem teure Umstellungen voraus. Dazu zähle auch die kostspielige Umstellung von Erdgas auf grünen Wasserstoff.
„Das dürfte vor allem energieintensive Betriebe belasten und ihre Abwanderung begünstigen“, so Frondel.
Mit Material von dts
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100.000 Jahre und mehr: Erneuerbare Energien in der Geschichte


In Kürze:

  • Mit Erfindung des Generators im 19. Jahrhunderten wurden erneuerbare Energien zur Stromerzeugung genutzt.
  • Schon tausende Jahre zuvor nutzten die Menschen die Energie der Natur.
  • Wind- und Wasserkraft trieben damals wie heute Segelschiffe an und bewässerten Felder.
  • Vor der ersten photoelektrischen Solarzelle nutzte man das Sonnenlicht passiv oder lenkte es mit Spiegeln und Linsen.
  • Die mit Abstand älteste Form der erneuerbaren Energie ist das gezielte Verbrennen von Biomasse.

 
Bei dem Begriff „erneuerbare“ Energien denkt man automatisch zuerst an Photovoltaik- oder Windkraftanlagen. Dabei werden das Sonnenlicht oder die Windenergie in der Atmosphäre in elektrische Energie umgewandelt. Diese modernen Formen der Energiegewinnung existieren seit ein paar Jahrzehnten – könnte man zumindest meinen. Tatsächlich reicht ihre Geschichte viel weiter zurück.

Windstrom anno 1887

Das erste Mal, dass Windenergie in elektrische Energie umgewandelt wurde, reicht mindestens zurück bis zum Jahr 1887. Diese Pionierarbeit leistete der Schotte James Blyth. Er war Elektroingenieur und Wissenschaftler am Anderson’s College, der heutigen University of Strathclyde in Glasgow.
Damals konstruierte Blyth eine Art Windkraftanlage mit vier je rund vier Meter langen Armen mit Stoffsegeln. Die zentrale Drehachse trieb einen Dynamo an, der Strom erzeugte und direkt eine Batterie auflud. Damit beleuchtete er sein Ferienhaus – das weltweit erste Haus, das mit Windstrom versorgt wurde. Seiner Beschreibung zufolge erzeugte die Turbine bei „mäßiger Brise“ genug Strom, um zehn 25-Volt-Glühbirnen zu betreiben. Ebenso konnte er damit eine kleine Drehbank antreiben.
Andere Quellen sehen die erste elektrische Windkraftanlage beim österreichischen Erfinder Josef Friedländer. Er soll schon im Jahr 1883 auf der Internationalen Elektrizitätsausstellung in Wien ein Windrad zur Stromerzeugung präsentiert haben.
Das Prinzip ist hier im Groben das gleiche: Ein Windrad vom Bautyp Halladay – auch als Western-Windrad bekannt – mit 6,6 Meter Durchmesser trieb einen Dynamo an, der den erzeugten Strom in Batterien einspeiste. Die erste Nutzung des Windes reicht indes noch weiter zurück. Auch das Windrad ist erheblich älter.

Vor dem Windrad war das Segel

Eine bekannte frühzeitliche Anwendung der Windkraft sind auch Windmühlen zum Mahlen von Getreide. Die ältesten stammen aus Nashtifan, Persien. Sie reichen nachweislich bis ins 7. Jahrhundert zurück und funktionieren noch heute.
Etwa seit 200 v. Chr. setzten Landwirte in China windbetriebene Wasserpumpen ein, um ihre Felder besser zu bewässern. In den folgenden Jahrhunderten wendeten auch andere Nationen windbetriebene Wasserpumpen an. Weltweit sind schätzungsweise noch mehr als eine Million derartiger Pumpen im Einsatz.
Schon vor der ersten Windkraftmaschine nutzten Menschen Windenergie für die Segelschifffahrt. Seit mindestens 7.000 Jahren spannen Menschen Segel auf, um ihre Boote anzutreiben. Das macht die Windenergie zu einer der ältesten Formen erneuerbarer Energien. Obwohl die meisten Schiffe heute inzwischen mit verschiedenen Motoren fahren, existieren noch zahlreiche kleine und große Segelschiffe, die sich direkt vom Wind antreiben lassen.

Warum heißen erneuerbare Energien erneuerbare Energien?

Physikalisch betrachtet, kann Energie weder verbraucht noch erzeugt, sondern lediglich umgewandelt werden. Da sie nicht verloren gehen kann, kann sie auch nicht erneuerbar im eigentlichen Wortsinn sein. Der Begriff bezieht vielmehr eine zeitliche Komponente ein.
Erneuerbare Energiequellen sind demnach solche, die, gemessen am menschlichen Zeithorizont, praktisch unerschöpflich zur Verfügung stehen. Sie erneuern sich auf natürliche Weise und stehen – wenn auch teilweise mit Unterbrechungen – ohne menschliches Zutun zur Verfügung. Zu diesen Energiequellen zählen Sonnenlicht, Wind, Wasser (aus Regen, Seen und Flüssen), nachwachsende Biomasse, Erdwärme und Gezeiten.
Demgegenüber stehen fossile Energiequellen, die als begrenzt und endlich gelten. Technisch korrekt ist dies nicht, denn Erdöl, Erdgas, Kohle und Torf entstehen durch Ablagerung abgestorbener Pflanzen und Tiere in Sedimentschichten der Erde. Solange Pflanzen und Tiere leben und sterben, bilden sich fossile Energiequellen ebenfalls neu.
Da sich dieser Prozess jedoch über einen Zeitraum von Millionen Jahren erstreckt und die menschliche Nutzung die Neubildung übersteigt, wird nicht von erneuerbar gesprochen. Da auch Bäume mitunter über Generationen wachsen, wird über ihre Nachhaltigkeit im Energiesektor gestritten.

Wie das Sonnenlicht die Welt unter Spannung setzt

Heute kennen wir die blauen Solarmodule mit den großen Zellen auf Hausdächern oder auf Feldern. Die Photovoltaik, also die Stromerzeugung aus dem Sonnenlicht, ist aktuell die am schnellsten ausgebaute Energiequelle auf dem Planeten – und eine sehr junge. Auf dem Massenmarkt verbreite sie sich erst seit rund 30 Jahren.
Die Entstehungsgeschichte der Lichtverstromung reicht jedoch ebenfalls bis ins 19. Jahrhundert zurück. Die erste funktionsfähige Solarzelle hat der US-amerikanische Erfinder Charles Fritts im Jahr 1883 gebaut. Während heutige Solarzellen meist aus Silizium bestehen, verwendete Fritts eine Selen-Schicht sowie eine dünne Goldbeschichtung.
Der Wirkungsgrad war damals mit rund einem Prozent weitaus niedriger als bei heutigen Solarzellen mit über 20 Prozent. Mehrschichtzellen im Labor erreichen bereits bis zu 47,6 Prozent und die rechnerisch-theoretische Grenze wurde zuletzt auf 66 Prozent angehoben.
Die wissenschaftliche Grundlage für die erste Solarzelle ist wiederum fast 50 Jahre älter und geht zurück auf die Formulierung des photoelektrischen Effekts im Jahr 1839 durch Alexandre Edmond Becquerel. Dem französischen Physiker gelang diese Entdeckung bereits im Alter von nur 19 Jahren. Er stellte fest, dass bestimmte Materialien eine elektrische Spannung erzeugen, wenn Licht auf sie fällt. Die erste verwendbare Silizium-Solarzelle entwickelten Forscher der Bell-Labore 1954.
Vor der Solarzelle nutzten die Menschen das Sonnenlicht ausschließlich entweder passiv oder mithilfe von Spiegeln. Passiv bedeutet, dass man ein Gebäude gezielt nach Süden ausrichtet, so dass die Sonnenstrahlen in der Übergangs- und Winterzeit die Wohnräume erwärmen können. Die im Sommer hochstehende Sonne soll dabei jedoch nicht in die Wohnräume gelangen, was durch die Bauform erreicht werden kann.
Um Sonnenlicht gezielt in Innenräume zu lenken, nutzte man Spiegel. Ebenso wurden mehrere Spiegel oder Linsen genutzt, um durch gebündeltes Sonnenlicht zu heizen oder ein Feuer zu entzünden.
Heutzutage hat das elektrische Licht diese Technik nahezu überall ersetzt, da es dauerhaft zur Verfügung steht. Zudem ist es einfacher, ein Feuer mit einem Feuerzeug oder einem Streichholz zu entzünden. Gebündeltes Sonnenlicht findet heute allerdings weiterhin Anwendungsgebiete – allen voran bei solarthermischen Anlagen.

Vom Fluss zum Stromfluss

Bei der Nutzung von erneuerbaren Energien darf auch die Wasserkraft nicht fehlen. Einige wenige Länder versorgen sich heute zu 100 Prozent oder zu einem Großteil durch sie, indem sie meist aufgestautes Flusswasser über eine Turbine fließen lassen, die durchgehend Strom erzeugen kann. Dazu gehören Norwegen, Island und Bhutan.
Der historische Ursprung der Wasserkraftverstromung führt uns wiederum in die zweite Hälfte des 19. Jahrhunderts. Der viktorianischer Erfinder und Ingenieur William Armstrong errichtete im Jahr 1870 das erste Wasserkraftwerk der Welt. Es entstand direkt an seinem Familienanwesen Cragside in der Nähe der britischen Stadt Rothbury. Wasser aus einem künstlichen See trieb eine Turbine und einen Dynamo an, die Strom erzeugte. Dies versorgte verschiedene elektrische Verbraucher auf dem Anwesen wie Kohlebogenlampen im Jahr 1878.
Nur rund zehn Jahre später kamen auch auf der anderen Seite des Atlantiks die ersten Wasserkraftwerke zum Einsatz. Um 1880 generierte ein durch eine Wasserturbine angetriebener Dynamo in der Stadt Grand Rapids im US-Bundesstaat Michigan Strom für ein Theater und eine Geschäftsfassade. Im darauffolgenden Jahr lieferte ein Dynamo, der mit einer Turbine einer Wassermühle verbunden war, Strom für Straßenlaternen in der Stadt Niagara Falls im US-Bundesstaat New York. Mit der Zeit entstanden mehr und größere Anlagen.
Schon lange vor der Elektrifizierung der Wasserkraft nutzte man fließendes Wasser, um kinetische in mechanische Energie umzuwandeln. Vor mehr als 2.000 Jahren nutzten die Menschen die Wasserkraft in der Landwirtschaft in Form von wasserbetriebenen Schöpfwerken. Dabei beförderten Eimerketten oder -räder das Flusswasser auf höher gelegene Ebenen, um etwa Felder leichter zu bewässern.
Später entwickelten die Menschen Wasserräder und Wassermühlen, um Getreide zu Mehl zu mahlen. Von einstmals rund 50.000 Wind- und Wassermühlen befinden sich heute in Deutschland laut der Deutschen UNESCO-Kommission nur noch rund 50 im Betrieb und erhalten das traditionelle Müllerhandwerk. Auch an vielen historischen Standorten arbeiten heute elektrisch betriebene Maschinen.

Die älteste erneuerbare Energie

Wie schon erwähnt, nutzen die Menschen seit Jahrtausenden die Wasser- und die Windkraft. Bei der Frage nach der ältesten erneuerbaren Energie scheiden jedoch beide klar aus. Denn um ein Vielfaches älter ist die Nutzung von Biomasse, die ebenfalls zu den erneuerbaren Energien zählt.
Heutige Biomassekraftwerke wenden wie alle thermischen Kraftwerke das Dampfprinzip an. Zunächst verbrennen die Betreiber solcher Anlagen organische Stoffe. Die entstehende Wärme erzeugt Dampf, der eine Turbine antreibt. Diese setzt einen Generator in Bewegung, der Strom erzeugt und ins Stromnetz einspeisen kann. Im Jahr 2023 hatte Biomasse einen Anteil von acht Prozent an der weltweiten Stromerzeugung. In Deutschland lag der Biomasse-Anteil in der öffentlichen Stromerzeugung im vergangenen Jahr bei 8,7 Prozent.
Diese Art der Stromgewinnung geht ebenfalls auf das 19. Jahrhundert zurück. Spätestens seit 1889 nutzen Menschen Biomasse wie Holzabfälle auch zur Stromgewinnung. Dies geschah damals mit einem dampfbetriebenen Stromgenerator in der kanadischen Stadt Calgary. Der Unternehmer Peter Prince erkannte, dass die Abfallprodukte seines Sägewerks verbrannt werden konnten, um einen dampfbetriebenen Stromgenerator anzutreiben. So installierte er einen Dampfgenerator mit 75 Kilowatt (kW), der das Sägewerk und umliegende Beleuchtung in der Stadt versorgte.
Der Mensch verwendet Holz und andere biologische Materialien jedoch mindestens seit zehntausenden Jahren zum Verbrennen. Feuer brachte Licht und Wärme und konnte zum Kochen von Nahrungsmitteln verwendet werden. Diese kontrollierte Verwendung gilt als eine der wichtigsten frühen Entdeckungen der Menschheit und als älteste Nutzung erneuerbarer Energien.
Laut archäologischen Funden konnten schon die Neandertaler, die lange vor unserer Zivilisation – vor rund 40.000 bis 400.000 Jahren – gelebt haben, Feuer durch das Verbrennen von Holz nutzen. Ein Fund aus Israel datiert gezielt verbranntes Holz sogar auf eine Zeit vor rund 790.000 Jahren. Somit geht die Feuerbeherrschung auf noch frühere Menschen zurück.

Weitere Erneuerbare

Zu den erneuerbaren Energien gehören überdies noch die Geothermie, sprich Erdwärme sowie Erdkühle, und die Meeresenergie aus Gezeiten und Wellen. Diese Energiequellen tragen kaum zur Stromerzeugung bei.
Weltweit gibt es derzeit lediglich zwei Gezeitenkraftwerke – in Frankreich und Südkorea – mit Nennleistungen über 200 Megawatt (MW). Mit großem Abstand folgt eine inzwischen stillgelegte 20-MW-Anlage in Kanada, alle übrigen sind kleiner. Projekte mit bis über 80 Gigawatt Nennleistung wurden in der Vergangenheit geplant, aufgrund ungewisser Umweltauswirkungen aber bislang nicht realisiert.
Die „Moinho de Maré de Corroios“, an der Mündung des Tejo in Portugal ist einer der am besten erhaltenen Gezeitenmühle der Welt. Sie wurde 1403 erbaut und war bis Ende der 1970er Jahre kommerziell in Betrieb.
Auch geothermische Kraftwerke weisen im Regelfall Nennleistungen im zwei- oder niedrigen dreistelligen Megawatt-Bereich auf. Ihre Standorte beschränken sich jedoch nicht auf die Küste. So war die Geothermie 2025 mit rund 0,5 Prozent an der weltweiten Stromproduktion vertreten. In einzelnen Ländern, einschließlich Kenia, Island und Neuseeland, liegt ihr Anteil an der Stromerzeugung bei 15 bis 45 Prozent.
Das erste Geothermie-Kraftwerk entstand 1904 im italienischen Ortsteil Larderello und betrieb zunächst nur fünf Lampen, kommerziell lief es ab 1913 mit einer Leistung von 250 kW.
Die Erdwärme, also die Wärme unter dem Erdboden, wird auch heute noch als Wärmequelle genutzt. Gerade in den kälteren Monaten ist es unter der Erde einige Grad Celsius wärmer als an der Oberfläche. Diese Erdwärme nutzen heute Wärmepumpen mit einer Erdsonde oder Erdkollektoren. Doch bereits Anfang des 20. Jahrhunderts nutzten die Menschen Erdwärme zum Heizen ihrer Gebäude. Das älteste bekannte geothermische Nahwärmesystem ist seit 1332 in Chaudes-Aigues („heiße Quellen“) in Frankreich in Betrieb.
Lange vor ihrer Elektrifizierung heizte Geothermie zudem die Badeorte der Menschen und es entstanden Siedlungen direkt an den heißen Quellen. Diese Orte begeistern die Menschen mindestens seit der Eisenzeit. Die Römer integrierten die Thermalbäder fest in ihrer Kultur. Auch in der heutigen Zeit sind weltweit vielerorts Thermalbäder in Betrieb.
Zur Geothermie zählt jegliche Nutzung der Erdwärme – und Erdkühle. Analog zur direkten Nutzung oberflächennaher Erdwärme zur Heizung im Winter kann man, wenn der Untergrund im Sommer kühler ist, Gebäude kühlen. Oftmals liegt die Bodentemperatur stabil zwischen 10 und 18 Grad Celsius. Dazu versenken die Menschen bereits seit der Steinzeit ihre Hütten oder andere Wohnbauten (teilweise) im Erdboden.
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Sechs gute Nachrichten aus Deutschland: Was Hoffnung macht

Eines der weltweit größten Meinungsforschungsinstitute, Ipsos, veröffentlichte Ende August seine jüngste monatliche Meinungsumfrage zur Stimmungslage in Deutschland und dazu, welche Themen die Bevölkerung derzeit am meisten beschäftigen.
Seit der Migrationskrise in der spanischen Exklave Ceuta Ende Juli ist laut Ipsos „die Sorge vor Einwanderung im August 2026 deutlich gestiegen und rangiert erstmals seit Monaten wieder auf Platz eins im Ipsos-Sorgenbarometer“. 32 Prozent der Befragten zählen Migration zu den drei größten Problemen im eigenen Land. Es folgen die Themen „Armut und soziale Ungleichheit“ mit 31 Prozent sowie knapp dahinter die Inflation mit 30 Prozent.
Ein weiteres Sorgenthema betrifft die innere Sicherheit: 28 Prozent der Befragten zählen Kriminalität und Gewalt zu den drei größten Problemen im eigenen Land. Auch das Gesundheitswesen liegt mit 24 Prozent unter den Top Fünf der deutschen Sorgen. Militärische Konflikte zwischen Staaten werden hingegen nur noch von 23 Prozent als Sorgenthema wahrgenommen.
Auch das Thema Klimawandel rutschte trotz des vergangenen heißen Sommers um 1 Prozentpunkt auf 21 Prozent. Nach dem Anschlag auf den Berliner CSD stieg allerdings die Sorge vor Terrorismus um 7 Prozentpunkte auf 13 Prozent und liegt damit gleichauf mit der Angst vor Arbeitslosigkeit.
Hunger oder Obdachlosigkeit finden sich indes nicht unter den Spitzenthemen. Gibt es also auch Positives in der deutschen Gesellschaft? Vergangenes Jahr hat sich Epoch Times an dieser Stelle mit den Erntedankbräuchen in Deutschland auseinandergesetzt sowie mit dem christlichen Hintergrund des Festes. Dieses Jahr blickt der Beitrag auf sechs ausgewählte Entwicklungen, die gut in Deutschland laufen und wofür man hierzulande dankbar sein kann.

Ozonschicht erholt sich wieder

Bereits im vergangenen Jahr meldeten die US-Wetter- und Ozeanbehörde NOAA und die NASA gemeinsam, dass das Ozonloch über der Antarktis, das Anfang der 1990er Jahre erschreckende Ausmaße angenommen hatte, kleiner wird. 2025 sei es das fünftkleinste seit 1992 gewesen.
Dies betrifft die ganze Weltbevölkerung und damit auch die Deutschen. Die Ozonschicht in der Stratosphäre schützt vor schädlicher UV-Strahlung, die unter anderem Hautkrebs begünstigen kann. Davon zu unterscheiden ist das bodennahe Ozon, das etwa bei Sommersmog entsteht und die Atemwege reizt.

Lebenserwartung erreicht neuen Höchststand

Wie das Statistische Bundesamt am 7. Juli mitteilte, ist die Lebenserwartung in Deutschland gestiegen und hat 2025 einen neuen Höchststand erreicht. Die durchschnittliche Lebenserwartung bei Geburt betrug laut dieser Erhebung im Jahr 2025 für Frauen 83,6 Jahre und für Männer 79,1 Jahre. Damit sei die Lebenserwartung im Vergleich zum Vorjahr bei Frauen um knapp zwei Monate und bei Männern um etwa drei Monate gestiegen.
Beide Geschlechter erreichten damit neue Höchstwerte. Im Vergleich zum Corona-Jahr 2022 seien die Werte für Frauen und Männer nach den Rückgängen der Coronazeit sogar „deutlich gestiegen“. Frauen hätten seitdem statistisch gesehen etwa neun Monate hinzugewonnen, Männer fast 13 Monate.
Das Statistische Bundesamt, auch bekannt als Destatis, wird aus Steuergeldern über den Bundeshaushalt finanziert. Es ist eine Bundesoberbehörde, die zum Geschäftsbereich des Bundesinnenministeriums gehört.

Deutlich weniger Müll

Nach schweren Regenfällen versanken im August Teile der philippinischen Hauptstadtregion Manila in gewaltigen Müllmengen. Der philippinische Minister für öffentliche Arbeiten, Vince Dizon, sprach von einer „Müllkrise“. Präsident Ferdinand Marcos Jr. nannte die Lage „kritisch“, wollte aber nicht von einer Krise sprechen. In Deutschland dagegen sank das Abfallaufkommen 2024 auf den niedrigsten Stand seit 2009. Dies verkündete im Juni ebenfalls das Statistische Bundesamt.
Im Jahr 2024 seien nach vorläufigen Ergebnissen 362,7 Millionen Tonnen Abfälle angefallen, 17,4 Millionen Tonnen oder 4,6 Prozent weniger als im Vorjahr, teilte die Behörde mit. Ein noch niedrigeres Gesamtabfallaufkommen sei lediglich im Jahr 2009 mit 359,4 Millionen Tonnen erreicht worden. Der Rückgang geht zum größten Teil auf weniger Bau- und Abbruchabfälle zurück (minus 16,0 Millionen Tonnen).
Die Menge der Siedlungsabfälle, also vor allem der Abfälle aus privaten Haushalten, stieg dagegen leicht um 0,8 Prozent. Die Hälfte aller Abfälle im Jahr 2024 sei im Bau- und Abbruchbereich angefallen. 82 Prozent des Gesamtabfallaufkommens konnten dem Amt zufolge verwertet werden. Diese Quote sei seit 2019 stabil.

Startup-Boom

„Wirtschaft in Deutschland: Wie schlimm ist es denn nun?“, fragte die Berliner taz am 19. September. Stellenabbau, zahlreiche Insolvenzen von Unternehmen, teure Energie, Sorgen um die Wettbewerbsfähigkeit – die Wirtschaftsverbände zeichnen ein düsteres Bild der deutschen Wirtschaft und mahnen bei der Bundesregierung Reformen an. „Die Situation ist besser, als es die öffentliche Diskussion vermuten lässt“, sagte dagegen Sebastian Dullien, Direktor des Instituts für Makroökonomie und Konjunkturforschung (IMK), der taz.
Das Institut der deutschen Wirtschaft (IW) kam am 20. September zu dem Schluss: „Die wirtschaftliche Bilanz für das erste Halbjahr 2026 fällt trotz zusätzlicher geopolitischer Belastungen durch den Nahostkonflikt überraschend gut aus. (…) Das deutsche Konjunkturbild für die letzten Jahre hat sich etwas zum Positiven verändert.“ Dazu habe laut IW auch eine statistische Revision beigetragen. Eine anhaltende Erholung lasse sich daraus allerdings nicht ableiten, mahnt das Institut.
Vor allem bei Startups ist derzeit eine hohe Gründungsaktivität zu beobachten. Einer Studie des Startup-Verbands zufolge beschleunige sich der Gründungsboom. Es seien mehr als 3.000 neue Startups in nur sechs Monaten entstanden, teilte der Verband Anfang Juli mit. „So viel Gründungsdynamik gab es in Deutschland noch nie“, sagte Verena Pausder, Vorstandsvorsitzende des Startup-Verbands, in einer Pressemitteilung.
Vor allem KI senke die Hürden fürs Gründen „deutlich“ und immer mehr Menschen nutzten diese Chance. Allerdings: Damit aus dem Gründungsboom auch ein Wachstumsboom werde, müsse die Politik beim Thema Gründungskapital unterstützen, „sonst entstehen die Ideen hier und die Champions woanders“, mahnte Pausder.
Der Juni sei mit über 600 Neugründungen der gründungsstärkste Monat seit Beginn der Erhebung 2019 gewesen. Die derzeitige Gründungsaktivität liege damit rund doppelt so hoch wie das langjährige Mittel. „Für viele Talente wird die eigene Gründung zur attraktiven Alternative, während etablierte Unternehmen bei Neueinstellungen deutlich zurückhaltender geworden sind“, erklärte der Verband den neuen Trend.

Erfolg gegen Cyberkriminalität

Ermittler aus Deutschland und den USA haben den international genutzten Phishing-Dienst „Kratos“ zerschlagen. Damit seien Angriffe auf Hunderttausende potenzielle Opfer weltweit abgewehrt worden. Dies teilte das Bundeskriminalamt (BKA) am 20. Juli mit. „Der Entwickler und technische Administrator von Kratos wurde in Indonesien von den dortigen Behörden festgenommen“, heißt es in der BKA-Pressemitteilung.
Die Gruppierung habe einen digitalen Baukasten an andere Kriminelle vermietet, mit dem sich täuschend echte Microsoft-Anmeldeseiten erstellen ließen. Darüber seien Zugangsdaten wie Passwörter und E-Mail-Adressen durch gefälschte Abfragemasken erschlichen worden, „mit denen dann weitere Straftaten begangen wurden“, so das BKA.

Zu guter Letzt: Störche nehmen wieder zu

Vor wenigen Jahrzehnten war der Weißstorch in vielen Regionen Deutschlands, vor allem im Westen, fast verschwunden. Heute brüten hierzulande so viele Storchenpaare wie noch nie. Naturschutzmaßnahmen und neue Nahrungsquellen haben den Bestand auf rund 15.000 Brutpaare wachsen lassen, fünfmal so viele wie in den 1980er-Jahren, berichtete etwa die in Zusammenarbeit mit dem Auswärtigen Amt herausgegebene Nachrichtenplattform deutschland.de am 5. August.
Dort kam Bernd Petri, Experte für den Weißstorch beim Naturschutzbund Deutschland, zu Wort und erklärte die Gründe für die Zunahme der Störche: So seien ehemalige Feuchtgebiete wieder renaturiert und Wasser zurückgehalten worden.
Auch Natur- und Vogelschutzgebiete seien gezielt entwickelt und Nisthilfen aufgestellt worden. „Außerdem ist der Weißstorch enorm anpassungsfähig. Er erschloss sich neue Nahrungsquellen – etwa auf Mülldeponien“, erklärte Petri. „Dort fand er reichlich Futter: Mäuse, Insekten, aber auch weggeworfene Lebensmittel wie Wurst oder Fleisch.“
Auch die Reisanbaugebiete Spaniens würden „Nahrung im Überfluss“ anbieten. Deshalb müssten viele Störche nicht mehr den langen und gefährlichen Zug nach Westafrika antreten, sondern könnten in Südeuropa überwintern.

Dankbarkeit bewusst machen

Trotz vieler Herausforderungen gibt es auch Entwicklungen, die Anlass für eine positive Betrachtung geben. Das gilt es, sich immer wieder bewusst zu machen. Das christliche Erntedankfest lädt dazu ein, innezuhalten und sich darüber klar zu werden, wofür man ganz persönlich dankbar sein kann und sollte.
Ob für die Kreativität junger Deutscher im Startup-Bereich oder für die Rückkehr der Störche, die ein wesentliches historisches Naturgut Deutschlands darstellen.
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Windräder verschieben Niederschläge: Ab 2050 weniger Regen an der Küste?


In Kürze:

  • Laut dem Helmholtz-Zentrum Hereon beeinflussen Windräder in Nord- und Ostsee die Niederschlagsverteilung.
  • Die Forscher sahen in Simulationen mehr Niederschlag über Windparks, an Küstenregionen hingegen weniger.
  • Für ein deutlicheres Ergebnis wurde ein extremes Ausbauszenario von 600 GW bis 2050 gewählt.
  • Die Studie begrenzte sich auf Windgeschwindigkeiten, Luftdurchmischungen und Niederschlagshäufigkeit. Andere Auswirkungen bleiben unberücksichtigt.

 
Der Zweck von Windkraftanlagen ist die Bereitstellung von Strom ohne direkte Emissionen. So sollen sie den Ausstoß von Treibhausgasen reduzieren und einen positiven Beitrag für die Umwelt und das Klima leisten. Ohne Folgen für die Umwelt ist ihr Einsatz aber ebenfalls nicht.
Laut einer Studie des Helmholtz-Zentrums Hereon könnten Windräder, vor allem, wenn es noch mehr werden, in der Zukunft auch die regionale Niederschlagsverteilung beeinflussen, wenn ein weitreichender Ausbau stattfindet.

Können Offshore-Windparks Regen aufhalten?

Um die konkreten Ergebnisse vorwegzunehmen: Die Forscher des Hereon-Instituts für Küstensysteme kamen zu dem Schluss, dass ein massiver Ausbau von Offshore-Windparks in einigen Jahren zu einer Zunahme der Niederschläge über den Offshore-Windparkgebieten führen könnte. Gleichzeitig hätte dies zur Folge, dass in angrenzenden Küstenregionen die Niederschläge abnehmen würden.
Das Institut erklärt, dass dabei die Windräder dem Wind einen Teil seiner Bewegungsenergie entziehen und gleichzeitig Luftwirbel erzeugen würden. Ein großflächiger Ausbau von Offshore-Windparks könne die Windgeschwindigkeiten an der Oberfläche um bis zu 11 km/h verringern. Hinter den Anlagen käme es zu einem verstärkten Austausch zwischen Luftschichten. Feuchte Luft könne dadurch aufsteigen, abkühlen und kondensieren. Die Folge seien Wolkenbildung und Niederschläge über den Windparks.
Gleichzeitig verändere sich der Transport von Feuchtigkeit in Richtung Küste. Wenn Luftmassen über den Windparkgebieten verstärkt Niederschlag abgeben würden, stünde in den Küstenregionen weniger zur Verfügung.
Für Teile Dänemarks, Deutschlands, der Niederlande und Großbritanniens ergeben die Simulationen ab 2050 Rückgänge der Niederschläge an den Küstenregionen von 10 bis über 15 Prozent. Das werde besonders bei Südwestwind deutlich. In den Jahren 2023 (damaliger Bestand) und 2030 sollen die Niederschlagseffekte laut Hereon noch gering (gewesen) sein und sich vor allem nur über See abspielen.
Dieser Effekt könnte ein Problem für Landwirte darstellen. Sie sind auf Regen angewiesen, um gute Ernteerträge ihrer Feldfrüchte zu erzielen. Weniger Regen an den norddeutschen Küsten würde für hiesige Landwirte noch schwierigere Bedingungen darstellen als ohnehin schon durch Dürreperioden in den Sommermonaten.

Extremes Ausbauszenario gewählt

Grundlage für die Studie waren laut dem Institut Wetterdaten aus den Jahren 2008 bis 2017. Durch die Betrachtung eines Jahrzehnts ließen sich Mittelwerte zu den Wetterlagen bestimmen, so die Erklärung. Zudem reduziere dies Schwankungen einzelner Jahre. Ebenso berücksichtige die Studie die Verwendung verschiedener Turbinengrößen an den Windkraftanlagen – ein Ansatz, der bisher noch nicht verfolgt worden sei.
Die Forscher übertrugen die Wetterdaten auf Simulationen von verschiedenen künftigen Ausbauszenarien der Offshore-Windenergie in Nord- und Ostsee. Maßgeblich sei jedoch ein Szenario gewesen, das über die aktuellen Ausbauziele der Europäischen Union hinausgeht. Hierbei gingen die Forscher davon aus, dass sämtliche, für Offshore-Windenergienutzung ausgewiesene Flächen in Nord- und Ostsee maximal mit Windparks bebaut würden.
Dadurch ergäbe sich eine installierte Leistung von rund 600 Gigawatt (GW), die deutlich über den diskutierten Ausbauzielen von bis zu 300 GW bis 2050 liegen. Ob selbst diese Ziele erreicht werden, ist jedoch fraglich. Aktuell stehen mehrere Windkraft-Projekte vor den deutschen Nord- und Ostseeküsten wegen gestiegener Kosten und schwierigerer wirtschaftlicher Lage auf der Kippe.
Dennoch hätten die Forscher dieses Extremszenario gewählt, um Klimaeffekte deutlich sichtbar zu machen und deren Größenordnung abzuschätzen. Zudem berücksichtigten sie unter anderem auch die Auswirkungen von Windkraftanlagen auf Windgeschwindigkeit, Luftdurchmischung und Feuchtigkeitstransport. Ziel war es, die atmosphärischen Prozesse besser zu verstehen, die durch große Offshore-Windparkflächen ausgelöst werden könnten. Hierbei ist zu erwähnen, dass im 300-GW-Szenario künftig kaum Küsteneffekte erwartet werden.
„Unsere Arbeit trägt dazu bei, den weiteren Ausbau der Offshore-Windenergie in Europa mit den Anforderungen des Klima-, Umwelt- und Küstenschutzes in Einklang bringen zu können“, sagte Dr. Naveed Akhtar, Erstautor der Studie.

Was die Studie nicht untersucht

Hereon hat lediglich die bodennahen Windgeschwindigkeiten, Luftdurchmischungen und Anzahl der Niederschläge nach den Wetterdaten im genannten Zeitraum simuliert. Die Studie begrenzt sich zudem auf ein regionales Klimamodell, genannt COSMO-CLM.
In der vorliegenden Studie haben die Forscher auch den Einfluss von Meeresströmungen außen vor gelassen. Das hat dasselbe Institut zuvor in einer anderen Studie untersucht. Demnach beeinflussen Windparks in der Nordsee auch die Strömungen der Gezeiten.
Die Studie hat zudem weitere menschliche Entwicklungen und mögliche Klimaeinflüsse wie die Schifffahrt oder den Flugverkehr auf und über der Nordsee nicht berücksichtigt. Auch diese könnten bei starker Expansion künftig für mehr Emissionen sorgen und das lokale Klima beeinflussen.

EU plant 60 GW bis 2030

Mit dem Ausbau der Windkraft erhofft sich die EU-Kommission, die Dekarbonisierung der Energieversorgung weiter voranzubringen. Ziel ist es in diesem Zuge die Erwärmung der Erdatmosphäre zu begrenzen.
Besonders in den vergangenen Jahren hat Europa bei der Nutzung der Windenergie erhebliche Fortschritte erzielt. Inzwischen beträgt die installierte Onshore-Kapazität, also der Windkraftanlagen an Land, mit Stand 1. September 2026 rund 270,5 GW. Offshore sind es 40,9 GW, wovon 23,2 GW auf die 27 EU-Staaten entfallen.
Bis 2030 strebt die EU eine installierte Gesamt-Windkraftkapazität von 425 GW an. Dazu ist vorgesehen, die Offshore-Windkapazität bis 2030 auf 60 GW zu erhöhen – dem 2,6-Fachen der aktuellen Kapazität. Bis 2050 sollen es schließlich 300 GW allein in der Nordsee sein.
Die Studienautoren beschreiben die Nordsee entsprechend als „wichtigen Knotenpunkt für die Offshore-Windenergie“. Dies begründen sie mit den dort – noch – vergleichsweise starken und weitestgehend beständigen Windverhältnissen.

Weitere Untersuchungen geplant

Die Forscher sind davon überzeugt, dass die Studienergebnisse die maritime Raumplanung unterstützen und die grenzüberschreitende Zusammenarbeit in der Nord- und Ostseeregion stärken können. Frühere Hereon-Studien hätten bereits gezeigt, dass unter anderem Größe, Anordnung und Abstand von Windkraftanlagen einen wichtigen Einfluss auf atmosphärische Effekte haben können.
Künftig plant das Institut die Ausbauszenarien und deren mögliche Auswirkungen auf die Umwelt und das Klima weiter zu untersuchen. Dazu zählt auch zu analysieren, wie Turbinendichte, Parkgröße und räumliche Verteilung das regionale Klima beeinflussen. Darüber hinaus möchten die Forscher die Auswirkungen auf Ozean und Ökosysteme weiter untersuchen.
Die Studie erschien am 12. August 2026 im Nature-Fachjournal „Communications Earth & Environment“.
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Windkraft in Deutschland: Viel geplant, aber wirtschaftlich nicht immer tragfähig


In Kürze:

  • Windkraft wird in Deutschland weiter ausgebaut, doch neue Anlagen bedeuten nicht automatisch stabile Geschäftsmodelle für Projektentwickler und Betreiber.
  • Gestiegende Bau- und Finanzierungskosten, Netzengpässe und unsichere Erlöse erschweren die Kalkulation neuer Projekte.
  • Bei Offshore-Wind zeigen fehlende Gebote für vorbereitete Flächen, dass Investoren nicht jedes Projekt unter den aktuellen Bedingungen übernehmen.

 
Laut einer Statistik der Bundesnetzagentur wächst die Stromerzeugungskapazität aus erneuerbaren Energien in Deutschland weiter. Diese beschreibt dabei die maximale elektrische Leistung, die eine Anlage technisch erbringen kann.
Auch bei Windenergie an Land nimmt die Zahl der Anlagen weiter zu. Laut einer Auswertung des unabhängigen Dienstleisters für die Windenergiebranche Deutsche WindGuard wurden im ersten Halbjahr 2026 an Land 423 Windenergieanlagen mit 2.365 Megawatt (MW) Leistung errichtet. Das Unternehmen beruft sich hier vor allem auf Daten der Bundesnetzagentur. Da zugleich ältere Anlagen vom Netz gingen, betrug der Nettozubau von Januar bis Juni 1.928 Megawatt.
Gleichzeitig zeigen einzelne Insolvenzen, dass der Ausbau erneuerbarer Energien nicht automatisch stabile Geschäftsmodelle bedeutet. Die SOWITEC group GmbH, ein Projektentwickler für Wind- und Solarenergie, teilte im Juli 2026 mit, dass sie und mehrere Gesellschaften der Gruppe Insolvenzanträge gestellt hätten. Als Gründe nannte die Geschäftsführung Zahlungsunfähigkeit und insolvenzrechtliche Überschuldung.
Der Fall zeigt, dass zwischen Ausbauzahlen und Unternehmenslage unterschieden werden muss. Was heute ans Netz geht, wurde meist schon vor Jahren geplant, genehmigt und finanziert. Für neue Projekte gelten andere Bedingungen. Baukosten, Zinsen, Netzanschlüsse und erwartete Stromerlöse entscheiden darüber, ob aus einer Genehmigung tatsächlich ein Windpark wird.
An Land deuten Genehmigungen und Ausschreibungen auf eine weitere rege Entwicklung der Windkraft hin. Bei Windkraft auf See (offshore) hingegen sind Warnzeichen zu erkennen.
Die WindGuard-Auswertung zum Offshore-Windenergieausbau nennt 1.764 Anlagen mit 10,8 Gigawatt Leistung, die Ende Juni 2026 in Betrieb waren. Im ersten Halbjahr ging davon 84 Anlagen mit 1.077 Megawatt erstmals ans Netz.
Zugleich verweist die Studie darauf, dass nachdem für zwei Nordsee-Flächen in der Ausschreibung vom August 2025 keine Gebote abgegeben wurde, die geplante erneute Ausschreibung auf nächstes Jahr verschoben wurde.

Förderung als Teil der Finanzplanung

Wenn über Windkraft gesprochen wird, fällt schnell das Wort Subvention. Gemeint ist dabei nicht nur ein direkter Zuschuss. Die Förderung sollen Unternehmen halbwegs verlässliche Einnahmen sichern. Früher geschah das über feste Einspeisevergütungen. Später wurde das System stärker an den Strommarkt gekoppelt: über Marktprämien und Ausschreibungen.
Wie viel Geld über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) fließt, dokumentieren die Übertragungsnetzbetreiber in ihren EEG-Jahresabrechnungen. Die Marktwertübersicht erklärt zudem, wie Marktwerte und Marktprämien berechnet werden. Vereinfacht gesagt: Betreiber verkaufen ihren Strom am Markt. Liegt der Marktpreis unter einem festgelegten Wert, kann eine Prämie die Differenz ausgleichen.
Für Investoren heißt das: Der Staat nimmt ihnen einen Teil des Preisrisikos ab. Ohne diese Absicherung müssten Betreiber darauf vertrauen, dass der Strompreis über viele Jahre hoch genug bleibt.
Die jüngsten Ausschreibungen in diesem Jahr deuten darauf hin, dass es an Land noch ausreichend Interessenten gibt. Bei der Ausschreibung der Bundesnetzagentur vom August standen rund 2.520 MW Ausschreibungsvolumen Gebote über 5.250 MW gegenüber. Der durchschnittliche Zuschlagswert lag bei 4,79 Cent. je Kilowattstunde. Bei der Ausschreibung im Februar betrug er noch 5,54 Cent.
Diese sinkenden Zuschlagswerte zeigen Wettbewerbsdruck. Für die Unternehmen ist der Zuschlag Teil der Finanzplanung: Er gibt ihnen über viele Jahre eine verlässlichere Einnahmebasis und erleichtert damit die Finanzierung.
Ohne diese Absicherung hängt die Wirtschaftlichkeit stärker von Standort, Baukosten, Zinsen und langfristigen Stromverträgen ab. Gute Standorte können mit wenig staatlicher Hilfe auskommen. Bei schwächeren Standorten oder höheren Kosten kann ein Projekt dagegen unwirtschaftlich werden.
Der Druck entsteht damit von zwei Seiten. Einerseits sinken die Zuschlagswerte in den Ausschreibungen. Das begrenzt die möglichen Erlöse. Andererseits sind Bau- und Finanzierungskosten gestiegen. Für Unternehmen bedeutet das: Die Marge kann kleiner werden, obwohl der Markt politisch gewollt wächst. Genau darin liegt der Unterschied zwischen Ausbauzahlen und Unternehmenslage. Ein Land kann mehr Windkraft bekommen, während einzelne Projektentwickler, Zulieferer oder Betreiber wirtschaftlich unter Druck geraten.

Warum Geld teurer geworden ist

Windkraft erfordert hohe Investitionen, bevor überhaupt Strom verkauft wird. Projektierer müssen Flächen sichern, Gutachten bezahlen, Genehmigungen durchlaufen, Anlagen bestellen und den Netzanschluss vorbereiten. Steigen die Zinsen, wird dieser Vorlauf teurer.
Eine im Zusammenhang mit dem EEG-Erfahrungsbericht erstellte Studie der Deutschen WindGuard aus dem vergangenen Jahr zeigt, dass Material-, Transport- und Finanzierungskosten seit 2020 deutlich gestiegen sind. Das Zinsniveau lag 2025 zwar unter dem des Vorjahres, aber über dem der Jahre vor 2022. Damit wird die Frage wichtiger, wie sicher künftige Erlöse sind.

Offshore-Wind als Warnsignal

Offshore-Wind zeigt das Investitionsproblem besonders deutlich. Anlagen auf See sind größer, teurer und technisch anspruchsvoller als Anlagen an Land. Sie benötigen Fundamente im Meeresboden, Spezialschiffe, Seekabel und Netzanschlüsse. Dadurch sind die Anfangsinvestitionen hoch, und Verzögerungen können besonders teuer werden.
Die oben erwähnte WindGuard-Studie verweist nicht nur auf den laufenden Ausbau, sondern auch auf eine Schwachstelle: Die Nordsee-Flächen mit den Bezeichnungen N-10.1 und N-10.2, für die in der Ausschreibung vom August 2025 keine Gebote abgegeben wurden, waren sogar zentral voruntersucht.
Das zeigt, dass mögliche Investoren die Risiken, Kosten und erwarteten Erlöse unter den damaligen Bedingungen nicht für ausreichend attraktiv hielten.
Das Bundeskabinett reagiert mit einem Gesetzentwurf zur Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes. In dem Entwurf von Anfang September 2026 sieht sie Differenzverträge, längere Laufzeiten und Resilienzkriterien vor.
Differenzverträge sollen Einnahmen stabilisieren: Liegt der Marktpreis unter einem vereinbarten Wert, wird ausgeglichen; liegt er darüber, zahlen Betreiber zurück. Das soll Planungssicherheit schaffen und begrenzt zugleich mögliche Zusatzgewinne in Hochpreisphasen.

Zölle und Lieferketten

Neben Förderung und Zinsen spielt die Lieferkette eine große Rolle. Windkraftanlagen bestehen aus Stahl, Beton, Elektronik, Kabeln und Spezialtechnik. Viele Teile werden international gehandelt. Zölle können deshalb Kosten verschieben.
Belegbar ist der wirtschaftliche Mechanismus: Wenn europäische Hersteller Vorprodukte teurer einkaufen müssen, als ausländische Anbieter fertige Komponenten liefern können, kann das deutsche Zulieferer schwächen. Die Bundesregierung greift diese Sorge indirekt auf. Im Entwurf zur Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes nennt sie Kriterien zur Begrenzung einseitiger Abhängigkeiten von Drittstaaten.

Das Netz wird zum Standortfaktor

Ein weiterer Investitionsfaktor ist das Stromnetz. Windräder produzieren oft dort viel Strom, wo nicht immer genug Leitungskapazität vorhanden ist. Dann werden Anlagen abgeregelt. Für das System entstehen Kosten, auch wenn kein Strom beim Verbraucher ankommt.
Die Bundesregierung beabsichtigt deshalb, Ausbau und Netze stärker aufeinander abzustimmen. In ihrer Mitteilung zur EEG-Novelle und zum Netzpaket vom Juli 2026 begründet sie die Reform mit dem Ziel, Kosten zu senken und den Ausbau netzverträglicher zu machen.
Mit der Stromsektorreform sollen neu angeschlossene Anlagen in bestimmten überlasteten Netzgebieten für einen Teil ihres Stroms keine Entschädigung mehr erhalten, wenn sie abgeregelt werden. Zugleich sollen die Ausschreibungsmengen um 12 GW für Wind an Land steigen.
Für Investoren zählt deshalb nicht nur, wie stark der Wind an einem Standort weht. Wichtig ist auch, ob der erzeugte Strom zuverlässig ins Netz eingespeist werden kann. Ist das Netz überlastet, müssen Windräder zeitweise abgeschaltet werden. Dann kann weniger Strom verkauft werden. Ein sehr windreicher Standort kann dadurch wirtschaftlich weniger attraktiv sein. Ein Standort mit etwas weniger Wind kann sich dagegen eher rechnen, wenn der Strom dort leichter ins Netz gelangt oder näher an großen Verbrauchern erzeugt wird.
Die Windkraft wächst also weiter, aber ihr Ausbau ist kein Selbstläufer. Entscheidend wird sein, ob politische Ziele, Netze, Förderung und Finanzierung zusammenpassen. Für Deutschland zählt am Ende nicht die angekündigte Leistung, sondern die gebaute Anlage, die Strom liefert und sich wirtschaftlich trägt.
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EU-Antwort: Windräder verbreiten Ewigkeitschemikalie PFAS


In Kürze:

  • Der FPÖ-Politiker Gerald Hauser hat bei der EU-Kommission wegen der Auswirkungen von PFAS durch Windräder angefragt.
  • Hauser: Mehr als 200 teils giftige Chemikalien gelangen durch Windkraftanlagen in die Umwelt.
  • Die Kommission verweist in ihrer Antwort auf einen bestehenden Vorschlag zur Beschränkung aller PFAS.

 
Der österreichische EU-Abgeordnete Gerald Hauser von der FPÖ hat im Juli dieses Jahres eine Parlamentarische Anfrage an die EU-Kommission übermittelt. Es geht um die möglichen umwelt- und gesundheitsschädlichen Auswirkungen von PFAS aus Windkraftanlagen.
Der Politiker schrieb:
„Diese ‚Ewigkeitschemikalien‘ sind für Mensch und Umwelt hochgiftig. Sie wirken sich unter anderem auf den Hormonhaushalt aus, schädigen das Immunsystem, beeinträchtigen die Fruchtbarkeit und können Krebs verursachen.“
PFAS ist die Abkürzung für Per- und polyfluorierte Alkylsubstanzen. Diese Stoffgruppe umfasst laut dem Bundesumweltministerium mehr als 10.000 verschiedene Stoffe. Diese künstlich hergestellten Stoffe sind extrem stabil und langlebig.
„Allerdings wurden in den letzten Jahren bei bestimmten PFAS […] gesundheitsschädliche Wirkungen nachgewiesen“, so das Ministerium. Das sei „in Kombination mit der Langlebigkeit besonders bedenklich“.

Belastung durch mehr als 200 Chemikalien

Der FPÖ-Politiker teilte mit, dass sich die PFAS unter anderem in den Beschichtungen der Rotorblätter befänden. Diese seien im Windradbetrieb regelmäßigem Abrieb ausgesetzt. Darüber hinaus kämen PFAS auch in Getrieben, Speichersystemen, Schmiermitteln, Hydraulikflüssigkeiten und Kabelisolierungen zum Einsatz.
„Infolgedessen gelangen mehr als 200 Chemikalien, darunter PFAS, aus Windkraftanlagen in die Luft, den Boden, Gärten, Oberflächengewässer und das Grundwasser“, warnte Hauser. Er schrieb, dass Dänemark und Schweden das Risiko bereits erkannt und für bestimmte PFAS deutlich strengere Grenzwerte eingeführt hätten als die Europäische Union.
Die Grenzwerte dieser beiden Länder lägen nur bei einem Fünfundzwanzigstel beziehungsweise einem Fünfzigstel der EU-Werte. Die EU-Kommission äußerte sich in ihrer Antwort nicht zu diesem konkreten Vergleich.
Abschließend stellte Hauser der EU-Kommission drei Fragen:
  • Was gedenkt die Kommission zu unternehmen, um PFAS endgültig zu verbieten?
  • Was gedenkt die Kommission zu unternehmen, um die anhaltende Belastung von Menschen, Tieren und der Umwelt durch PFAS aus Windkraftanlagen zu stoppen?
  • Wie steht die Kommission zu den zahlreichen Aussagen von Umweltexperten und Ärzten, wonach die aktuellen EU-Grenzwerte für PFAS viel zu hoch sind?

Kommission: PFAS vorerst weiter gestattet

Am 4. September folgte schließlich die Antwort des Industriekommissars Stéphane Séjourné im Namen der Kommission. Er verwies zunächst auf einen Vorschlag zur Beschränkung aller PFAS, den fünf nationale Behörden vorgelegt hätten.
Aktuell prüft die Europäische Chemikalienagentur (ECHA) diesen Vorschlag. Die Prüfung umfasse laut Séjourné zwar den Energiesektor, jedoch nicht eine einzelne Technologie wie Windkraftanlagen.
„Solange die endgültige wissenschaftliche Bewertung der ECHA noch aussteht, kann die Kommission nicht einschätzen, wie mit der Verwendung von PFAS in Windkraftanlagen umgegangen wird“, erklärte der Kommissar weiter. Eine schnelle Änderung der Handhabung von PFAS sei laut Séjourné nicht absehbar. Er fuhr fort:
„Sofern keine in Bezug auf Leistung und Sicherheit gleichwertigen Alternativen zur Verfügung stehen, kann die weitere Verwendung von PFAS […] gestattet werden, bis akzeptable Ersatzstoffe gefunden sind.“

Windkraftbranche widerspricht Hausers Darstellung

PFAS werden bei Windkraftanlagen gerade wegen ihrer Langlebigkeit eingesetzt. Laut dem Branchenunternehmen JUWI sollen diese Stoffe die Beschichtungen der Rotorblätter stabiler machen. Das wiederum soll den Abrieb verringern.
Zudem hätten Windkraftanlagen nur einen geringen Anteil an den gesamten PFAS-Emissionen. Orientiert am Vorschlag zur Beschränkung der PFAS, nennt JUWI 55 Tonnen PFAS-Emissionen pro Jahr, die vom gesamten Energiesektor stammten. Das sei wenig angesichts der Emissionen aller Sektoren, die demnach auf eine Summe von rund 70.000 Tonnen pro Jahr in der EU kämen.
Ein Großteil dieser Emissionen entfalle demnach mit 38.806 Tonnen auf die sogenannten F-Gase oder fluorierte Treibhausgase. Sie kommen unter anderem als Kältemittel in Kälte- und Klimaanlagen sowie als Treibmittel in Schäumen und Dämmstoffen zum Einsatz.

Bundesinstitut: „Eine ewige Herausforderung“

Hauser bezeichnete die Antwort der EU-Kommission als einen „politischen Offenbarungseid“. Am Montag, 14. September, ging er auf die Aussage der Kommission ein, wonach diese die Freisetzung von Schadstoffen in die Umwelt begrenzen und mit eindeutigen Anreizen Innovation betreiben wolle, um Alternativen zu PFAS zu finden.
Hauser sagte: „Das ist absurd, da die EU gleichzeitig seit Jahren den Ausbau der Windkraft forciert.“ Der FPÖ-Politiker kündigte daher an, weiter bei der Kommission nachzuhaken.
Erst im Juni dieses Jahres ging auch das Bundesinstitut für Risikobewertung auf die Gefahren von PFAS ein. Dabei wird die Ewigkeitschemikalie als „eine ewige Herausforderung“ bezeichnet.
Demnach nehme der Mensch PFAS zu einem wesentlichen Teil über tierische Lebensmittel auf, etwa Fisch, Fleisch, Milch und Eier. Durch die lange Verweilzeit bestimmter PFAS im Körper könne es laut dem Institut „zu Konzentrationen kommen, die unerwünschte Wirkungen auf den Menschen haben“.
Im Sommer 2024 hatten Experten in Rheinland-Pfalz vor dem Verzehr von Wildschweinleber gewarnt. Die Innereien der Tiere waren stark mit PFAS belastet.
Einige gesundheitliche Auswirkungen seien laut dem Institut bereits bekannt. „Dazu zählen der Anstieg der Blutfettwerte (ein Risikofaktor für Herz-Kreislauf-Erkrankungen), der Anstieg eines Leberenzyms im Blutserum (Hinweis auf eine Störung der Leberfunktion) und ein vermindertes Geburtsgewicht“, heißt es dort.
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EU vor neuem Kurs: Von der Leyen setzt auf Unabhängigkeit


In Kürze:

  • Ursula von der Leyen stellt die Unabhängigkeit Europas ins Zentrum ihrer Rede zur Lage der EU.
  • EU will Energie, Wirtschaft und KI stärken und Abhängigkeiten von Drittstaaten verringern.
  • Neue Sicherheitsarchitektur mit Europäischem Sicherheitsrat und Mechanismus gegen hybride Angriffe geplant.

 
Am Mittwoch, 16. September, hat EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen ihre jährliche Rede zur Lage der Europäischen Union im EU-Parlament in Straßburg gehalten. Dabei stellte sie die „Unabhängigkeit Europas“ in den Vordergrund und kündigte mehrere Schritte an, die dieser zuträglich sein sollen.
Dazu gehört, dass die EU eine Art Konsultationsmechanismus analog zu Artikel 4 des NATO-Vertrags schaffen will, der bei hybriden Angriffen zum Tragen kommen soll. Außerdem will von der Leyen Kanada, dessen Premierminister Mark Carney bei der Rede anwesend war, die erste „assoziierte EU-Mitgliedschaft“ anbieten.

Von der Leyen sieht EU-Wirtschaft resilient gegen Irankrieg

In ihrer Rede sprach die Kommissionspräsidentin von einem „Europa zwischen Stärke und Unsicherheit“. Die EU sei „stärker als je zuvor“, könne sich gleichzeitig aber auch „so verletzlich wie selten zuvor anfühlen“. In einer von Kriegen in der Nachbarschaft, Handelskonflikten, hybriden Angriffen und einem zunehmenden „Kampf der Narrative“ geprägten Gegenwart könne „nur ein geeintes Europa den Europäern echte Souveränität ermöglichen“.
Von der Leyen erklärte weiter, die europäische Wirtschaft habe die Folgen des Irankrieges bisher besser verkraftet als erwartet. Die Arbeitslosigkeit sei nicht signifikant gestiegen. Allerdings belasteten weiterhin hohe Treibstoff- und Energiekosten sowie eine zersplitterte Kaufkraft Unternehmen und Bürger.
Die Kommissionspräsidentin mahnte deshalb eine schnellere Umsetzung der geplanten Kapitalmarktunion an. Diese werde ihrer Auffassung nach als noch ausstehender Teil den Europäischen Binnenmarkt vollenden. Innovation, Kapital und Energie sollen sich innerhalb Europas leichter über Grenzen hinwegbewegen können, so von der Leyen.

Energiepreise mit Industriemacht-Ambitionen nicht vereinbar

Es müsse auch schnellere Genehmigungsverfahren und weniger Bürokratie geben. Die Kommission habe zwölf sogenannte Omnibus-Vorschläge zur Verringerung des Verwaltungsaufwands vorgelegt. Das sei ein wichtiger erster Schritt. Nun seien jedoch auch die Mitgliedstaaten gefragt, von denen von der Leyen sich eine stärkere Beteiligung an der Vereinfachung wünsche.
Mit Blick auf die Energiepolitik machte von der Leyen deutlich, dass Europa mit den derzeitigen Energiepreisen keine führende Industriemacht bleiben könne. Die EU wolle deshalb erneuerbare Energien und Kernkraft ausbauen. Aber auch die Anbindung an Stromnetze, der Bestand an Speichern und grenzüberschreitende Verbindungen müssten verstärkt werden.
Von der Leyen betonte, der Elektrifizierungsgrad Europas müsse sich zeitnah verdoppeln, um zum elektrifizierten Kontinent werden zu können. Mehr verfügbare Elektrizität und eine bessere Netzinfrastruktur sollten letztlich auch dazu beitragen, die Energiepreise zu senken. Wie wichtig Unabhängigkeit im Energiesektor sei, zeige der Umstand, dass man seit Beginn des Irankrieges für die gleiche Menge an fossilen Brennstoffimporten zusätzliche 90 Milliarden Euro zahlen habe müssen.

Sorge vor Handelsdefizit gegenüber China

Mit Sorge blickt von der Leyen unterdessen auf das hohe Handelsdefizit gegenüber China. Sie stellte einen Zusammenhang zwischen diesem Missverhältnis und zunehmender Deindustrialisierung in Europa her. Gleichzeitig wolle sie auf einen Dialog setzen – aber mit konkreten Ergebnissen. Man wolle „alle verfügbaren Instrumente nutzen, um unsere Beziehungen wieder ins Gleichgewicht zu bringen“, erklärte von der Leyen.
Ein Dialog liege in beiderseitigem Interesse, erklärte die Kommissionspräsidentin. Auch China sei aufgrund der stagnierenden Inlandsnachfrage auf den europäischen Markt angewiesen. Deshalb liege ein ausgewogeneres Verhältnis im Interesse beider Parteien. Für Europa seien zudem bestehende Abhängigkeitsverhältnisse besonders problematisch – unter anderem bei Rohstoffen, seltenen Erden und strategischen Technologien.
Die EU müsse deshalb ihre Bezugsquellen diversifizieren. Von der Leyen kündigte in diesem Zusammenhang die Schaffung einer neuen Europäischen Gesellschaft für kritische Rohstoffe an. Diese solle dazu beitragen, die Versorgung mit strategisch wichtigen Materialien abzusichern.

Klimaschutz und Folgenbewältigung als weiterer Schwerpunkt

Um europäischen Unternehmen bessere Wachstumschancen zu sichern, soll es ein neues Bankenpaket geben. Dieses sei Teil der angestrebten Spar- und Investitionsunion und soll Banken ermöglichen, mehr Risiken einzugehen – beispielsweise bei der Finanzierung von Start-ups. Mit den „Scale Up Europe Funds“ will man zusätzlich Wachstumskapital mobilisieren. Europa, so von der Leyen, habe zwar viele innovative Unternehmen. Man müsse aber besser darin werden, daraus große, international konkurrenzfähige Unternehmen zu entwickeln.
Ein weiterer Themenkomplex, dem die Kommissionspräsidentin ausführlich Raum schenkte, war jener von Klimaschutz und Klimaanpassung. Von der Leyen verwies auf die Bilanz des ausgehenden Sommers. Waldbrände, Dürre, Verödung, Niedrigwasser, extreme Hitze und mehr als 35.000 Hitzetote stellten die Gemeinschaft vor neue Herausforderungen.
Europa erwärme sich doppelt so schnell wie der Rest der Welt. Die EU müsse vor diesem Hintergrund an ihren Klimazielen festhalten, so von der Leyen. Gleichzeitig sei es aber erforderlich, stärker in Anpassung und Resilienz zu investieren. Für den kommenden Monat kündigte die Kommissionspräsidentin einen neuen Rechtsrahmen für Klimaresilienz an. Zudem sollen die 100 am stärksten gefährdeten Gebiete in der EU identifiziert werden. Europa, so von der Leyen, solle jedoch nicht nur Schäden bekämpfen, sondern auch zum führenden Markt für Klimaanpassung werden.

Plan für Hitzevorsorge und europäische Wasserinitiative

Die Kommissionspräsidentin wies auch darauf hin, dass private Versicherungen derzeit lediglich rund 25 Prozent der Kosten von Naturkatastrophen abdecken. Brüssel fasst deshalb eine „Allianz für Klimaversicherung“, einen europäischen Plan für Hitzevorsorge und eine neue europäische Wasserinitiative ins Auge.
Dazu sollen Maßnahmen gegen Wasserverschwendung, neue Vorschläge zum Risikomanagement und Schritte in Abstimmung mit der Landwirtschaft kommen. Beim Thema Waldbrände kündigte von der Leyen ebenfalls eine engere europäische Zusammenarbeit an. Feuerwehrexperten aus verschiedenen europäischen Staaten sollen Vorschläge für eine EU-Löschflugzeugkette erarbeiten.
Großen Raum nahm in der Rede von der Leyen auch das Thema KI ein. Künstliche Intelligenz sei zunehmend eine tragende Säule von Europas Wohlstand und Sicherheit. Sie biete enorme Chancen für Lebensqualität, Produktivität, Industrie, Medizin, Verkehr, Landwirtschaft, Verteidigung und Raumfahrt.

KI soll „Ärzte unterstützen, aber nicht ersetzen“

Gleichzeitig warnte sie vor neuen Risiken. Moderne KI-Modelle verfügten über bislang unbekannte Fähigkeiten beim Hacking. Auch autonom handelnde beziehungsweise „ausbrechende“ KI-Agenten könnten Risiken darstellen. Deshalb müsse Europa eigene KI entwickeln – aber auch deren Risiken kontrollieren. Darüber wolle man auch mit internationalen Partnern und führenden KI-Laboren sprechen.
Europa, so von der Leyen, brauche eigene KI-Modelle, eigene Technologien, eigene Rechenzentren und mehr private Investitionen. Europa dürfe sich nicht ausschließlich auf die großen sogenannten Frontier-Modelle konzentrieren und es sei auch kein Grund zur Sorge, dass man in diesem Bereich bisher kaum eine Rolle gespielt habe.
Entscheidend sei, was man auf die Vorarbeiten aufbauen könne. KI müsse konkret in den Alltag und die Wirtschaft gebracht werden. Von der Leyen nannte als Beispiel die Medizin: KI-gestützte Mammografie könne dabei helfen, mehr Brustkrebsfälle frühzeitig zu erkennen. KI solle mit ihren Datenanalysefähigkeiten auch Ärzte unterstützen, diese aber nicht ersetzen. Es werde schon bald ein „ehrgeiziges europäisches KI-Projekt“ geben, das dennoch ressourcenschonend und unter menschlicher Kontrolle bleiben solle.

Kanada soll assoziiertes EU-Mitglied werden

Von der Leyen kündigte neue europäische Rechtsakte und Initiativen unter anderem in den Bereichen Arbeit, Wohnen und Pflege an. Ziel sei es, den Menschen auch in ihren jeweiligen Regionen Perspektiven zu bieten und ihnen zu ermöglichen, dort zu bleiben. „In Europa stehen Menschen immer an erster Stelle“, so die Kommissionspräsidentin.
Gleichzeitig warb von der Leyen für eine engere internationale Zusammenarbeit. Die EU verfüge bereits über Freihandelsabkommen mit mehr als 80 Ländern. In einer zunehmend fragmentierten Welt müsse Europa daher nicht auf Abschottung setzen, sondern auf neue Partnerschaften und bessere Verbindungen. Im Rahmen des sogenannten Global Gateway soll eine weitere Konnektivitätsinitiative mit Schwerpunkt auf Zentralasien entstehen. Auch die Beziehungen zu Kanada sollen auf eine neue Stufe gehoben werden. Von der Leyen schlug deshalb vor, Kanada zum ersten assoziierten Mitglied der EU zu machen.
Besonders weitreichend waren von der Leyens Ankündigungen zur europäischen Sicherheit. Gemeinsam mit der Hohen Vertreterin der EU will sie eine neue Sicherheitsdoktrin erarbeiten. Angesichts hybrider Angriffe und anderer neuer Bedrohungen seien bestehende Strukturen möglicherweise nicht mehr ausreichend. Deshalb wolle man einen europäischen Mechanismus schaffen, der bei hybriden Angriffen eine gemeinsame Reaktion ermöglichen solle. Von der Leyen verglich den geplanten Mechanismus mit Artikel 4 des NATO-Vertrags beziehungsweise einem europäischen Notfallsicherheitsprotokoll.

Von der Leyen kündigt Europäischen Sicherheitsrat an

Die Kommissionspräsidentin kündigte außerdem die Einrichtung eines Europäischen Sicherheitsrats an. Dieser soll eine engere Abstimmung der Mitgliedstaaten in Sicherheitsfragen ermöglichen. Von der Leyen verwies in diesem Zusammenhang auch auf den starken Anstieg der europäischen Verteidigungsausgaben. Diese seien seit ihrem Amtsantritt um 80 Prozent gestiegen. Investitionen in die Verteidigung könnten zugleich Arbeitsplätze schaffen und die europäische Industrie stärken.
Eine zentrale Rolle sollen dabei sogenannte strategische Enabler spielen – also Fähigkeiten und Systeme, die für eine eigenständigere europäische Verteidigungsfähigkeit erforderlich sind. Die Zusammenarbeit der Mitgliedstaaten müsse deshalb weiter vertieft werden. Die neue europäische Sicherheitsarchitektur solle dabei ausdrücklich mit der NATO zusammenarbeiten.
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Solar: Gesetzgeber „fördert“ Trend zu immer kleineren Anlagen


In Kürze:

  • Die Bundesregierung führt eine EEG-Reform sowie neue Rahmenbedingungen für Stromspeicher ein.
  • Dadurch können viele private Solaranlagen kleiner als eigentlich möglich ausfallen.
  • Mit AgNes kommt zusätzlich eine Verteuerung auf Anlagenbesitzer zu.
  • Eine Solaranlage lohnt sich weiterhin für Betreiber – bei Berücksichtigung mehrerer Faktoren wie Eigenverbrauch und Anlagengröße.

 
Vor rund 30 Jahren dominierten einige Dutzend Großkraftwerke, befeuert hauptsächlich mit Kohle-, Gas– und Kernkraft die Stromerzeugung. Die Betreiber konnten sie überwiegend flexibel an den Verbrauch des Landes anpassen.
Die deutsche Energiewende hat unsere Energieversorgung in den vergangenen Jahrzehnten drastisch verändert. Immer mehr Kleinkraftwerke wie Windkraft- und Solaranlagen ergänzen die großen Stromerzeuger. Vom solaren Balkonkraftwerk bis zum Kohleblock gibt es hierzulande inzwischen mehrere Millionen Stromerzeuger.

Drei Reformen, ein Ziel

Da heute Windkraft und die Photovoltaik einen zunehmenden Anteil des erzeugten Stromes liefern, ist die Stromerzeugung weitaus wetterabhängiger geworden. Immer wieder treten Stromspitzen gefolgt von Mangelphasen im Netz auf. Die Netzbetreiber haben damit heute weitaus mehr Herausforderungen, um die Netzstabilität sicherzustellen als damals. Immer häufiger sind außerplanmäßige Regulierungseingriffe wie Redispatchmaßnahmen nötig.
Solar

Gesamte Nettostromerzeugung in Deutschland im Jahr 2025. Die Photovoltaik hatte einen Anteil von insgesamt 17,7 Prozent und war damit die zweitwichtigste Energiequelle nach kumulierter Jahreserzeugung.

Die amtierende, schwarz-rote Bundesregierung reagiert darauf gleich mit mehreren Maßnahmen, die Stromspitzen reduzieren sollen. Gleichzeitig gilt es, Stromüberschüsse durch effektiveres Speichern für Mangelphasen bereitzustellen. Die wichtigsten drei anstehenden Reformen sind:
  • Die Reform zum Erneuerbare-Energien-Gesetz – kurz EEG 2027,
  • die Marktintegration von Speichern und Ladepunkten – kurz MiSpeL,
  • und die Rahmenfestlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom – kurz AgNes.
Diese drei Regelungen befinden sich momentan noch im Gesetzgebungs- oder Festlegungsprozess und können sich noch ändern.

Je kleiner die Anlage, desto besser?

Besonders das EEG 2027 könnte den Solarzubau deutlich mindern. Mit dieser Reform fällt für neue Solaranlagen die momentan noch gesetzlich garantierte Einspeisevergütung weg. Diese im Jahr 2000 eingeführte staatliche Subventionierung hat den Solarboom in Deutschland überhaupt erst ermöglicht. Stattdessen sollen Anlagenbetreiber ihren Solarstrom künftig selbstständig an einen Direktvermarkter, meist ein dafür spezialisiertes Unternehmen, verkaufen.
„Kleine Anlagen unter 25 Kilowatt [Nennleistung] sind schon heute oft ohne Förderung wirtschaftlich. Aus diesem Grund sollten sie grundsätzlich nicht dauerhaft auf Kosten der Steuerzahler gefördert werden“, erklärte die Bundesregierung beim Kabinettsbeschluss Ende Juli. „Solche Anlagen entlassen wir in den Markt, wobei wir eine Starthilfe für die eigenverantwortliche Vermarktung des Stroms in Form eines vierjährigen Direktvermarktungsbonus vorsehen.“
Gleichzeitig schreibt der aktuelle EEG-Entwurf eine 50-Prozent-Drosselung für neue Solaranlagen mit weniger als 100 Kilowatt (kW) Nennleistung vor. Demnach darf eine 20-kW-Dachanlage künftig nur noch maximal 10 kW an Leistung ins Netz einspeisen. Das soll Solarstromspitzen zur Mittagszeit reduzieren.
Wem die Direktvermarktung nicht zusagt, kann auch die sogenannte Nulleinspeisung als mögliche Option wählen. Hierbei darf die Anlage praktisch keinen Strom ins öffentliche Netz einspeisen. Dieser soll nur im eigenen Hausnetz den Verbrauch abdecken, inklusive Stromspeicher. Das vermeidet weitere Stromüberschüsse in den Netzen.
Beide Regelungen machen große Solaranlagen mit Stromüberschuss künftig unwirtschaftlicher. Sprich: je höher der Überschuss desto unrentabler. Bisher galt, für einen maximalen Ertrag möglichst viele Solarmodule auf das Hausdach zu montieren. Doch schon bald müssen sich neue Anlagenbetreiber überlegen, wie viel Direktvermarktung in ihrer Region realistisch ist oder wie hoch ihr Eigenverbrauch ist. Das lässt vermuten, dass künftig vielerorts nur noch ein Teil der verfügbaren Dachfläche mit Solarmodulen bestückt wird.

MiSpeL für Integration von Speichern

Eine zentrale Rolle bei der laufenden Energiewende spielen Stromspeicher, derzeit sind ihre Zahlen aber noch überschaubar. Günstigere Bedingungen für deren Verbreitung soll MiSpeL liefern. Hierbei handelt es sich um eine Festlegung der Bundesnetzagentur, mit der die Behörde Batteriespeicher sowie E-Auto-Ladepunkte flexibler und bidirektional ins öffentliche Stromnetz integrieren möchte. MiSpeL soll nach den aktuellen Planungen zum 1. Oktober 2026 in Kraft treten.
Aktuell dürfen Besitzer eines Batteriespeichers diesen nur mit Strom aus der Solaranlage laden. Das Laden mit Netzstrom ist untersagt, andernfalls droht dem Betreiber, die EEG-Förderung zu verlieren.
Nach der neuen MiSpeL-Regelung darf der Betreiber den Speicher künftig auch mit Netzstrom laden, ohne finanzielle Vorteile aufs Spiel zu setzen. Damit kann der Betreiber risikofreier die Preisunterschiede an den Strombörsen nutzen, also günstig laden und für einen deutlich höheren Preis entladen. Das soll einen netzdienlicheren Betrieb ermöglichen. In diesem Rahmen sind drei Modelle vorgesehen. Welches sich lohnt, hängt von individuellen Anlagedaten ab und lässt sich nicht pauschalisieren.

AgNes: Netzentgelte bald auch für Solar

Eine gewisse Verteuerung für Solaranlagenbetreiber stellt hingegen AgNes dar. Nach dieser Netzentgelte-Reform sollen künftig auch Haushalte mit eigener Photovoltaikanlage diese Abgabe bezahlen. Bis voraussichtlich April 2029 sind sie noch von dieser befreit.
Demnach erhöht sich laut der Bundesnetzagentur die Belastung für sogenannte Prosumer, also Haushalte mit eigener Solaranlage und Eigenverbrauch, um bis zu 100 Euro pro Jahr zusätzlich. Regionale Unterschiede sind möglich.
Konkret sollen künftig neue Erzeugungsanlagen über 30 kW ab 2029 ein Kapazitäts- oder Einspeiseentgelt von voraussichtlich 4 bis 7 Euro pro Kilowatt und Jahr zahlen. Steckersolaranlagen sind im jetzigen Entwurf ausdrücklich davon ausgenommen.
Solar

Ein Balkonkraftwerk am 1. September 2024 an einem Balkon in Erfurt. Diese Anlagen bestehen meist aus nur 1 bis 4 Solarmodulen und werden über eine normale Haushaltssteckdose angeschlossen.

Foto: Sean Gallup/Getty Images

Trotz der Reformen gilt für die sogenannten Balkonkraftwerke weiterhin die Einspeisegrenze von maximal 800 Watt. Das bedeutet, selbst wenn die Solarmodule 2 kW Nennleistung besitzen – was hier die Modulleistungsgrenze ist –, sind die Wechselrichter auf 800 Watt begrenzt. Somit bringt eine höhere installierte Modulleistung, zumindest in der Spitze, nicht mehr Leistung ins Haus – und bei Stromüberschuss ins Netz.

Wo gibt es Überlappungen und gemeinsame Wirkungen?

In bestimmten Aspekten überlappen sich die drei Reformen. Bei der Leistung einer Solaranlage setzt das EEG 2027 eine klare Begrenzung von dauerhaft 50 Prozent. AgNes reguliert die Leistungsabgabe bei Anlagen über 30 kW indirekt über den genannten Kapazitätspreis.
Bezüglich Einspeisemengen und -zeiten ist erneut die 50-Prozent-Kappung des EEG 2027 zu nennen sowie die Nulleinspeisungsoption. Eine Begrenzung der förderfähigen Einspeisemenge bewirkt auch MiSpeL. Die Marktintegrationsfestlegung sieht eine gesetzliche Pauschalgrenze von 500 Kilowattstunden pro kW vor.
Bezüglich der Einspeisevergütung: diese fällt mit dem EEG 2027 für künftige Solaranlagen weg. Allerdings kann MiSpeL noch einen Teil der Förderung bei flexibler Speichernutzung erhalten. AgNes wirkt hierbei indirekt über höhere Netzkosten.
Alle drei Reformen legen Wert auf eine verstärkte Nutzung von Stromspeichern, die ihrerseits mit Anschaffungs- und laufenden Kosten verbunden sind. Das EEG 2027 sorgt dafür, dass sie angesichts der Abregelung fast unverzichtbar werden. MiSpeL macht Speicher wirtschaftlich flexibler, während AgNes neue größere Speicher leicht belastet, jedoch kleine Heimspeicher weitgehend unberührt lässt.

Lohnt sich eine Solaranlage noch?

Wer eine Solaranlage errichten möchte, sollte das möglichst bis Ende dieses Jahres abgeschlossen haben, sofern in den kommenden Monaten noch Solarmonteure mit freien Kapazitäten verfügbar sind. Dann erhalten die Betreiber weiterhin die feste Einspeisevergütung über 20 Jahre, ohne 50-Prozent-Dauerdrosselung. Ab 2027 gewinnt der Eigenverbrauch verstärkt an Bedeutung.
Erlaubt werden auch weiterhin Balkonkraftwerke und Dachsolaranlagen sein, letztere Neuanlagen ab 2027 zu genannten Rahmenbedingungen.
Um den Strom künftig optimal zu nutzen, ist der Stromverbrauch des Anlagenbesitzers relevant. Haushalte mit wenig Verbrauch kommen kaum auf ihre Kosten. Wer über die Mittagszeit wenig Verbrauch hat, weil er unterwegs oder auf der Arbeit ist, sollte über einen Stromspeicher zur Solaranlage nachdenken. So kann der Haushalt den Solarstrom auch in den Abendstunden im Haus verbrauchen.
„Ohne Batteriespeicher werden private Photovoltaikanlagen durch das EEG 2027 unwirtschaftlich, da die Amortisationsdauer auf über 30 Jahre steigt“, hat aquu, das Forschungsinstitut für Batteriespeicher, ermittelt. Für heutige und frühere Anlagen mit oder ohne Stromspeicher liegt die Amortisationszeit zwischen 8 und 16 Jahren.

Darauf sollten Sie achten

Im Folgenden eine Zusammenfassung der Faktoren, die Sie bei Anschaffung einer Solaranlage ab 2027 berücksichtigen sollten.
  • Eigenverbrauch maximieren: Das kann beispielsweise in Kombination mit der Installation einer Wärmepumpe, oder der Anschaffung eines E-Autos gelingen. Wer auch dann mehr Strom verbraucht, wenn die Sonne dunkel und der Speicher leer ist, erhöht seine Stromrechnung.
  • Stromspeicher ausreichend dimensionieren: Generell gilt eine Speicherkapazität von 1 bis 1,5 kWh pro 1.000 kWh Jahresverbrauch als sinnvoll. Für Verbraucher, die sich nachts häufig ihr E-Auto aufladen, empfiehlt sich auch eine größere Speicherkapazität.
  • Größe der Solaranlage anpassen: Lieber kleiner und gut ausgelastet als maximal groß mit hoher Abregelung.
  • Timing: Eine Inbetriebnahme 2026 garantiert Erlöse aus der Einspeisevergütung.
  • Technik: Ab 2027 ist das Energiemanagement deutlich relevanter. Wichtige Komponenten sind Smart Meter und moderne Wechselrichter.
  • Angebote vergleichen: Egal ob 2026 oder 2027 empfiehlt es sich, nicht das erstbeste und unter Umständen teures Angebot zu wählen. Wer vergleicht, kann viel Geld sparen. Zudem gibt es oftmals Förderungen und regionale Programme.
  • Anmeldungen: Eine Solaranlage muss generell im Marktstammdatenregister eingetragen und – im Falle einer Dachanlage – der Netzbetreiber informiert werden. Auch wer in Miete oder einer Wohneigentumsgemeinschaft lebt, sollte sich die entsprechende Zustimmung einholen, um mögliche Konflikte zu vermeiden.
Die Übersicht dient nicht als Ersatz für eine fachkundige Beratung. Regelungen können sich im laufenden Gesetzgebungsverfahren noch ändern.

 
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Deutschlands größter Batteriepark mit über 700 MWh bald am Netz


In Kürze:

  • Der Batteriepark Förderstedt geht in Kürze mit einer Teilinbetriebnahme ans Netz.
  • Rein rechnerisch kann die Anlage bis zu 500.000 Haushalte mit Strom versorgen – jedoch nur für rund zwei Stunden.
  • Die Kosten liegen bei rund 250 Millionen Euro.

 
In Sachsen-Anhalt entsteht momentan Deutschlands größter Stromspeicher mit mehr als 600.000 Batteriezellen. Der Batteriepark Förderstedt hat inzwischen vollständig Gestalt angenommen: Laut der Betreiberfirma ECO STOR GmbH sind alle Batteriecontainer und Wechselrichter bereits installiert.

Erst 100 MW, später 300 MW

Die Leistung der Gesamtanlage beläuft sich auf 300 Megawatt (MW), die Speicherkapazität auf 718 Megawattstunden (MWh). Die Inbetriebnahme soll in drei Phasen mit je 100 MW erfolgen. In Kürze soll die erste Teilinbetriebnahme stattfinden.
Baustart des Batterieparks war im dritten Quartal 2025. Die kommerzielle Inbetriebnahme der Gesamtanlage ist für das zweite Quartal 2027 vorgesehen. Auch wenn die weißen Container bereits alle stehen, muss die Baufirma für jeden Abschnitt die technische Anbindung an die Anlagensteuerung sowie dessen technische Inbetriebnahme durchführen. Erst wenn diese eher unsichtbaren Arbeiten abgeschlossen sind, können die Großbatterien ans Netz gehen.

Was bringt die Anlage?

Hierzulande entstehen immer mehr Stromspeicher. Sie sind ein wichtiges Element, die die deutsche Energiewende effizienter machen sollen. Der Fokus auf die wetterabhängigen Energiequellen Solar und Windkraft hat Stunden mit Stromüberschüssen und Stunden mit Strommangel im deutschen Stromerzeugungsportfolio hervorgebracht.
Stromspeicher sollen diese Diskrepanz harmonisieren. Sie nehmen überschüssigen Strom auf. Beim nächsten Strommangel, meist am Abend und nachts, stellen sie den gespeicherten Strom den Verbrauchern zur Verfügung. Das kann teure Stromimporte aus dem Ausland reduzieren.
Der endgültig fertiggestellte Batteriepark Förderstedt soll mit seiner Leistung künftig rechnerisch bis zu 500.000 Haushalte für rund zwei Stunden mit Strom versorgen. Möglich wäre auch eine Versorgung von 250.000 Haushalte für rund vier Stunden. Das Projekt tangiert somit die Versorgung auch außerhalb der Region und hat somit eine bundesweite Bedeutung.
Dazu müssen die Batterien allerdings komplett voll aufgeladen sein. An vielen Tagen im Jahr ist ausreichend Überschussstrom von Windkraft- und Photovoltaikanlagen vorhanden, besonders in den Sommermonaten. Bei einer sogenannten Dunkelflaute kann der Überschussstrom allerdings über mehrere Tage hinweg komplett ausbleiben. Dann müssen Reservekraftwerke, primär Kohle- und Gaskraftwerke, einspringen und – zusammen mit Stromimporten – die Versorgung sichern.
Weitere, ähnlich große Projekte, ebenfalls von ECO STOR, befinden sich entweder im Bau oder sind in Planung. Dazu zählen der Batteriepark Wengerohr in Rheinland-Pfalz und der Batteriepark Weigheim-Trossingen in Baden-Württemberg.

Finanzierung ohne Förderung

Nach Angaben des Agrar-Fachmagazins „Agrar Heute“ hat der Betreiber die Kosten des Batterieparks zuletzt zum Projektstart auf 250 Millionen Euro beziffert. Dabei soll das Projekt vollständig ohne öffentliche und staatliche Fördergelder auskommen. Das habe auch der Wissenschaftsminister von Sachsen-Anhalt, Armin Willingmann (SPD), bestätigt.
Stattdessen ist die Anlage privat finanziert. Das Eigenkapital stammt von den Investoren Nature Infrastructure Capital (NIC) und dem Entwickler „erneuerbarer“ Energien X-Elio.
Dabei dürfte eine solche Anlage nach nur wenigen Jahren die Investitionen wieder erwirtschaftet haben. Aus Branchenkreisen heißt es, dass die Amortisationszeit eines großen Batterieparks normalerweise 5 bis 6 Jahre beträgt.
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Solarstrom auf Rekordniveau, doch abends droht die Versorgungslücke


In Kürze:

  • Niedrigwasser belastet die Stromversorgung: Wasser- und Kernkraftwerke mussten in mehreren europäischen Ländern ihre Produktion drosseln oder vorübergehend einstellen.
  • Solarstrom erreicht Rekordwerte: Im Juni und Juli deckte Solarenergie jeweils rund 25 Prozent der EU-Stromerzeugung ab.
  • Abends bleibt das Problem: Während Solarstrom tagsüber die Preise drückt, können sie morgens und abends deutlich steigen. Ember fordert deshalb mehr Speicher, Netzausbau und flexiblen Stromverbrauch.

 
Den Prognosen zufolge wird die Hitzewelle am Samstag, 15. August, das Wetter in Deutschland noch einmal prägen, ehe für kommende Woche Entspannung und örtlich Regen angesagt ist. Das durch die heiße und trockene Witterung begünstigte Niedrigwasser droht sich auch auf die Strompreise auszuwirken. Da Wasser- und Kernkraftwerke in mehreren Ländern ihren Betrieb eingeschränkt oder vorübergehend eingestellt haben, kam es dort teilweise zu einer deutlichen Verknappung des Stromangebots.

Niedrigwasser setzt konventionelle Kraftwerke unter Druck

Dem Fachinformationsdienst Montel zufolge ging die Stromerzeugung aus Laufwasserkraftwerken gegenüber dem Sommer des Vorjahres deutlich zurück. In der Schweiz soll sie um 26 Prozent gesunken sein, in Österreich sogar um 46 Prozent. Im Vorjahr hatte der Anteil der Wasserkraft an der Stromversorgung in der Schweiz bei etwa 56 Prozent gelegen, in Österreich waren es im Juni 2026 etwa 45 Prozent.
Am Donnerstag nahm Rumänien sein einziges Kernkraftwerk in Cernavodă vom Netz, das mit Donauwasser gekühlt wird. Ungarn musste nach der Abschaltung seines Kernkraftwerks Paks plötzlich 50 Prozent seines Energiebedarfs anderweitig decken. Auch in Italien hatten die Flüsse einen Tiefststand erreicht.
Der in Brüssel ansässige Thinktank Ember Energy kommt in seinem jüngsten Bericht zu dem Schluss, dass die Stromerzeugung aus Wasserkraft in der gesamten EU bereits seit Monaten eingeschränkt ist. Im Mai, Juni und Juli lag sie demnach auf dem niedrigsten Niveau seit mindestens einem Jahrzehnt. Mehr als 90 Prozent der Wasserkraft in der EU werden in acht Ländern erzeugt; sieben davon produzierten im Juli weniger Wasserkraftstrom als im Durchschnitt der Jahre 2021 bis 2025.

Blick auf den Kaltwasserzulaufkanal des Kernkraftwerks Paks von der Donau aus am 31. Juli 2026 in Paks, Ungarn.

Foto: Janos Kummer/Getty Images

Solarstrom stabilisiert – Preise schwanken

Der Thinktank, der sich für eine Stromversorgung aus erneuerbaren Energien einsetzt, hat Mitte August seinen Bericht „Solar helps Europe’s grid withstand extreme heat“ veröffentlicht. Darin geht es um die Auswirkungen der trockenen und heißen Monate Juni und Juli auf die Stromversorgung in Europa. Die Stromnachfrage stieg demnach an besonders heißen Tagen um 28 Prozent.
Gleichzeitig sank die Produktion aus wichtigen Quellen wie Wasserkraft und thermischen Kraftwerken deutlich. Das galt insbesondere dort, wo die Kühlung wegen niedriger Wasserstände und hoher Wassertemperaturen problematisch werden kann. Vor allem die Wasserkraft war davon betroffen.
Der Bericht verweist darauf, dass sich Solarstrom in dieser Situation als wichtige Stütze erwiesen habe. In Frankreich und Ungarn lag die Stromproduktion aus Sonnenenergie durchschnittlich 17 Prozent über dem Normalwert. Auch in Spanien waren es 5 Prozent mehr. EU-weit lag die Solarstromproduktion im Juni bei 52 Terawattstunden und im Juli bei 55 Terawattstunden – jeweils ein neuer Höchststand.

Negative Strompreise vor allem in den Mittagsstunden – Kostenexplosion am Abend

Solarstrom deckte in diesen beiden Monaten rund 25 Prozent der Stromerzeugung in der EU ab. Gleichzeitig konnte jedoch nicht jede Terawattstunde Strom aus Solarerzeugung auch verwertet werden. Die Summe der Stunden mit negativen Strompreisen im ersten Halbjahr 2026 lag in einer Vergleichsgruppe mehrerer EU-Länder mit Frankreich, Deutschland, Spanien und Polen höher als im gesamten Vorjahr.
Immerhin ist in Deutschland in den ersten sechs Monaten des Jahres die Anzahl der negativen Preisstunden gegenüber 2025 von 389 auf 299 gesunken. Dies ist auch eine Konsequenz daraus, dass die kommerzielle Abregelung um 20 Prozent stieg.
Der Tagesverlauf zeigte dabei regelmäßig ein eindeutiges Muster. Durch hohe Solareinspeisung sank der Preis in den Mittagsstunden regelmäßig deutlich. Negative Preise traten vor allem an sonnigen Wochenenden und Feiertagen zwischen 11:00 und 16:00 Uhr auf. Der Tiefstwert beim Börsenpreis lag im Juli demnach bei -1,5 Cent pro Kilowattstunde. Am Morgen und in den Abendstunden stieg er hingegen wieder deutlich an – auf bis zu 35,24 Cent.
In Deutschland werden immer mehr Solaranlagen gebaut. (Archivbild)

In Deutschland werden immer mehr Solaranlagen gebaut. (Archivbild)

Foto: Marcus Brandt/dpa

Niedrigwasser als Stresstest für die Energieversorgung

Es bestätigt sich zunehmend, dass Solarenergie vor allem tagsüber an warmen Sommertagen zu den wichtigsten Versorgungsquellen gehört. Allerdings entsteht in den Abendstunden, wenn die Sonne wegfällt, Klimaanlagen weiterlaufen und konventionelle Kraftwerke wegen Niedrigwassers eingeschränkt sind, eine Versorgungslücke.
Aus Sicht von Ember Energy ist es deshalb auch nicht damit getan, dem strukturellen Problem durch den Aufbau noch größerer Kapazitäten an Erneuerbaren zu begegnen. Vielmehr beziehe sich der Bedarf auf Batteriespeicher und Lastmanagement („Demand Response“) und allgemein mehr Flexibilität im Stromsystem. Auch mehr Solar- und Windenergie nützen wenig, wenn sie nicht mit ausgebauten Speichern, Netzen und flexibler Nachfrage einhergehen.
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Niedrigwasser setzt Europas Stromversorgung unter Druck – Solarstrom erreicht Rekordwerte


In Kürze:

  • Niedrigwasser belastet die Stromversorgung: Wasser- und Kernkraftwerke mussten in mehreren europäischen Ländern ihre Produktion drosseln oder vorübergehend einstellen.
  • Solarstrom erreicht Rekordwerte: Im Juni und Juli deckte Solarenergie jeweils rund 25 Prozent der EU-Stromerzeugung ab.
  • Abends bleibt das Problem: Während Solarstrom tagsüber die Preise drückt, können sie morgens und abends deutlich steigen. Ember fordert deshalb mehr Speicher, Netzausbau und flexiblen Stromverbrauch.

 
Den Prognosen zufolge wird die Hitzewelle am Samstag, 15. August, das Wetter in Deutschland noch einmal prägen, ehe für kommende Woche Entspannung und örtlich Regen angesagt ist. Das durch die heiße und trockene Witterung begünstigte Niedrigwasser droht sich auch auf die Strompreise auszuwirken. Da Wasser- und Kernkraftwerke in mehreren Ländern ihren Betrieb eingeschränkt oder vorübergehend eingestellt haben, kam es dort teilweise zu einer deutlichen Verknappung des Stromangebots.

Niedrigwasser setzt konventionelle Kraftwerke unter Druck

Dem Fachinformationsdienst Montel zufolge ging die Stromerzeugung aus Laufwasserkraftwerken gegenüber dem Sommer des Vorjahres deutlich zurück. In der Schweiz soll sie um 26 Prozent gesunken sein, in Österreich sogar um 46 Prozent. Im Vorjahr hatte der Anteil der Wasserkraft an der Stromversorgung in der Schweiz bei etwa 56 Prozent gelegen, in Österreich waren es im Juni 2026 etwa 45 Prozent.
Am Donnerstag nahm Rumänien sein einziges Kernkraftwerk in Cernavodă vom Netz, das mit Donauwasser gekühlt wird. Ungarn musste nach der Abschaltung seines Kernkraftwerks Paks plötzlich 50 Prozent seines Energiebedarfs anderweitig decken. Auch in Italien hatten die Flüsse einen Tiefststand erreicht.
Der in Brüssel ansässige Thinktank Ember Energy kommt in seinem jüngsten Bericht zu dem Schluss, dass die Stromerzeugung aus Wasserkraft in der gesamten EU bereits seit Monaten eingeschränkt ist. Im Mai, Juni und Juli lag sie demnach auf dem niedrigsten Niveau seit mindestens einem Jahrzehnt. Mehr als 90 Prozent der Wasserkraft in der EU werden in acht Ländern erzeugt; sieben davon produzierten im Juli weniger Wasserkraftstrom als im Durchschnitt der Jahre 2021 bis 2025.

Blick auf den Kaltwasserzulaufkanal des Kernkraftwerks Paks von der Donau aus am 31. Juli 2026 in Paks, Ungarn.

Foto: Janos Kummer/Getty Images

Solarstrom stabilisiert – Preise schwanken

Der Thinktank, der sich für eine Stromversorgung aus erneuerbaren Energien einsetzt, hat Mitte August seinen Bericht „Solar helps Europe’s grid withstand extreme heat“ veröffentlicht. Darin geht es um die Auswirkungen der trockenen und heißen Monate Juni und Juli auf die Stromversorgung in Europa. Die Stromnachfrage stieg demnach an besonders heißen Tagen um 28 Prozent.
Gleichzeitig sank die Produktion aus wichtigen Quellen wie Wasserkraft und thermischen Kraftwerken deutlich. Das galt insbesondere dort, wo die Kühlung wegen niedriger Wasserstände und hoher Wassertemperaturen problematisch werden kann. Vor allem die Wasserkraft war davon betroffen.
Der Bericht verweist darauf, dass sich Solarstrom in dieser Situation als wichtige Stütze erwiesen habe. In Frankreich und Ungarn lag die Stromproduktion aus Sonnenenergie durchschnittlich 17 Prozent über dem Normalwert. Auch in Spanien waren es 5 Prozent mehr. EU-weit lag die Solarstromproduktion im Juni bei 52 Terawattstunden und im Juli bei 55 Terawattstunden – jeweils ein neuer Höchststand.

Negative Strompreise vor allem in den Mittagsstunden – Kostenexplosion am Abend

Solarstrom deckte in diesen beiden Monaten rund 25 Prozent der Stromerzeugung in der EU ab. Gleichzeitig konnte jedoch nicht jede Terawattstunde Strom aus Solarerzeugung auch verwertet werden. Die Summe der Stunden mit negativen Strompreisen im ersten Halbjahr 2026 lag in einer Vergleichsgruppe mehrerer EU-Länder mit Frankreich, Deutschland, Spanien und Polen höher als im gesamten Vorjahr.
Immerhin ist in Deutschland in den ersten sechs Monaten des Jahres die Anzahl der negativen Preisstunden gegenüber 2025 von 389 auf 299 gesunken. Dies ist auch eine Konsequenz daraus, dass die kommerzielle Abregelung um 20 Prozent stieg.
Der Tagesverlauf zeigte dabei regelmäßig ein eindeutiges Muster. Durch hohe Solareinspeisung sank der Preis in den Mittagsstunden regelmäßig deutlich. Negative Preise traten vor allem an sonnigen Wochenenden und Feiertagen zwischen 11:00 und 16:00 Uhr auf. Der Tiefstwert beim Börsenpreis lag im Juli demnach bei -1,5 Cent pro Kilowattstunde. Am Morgen und in den Abendstunden stieg er hingegen wieder deutlich an – auf bis zu 35,24 Cent.
In Deutschland werden immer mehr Solaranlagen gebaut. (Archivbild)

In Deutschland werden immer mehr Solaranlagen gebaut. (Archivbild)

Foto: Marcus Brandt/dpa

Niedrigwasser als Stresstest für die Energieversorgung

Es bestätigt sich zunehmend, dass Solarenergie vor allem tagsüber an warmen Sommertagen zu den wichtigsten Versorgungsquellen gehört. Allerdings entsteht in den Abendstunden, wenn die Sonne wegfällt, Klimaanlagen weiterlaufen und konventionelle Kraftwerke wegen Niedrigwassers eingeschränkt sind, eine Versorgungslücke.
Aus Sicht von Ember Energy ist es deshalb auch nicht damit getan, dem strukturellen Problem durch den Aufbau noch größerer Kapazitäten an Erneuerbaren zu begegnen. Vielmehr beziehe sich der Bedarf auf Batteriespeicher und Lastmanagement („Demand Response“) und allgemein mehr Flexibilität im Stromsystem. Auch mehr Solar- und Windenergie nützen wenig, wenn sie nicht mit ausgebauten Speichern, Netzen und flexibler Nachfrage einhergehen.
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Bauernverband gegen staatliche Preisdiktate: Kritik an Pachtreform


In Kürze:

  • Landwirtschaftliche Verbände kritisieren den Pachtpreisdeckel im EEG-Entwurf der Bundesregierung.
  • Der Deutsche Bauernverband spricht unter anderem von einem unnötigen Markteingriff des Staates.
  • Auch andere Verbände weisen auf mehrere Nachteile für Landwirte hin wie geringere Einnahmen.
  • Der Pachtdeckel könnte ein Dämpfer für die Energiewende sein und ein Gewinn für die Landwirtschaft.

 
Die Verpachtung einer Agrar- oder Forstfläche für eine Windkraftanlage ist für die Besitzer – meist Landwirte – ein lukratives Geschäft. Aktuell bieten die Anlagenbetreiber Pachtpreise zwischen 20.000 und 50.000 Euro pro Jahr und Anlage, teilweise auch deutlich darüber. Nach jüngster Entwicklung kann eine Pacht auch bei über 400.000 Euro pro Jahr und Anlage liegen.
Für diese Energieanlagenverpachtung können Landwirte weitaus mehr Pacht erhalten als für eine Landwirtschaftsverpachtung. Der Faktor kann mehr als 2.000 sein, da eine herkömmliche Pacht für Feldanbau im Bundesdurchschnitt bei 357 Euro pro Hektar und Jahr liegt. Am teuersten ist sie mit 560 Euro in NRW. Hierbei ist zu erwähnen, dass Windräder oft nur einen halben Hektar an Fläche oder weniger benötigen.

Reformplan reduziert den Geldfluss deutlich

Doch diese äußerst ertragreiche Einkommensquelle könnte bald um bis über 70 Prozent schmaler werden. Denn das Bundeswirtschaftsministerium plant die Einführung eines Pachtpreisdeckels für Windräder. Das geht aus dem Entwurf zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) für 2027, kurz EEG-Entwurf, hervor. Aktuell befindet er sich noch im Gesetzgebungsverfahren.
Am 29. Juli hat das Bundeskabinett den Pachtdeckel im Rahmen des Gesetzentwurfs zur Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) mit einer Änderung beschlossen. Auf Anfrage der Epoch Times teilte die Pressestelle des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie mit, womit Landwirte ab 2027 rechnen müssen.
Die Bundesregierung hat sich „darauf verständigt, die maximal zulässige jährliche Pachthöhe auf 3,5 Prozent des jährlich erzielbaren Standortertrags der Windenergieanlage zu begrenzen“. Momentan sind hier Werte zwischen 7 und 12 Prozent üblich. Zuvor wurde über eine Beschränkung auf 2,5 Prozent nachgedacht.
Für Landwirte mit geeigneten, aber noch ungenutzten Flächen hat die Reform damit erhebliche finanzielle Konsequenzen. Bestehende Verträge sind davon nicht unmittelbar betroffen.
Die Ministeriumssprecherin Susanne Ungrad bezifferte „die maximal mögliche [künftige] Pachthöhe bei rund 35.000 Euro“ für Grundbesitzer und durchschnittliche Windkraftanlagen an Land. Der Wert könne je nach Windenergieanlagentyp und Windaufkommen noch von diesem Wert abweichen.

Geringere Einsparungen für den Bund

Laut Ungrad „bieten die in der Vergangenheit zum Teil sehr hohen Pachtkosten nach unseren Analysen erhebliches weiteres Potenzial zur Reduktion der EEG-Förderkosten und damit zur Entlastung des Bundeshaushalts“. Unter Berücksichtigung der neuerlichen Anpassung auf 3,5 Prozent erwartet das Ministerium für den Zeitraum von 2027 bis 2032 Einsparungen von rund 160 Millionen Euro weniger.
Der Grund ist die Einspeisevergütung durch das EEG-Konto: Die aktuellen Pachtpreise stellen für die Anlagenbetreiber Kosten dar, die in ihre Kalkulationen einfließen. Diese beeinflussen die Gebote in den EEG-Ausschreibungen. Je höher die Pachtkosten, umso höher sind auch die Förderkosten, die der Staat über den EEG-Haushalt tragen muss. Sind die Einnahmen aus der Vermarktung des Stroms niedriger als die Vergütung, gleicht der Staat die Differenz aus. Das zahlen letztlich die Steuerzahler.
So steuerte der Bund im vergangenen Jahr rund 16,5 Milliarden Euro an Steuergeldern in das EEG-Konto, im ersten Halbjahr 2026 waren es gut 7,5 Milliarden Euro. Die mögliche Einsparung bewegt sich also im Bereich von einem Prozent.
Mit der Begrenzung der Pachthöhen will das Ministerium gleichzeitig „die Kosten einzelner Windenergieprojekte spürbar senken“, so Ungrad. Das könnte diese nochmals rentabler machen, auch wenn die staatlichen Zuschüsse sinken.

Kritik an staatlichem Eingriff

Ob sich dieser Kürzungsplan der Bundesregierung bis zum Ende des Gesetzgebungsverfahrens durchsetzen wird, ist allerdings ungewiss. Gegenwind kommt besonders von Bauern- und Forstverbänden.
Aus Sicht des Deutschen Bauernverbandes ist der geplante Pachtdeckel für Windenergieanlagen „völlig unverständlich“. In der Pressemitteilung vom 20. Juli, also noch vor der Lockerung im Kabinett, bezeichnet er dessen mögliche Nachteile:
„Er ist ein unnötiger Eingriff in den Markt, schränkt die Vertragsfreiheit der Flächeneigentümer ein und schafft zusätzliche Bürokratie.“
Der Unternehmerverband und Interessenvertreter für alle Landwirte in Deutschland erwartet „deshalb im weiteren Gesetzgebungsverfahren deutliche Nachbesserungen“.

Vollständige Ablehnung des Pachtdeckels gefordert

Epoch Times fragte beim Bauernverband nach, welche Nachbesserungen dieser konkret erwartet. In der uns bereitgestellten Stellungnahme zum EEG 2027 forderte der Deutsche Bauernverband nicht weniger als den vollständigen „Verzicht des Windpachtdeckels“. Somit würde der Bauernverband auch die Lockerung des Kabinetts nicht tolerieren.
Der Verband kritisierte vor allem, dass der Bund trotz der genannten Einschränkungen für die Landwirte keinen „belastbaren Nachweis für eine Senkung der EEG-Förderkosten oder eine Beschleunigung des Ausbaus erneuerbarer Energien“ darlegt. Das sind im EEG-Entwurf erklärte Ziele, die der Bund erreichen will.
Laut dem Verband bestimmen zahlreiche Faktoren im Wettbewerb der Ausschreibungen die Höhe der Förderkosten. Nur einer davon seien die Pachtzahlungen, sie seien somit nicht maßgeblich. „Flächeneigentümer sind unverzichtbare Partner der Energiewende“, heißt es in der Stellungnahme. Bisher habe die Zusammenarbeit zwischen Landwirtschaft, Grundstückseigentümern und Projektierern „ohne staatliche Preiseingriffe erfolgreich funktioniert“ und die Windenergie wesentlich vorangebracht.
Viele Landesbauernverbände der einzelnen Bundesländer teilen die Kritik des Deutschen Bauernverbandes. So auch der Landesbauernverband Brandenburg e.V. Dort ist Ulrich Böhm Referent für allgemeine Agrarpolitik. Gegenüber Epoch Times teilte er mit, dass der geplante Pachtdeckel „ein nicht gerechtfertigter, einseitiger, staatlicher Eingriff in die private Vertragsgestaltung“ sei.
Durch diese Neuerung gingen „den Grundeigentümern bzw. Verpächtern und Betrieben Einnahmemöglichkeiten verloren“. Allerdings existiert diese Einnahmemöglichkeit erst durch die staatliche Förderung der Windkraft. Laut Böhm bestehe mit der Reform das Risiko, „dass die breitere Beteiligung der Bodeneigentümer und Landwirte an der Energiewende beeinträchtigt wird“.
Oder anders gesagt: Durch einen Pachtdeckel könnte die Energiewende wichtige Unterstützer im landwirtschaftlichen Sektor verlieren. Ob das jedoch das Flächenpotenzial der Windkraft einschränkt, ist noch unklar.

Ungünstigere Verhandlungsposition

Besonders kritisiert der Deutsche Bauernverband, dass die Regelung „die Verhandlungsposition der Flächeneigentümer verschlechtert“. Zwar seien auch mit der Reform in Zukunft noch rechtlich höhere Entgelte möglich. Die vorgesehenen Sanktionen erzeugen auf die Landwirte jedoch einen „erheblichen Druck, die staatlich vorgegebene Grenze einzuhalten“. Von diesem Preisdeckel würden einzig die Projektierer und Energieunternehmen profitieren.
Als weiteren Nachteil nennt der Verband Rechts- und Investitionsunsicherheiten für bereits abgeschlossene Verträge durch die Reform. „Sie greift in langfristig ausgehandelte Vertragsverhältnisse ein und untergräbt das Vertrauen in bestehende Vereinbarungen“, erklärte der Verband. Manche Vertragspartner könnten mit der Einführung des Pachtdeckels eine Vertragsanpassung fordern.
Anstatt einen Windpachtdeckel einzuführen, solle die Regierung laut dem Bauernverband „stattdessen die tatsächlichen Hemmnisse des Ausbaus erneuerbarer Energien, insbesondere Genehmigungsprozesse, Netzengpässe und Finanzierungsbedingungen, gezielt angehen.“
Der Bauernverband wies allerdings darauf hin, dass die Landwirtschaft grundsätzlich dazu bereit ist, „ihren Beitrag zu einer sicheren, heimischen und dezentralen Energieversorgung zu leisten“. Dafür könne die Bundesregierung mit dem EEG die notwendigen Rahmenbedingungen schaffen. „Zusätzliche Investitionshemmnisse müssen dabei aber zwingend vermieden werden“, so der Verband.
„Statt die Bereitschaft zur Flächenbereitstellung durch staatliche Preisdiktate zu schwächen, müssen Anreize für die Bereitstellung geeigneter Flächen erhalten bleiben.“
Bei weiterhin hundertfach erhöhten Pachterträgen ist davon auszugehen, dass letzteres weiterhin gegeben ist.

Wie Betreiber den Pachtdeckel betrachten

In Deutschland gibt es zahlreiche Betreiber von Windkraftanlagen. Zu ihrem Standpunkt äußerte sich das Unternehmen ABO Energy, das weltweit bereits mehr als 1.300 Windräder, davon rund 550 in Deutschland, realisiert hat. „Wir errichten Windenergieanlagen ausschließlich auf gepachteten Flächen“, teilte der Pressesprecher Dr. Daniel Duben der Epoch Times mit. Auch künftig plant der Projektentwickler ABO Energy in vergleichbarem Umfang Projekte zu errichten.
ABO Energy geht laut Duben davon aus, „dass sich die Pachten aufgrund des Preisdrucks am Markt auch ohne staatliche Eingriffe deutlich verringern werden“. Das begründete er mit der aktuellen massiven Überzeichnung der Ausschreibungen für Windkraftanlagen an Land. Demnach drücke der Wettbewerb die Preise weiter nach unten. Das Wirtschaftsministerium bestätigte diese Entwicklung.
„In der Mai-Ausschreibung erreichte die Vergütung mit einem durchschnittlichen mengengewichteten Zuschlagswert von 5,06 Cent pro Kilowattstunde den niedrigsten Stand seit Jahren“, erklärte Duben. „Es liegt auf der Hand, dass bei fallenden Erlösen auf dieser Seite auch die zahlbaren Pachten auf der anderen Seite fallen müssen, damit sich die Projekte wirtschaftlich rechnen.“

Ein Gewinn für die Landwirtschaft?

Auch ein fertiges Windrad benötigt nur wenig Fläche. Neben den eigentlichen Bau- und angrenzenden Stellflächen sowie Zuwegen können Landwirte nach dem Bau der Anlage wieder Landwirtschaft betreiben, auch wenn das Areal der Windkraft gewidmet ist.
Eine Einschränkung gibt es dennoch. Speziell von den Rotorblättern können sich Mikropartikel ablösen, die unter anderem giftigen Chemikalien wie PFAS (Per- und polyfluorierte Alkylsubstanzen) und BPA (Bisphenol-A) enthalten. Pro Jahr können sich durch ein großes Windrad rund 100 Kilogramm in der direkten Umgebung der Anlage verteilen und die landwirtschaftliche Nutzung dadurch einschränken.
Falls der Pachtdeckel kommt und dadurch weniger noch verfügbare Flächen der Windkraft gewidmet werden, könnten diese uneingeschränkt für die landwirtschaftliche Nutzung erhalten bleiben.
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Fast 4 Milliarden Euro Entlastung durch Batteriespeicher pro Jahr


In Kürze:

  • Batteriespeicher sollen bei der deutschen Energiewende die Lösung für Hellbrisen darstellen.
  • Mehr Batteriespeicher könnten niedrige Marktwerte wieder anheben und Preisspitzen am Strommarkt dämpfen.
  • Laut dem Fraunhofer-Institut hätten 20 Gigawatt zusätzliche Speicherleistung im vergangenen Jahr 3,9 Milliarden Euro gespart.
  • Zuletzt legten Speicher deutlich zu, der Ausbau bleibt aber weit hinter dem ermittelten Bedarf der Studie zurück.
  • Einen möglichen Ausweg können Batteriespeicher an bestehenden Windkraft- und Solaranlagen darstellen. Sie kommen ohne neuen Netzanschluss aus.

 
Ein großes Problem bei der deutschen Energiewende ist die Wetterabhängigkeit von Windkraft und Photovoltaik. Für eine Entschärfung sollen der schnellere Ausbau netzdienlicher Batteriespeicher und mehr Flexibilität im Stromsystem sorgen.
Zu dieser Einschätzung kommt eine jüngst erschienene Analyse des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik IEE im Auftrag des Bundesverbands Erneuerbare Energie e.V. (BEE), des Bundesverbands Solarwirtschaft und des Bundesverbands WindEnergie. Die Kurzstudie mit dem Titel „Die nächste Phase der Energiewende: Flexibilität“ verspricht eine finanzielle Milliardenentlastung für Verbraucher und Marktteilnehmer.

Ein Problem: Hellbrisen

Stromspeicher sind für sogenannte Hellbrisen gedacht. Bei einer Hellbrise – dem Gegenteil der Dunkelflaute – erzeugen Solaranlagen bei starker Sonneneinstrahlung viel Strom, während gleichzeitig auch Windräder bei viel Wind viel Strom erzeugen.
Angesichts dieses Phänomens treten in Stunden mit hoher Erzeugung „immer häufiger und immer stärkere Preisausschläge von negativen Börsenstrompreisen“ auf, wie aus der Analyse hervorgeht.
Hellbrisen führen häufig zu folgenden Problemen im Stromsystem und -markt:
  • Starke Abregelungen: Um die Netze nicht zu überlasten, müssen Netzbetreiber immer häufiger Windkraft- und Solaranlagen per Fernzugriff drosseln oder komplett abschalten. Diese Maßnahmen gehören zum sogenannten Redispatch.
  • Extreme Preise: Der Börsenstrompreis fällt auf oder sogar unter null Euro. Zu Sonnenuntergang entstehen häufig positive Preisspitzen durch Strommangel. Dadurch entsteht eine für Deutschland ungünstige Kostenbilanz beim Stromhandel mit dem Ausland.
  • Hohe Kosten: Die betriebswirtschaftliche Grundlage wird durch sinkende Förderung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) zunehmend schwieriger.
  • Sinkende Marktwerte.
Als Ursache benennt das Fraunhofer-Institut die fehlende Flexibilität im Stromnetz. Dieser Umstand verhindere, dass Strom aus den „erneuerbaren“ Energiequellen zeitlich besser genutzt wird. Oder anders ausgedrückt: Diese erneuerbare, wetterabhängige Stromerzeugung weicht zu stark vom Strombedarf der Verbraucher ab.

Theoretische Verzehnfachung der Speicher

Im Fokus der Studie stand der 17-monatige Zeitraum von Januar 2025 bis Ende Mai 2026. Die Autoren untersuchten, was hier eine zusätzliche kurzfristige Flexibilität von 20 Gigawatt (GW) an Speicherleistung mit 4 Stunden Speicherkapazität, also rund 80 GWh, bewirkt hätte.
Ende Mai 2026 lag die gesamte Speicherleistung aller Batteriespeicher hierzulande bei 18,9 GW, also die Leistung, die sie maximal gleichzeitig abgeben können. Im Januar 2025 waren es noch 13 GW. Die Kapazität stieg im Beobachtungszeitraum von 19,2 auf 29,0 GWh. Dies umfasst Heim-, Gewerbe- und Großspeicher.
Heim- und Gewerbespeicher sind aktuell jedoch meist betreiberfreundlich, das heißt, sie können schon vormittags vollgeladen sein. Am späten Vormittag und frühen Nachmittag, wenn die Solarspitze am höchsten ist, können sie bereits nichts mehr aufnehmen. Für eine netzdienlichere Ladung fehlen meist die Anreize.
Wirklich systemdienlich sind damit nur die Großspeicher. Diese kommen heute auf eine Speicherleistung von 3,7 GW und 6,4 GWh Kapazität. Von Januar 2025 bis Mai 2026 wuchsen Leistung und Kapazität von 1,9 auf 3,4 GW, respektive 2,4 auf 5,6 GWh. Die Studie beruht somit auf etwa einer Verzehnfachung der netzdienlichen Speicher.
Diese Speichererweiterung hätte demnach die Probleme der Hellbrise ausgeglichen, die Marktwerte der erneuerbaren Energien erhöht und die EEG-Förderkosten gesenkt. Zugleich wären die Spotmarktpreise gedämpft und das Stromkosten-Saldo im europäischen Handel günstiger gewesen.
Aus volkswirtschaftlicher Sicht hätten die zusätzlichen 20 GW im Untersuchungszeitraum demnach Einsparungen von 5,6 Milliarden Euro ermöglicht. Auf ein Jahr gerechnet entspricht das rund 3,9 Milliarden Euro.

Niedriger Marktwert macht Solarstrom teuer

Den Effekt fehlender Speicher sieht man gut am Marktwert. Bei der Photovoltaik – und teils auch bei der Windkraft – fällt er gerade in den Sommermonaten unter die Einspeisevergütung. Diese lag 2025 bei der Photovoltaik für Neuanlagen bei rund 8 Cent pro Kilowattstunde (kWh).
Von März bis Oktober 2025 befand sich der solare Marktwert mit minimal knapp 2 Cent pro kWh jedoch teils deutlich darunter. Grund dafür ist das häufige Überangebot von Solarstrom, welches den Börsenstrompreis einbrechen lässt. Das bedeutet, dass diese Kraftwerksart ihre staatlich garantierten Kosten auf dem Markt nicht erwirtschaften kann. Solarstrom wird damit zum Zuschussgeschäft für die Bundesregierung.
Auch für 2026 sieht das Bild bisher ähnlich aus. Der monatliche Marktwert sank bereits im Februar unter die durchschnittliche Einspeisevergütung. Ebenso fiel der Marktwert im April auf ein neues Rekordtief von 1,3 Cent pro kWh. Je weiter der solare Marktwert unter dem Einspeisevergütungsbetrag liegt, desto teurer ist diese Energiequelle für den Steuerzahler.
Batteriespeicher können das zeitliche Überangebot der Photovoltaik, also die solaren Stromspitzen, senken. Das soll letztlich den solaren Marktwert wieder erhöhen. Gleichzeitig würden sich die extremen Ausschläge der Spotmarktpreise – sowohl mittags im negativen, als auch abends im positiven Bereich – reduzieren.

Was weitere Batteriespeicher noch bewirken

Nicht nur negative Börsenstrompreise, sondern auch marktliche Abregelungsmengen ließen sich laut Fraunhofer-Analyse reduzieren. Demnach seien bis zu 70 Prozent weniger negative Preise und um 3,3 Terawattstunden (TWh) und rund 55 Prozent weniger Abschaltungen möglich. Ersteres senkt die Zuzahlung zu produziertem Strom. Letzteres verringert die Strommenge, die nicht produziert, aber dennoch bezahlt werden muss.
Zugleich würden sich die Finanzierungsrisiken durch Paragraf 51 EEG deutlich verringern: bei Photovoltaik um rund 75 Prozent, bei Windenergie an Land um fast 55 Prozent und bei Offshore-Windenergie um fast 60 Prozent.
Für die kommenden Jahre sieht der BEE weiteren Handlungsbedarf. Um die von der Bundesregierung angestrebten Ausbauvolumina von jährlich 20 GW Photovoltaik und 15 GW Windenergie besser in das Stromsystem zu integrieren, sei ein stärkerer Speicherzubau erforderlich.
Die Analyse gibt einen zusätzlichen Bedarf von etwa 8 GW Speicherleistung beziehungsweise 32 Gigawattstunden Speicherkapazität pro Jahr an. Zum Vergleich: In den vergangenen zwölf Monaten entstand eine zusätzliche Speicherleistung von rund 4,4 GW – davon allerdings nur etwa 1,5 GW in Großspeichern. Ähnlich verhält es sich beim Kapazitätsausbau: Vom Gesamtplus in Höhe von 7,5 GWh entfallen lediglich 3,2 GWh auf Großspeicher.

Der Markt steht bereit?

Ursula Heinen-Esser, Präsidentin des Bundesverbands Erneuerbare Energie erklärte: „Die Analyse zeigt: Speicher sind ein Sparprogramm für Stromkunden und Bundeshaushalt. Die Politik muss Speicher und Flexibilität jetzt schneller ermöglichen.“
Der BEE fordert vor allem, regulatorische Hemmnisse beim Speicherausbau rasch abzubauen. Dazu nannte der Verband unter anderem beschleunigte und standardisierte Netzanschlussverfahren, den stärkeren Einsatz von Speichern bei Redispatch-Maßnahmen und Netzengpässen sowie vereinfachte Anschlussregeln für Speicher an bestehenden Netzanschlüssen.
„Die Zahl der Netzanschluss-Anfragen seitens der EE-Branche zeigt: Der Markt steht bereit“, so Heinen-Esser. „Jetzt muss die Politik dafür sorgen, dass aus Anfragen auch Projekte werden.“
Im Allgemeinen begrüße die Bundesregierung den Hochlauf von Stromspeichern für das Energiesystem. „Stromspeicher sind wichtig für die Energiewende, da fluktuierende EE-Erzeugung über die Zeit geglättet wird. Neben der Marktintegration ist auch die Netzintegration wichtig“, teilte Tim-Niklas Wentzel, Pressesprecher im Bundesministerium für Wirtschaft und Energie der Epoch Times auf Anfrage mit.
Die Bundesregierung befürwortet besonders die sogenannten co-located Batteriespeicher. Diese Speicher liegen direkt neben einem Solar- oder Windpark und somit ebenfalls hinter dem bestehenden Netzanschlusspunkt der Erzeugungsanlage. „Hierfür ist kein zusätzlicher Netzausbau erforderlich. Das zentrale Instrument sind flexible Netzanschlussvereinbarungen zwischen Speicher- und Netzbetreibern“, erklärte Wentzel.

Knapp 50 Euro für jedermann?

Konkrete Ziele für den Ausbau von Speichern gebe es allerdings nicht. Daher sind vonseiten der Regierung in Berlin aktuell auch „keine zusätzlichen Förderungen oder Anreize geplant. Der Zubau erfolgt marktgetrieben ohne staatliche Förderung“, so Wentzel weiter. „Das Marktumfeld für Stromspeicher ist aktuell äußerst günstig“, begründete er. Die Kosten für Batteriespeicher seien in den vergangenen Jahren stark gesunken.
Mit anderen Worten: Künftige Betreiber können derzeit nicht auf Fördermilliarden hoffen, wie sie Windkraft- und Solarstromerzeuger erhalten. Das ist zumindest für die Steuerzahler eine gute Nachricht, denn dann bliebe die mögliche Einsparung tatsächlich bestehen, statt lediglich in andere Fördertöpfe umgeleitet zu werden.
Dennoch ist kaum zu erwarten, dass das ersparte Geld in den Portemonnaies der Menschen landet. Immerhin wären das knapp 50 Euro pro Person – vom Baby bis zum Rentner – jedes Jahr. Wahrscheinlicher wäre ein Einfließen in den Bundeshaushalt oder den entsprechenden Fonds. Eine Anfrage der Epoch Times an den BEE, was mit möglichen Milliarden geschehen würde, blieb bis zum Zeitpunkt der Veröffentlichung unbeantwortet.
Mit Material von AFP
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Brummton als Störfaktor: Investor baut Windkraftanlage wieder ab


In Kürze:

  • Anwohner der Gemeinde Oberwiera beklagen den Brummton einer Windkraftanlage.
  • Ein Getriebewechsel sowie nächtliche Abschaltungen brachten keine echten Erfolge.
  • Der ortsansässige Investor wies nun den Rückbau der Anlage an.
  • Solch einen Fall gab es vorher noch nie in Deutschland.

 
Bis vor Kurzem war sie die größte Windkraftanlage in Sachsen. Mit der 250 Meter hohen Anlage wollte die Gemeinde Oberwiera rechnerisch für rund 5.000 Haushalte grünen Strom bereitstellen.
Ebenso sollte das 10 Millionen Euro teure Windrad die Gemeindekasse aufbessern. Einnahmen von mindestens 15.000 Euro pro Jahr waren einkalkuliert.

Anwohner: Wie ein herumkreisendes Flugzeug

Doch die seit Ende 2023 laufende 6-Megawatt-Anlage hat sich zunehmend als Störfaktor für die Anwohner erwiesen. Es gab Beschwerden über eine zu hohe Geräuschentwicklung. Selbst bei geschlossenen Fenstern hätten Anwohner, deren Wohnhäuser sich rund 800 Meter vom Windrad befanden, noch einen tiefen, konstanten Brummton wahrgenommen.

Das Riesenwindrad der gemeinde Oberwiera stand bis vor Kurzem noch an der B180. Das nächste Wohngebiet war nur rund 75o Meter davon entfernt.

Foto: Bildschirmfoto Google Maps

„Das hörte sich an, als wenn ein Flugzeug hier herumkreist“, teilte ein Anwohner dem MDR mit.
Zunächst sahen die zuständigen Behörden jedoch keinen Handlungsbedarf. Die Geräuschpegel befanden sich noch innerhalb der gesetzlichen Grenzwerte.
Das Wohnhaus eines Ehepaares ist gut 1.000 Meter vom Windradstandort entfernt. „Ich bin keine Windrad-Gegnerin“, sagte die Frau der „Ostdeutschen Allgemeine“. „Doch die Geräusche haben einen wahnsinnig gemacht“.
Nach anhaltenden Beschwerden hat der Hersteller Vestas an der Anlage das Getriebe getauscht, in der Hoffnung, das Problem so lösen zu können. Auch nächtliche Abschaltungen waren eine Maßnahme. Allerdings brachte das den Anwohnern keine dauerhafte Verbesserung.

Investor wies Rückbau an

Inzwischen befindet sich die Anlage nach einer Betriebszeit von nur gut 2,5 Jahren im Rückbau – zur Erleichterung der Anwohner. Die drei 81 Meter langen Rotorblätter sind bereits demontiert. Auch die Gondel mit dem Generator sollten bereits demontiert sein. Letzterer soll für das Störgeräusch verantwortlich sein.
Die Entscheidung zum Abbau traf der ortsansässige Investor, der auch Mitglied im Gemeinderat ist. Bürgermeister Holger Quellmalz (CDU) teilte dazu mit:
„Das Wichtige und Entscheidende war, dass der Investor hier aus dem Ort, aus der Gemeinde kommt, hier verwurzelt ist und hier auch die Verantwortung übernommen hat und sich am Ende mit dem Anlagenhersteller, der Firma Vestas, auf den Abriss geeinigt hat. Weil sie wohl andere Möglichkeiten nicht mehr gesehen haben.“
Als das Riesenwindrad noch in Betrieb war, habe Quellmalz eines Nachts selbst überprüft, wie laut die Anlage wirklich ist. „Es klingt, wie wenn man aus einem Flugzeug steigt und die Turbine läuft noch“, bestätigte er gegenüber lokalen Medien.

Erster Fall in Deutschland

Inzwischen befinden sich hierzulande mehr als 29.200 Windräder an Land. Dabei rücken sie immer öfter auch in die Nähe von Wohngebieten. Entsprechend beschwerten sich in der jüngeren Vergangenheit Anwohner an verschiedenen Orten über die Geräuschkulisse der Turbinen.
Dass nun tatsächlich eine Windkraftanlage aufgrund von Störgeräuschen wieder abgebaut wird, ist bundesweit eine Premiere. Nach Medienangaben sind auch dem Bundesverband Windenergie keine Fälle bekannt, bei denen Lärmbelästigung zum Abbau einer Windkraftanlage geführt hat.
Lautstarke Kritik über einen Brummton äußern bereits seit Monaten Anwohner von zwei Windkraftanlagen im baden-württembergischen Kreis Göppingen. Ein bereits erfolgter Getriebewechsel brachte auch dort keine Besserung. Ein Gutachten des Prüfinstituts DEKRA im Auftrag der Stadt brachte inzwischen Gewissheit. Tatsächlich seien die Anlagen bei nahezu allen Windgeschwindigkeiten „tonhaltig“.
Hier ist die Aussicht auf einen Abbau der Anlagen nicht so groß wie in Oberwiera. Die Betreiberfirma Uhl Windkraft ist mit den DEKRA-Messungen nicht einverstanden und stellt sich gegen die Forderungen einiger Anwohner und der Bürgerinitiative Pro Schurwald.