Der Blog Solarmedia widmet sich der Solarenergie und der neuen solaren Weltwirtschaft ... gehört zu «Media for Sustainability» des Ökonomen und Journalisten Guntram Rehsche (siehe auch http://guntram-rehsche.blogspot.ch) ... Beiträge zeitlich geordnet, Stichwort- / Labelsuche in linker Spalte ...
Foto: Intersolar Europe - Die Intersolar Europe öffnet im mai 2025 wieder ihre Türen.
Photovoltaik (PV) breitet sich global immer stärker aus. Darüber
schreibt die Intersolar Europe. Dieses Jahr findet das Branchenevent
Anfang Mai statt. Die
Messe Intersolar Europe konstatiert für 2024 ein Rekordwachstum der
Photovoltaik.
Das globale Wachstum der Stromerzeugung aus Sonnenenergie
setze sich dynamisch fort. Und die etablierten Märkte verzeichneten
einen zum Teil rasant zunehmenden Ausbau der Photovoltaik (PV), neue und
aufstrebende Märkte steigerten den Boom. Das schreibt die Intersolar im
Vorfeld der Veranstaltung, die dieses Jahr im Mai stattfinden wird.
Weltweit wurde im Jahr 2024 die „Schallmauer“ von zwei Terawatt
installierter PV-Leistung durchbrochen. In den vergangenen zwei Jahren
seien damit mehr Erzeugungskapazitäten für Solarstrom hinzugekommen als
insgesamt in den 68 Jahren davor.
Auch in Europa bleibe die
Solarenergie ein zentraler Treiber der Energiewende, wie die aktuelle
Studie des Branchenverbands SolarPower Europe zeigt. Im Jahr 2024 gab es
mit 65,5 GW an neuer PV-Kapazität einen neuen Rekord.
Die
Intersolar verwies neben dem Rekordwachstum der Photovoltaik ferner
darauf, dass die Erzeugung von Solarstrom sich kontinuierlich
verbilligere. Ein wesentlicher Faktor seien dabei die Preise für
Photovoltaik-Module. Diese lagen nach Angaben von OPIS, der
Preisberichtsagentur von Dow Jones, im November 2024 in Deutschland im
Bereich von 6 bis 13 Eurocent pro Wattpeak (€ct/Wp), in China bei
umgerechnet rund 9 €ct/Wp und in den Vereinigten Staaten bei umgerechnet
etwa 27 bis 28 €ct/Wp. Durch die jahrelange starke Reduktion in diesem
Bereich sei der Kostenanteil der Module an den gesamten Systemkosten
einer PV-Anlage auf unter 30 Prozent gefallen – 2005 lag dieser noch bei
rund 75 Prozent. Gleichzeitig sind auch Wechselrichter und BOS (Balance
of System)-Komponenten deutlich billiger geworden.
LCOE und Energiebilanz der PV: Diese
seit Jahren anhaltende Marktentwicklung und Skaleneffekte ließen auch
die Gestehungskosten für Solarenergie weiter sinken. Im Jahr 2024 lag
der LCOE (Levelized Cost of Electricity) in Deutschland pro
Kilowattstunde für PV-Großanlagen im Bereich von rund 4 bis 7 €ct, für
Großanlagen mit Batteriespeichern zwischen etwa 6 und 11 €ct. Die Mese
verweist dabei auf eine Analyse des Fraunhofer-Instituts für Solare
Energiesysteme ISE. Die Erzeugung in konventionellen Kraftwerken sei
dagegen erheblich teurer. Die Gestehungskosten einer Kilowattstunde
betrugen bei Kohle und Gaskraftwerken rund 15 bis knapp 33 €ct. Noch
teurer und damit abgesehen von allen anderen Nachteilen auch
wirtschaftlich nicht konkurrenzfähig sei die Kernenergie. Hier koste die
Erzeugung einer Kilowattstunde bis zu 49 €ct.
Der globale Markt für Atomkraftwerke stagniert seit Jahren auf sehr niedrigem Niveau, eine echte Renaissance ist nicht in Sicht. Auch angesichts des kurzfristig zu erwartenden steigenden Strombedarfs von Rechenzentren für KI-Anwendungen sind neue Atomkraftwerke allein schon wegen der langen Bauzeiten keine realistische Option.
Laut der Internationalen Atomenergie-Organisation (IAEA) sind im letzten Jahr 2024 weltweit lediglich sechs neue Atomkraftwerke in Betrieb gegangen (2023: fünf). Gleichzeitig wurden vier alte Atomkraftwerke (2023: fünf) endgültig stillgelegt. Der weltweite Netto-Anlagenzubau im Bereich der Kernenergie beträgt somit lediglich zwei neue Atomkraftwerke.
Nach den IAEA-Daten (Stand: 23.01.2025) wrden 2024 neue Kernkraftwerke mit einer Gesamtleistung (netto) von 6.813 MW ans Netz angeschlossen. Diese befinden sich in den Vereinigten Arabischen Emiraten (Barakah-4, 1.310 MW), China (Fangchenggang-4, 1.000 MW und Zhangzhou-1, 1.126 MW), Indien (Kakrapar-4, 630 MW), Frankreich (Flamanville-3, 1.630 MW) und den USA (Vogtle-4, 1.117 MW). Gleichzeitig wurden 2024 weltweit alte Atomkraftwerke mit einer Gesamtleistung (netto) von 2.891 MW stillgelegt, darunter Kursk-2 (925 MW) in Russland, Maanshan-1 (936 MW) in Taiwan sowie die beiden Pickering-Atomkraftwerke 1 und 4 (jeweils 515 MW) in Kanada.
Die Ursachen für das schwache Wachstum des globalen Marktes für Atomkraftwerke sind unverändert: extrem hohe Investitionskosten, sehr lange Bauzeiten von 10 – 15 Jahren und ebenso extrem hohe Finanzierungsrisiken, die praktisch nur von Staatsunternehmen übernommen werden können. Zudem ist der Markt für Atomkraftwerke auf eine sehr geringe Zahl von Unternehmen - meist Staatsunternehmen – angewiesen, die überhaupt in der Lage sind, Atomkraftwerke zu bauen und zu exportieren.
Ein Beispiel für die enormen Kosten und die langen Bauzeiten von Atomkraftwerken ist das französische AKW Flamanville 3, das 2024 in Betrieb gegangen ist. Im Jahr 2006 wurden die Baukosten für Flamanville 3 auf 3,2 bis 3,3 Mrd. Euro veranschlagt, bei einer Bauzeit von 5 Jahren. Nach Angaben des französischen Rechnungshofs sind die Kosten nach nun 17 Jahren Bauzeit aktuell auf 23,7 Mrd. Euro explodiert, bei einer Rendite von beispielsweise 4 Prozent müsste der Verkaufspreis für den Atomstrom schon bei 12,2 Cent pro Kilowattstunde liegen.
Auch kleine, modulare Atomreaktoren (SMR), die als eine kostengünstigere und flexiblere Lösung beworben werden, können die grundlegenden Probleme der Atomkraft derzeit nicht lösen. Ein Beispiel für die Marktschwierigkeiten von Mini-Atomkraftwerken ist das geplante Idaho-Vorzeigeprojekt der Utah Associated Municipal Power Systems (UAMPS) in den USA, das SMR-Projekt wurde aufgrund explodierender Baukosten und zu hoher Kosten für den Atomstrom aufgegeben.
„Angesicht eines möglichen steigenden Strombedarfs von KI-Rechenzentren sind Atomkraftwerke wettbewerblich keine Alternative zu erneuerbaren Energien. Ein AKW-Neubau dauert schlicht zu lange, ist extrem teuer und die Finanzierung bleibt riskant“, so IWR-Chef Dr. Norbert Allnoch.
Zum Vergleich: Während der Netto-Zubau an Kernkraftleistung 2024 weltweit 3.922 MW erreicht, hat alleine China im selben Zeitraum Solaranlagen mit einer unglaublichen Rekordleistung von 277.000 MW neu installiert. Allnoch weiter: „Wenn China sein aktuelles Tempo beim Bau von Solaranlagen bis 2030 fortsetzt, wird das Land schon am Ende des Jahrzehnts mit eigenem, preiswerten Solarstrom ganz alleine die heutige Stromerzeugung der gesamten globalen Atomkraftwerksflotte überholen.“
Link zur Original-Pressemitteilung von Internationales Wirtschaftsforum Regenerative Energien (IWR) in der Energie-Pressedatenbank
Wer geglaubt hat, die Energiewende laufe sich tot, reihe nur noch Photovoltaikmodul oder Windrad aneinander und sonst geschehe nichts mehr, wird gerade eines Besseren belehrt (wenn auch die Ewiggestrigen Wende-Skeptikerinnen nicht weit sind). Das neue und gänzlich belebende Element der Energiewende ist die Elektromobilität - wovon sich die Teilnehmer*innen einer Veranstaltung des Forums Energie Zürich (FEZ) diese Woche überzeugen konnten.
Im neuen Kompetenzzentrum im Industriegebiet Haid in Freiburg in Breisgau wird
das Fraunhofer ISE auf über 3.700 Quadratmetern Laborfläche an
innovativen Batteriematerialien und -zellen forschen, optimierte
Lösungen für Batteriesysteme entwickeln, ihre Integration in
verschiedene Anwendungen vorantreiben sowie
Qualitätssicherungsprüfungen durchführen.
Auch in den Medien heisst es derzeit viel bedeutend: «Elektroautos können viel mehr, als „nur“ leise und ohne Abgase zu
fahren. Mit bidirektionaler Ladetechnologie können sie Strom speichern
und ins Netz zurückspeisen. Die jüngste Studie von Transport &
Environment (T&E) zeigt, dass dies Europas Energieversorgern und
Autofahrenden Einsparungen in Milliardenhöhe ermöglichen könnte. Diese
resultieren vor allem aus einer effizienteren Nutzung der
Erzeugungskapazitäten, der Reduzierung von Abregelungen und einem
geringeren Kraftstoffverbrauch (siehe: PV-Magazine).»
Bei den Milliarden sind wir in der Schweiz noch nicht so weit - aber mit einer Aufsehen erregenden Zahl vermochte Helion-Ingenieur Daniel Sieveking die Zuhörer*innen an der Zürcher Veranstaltung doch zu fesseln: Nach seinen Berechnungen reichen bereits 100'000 Elektrofahrzeuge, um die Anschlussleistung des Speichkraftwerks Linth-Limmern zu erreichen - und die Schweiz hat rund vier Millionen Fahrzeuge, also rechne.... Helion, schweizweit tätiger Solar-Grossinstallateur und seit mehr als einem Jahr Tochtergesellschaft der grossen Autohandelsfirma Amag, hat längst Fuss gefasst im Geschäft mit dem bidirektionalen Laden. Aber der technischen Hindernisse sind gemäss Sieveking noch einige, vor allem die verschiedenen Stromarten Wechsel- und Gleichstrom gehören dazu. Lösungen sind in den kommenden Jahren, so bis 2028 in Sicht.
Fuss gefasst in diesem viel versprechenden Geschäft der Energiewende haben übrigens auch die Elektrizitätswerke des Kantons Zürich (EKZ). Deren Elektrotechniker David Wütschert präsentierte vor dem Energie Forum realisierte Beispiele von Ladestationen in Mehrfamilienhäusern oder Firmengebäuden. Zu letzteren gehört etwa eine Parkgarage von Lindt Chocolatiers.
Bleibt die zentrale Frage, wie sich die Technologie und die Preise der Batterien entwwickeln werden. Die bereits zitierte Zeitschrift PV-Magazine hält ganz aktuell fest: «Die
Preise für Lithium-Ionen-Batterien sind aufgrund niedrigerer
Metallkosten und größerer Stückzahlen 2024 auf ein Rekordtief gefallen.
Nun erwarten Marktforscher, dass sie sich wieder stabilisieren werden.» Ins Gewicht fallen werden auch die Netzkosten, die für die Stromübertragung anfallen - wobei alles von Null bis Vollkosten denkbar, nur erstere Variante aber hilfreich für den Durchbruch des bidirektionalen Ladens sein wird.
Auf die aktuellen Entwicklungen reagiert übrigens auch der Veranstalter von The smarter E Europe, Europas
größte Messeallianz für die Energiewirtschaft. Sie widmet dem Thema 2025
eine eigene Sonderschau, um Chancen und Herausforderungen für die
Mobilitäts- und Energiebranche aufzuzeigen. The smarter E Europe findet
vom 7. bis zum 9. Mai 2025 auf der Messe München statt und vereint die
vier Fachmessen Intersolar Europe, ees Europe, Power2Drive Europe und
EM-Power Europe.
Energeiaplus stellt die acht ausgezeichneten Projekte vor, die eine Watt d’Or-Kristallkugel entgegennehmen dürfen:
Kategorie Energietechnologien: Hochschule Luzern und Matica AG
Energie von heute für die Wärme von morgen: So lässt sich die Innovation auf den Punkt bringen, die die Hochschule Luzern (HSLU) und das Industrieunternehmen Matica AG aus Kaltenbach (TG) entwickelt haben. Die Sorptionsspeicher-Wärmepumpe SeasON heizt im Winter mit Energie, die im Sommer mit einem thermochemischen Verfahren in konzentrierter Natronlauge gespeichert wird.
Kategorie Erneuerbare Energien: Lubera AG, ewb Buchs, Insolight und Reech AG
Kategorie Energieeffiziente Mobilität: Galliker Transport AG
Bis 2050 will das Familienunternehmen Galliker Transport AG klimaneutral werden.
Dazu baut sie den Anteil ihrer elektrischen LKW-Flotte laufend aus und
setzt auf innovative Ladeinfrastrukturen. Am unterirdisch verlegten Elektro-Power-Tunnel können 28 LKW mit bis zu 200 kW Leistung laden.
Kategorie Gebäude und Raum: IWB
Seit
Herbst 2023 teilen drei Reiheneinfamilienhäuser in einem Basler
Quartier ihre Heizungen: Eine Erdsondenwärmepumpe und zwei Gasheizungen.
Das Projekt Nanoverbund
des Basler Energieunternehmens IWB überzeugt: Im ersten Winter wurden
die drei Häuser zu 90% mit erneuerbarer Wärme aus der Wärmepumpe
versorgt, die zwei Gasheizungen standen also meist still, und die
Betriebskosten waren 15% tiefer als zuvor.
Spezialpreis der Jury: Genossenschaft Elektra Jegenstorf, Groupe E, Azienda di Massagno AEM, EKZ und ETH Zürich
Das
Verteilnetz wird durch die dezentrale Stromeinspeisung und immer mehr
Verbraucher zunehmend belastet. Dynamische Netztarife können beitragen,
dass die Verteilnetze nicht laufend ausgebaut werden müssen. Vier
Energieunternehmen werden für ihre innovativen Netztarif-Lösungen
ausgezeichnet.
Die GenossenschaftElektra Jegenstorf (BE) entschädigt mit ihrem Produkt TOP-40 PV-Produzenten, wenn sie freiwillig nie mehr als 60% des produzierten Stroms ins Netz einspeisen.
Bei Groupe E (FR) können Stromkundinnen und -kunden vom dynamischen Tarif Vario profitieren und ihren Stromverbrauch optimal auf Perioden mit gpnstigen Tarifen abstimmen.
Im Tessin bietet die Azienda di Massagno AEM
Kundinnen und Kunden einen dynamischen Netztarif an. Diese können von
den günstigsten Tarif-Zeitspannen unter anderem auch dank künstlicher
Intelligenz profitieren.
Im Pilotprojekt OrtsNetz haben der Verteilnetzbetreiber EKZ (ZH) und die ETH Zürich das Potenzial eines intelligenten, dezentralen Versorgungsnetzes unter anderem mit dynamischen Tarifen in Echtzeit getestet.
Autor*innen: Fabien Lüthi (Video) und Brigitte Mader, Kommunikation, Bundesamt für Energie
Solarenergie deckte 2024 rund 14 Prozent des
deutschen Stromverbrauchs / 2024 mehr als eine Million neue
Solarstromsysteme registriert / Neu installierte Photovoltaik-Leistung
wuchs gegenüber Vorjahr um rund 10 Prozent.
Die Gesamtleistung aller in
Deutschland installierten Solarstromanlagen hat zum Jahreswechsel die
historische Marke von 100 Gigawatt (GW) überschritten. Dies geht aus
jüngsten Hochrechnungen hervor, die der Bundesverband Solarwirtschaft
auf Basis von Daten der Bundesnetzagentur (BNetzA) vorgenommen hat. Der
solare Kraftwerksbestand deckte 2024 rund 14 Prozent des Stromverbrauchs
(2023: 12).
Bei der Stromerzeugung aus Sonnenlicht seien 2024 etwa
eine Million Photovoltaik-Systeme mit einer Spitzenleistung von rund 17
Gigawatt auf Dächern und Freiflächen neu in Betrieb genommen worden,
berichtete der Verband weiter. Dies seien 10 Prozent mehr als im Vorjahr
2023 (15,4 GW). (vgl. Pressegrafik)
Bis 2030 soll die installierte Photovoltaik-Leistung nach
dem Willen des Gesetzgebers auf 215 GW ansteigen und sich damit mehr als
verdoppeln. „Mit einem in den kommenden zwei Jahren anhaltenden
Marktwachstum in etwa gleicher Größenordnung schwenken wir auf die
Zielgerade ein. Die nächsten Meilensteine der Energiewende zu erreichen,
ist allerdings kein Selbstläufer“, mahnt Carsten Körnig,
Hauptgeschäftsführer des Bundesverbandes Solarwirtschaft. Voraussetzung
für eine entsprechende Investitionsbereitschaft sei ein attraktiver und
verlässlicher regulatorischer Rahmen. Hierfür seien weitere politische
Anstrengungen erforderlich. „Der Bau von Solaranlagen und Speichern ist
essenziell für die künftige Versorgung mit preiswertem Strom und die
Dämpfung der Klimafolgekosten. Die nächste Bundesregierung sollte daher
Marktbarrieren abbauen und einen attraktiven Investitionsrahmen
sicherstellen“, so Körnig.
Beinahe zwei Drittel der Bürger:innen wünschen sich einen
schnelleren Solartechnik-Ausbau, wie eine YouGov-Repräsentativbefragung
im Auftrag des BSW-Solar ergab (vgl. Pressegrafik).
Die Parteien sollten sich nach ihrer Meinung für den weiteren Ausbau
von Solarenergie und Batteriespeichern engagieren, zum Beispiel durch
den Abbau von Bürokratie oder mit geeigneten Förderinstrumenten.
Besonders stark ist die Zustimmung dafür bei Wähler:innen von CDU/CSU
(71%), FDP (72%), SPD (73%) und Grünen (88%) (vgl. Pressegrafik).
Welche politischen Maßnahmen dafür aus Sicht der Solarbranche
beispielhaft erforderlich wären, hat der Bundesverband Solarwirtschaft
in einem 10-Punkte-Papier zusammengefasst.
Wachstumstreiber waren 2024 vor allen Dingen ebenerdig
errichtete Solarparks mit einem Vorjahresplus von rund 40 Prozent (6,3
GW). Bei Solarstromanlagen auf Firmendächern rechnet der Verband mit
einem Wachstumsplus in Höhe von rund 25 Prozent unter Berücksichtigung
von noch zu erwartenden Nachmeldungen (3,6 GW).
Einen anhaltenden Boom verzeichnete weiterhin die
Nachfrage nach Steckersolargeräten, sogenannten „Balkonkraftwerken“.
Ihre neu installierte Leistung hat sich 2024 gegenüber dem Vorjahr
verdoppelt (+100 Prozent/0,4 GW). Nach mehreren Rekordjahren in Folge
verlangsamte sich hingegen der Zuwachs von Solarstromanlagen auf
Eigenheim-Dächern im abgelaufenen Jahr. Im Vergleich zum Vorjahr sank
deren neu errichtete Photovoltaik-Leistung nach Hochrechnung von
BNetzA-Daten um rund 15 Prozent (Leistungsklasse unter 30 kWp: 6,7 GW).
In Verbindung mit einem Preisverfall bei Solarmodulen machte dies vielen
Solarunternehmen im abgelaufenen Jahr zu schaffen.
Die öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland hat 2024 einen Rekordanteil erneuerbarer Energien von 62,7 Prozent erreicht. Bei der Solarstrom-Erzeugung wurde 2024 ein neuer Bestwert von 72,2
Terawattstunden (TWh) erzielt, auch der Ausbau der Photovoltaik liegt
weiterhin über den Zielen der Bundesregierung. Da auch die Erzeugung aus
Braunkohle (-8,4 Prozent) und Steinkohle (-27,6 Prozent) weiterhin
stark zurück ging, war der deutsche Strommix so CO2- arm wie nie zuvor.
Der Importsaldo stieg auf ca. 24,9 TWh. Das geht aus einer Auswertung
hervor, die das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE
vorgelegt hat. Quelle der Daten ist die Plattform energy-charts.info
Die Windkraft war auch 2024 wieder die wichtigste
Stromquelle, sie trug 136,4 Terawattstunden (TWh) bzw. 33 Prozent zur
öffentlichen Stromerzeugung bei. 2024 war damit ein schwächeres Windjahr
als 2023 (139 TWh).Der Anteil der Onshore-Windkraft sank auf 110,7 TWh
(2023: 115,9 TWh), die Offshore-Produktion lag mit 25,7 TWh etwas über
dem Vorjahresniveau (2023: 23,5 TWh). Der Ausbau der Windenergie bleibt
allerdings weiterhin deutlich hinter dem Plan zurück: Bis November waren
onshore 2,4 Gigawatt (GW) neu errichtet, geplant waren 7 GW. Der Ausbau
der Offshore-Anlagen verlief etwas besser als in den Vorjahren. Hier
wurden 2024 0,7 GW neu errichtet (geplant sind 5-7 GW jährlich bis 2026
und 30 GW gesamt bis 2030).
Photovoltaik-Anlagen haben im Jahr 2024 ca. 72,2 TWh
erzeugt, wovon 59,8 TWh ins öffentliche Netz eingespeist und 12,4 TWh
im Eigenverbrauch genutzt wurden. Die gesamte Produktion hat sich
gegenüber dem Vorjahr um ca. 10,8 TWh bzw. 18 Prozent erhöht. Ihr Anteil
an der öffentlichen Nettostromerzeugung lag bei 14 Prozent. Der Juli
2024 war mit 10,3 TWh der Monat mit der höchsten solaren Stromerzeugung.
Der Photovoltaik-Ausbau übertraf im Jahr 2024 wie bereits 2023 die
Ziele der Bundesregierung: Statt der geplanten 13 Gigawatt wurden
bereits bis November 13,3 Gigawatt errichtet. Alle Daten für 2024 liegen
noch nicht vor – voraussichtlich werden es bis Ende 2024 15,9 Gigawatt
sein. Der PV-Ausbau in Deutschland liegt damit weiterhin auf einem
zweistelligen Niveau.
Die Wasserkraft lag mit 21,7 TWh etwa auf dem Niveau
des Vorjahres (19,1 TWh). Die installierte Leistung von
Laufwasseranlagen liegt bei 6,4 GW. Die Biomasse trug mit 36 TWh zur Stromerzeugung bei, wobei die installierte Leistung unverändert bei 9,1 GW lag.
Insgesamt produzierten die erneuerbaren Energien im
Jahr 2024 ca. 275,2 TWh Strom und liegen damit 4,4 Prozent über dem
Vorjahr (267 TWh). Der Anteil der in Deutschland erzeugten erneuerbaren
Energien an der Last, d.h. dem Strommix, der tatsächlich aus der
Steckdose kommt, lag bei 56 Prozent gegenüber 55,3 Prozent im Jahr 2023.
Die gesamte Nettostromerzeugung beinhaltet neben der öffentlichen
Nettostromerzeugung auch die Eigenerzeugung von Industrie und Gewerbe,
die hauptsächlich mit Gas erfolgt. Der Anteil der erneuerbaren Energien
an der gesamten Nettostromerzeugung einschließlich der Kraftwerke der
»Betriebe im verarbeitenden Gewerbe sowie im Bergbau und in der
Gewinnung von Steinen und Erden« liegt bei ca. 58,6 Prozent (2023: 54,7
Prozent).
Durch den steigenden Anteil erneuerbarer Energien und den Rückgang der Kohleverstromung ist die Stromerzeugung so CO2-arm wie nie zuvor, seit 2014 haben sich die Emissionen aus der Stromerzeugung halbiert (von 312 auf ca. 152 Millionen Tonnen CO2
pro Jahr). Die Kohlendioxidemissionen der deutschen Stromerzeugung
lagen 58 Prozent niedriger als zu Beginn der Datenerhebung 1990.
Die Last im Stromnetz betrug 462 TWh und liegt damit
leicht über dem Niveau des Jahres 2023 von 458 TWh. Dabei ist zu
beachten, dass der Eigenverbrauch von Solarstrom auf ca. 12,4 TWh
gestiegen ist. Dieser Eigenstromverbrauch zählt gemäß Definition nicht
zur Last, deutet aber auf einen insgesamt gewachsenen Stromverbrauch
hin. Die Last umfasst den Stromverbrauch aus dem Netz und die
Netzverluste, aber nicht den Pumpstromverbrauch und den Eigenverbrauch
der konventionellen Kraftwerke.
Batteriespeicher entwickeln sich rasant
Parallel zum Ausbau der erneuerbaren Energiequellen in Deutschland
steigt auch der Bedarf an Speicherkapazität. Dezentrale Batteriespeicher
sind besonders gut geeignet, um die Erzeugung von Wind- und Solarstrom
zu puffern. So werden neue Photovoltaik-Anlagen in Privathaushalten
meistens gemeinsam mit einem Heimspeicher installiert. Noch fehlen
allerdings bei den meisten kleinen Anlagen die Eingriffsmöglichkeiten
oder Anreizsysteme für einen netzdienlichen Betrieb. Im Segment der
Großspeicher könnte sich in den nächsten Jahren die installierte
Leistung vervielfachen, wenn alle von Projektierern im
Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur vorangemeldeten Projekte
umgesetzt werden.
Die installierte Batterieleistung stieg stark auf 12,1 GW (8,6 GW in
2023), die Speicherkapazität stieg von 12,7 GWh auf 17,7 GWh. Die
Leistung der deutschen Pumpspeicherwerke liegt bei rund 10 GW.
Erstes volles Jahr ohne Kernkraft, Kohleverstromung weiter rückläufig
2024 war in Deutschland das erste volle Jahr ohne Stromerzeugung aus
Kernkraft seit 1962, nachdem im April 2023 die letzten drei
Atomkraftwerke Emsland A, Neckarwestheim 2 und Isar 2 abgeschaltet
wurden. In ihrem letzten Betriebsjahr hatten diese 6,3 Prozent der
öffentlichen Stromerzeugung geliefert. Dies wurde durch die Erzeugung
aus erneuerbaren Energien energetisch ersetzt.
Die öffentliche Nettostromerzeugung der deutschen Kohlekraftwerke geht weiter zurück: Braunkohle
lieferte 71,1 TWh, das sind 8,4 Prozent weniger als im Vorjahr (77,6
TWh). Hinzu kamen 1,3 TWh für den industriellen Eigenverbrauch.
Noch stärker sank die Nettoproduktion aus Steinkohlekraftwerken: Sie
lieferten 24,2 TWh, ein Minus von 27,6 Prozent gegenüber 2023 (33,4
TWh), für den industriellen Eigenverbrauch wurde kein Steinkohlestrom
mehr genutzt.
Für historische Vergleiche muss die Bruttostromerzeugung betrachtet
werden, da es erst seit 2002 Zahlen zur Nettostromerzeugung gibt. Die
Bruttostromerzeugung aus Braun- und Steinkohle in Summe wird ungefähr
bei 108 TWh liegen. So ein niedriges Niveau hatten wir in Deutschland
zuletzt im Jahr 1957.
Die Nutzung von Erdgas zur Stromerzeugung stieg mit
48,4 TWh für die öffentliche Stromversorgung um 9,5 Prozent über das
Niveau des Vorjahres. Es trug zudem 25,6 TWh zur industriellen
Eigenversorgung bei.
Export und Börsenstrompreis
2023 verzeichnete Deutschland erstmals einen Importüberschuss von 9,2
TWh, was besonders an den geringeren Stromerzeugungskosten in den
europäischen Nachbarländern im Sommer und den hohen Kosten der CO2-Zertifikate
lag. Der Import stieg 2024 insbesondere wegen der niedrigen Strompreise
der Nachbarländer im Sommer im Saldo auf 24,9 TWh. Die wichtigsten
Importländer waren Frankreich (Saldo 12,9 TWh), Dänemark (12,0 TWh),
Schweiz (7,1 TWh) und Norwegen (5,8 TWh). Deutschland exportierte Strom
im Saldo nach Österreich (7,4 TWh), Polen (3,5 TWh), Luxemburg (3,5 TWh)
und Tschechien (2,8 TWh).
Im November und Dezember stiegen die Börsenstrompreise deutlich an.
Dadurch wurde die fossile Stromerzeugung zeitweise rentabler als im
Sommer, und die Importe fielen in der Folge. Deutschland hat im
Gegensatz zu seinen Nachbarländern (Österreich, Schweiz, Frankreich)
auch im Winter genügend Kraftwerkskapazitäten, um Strom für den Export
zu produzieren.
Der durchschnittliche volumengewichtete Day-Ahead Börsenstrompreis ging
um 15,5 Prozent zurück auf 78,01 €/MWh bzw. 7,8 Cent/kWh (2023: 92,29
€/MWh bzw. 9,23 Cent/kWh). Er liegt damit auch unter dem Niveau des
Jahres 2021 (93,36 €/MWh). Im Jahr 2022 lag der Börsenstrompreis bei
230,57 €/MWh bedingt durch den Angriff auf die Ukraine und die damit
ausgelöste Energiekrise und durch die Nichtverfügbarkeit vieler
Atomkraftwerke in Frankreich.
Mehr Informationen:
Eine ausführliche Präsentation der Daten zu Stromerzeugung,
Import/Export, Preisen, installierten Leistungen, Emissionen und
Klimadaten finden Sie auf dem Energy-Charts Server
Die erste Version der Jahresauswertung 2024 vom 01.01.2025
berücksichtigt alle Stromerzeugungsdaten der Leipziger Strombörse EEX
bis einschließlich 31.12.2024. Über die verfügbaren Monatsdaten des
Statistischen Bundesamtes (Destatis) zur Elektrizitätserzeugung bis
einschließlich September 2024 und die Monatsdaten zur Ein- und Ausfuhr
von Elektrizität bis einschließlich September 2024 wurden die
Viertelstundenwerte von EEX und Entso-E energetisch korrigiert. Für die
restlichen Monate wurden die Korrekturfaktoren auf Basis von
zurückliegenden Jahresdaten abgeschätzt. Die hochgerechneten Werte
unterliegen größeren Toleranzen.
Zugrunde liegen die Daten zur deutschen Nettostromerzeugung
zur öffentlichen Stromversorgung. Sie ist die Differenz zwischen
Bruttostromerzeugung und Eigenverbrauch der Kraftwerke und wird in das
öffentliche Netz eingespeist. Die Stromwirtschaft rechnet mit
Nettogrößen, z.B. für den Stromhandel und die Netzauslastung, und an den
Strombörsen wird ausschließlich die Nettostromerzeugung gehandelt. Sie
repräsentiert den Strommix, der tatsächlich zu Hause aus der Steckdose
kommt.
Schlüsseltechnologie für Energiewende macht das Erdreich zum
Energiespeicher und hilft, Energie aus dem Sommer in den Winter zu
bringen.
Um die Weihnachtszeit und Jahreswende, wenn die Tage am kürzesten
sind, ist es besonders wichtig, ausreichend Energie zur Verfügung zu
haben. Eine Technologie, die dabei in den kommenden Jahren an Bedeutung
gewinnen wird und von Wien Energie genutzt wird, ist die oberflächennahe
Geothermie, bei der Erdsonden zum Einsatz kommen. Ende Dezember sind
die Sondenfelder noch zu etwa 70 bis 80 Prozent geladen.
Während die meisten Erneuerbaren-Technologien ihren
Erzeugungshöhepunkt im Sommerhalbjahr erreichen, wird im Winter deutlich
mehr Energie verbraucht. Der sogenannte saisonale Übertrag, also der
Energietransfer vom Sommer in den Winter, ist deswegen eine der großen
Herausforderungen der Energiewende.
Unter der Erde herrschen ab einer Tiefe von 15 Metern ganzjährig
stabile Temperaturen. In 150 Metern Tiefe hat es etwa 13 Grad. Erdsonden
sind im Prinzip „Schlauch-Schlaufen“, die in Bohrlöchern stecken. Eine
Sondenflüssigkeit (Sole) wird dadurch gepumpt und nimmt dabei die Wärme
des umgebenden Erdreichs auf. An der Oberfläche kann die Wärme dann
genutzt werden, etwa als Ausgangstemperatur für eine Wärmepumpe.
Ein Jahr Ladezyklus
Dem Boden kann aber nicht immer nur Wärmeenergie entzogen werden.
Insbesondere bei größeren Sondenfeldern ist es wichtig, auf eine
nachhaltige Bewirtschaftung zu achten. Denn wird dem Erdreich monatelang
Wärme entzogen, kühlt dieses aus – im Frühling werden die Sondenfelder
sozusagen leer, wodurch die Effizienz der Wärmeerzeugung abnimmt. Über
die warmen Monate werden die Sondenfelder dann regeneriert, indem
überschüssige Wärme, etwa aus Sonnenenergie, in den Boden eingespeichert
wird. Dieser Vorgang kann auch dazu genutzt werden, Gebäude sanft zu
kühlen, indem etwa über den Wasserkreislauf einer Fußbodenheizung Wärme
abgeführt wird.
Diese Technologie kann insbesondere in Neubauregionen angewendet
werden, etwa in Stadtentwicklungsgebieten wie dem Village im Dritten der
ARE Austrian Real Estate. Wien Energie und ARE setzen dort ein
Energiekonzept um, bei dem bis zu 80 Prozent der Heizenergie aus lokalen
erneuerbaren Energiequellen gewonnen wird. Mit 500 Erdsonden, die eine
Tiefe von 150 Metern erreichen, wird dort das größte Erdsondenfeld
Österreichs errichtet. Die erste Wärme-/Kältezentrale wurde im Herbst in
Betrieb genommen, bis 2027 ist die Fertigstellung des gesamtenQuartiers
mit etwa 2.000 Wohnungen sowie Gewerbeflächen geplant.
Nachtrag Solarmedia: In der Schweiz werden solche Projekte bereits seit mehreren Jahren unter dem Namen Anergie realisiert, zum Beispiel durch durch die Familienheim Genossenschaft FGZ am Zürcher Üetliberg.
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