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Windenergie/Tabellen und Grafiken – Wikipedia

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Hier werden Tabellen und Grafiken mit genauen Angaben zum Thema Windenergie dargestellt.

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Hier werden Tabellen und Grafiken mit genauen Angaben zum Thema Windenergie dargestellt.

Die weltweit installierte Gesamtkapazität zur Stromerzeugung aus Windkraft ist seit Beginn des dritten Jahrtausends rapide gestiegen und liegt Ende 2020 bei 733 GW. Seit 2010 wurde mehr als die Hälfte aller neuen Windkraftanlagen außerhalb der traditionellen Märkte Europas und Nordamerikas gebaut, was vor allem auf den anhaltenden Boom in China und Indien zurückzuführen ist. Ende 2020 waren in China knapp 282 GW Windkraft installiert. Im Jahr 2015 installierte China fast die Hälfte der weltweit hinzugefügten Windkraftkapazität.

In mehr als der Hälfte aller Länder der Welt wird die Windenergie kommerziell genutzt. Im Jahr 2018 haben mehrere Länder einen hohen Anteil der Windenergie an der stationären Stromerzeugung erreicht, z. B. 41 % in Dänemark, 28 % in Irland, 24 % in Portugal, 21 % in Deutschland und 19 % in Spanien. Im November 2018 war die Windenergieerzeugung in Schottland höher als der Stromverbrauch des Landes in diesem Monat. Der Anteil der Windenergie am weltweiten Stromverbrauch lag Ende 2018 bei 4,8 %, gegenüber 3,1 % vier Jahre zuvor. In Europa betrug ihr Anteil an der Stromerzeugungskapazität im Jahr 2018 18,8 %.

Windenergie

Die 15 Länder mit der höchsten installierten Windkapazität waren im Jahre 2020:

Rang

Land

Installierte Kapazität in GW (2020)

Neuinstallierte Kapazität in GW (2020)

Die 15 Länder mit der höchsten Windenergieerzeugung pro Kopf waren im Jahre 2019:

Die 15 Länder mit dem höchsten Anteil von Windenergie an der gesamten Primärenergieerzeugung des entsprechenden Landes im Jahr 2019.

Die 15 Länder mit dem höchsten Anteil von Windenergie an der gesamten Stromerzeugung des entsprechenden Landes im Jahr 2020.

Die 10 Windparks mit der größten Kapazität waren im Jahre 2021:

Global bedeutende Unternehmen im Bereich Windenergie waren im Jahre 2020:

Die Tabelle zeigt die Entwicklung der Weltwindenergieerzeugung in Terawattstunden (= Billionen Wattstunden).

Entwicklung des weltweiten Stromgestehungskosten (LCOE) von Windenergie (Onshore und Offshore), gemessen in inflationsbereinigten 2019 US-Dollar pro Kilowattstunde (kWh).

Einzelnachweise

1. Hannah Ritchie, Max Roser: Wind energy generation. In: Our World in Data. 28. November 2020 (ourworldindata.org [abgerufen am 25. Oktober 2021]).

2. Hannah Ritchie, Max Roser: Installed wind capacity. In: Our World in Data. 28. November 2020 (ourworldindata.org [abgerufen am 25. Oktober 2021]).

3. Hannah Ritchie, Max Roser: Share of primary energy that comes from wind. In: Our World in Data. 28. November 2020 (ourworldindata.org [abgerufen am 25. Oktober 2021]).

4. Hannah Ritchie, Max Roser: Share of electricity that comes from wind. In: Our World in Data. 28. November 2020 (ourworldindata.org [abgerufen am 25. Oktober 2021]).

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Windenergie/Tabellen und Grafiken - Wikipedia

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Hier werden Tabellen und Grafiken mit genauen Angaben zum Thema Windenergie dargestellt. Die weltweit installierte Gesamtkapazität zur Stromerzeugung aus Windkraft ist seit Beginn des dritten Jahrtausends rapide gestiegen und liegt Ende 2020 bei 733 GW.

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Die Windenergie, Wind-Energie oder Windkraft ist die großtechnische Nutzung des Winds als erneuerbare Energiequelle. Die Bewegungs-Energie des Windes wird seit dem Altertum genutzt, um Energie aus der Umwelt für technische Zwecke verfügbar zu machen. In der Vergangenheit wurde die mit Windmühlen verfügbar gemachte mechanische Energie direkt vor Ort genutzt um Maschinen und Vorrichtungen anzutreiben. Mit ihrer Hilfe wurde Korn zu Mehl gemahlen, Grundwasser an die Erdoberfläche gefördert, oder Sägewerke betrieben. Heute ist die Erzeugung von elektrischer Energie mit Windkraftanlagen die mit großem Abstand wichtigste Nutzung.

Ende 2020 waren weltweit Windkraftanlagen mit einer Nennleistung von ca. 743 GW installiert, davon 35,3 GW offshore. Nicht ganz die Hälfte dieser Kapazität (ca. 347 GW) wurde in Asien und im pazifischen Raum errichtet, ca. 220 GW in Europa und etwa 170 GW in Amerika, während in Afrika und dem Mittleren Osten nur einige GW verbaut sind. 2020 lieferten die weltweit installierten Anlagen nach Zahlen von BP rund 1590 TWh elektrischer Energie; entsprechend etwa 5,9 % der weltweiten Stromproduktion. Ihr Anteil am weltweiten Primärenergieverbrauch von 154.620 TWh, an dem sie aufgrund der Berechnungsmethode tendenziell unterrepräsentiert ist, lag bei 1,0 %. Auf guten Standorten waren die Stromgestehungskosten von Windkraftanlagen bereits 2013 günstiger als die Stromgestehungskosten neuer Kohle- und Kernkraftwerke. Abhängig von verschiedenen Faktoren wie z. B. Windhöffigkeit (meint hier: quantitativ und qualitativ geeignetes Windvorkommen - vor Ort) und Anlagenauslegung erreichen Windkraftanlagen etwa zwischen 1.400 und über 5.000 Volllaststunden (letzteres auf den besten Offshore-Standorten).

Geschichte der Windenergienutzung

Wann die ersten Windmühlen errichtet wurden, ist umstritten. Nach schriftlichen Überlieferungen aus dem Codex Hammurapi wurden sie vor mehr als 4.000 Jahren genutzt, andere Forscher betrachten ihren Einsatz erst für das 7. Jahrhundert nach Christus als belegt. In Europa datieren die ältesten Erwähnungen aus England in die Mitte des 9. Jahrhunderts nach Christus, im 11. Jahrhundert sind sie in Frankreich nachgewiesen. Im 13. Jahrhundert hatten sie sich bis nach Polen verbreitet. Eingesetzt wurde die Windenergie zur Verrichtung mechanischer Arbeit mit Hilfe von Windmühlen und Wasserpumpen.

In Europa existierten im 19. Jahrhundert einige 100.000 Windräder, die bei guten Windverhältnissen bis zu 25-30 kW Leistung erzielten. In Frankreich, England, Deutschland, den Niederlanden, Belgien und Finnland gab es in der ersten Hälfte des 19. Jahrhunderts zwischen 50.000 und 60.000 Windmühlen. Um 1900 waren alleine in den Nordsee-Anrainerstaaten etwa 30.000 Windmühlen mit einer Gesamtleistung von mehreren 100 MW in Betrieb. Insbesondere in den Niederlanden waren Windmühlen stark verbreitet, hier gab es in der zweiten Hälfte des 19. Jahrhunderts alleine etwa 9.000 Mühlen. Einsatzzwecke waren das Mahlen von Getreide, die Baumwollspinnerei und die Tuchwalkerei, zudem dienten die Mühlen als Kraftquelle für das Stoßen von Leder, das Sägen von Holz, die Herstellung von Öl, Papier und Tabak sowie das Entwässern von Sumpfgebieten oder unter dem Meeresspiegel liegenden Landflächen.

In Deutschland stieg die Zahl der Windmühlen während der Industriellen Revolution zunächst bis zur Hochindustrialisierung weiter an und erreichte in den 1880er Jahren ihr Maximum. In den Jahrzehnten darauf wurden viele der Windmühlen sukzessive durch fossile Kraftquellen bzw. elektrische Antriebe ersetzt. 1895 waren in Deutschland rund 18.000 Windmühlen in Betrieb. Man schätzt, dass 1914 etwa 11.400 und 1933 noch 4.000 bis 5.000 Windmühlen betrieben wurden. Ebenfalls bedeutend waren Windpumpen; die vielflügeligen Western-Windräder mit einer Leistung von wenigen 100 Watt waren weit verbreitet. Bis ca. 1930 wurden über sechs Millionen Westernmills produziert, von denen noch immer ca. 150.000 vorhanden sind. Die ab 1854 in den USA entwickelten Western-Windräder (eng. Western Mill) verbreiteten sich als Wasserpumpe in Nord- und Südamerika, Australien und Teilen von Afrika und wurden später auch zur Stromerzeugung genutzt. In den USA gab es etwa 1000 Hersteller von Windmühlen, die jedoch nach dem Boom nahezu vollständig vom Markt verschwanden.

Nach der Entdeckung der Elektrizität und der Erfindung des Generators lag der Gedanke der Nutzung der Windenergie zur Stromerzeugung nahe. Die ersten Windkraftanlagen zur Stromerzeugung wurden im späten 19. Jahrhundert errichtet und blieben bis nach dem Zweiten Weltkrieg, als erste größere Anlagen mit wenigen 100 kW auf den Markt kamen, weitgehend unverändert. Seit den Ölpreiskrisen in den 1970er Jahren wird weltweit verstärkt nach Alternativen zur Energieerzeugung gesucht, womit auch die Entwicklung moderner Windkraftanlagen vorangetrieben wurde. 1979 begannen verschiedene dänische Unternehmen Windkraftanlagen in Serie zu fertigen. Seit den frühen 1990er Jahren zählt die Windindustrie zu den am schnellsten wachsenden Industriebranchen der Welt.

Nach dem Zweiten Weltkrieg wurden in den amerikanisch besetzten Gebieten, in Bayern mehrere tausend und in Oberösterreich zahlreiche Western-Windräder (Westernmills) aufgebaut, um Wasser zu pumpen. Um 1958 bzw. um 1970 waren noch einige zu sehen, überlebt bis heute in Bayern hat nur eine in Dietmannsried im Allgäu. Jene in Unterroithen in Oberösterreich ist Wahrzeichen von Edt bei Lambach und im 1980 verliehenen Wappen symbolisch golden und 12-flügelig dargestellt.

Stromerzeugung durch Windenergie

Die Windenergie gilt aufgrund ihrer weltweiten Verfügbarkeit, ihrer niedrigen Kosten sowie ihres technologischen Entwicklungsstandes als eine der vielversprechendsten regenerativen Energiequellen. Sie zählt mittlerweile zu den Mainstreamtechnologien in der Stromproduktion und spielt, auch aufgrund technologischer Fortschritte sowie der wirtschaftlichen Konkurrenzfähigkeit in vielen Märkten weltweit, eine zentrale Rolle in der Energiepolitik und den Energiestrategien in einer wachsenden Anzahl von Staaten der Erde.

Windenergieanlagen können in allen Klimazonen, auf See und allen Landstandorten (Küste, Binnenland, Gebirge) zur Stromerzeugung eingesetzt werden. Häufig wird nur zwischen der Windenergienutzung an Land (onshore) und der Nutzung auf See in Offshore-Windparks unterschieden. Bisher ist vor allem die Windenergie an Land von Bedeutung, während die Offshore-Windenergie global gesehen mit einem Anteil von ca. 3,5 % an der installierten Leistung bisher noch ein Nischendasein fristet. Auch langfristig wird mit einer Dominanz des Onshore-Sektors gerechnet, allerdings mit steigendem Anteil der Offshore-Installationen. So geht z. B. die IEA davon aus, dass bis 2035 rund 80 % des Zubaus an Land erfolgen werden.

Physikalische Grundlagen

Leistungsdichte des Windes

Die Dichte der kinetischen Energie der Strömung steigt quadratisch mit der Windgeschwindigkeit v und hängt von der Luftdichte ρ ab:

.

Bei einer Windgeschwindigkeit von 8 m/s (≈ Windstärke 4 Bft) beträgt sie knapp 40 J/m³.

Diese Energie wird mit dem Wind herantransportiert. In der freien Strömung weit vor dem Rotor der Windkraftanlage beträgt die Leistungsdichte dieses Transports

,

im Beispiel also 320 W/m².

Aufgrund dieses starken Anstiegs der Leistungsdichte mit der Windgeschwindigkeit sind windreiche Standorte besonders interessant. Die Turmhöhe spielt dabei eine große Rolle, besonders im Binnenland, wo Bodenrauigkeit (Bebauung und Vegetation) die Windgeschwindigkeit verringert und den Turbulenzgrad erhöht.

Verlustloser Leistungsbeiwert

Die Leistungsfähigkeit eines Windrotors wird üblicherweise ausgedrückt, indem seine an die Welle abgegebene Leistung auf die Rotorfläche und auf die Leistungsdichte des Windes bezogen wird. Dieser Bruchteil wird nach Albert Betz als Leistungsbeiwert c P bezeichnet, umgangssprachlich auch als Erntegrad. Betz leitete 1920 aus grundlegenden physikalischen Prinzipien einen maximal erreichbaren Leistungsbeiwert ab. Der Grund für die Begrenzung ist, dass durch die Leistungsentnahme die Strömungsgeschwindigkeit sinkt, die Luftpakete in Strömungsrichtung kürzer werden und die Stromlinien ihre Abstände zueinander vergrößern, siehe Abbildung. Je stärker der Wind abgebremst wird, desto mehr strömt ungenutzt am Rotor vorbei. Das Optimum von 16/27 = 59,3 % würde durch einen verlustlosen Rotor erreicht, der die Strömung durch einen Staudruck von 8/9 der Energiedichte des Windes auf 1/3 der Windgeschwindigkeit abbremst. Der Rest dieser Leistung befindet sich noch in der Strömung: 1/3 = 9/27 in den Stromfäden, die dem Rotor ausgewichen sind, 1/9 von 2/3 = 2/27 in der abgebremsten Luftmasse.

Leistungsgrenzen und Verluste

Wie alle Maschinen erreichen auch reale Windkraftanlagen das theoretische Maximum nicht. Aerodynamische Verluste ergeben sich durch Luftreibung an den Blättern, durch Wirbelschleppen an den Blattspitzen und durch Drall im Nachlauf des Rotors. Bei modernen Anlagen reduzieren diese Verluste den Leistungsbeiwert von c P,Betz ≈ 0,593 auf c P = 0,4 bis 0,5. Von den genannten 320 W/m² sind also bis zu 160 W/m² zu erwarten. Ein Rotor mit 113 m Durchmesser (10.000 m² Fläche) gibt dann 1,6 Megawatt an die Welle ab. Zur Berechnung der Leistung am Netzanschluss müssen zusätzlich noch die Wirkungsgrade aller mechanischen und elektrischen Maschinenteile berücksichtigt werden.

Nennleistung

Zu unterscheiden ist zwischen der installierten elektrischen Nennleistung einer Windkraftanlage, die sich aus der technischen Konstruktion ergibt, und der tatsächlich durchschnittlich je Zeiteinheit am Standort erzielten Leistung, die sich aus einer Reihe weiterer Faktoren ergibt, und grundsätzlich weit niedriger ist (siehe Grafik Windeinspeisung unten). Bei der Planung werden Daten aus Wetterbeobachtungen ( Windgeschwindigkeit und Windrichtung) verwendet, um daraus eine Prognose zu berechnen. Diese Prognosen sind Mittelwerte. Die Windenergieerzeugung kann in verschiedenen Jahren stark voneinander abweichen. Langzeitbetrachtungen sind für eine großmaßstäbliche Nutzung der Windenergie und für die Planung von Stromnetzen und Speicherkapazitäten unerlässlich.

Die Windgeschwindigkeit und ihre Häufigkeitsverteilung ist daher ein Schlüsselfaktor für die Wirtschaftlichkeit von Windkraftanlagen und Windparks.

Die Häufigkeitsverteilung der erzeugten Windleistung kann mit der Weibull-Verteilung gut angenähert werden. Dieselbe Verteilungsart beschreibt auch die Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeit (Hinweis: Die erzeugte Leistung aus der Photovoltaik lässt sich mit der Log-Normalverteilung beschreiben).

Wegen der hohen Variabilität ist eine möglichst genaue Prognose der erwarteten Einspeisung aus Windkraftquellen ( Windleistungsvorhersage) unerlässlich, um eine entsprechende Planung und Verteilung im elektrischen Stromnetz vornehmen zu können.

Weltweit bietet die bodennahe Windenergie nach einer 2013 im Fachjournal Nature Climate Change erschienenen Arbeit theoretisch Potential für über 400 Terawatt Leistung. Würde zusätzlich die Energie der Höhenwinde genutzt, wären sogar 1.800 Terawatt möglich, etwa das 100-Fache des derzeitigen weltweiten Energiebedarfs. Bei der Nutzung des gesamten Potentials der Windenergie hätte dies ausgeprägte Veränderungen des Klimas zur Folge; bei der Nutzung von nur 18 Terawatt, was dem aktuellen Weltprimärenergiebedarf entspricht, wären keine wesentlichen Einflüsse auf das Klima zu erwarten. Es gilt daher als unwahrscheinlich, dass das geophysikalische Windenergiepotential dem Ausbau der Windstromerzeugung Grenzen setzt.

2009 ermittelten Forscher der Harvard-Universität unter konservativen Annahmen das globale Windenergiepotential und kamen zu dem Ergebnis, dass es den Weltenergiebedarf weit übersteigt: den damaligen Bedarf an elektrischer Energie um das 40-Fache, den Gesamtenergiebedarf um das 5-Fache. Laut einer ebenfalls 2009 veröffentlichten Strömungs-Modellrechnung der Stanford University würden Windkraftanlagen, sollten sie den gesamten heutigen Weltenergiebedarf decken, den Energiegehalt der unteren Luftschicht um circa 0,007 % verringern. Dies sei jedoch mindestens eine Größenordnung kleiner als der Einfluss durch Besiedlung und durch Aerosole aus Abgasen. Die Aufheizeffekte durch Stromerzeugung mit Windkraftanlagen seien viel niedriger als die Abwärme thermischer Kraftwerke.

Deutschland

Die im Jahr 2017 in Deutschland auf Land installierten rund 29.000 Windkraftanlagen benötigten eine Fläche von etwa 1800 km², das entspricht 0,5 % der Landesfläche. Die Anlagen erzeugten im Jahr 2020 mit 104 TWh 18,7 Prozent des Bruttostromverbrauch (siehe Tabelle Windenergiestatistik Deutschland) und machten 27 Prozent der Nettostromerzeugung aus.

2013 veröffentlichte das Umweltbundesamt eine Studie zum bundesweiten Flächen- und Leistungspotential der Windenergie an Land. Das Potential wurde vom Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik auf Grundlage detaillierter Geodaten und moderner Windenergieanlagentechnik modelliert. Demnach stehen auf Basis der getroffenen Annahmen prinzipiell 13,8 Prozent der Fläche Deutschlands für die Windenergienutzung zur Verfügung. Dieses Flächenpotential ermöglicht eine installierte Leistung von rund 1.190 GW mit einem jährlichen Stromertrag von ca. 2.900 TWh. Das realisierbare Potential der Windenergie an Land wird aber erheblich kleiner geschätzt, weil verschiedene Aspekte im Rahmen der Studie nicht betrachtet wurden (z. B. artenschutzrechtliche Belange oder wirtschaftliche Rahmenbedingungen).

Eine vom Bundesverband WindEnergie e.V. und Landesverband Erneuerbare Energien NRW beauftragte Analyse der Deutsche WindGuard GmbH zeigt im Rahmen einer Potenzialabschätzung, dass bei einer Nutzung von 2 % der Fläche Deutschlands, in allen Regionen an Land, eine installierte Leistung von 200 GW möglich wäre. Falls es keine Einschränkungen durch Bestandsanlagen gäbe, könnten dort 40.000 Anlagen, der mittleren Anlagentechnologie für das kommende Jahrzehnt, errichtet werden. Diese könnten einen Energieertrag von 500 TWh pro Jahr erreichen. Also höher als die gesagtem Nettostromerzeugung in Deutschland im Jahr 2020 in Höhe von 488,7 TWh.

Wirtschaftlichkeit

Stromgestehungskosten und Wettbewerbsfähigkeit

Mit Stand 2018 können Windkraftanlagen in vielen Fällen günstiger elektrische Energie produzieren als konventionelle Kraftwerke. Aufgrund ihrer Wirtschaftlichkeit kommt der Windenergie eine wichtige Rolle zur Dämpfung des Strompreisanstiegs zu. Größter Kostenfaktor bei der Windstromerzeugung sind die relativ hohen Anfangsinvestitionen in die Anlagen; die Betriebskosten (u. a. Wartung; ggf. Standortmiete) und die Rückbaukosten sind relativ gering. Praktisch weltweit sind auch Standorte im Binnenland wirtschaftlich nutzbar; auf guten Onshore-Standorten sind Windkraftanlagen schon seit 2008 ohne Förderung mit konventionellen Kraftwerken konkurrenzfähig.

Langfristig wird davon ausgegangen, dass die Windenergie entweder in der Zukunft die günstigste Form der Stromproduktion sein oder hinter Photovoltaik-Großkraftwerken auf dem zweiten Rang liegen wird. Wichtig bei solchen Vergleichen ist es, die tatsächlichen vollen Stromgestehungskosten der einzelnen Technologien über ihren gesamten Betriebszeitraum anzusetzen. Der in diesem Kontext bisweilen angeführte Strombörsen preis ist hingegen ungeeignet, da er für konventionelle Kraftwerke Werte ergibt, die aufgrund verschiedener struktureller Faktoren weit unterhalb ihrer Stromgestehungskosten liegen. Dadurch erscheint der Unterschied zwischen Windenergie und konventionellen Kraftwerken größer, als er in der Realität ist.

Laut Fraunhofer ISE (Stand 2018) können Windkraftanlagen mit 3,99 ct/kWh bis 8,23 ct/kWh zu niedrigeren Stromgestehungskosten produzieren als neue Steinkohle- und Gaskraftwerke, die Stromgestehungskosten von 6,27 ct/kWh bis 9,86 ct/kWh bzw. 7,78 ct/kWh bis 9,96 ct/kWh aufweisen. Auch Braunkohlekraftwerke haben mit 4,59 ct/kWh bis 7,98 ct/kWh etwas höhere Stromgestehungskosten als Windkraftanlagen an Land. Offshore-Anlagen sind aufgrund des größeren Bauaufwandes sowie höherer Finanzierungs- und Betriebskosten trotz mehr Volllaststunden deutlich teurer; ihre Stromgestehungskosten lagen 2018 bei 7,49-13,79 ct/kWh.

Auf guten Standorten lagen die Stromgestehungskosten schon 2013 unterhalb derer neuer Kohle- und Kernkraftwerke. So ermittelte z. B. eine von der Deutschen Windguard publizierte Studie auf sehr guten Onshore-Standorten (150 % des Referenzertrages) Stromgestehungskosten von 6,25 ct/kWh. Bei einer durchschnittlichen Kostenstruktur und üblichen Renditeerwartungen der Betreiber gelten Standorte bis etwa 80 % des Referenzertrages als rentabel. Auf diesen Standorten wurden Stromgestehungskosten von ca. 9 ct/kWh erreicht, was in etwa der damals für Windkraftanlagen gezahlten Einspeisevergütung entspricht. Zwischen 2010 und 2013 sanken die Stromgestehungskosten auf schwächeren Standorten inflationsbereinigt um ca. 11 % pro Jahr, auf guten Standorten um 5,2 % pro Jahr. Weiteres Kostensenkungspotential sah die Studie in der Weiterentwicklung der Anlagentechnik sowie im Bau von Windkraftanlagen mit größeren Rotordurchmessern und Nabenhöhen.

Diese Grundannahmen wurden 2012 von Bloomberg geteilt. Windkraftanlagen in einigen Staaten mit guten Windbedingungen und vergleichsweise hohen Stromkosten wie Brasilien, Argentinien, Kanada, Portugal und dem Vereinigten Königreich seien wettbewerbsfähig gegenüber konventionellen Stromerzeugern. Bis 2016 solle auch in Gebieten mit moderaten Windbedingungen die Netzparität erreicht werden. Für Australien prognostizierte Bloomberg beispielsweise im Februar 2013, dass Windkraftanlagen eines Windparks deutlich kostengünstiger produzieren könnten als neu zu bauende Kohle- oder Gaskraftwerke. So lägen die Stromgestehungskosten eines neuen Windparks bei 80 Australischen Dollar pro MWh, bei Kohlekraftwerken 143 A$ und bei Gaskraftwerken 116 A$. Bei letzteren waren die Kosten des CO ₂-Ausstoßes mit eingerechnet (mit 23 A$ pro Tonne CO ₂). Laut Bloomberg war 2019 die Stromversorgung mit Windenergie die günstigste Technologie in den Ländern Argentinien, Brasilien, China, Dänemark, Deutschland, Großbritannien, Kanada, Marokko, Mexiko, Peru, USA und Uruguay.

In Brasilien, das zu den Ländern gehört, in denen die Nutzung der Windenergie im weltweiten Vergleich mit am günstigsten ist, lagen die Stromgestehungskosten von Windkraftanlagen jedoch auch bereits 2012 bei unter 60 US-Dollar/MWh, umgerechnet ca. 52,8 Euro/MWh.

In Österreich liegt der Einspeisetarif für Windkraft mit Stand Juli 2008 bei 7,8 ct/kWh für bestehende Anlagen und bei 7,54 ct/kWh für neue Anlagen.

In Deutschland betrug 2017 die nach EEG für mindestens 5 Jahre gezahlte Anfangsvergütung für Onshore-Windenergie 8,38 ct/kWh; die nach Ablauf der Anfangsvergütung gezahlte Grundvergütung lag bei 4,66 ct/kWh. Beide sanken jährlich um 1,5 %. Mittlerweile ist die Grundlage für die Förderung von Windenergie in Deutschland das Marktprämienmodell. Dabei ermittelt die Bundesnetzagentur zunächst über eine Ausschreibung monatlich zuzubauender Mengen einen sogenannten anzulegenden Wert. Dies ist der Stromerlös in ct/kWh, für den der Anbieter bereit ist, den entsprechenden Leistungszubau vorzunehmen. Erhält der Anbieter den Zuschlag, so gilt für ihn der von ihm gebotene anzulegende Wert (Pay-as-Bid). Aus der EEG-Umlage wird ihm jeden Monat expost die Differenz zwischen seinem anzulegenden Wert und dem spezifischen Preis, den ein typisches Windprofil im letzten Monat an der EPEX-SPOT erzielt hätte auf die von ihm erzeugte Menge vergütet. Die 2021 kontrahierten anzulegenden Werte liegen bei 6ct/kWh bei einem ungefähren Spotpreisniveau von 2,5 ct/kWh.

Nach 20 Jahren läuft die Förderung mittels einer festen Einspeisevergütung durch das EEG aus. Dies ist erstmalig zum 1. Januar 2021 geschehen. Gleichzeitig wurden Windenergieanlagen traditionell für eine Lebensdauer von 20 Jahren ausgelegt. Ende 2020 wurde befürchtet, dass aufgrund hoher Reparaturkosten und niedriger Börsenpreise hierdurch der Betrieb von vor dem 1. Januar 2021 installierten Windkraftanlagen unwirtschaftlich wird. Als Lösung wird allgemein das Repowering gesehen.

Vermeidung externer Kosten

Verglichen mit konventionellen Stromerzeugungsformen weist die Windenergie deutlich geringere externe Kosten auf. Dabei handelt es sich um nicht in die Strompreise mit einfließende Schadenseffekte durch Treibhausgasemissionen, Luftschadstoffe usw., die sich z. B. im Klimawandel, Gesundheits- und Materialschäden sowie landwirtschaftliche Ertragsverluste äußern. Bei Kohlekraftwerken liegen die externen Kosten in Bereich von 6 bis 8 ct/kWh, bei GuD-Kraftwerken bei ca. 3 ct/kWh. Erneuerbare Energien liegen zumeist unter 0,5 ct/kWh, die Photovoltaik im Bereich von 1 ct/kWh. Unter Einbeziehung dieser externen Kosten ergeben sich für die Windkraft deutlich niedrigere Vollkosten als bei der konventionellen Energieerzeugung und damit volkswirtschaftliche Einspareffekte. Unter anderem vermieden Windkraftanlagen 2017 in Deutschland Treibhausgasemissionen in Höhe von 71,2 Mio. Tonnen Kohlenstoffdioxidäquivalent.

Im Jahr 2011 wurden in Deutschland durch die erneuerbaren Energien insgesamt ca. 9,1 Mrd. Euro an externen Kosten eingespart. Da die Messung externer Kosten und Nutzen jedoch aufgrund verschiedener Methodiken nicht eindeutig zu beziffern ist, kamen ältere Studien mit Daten nicht neuer als 2004 zu anderen Ergebnissen.

Energiewirtschaftliche Aspekte

Bereitstellungssicherheit

Windenergie ist Teil eines Energiemix und bildet nur eine Säule der erneuerbaren Energien. Ihr Hauptnachteil ist - insbesondere bei Onshore-Anlagen - die unregelmäßige, mit dem Wind schwankende Leistungsabgabe. Dies zeigt beispielhaft das dargestellte aggregierte Einspeiseprofil der Windparks in Deutschland und Luxemburg vom Januar 2020. Besonders die Onshore-Windeinspeisung zeichnet sich durch eine hohe Volatilität aus. Dagegen zeigt die Offshore-Windeinspeisung ein deutlich günstigeres Profil. Zwischen der mittleren Windeinspeisung insgesamt (an der linken Achse markiert) und der installierten Windleistung insgesamt (rechts markiert) lag im dargestellten Zeitraum ein Faktur von 2,8. Einer mittleren Einspeisung von 21,45 GW stand eine installierte Leistung von 60,84 GW gegenüber. Für Offshore-Windparks lag im selben Zeitraum die installierte Leistung bei 7,5 GW und die mittlere Einspeisung bei 4,41 GW mit nur einem dazwischenliegenden Faktor von 1,7.

Meteorologische Prognosesysteme ermöglichen es, die von Windparks in das Stromnetz eingespeiste Leistung per Windleistungsvorhersage im Bereich von Stunden bis zu Tagen im Voraus abzuschätzen. Bei einem Vorhersagezeitraum von 48 h bis 72 h beträgt die Genauigkeit 90 %, bei einer 6-Stunden-Vorhersage mehr als 95 %.

Regelenergiebedarf

Anlagen über 100 MW müssen nach dem EEG ihre Erzeugung direktvermarkten. Das heißt, sie müssen wie konventionelle Erzeugungsanlagen eine viertelstundengenaue Einspeiseprognose für den Folgetag erstellen und ihre Erzeugung auf dieser Basis an den Energiehandelsmärkten vermarkten. Die Abweichung zwischen tatsächlich viertelstündlich eingespeisten Strommengen und den vermarkteten Mengen wird Ihnen vom Übertragungsnetzbetreiber ebenso wie konventionellen Erzeugern als Ausgleichsenergie in Rechnung gestellt. Große Windanlagenbetreiber tragen also wie konventionelle Erzeuger die wirtschaftlichen Risiken ihrer Prognoseabweichung, allerdings erhalten sie im Gegensatz zu diesen zusätzlich zu den Erlösen aus dem Verkauf an den Stromhandelsmärkten eine sogenannte Marktprämie. Diese wird anlässlich der regelmäßigen Ausschreibungen der Bundesnetzagentur für neuzubauende Windanlagen für jeden bezuschlagten Windpark individuell bestimmt.

Kleinere Anlagen erhalten nach dem EEG weiterhin eine Fixvergütung nach dem EEG und tragen keine wirtschaftlichen Risiken aus der Abweichung. Die Abweichung landet dann direkt beim Übertragungsnetzbetreiber, der auch für die Vermarktung dieser Anlagen zuständig ist.

Obwohl die Abweichung der Windenergieanlagen durch Regelenergie gedeckt werden muss, sind die ausgeschriebenen Mengen für Regelenergie insgesamt in den letzten Jahren nicht gestiegen. Auch Stromausfälle sind in den letzten Jahren eher seltener geworden. Dies bedeutet, dass die unerwarteten Abweichungen durch die installierten Marktmechanismen gut abgefangen werden. Dazu trägt insbesondere der mittlerweile sehr liquide Intradayhandel bei, auf dem kurzfristig bekannt werdende Abweichungen noch bis 5 min vor Lieferung glattgestellt werden können.

Auswirkung auf kurzfristige Stromhandelspreise

Die Windenergie trägt als erneuerbare Energie zum Merit-Order-Effekt bei und senkt durch die Verdrängung konventioneller Kraftwerke den Strompreis an der Börse. Die Marktprämie, die den Betreibern zusätzlich zum an der Börse erzielten Preis gezahlt wird, landet als EEG-Umlage beim Verbraucher und wirkt preiserhöhend. Der Nettopreiseffekt hängt von dem Vergleichskraftwerkspark und vielen anderen Effekten wie Windaufkommen und Rohstoffpreisen ab.

Wird an windstarken Tagen viel aus Windenergie erzeugter Strom eingespeist, sinkt der Großhandelspreis an der Strombörse. Ist wenig Windenergie vorhanden, steigt der Preis an der Strombörse. Die Strompreissenkung durch Windenergie entsteht durch die gesetzliche Abnahmepflicht für produzierten Windstrom. Ist viel Strom aus Windenergie verfügbar, wird der Einsatz teurer konventioneller Kraftwerke, insbesondere Gaskraftwerke, („ Grenzkosten-Theorie") vermindert, was zu einem Absinken der Preise an der Strombörse führt. Im Jahr 2007 betrug dieser preisdämpfende Effekt ca. 5 Mrd. Euro. Im 2. Quartal 2008 kostete Strom an der Leipziger Strombörse im Mittel 8,495 ct/kWh, ging aber u. a. durch die verstärkte Einspeisung der Erneuerbaren Energien bis 2012 auf ca. 4 ct/kWh zurück.

Überschüssige Erzeugungsmengen, die nicht produktiv genutzt werden können, äußern sich in Negativ- und Nullpreisen auf dem Strommarkt, die trotz Ausbau des europäischen Verbundnetzes und europaweiter Preiskopplung immer häufiger werden.

Für den Ausgleich der Unstetigkeit des Windes kommt die Umwandlung in Windgas oder auch Einspeisung in Wärmenetze über Power-to-Heat in Frage. Weitere Möglichkeiten, zukünftig den Anteil an Windstrom an der Gesamtstromerzeugung weiter zu erhöhen, sind:

Möglicher großflächiger Nichtverfügbarkeit von Windenergie wurde mit einer strategischen Kapazitätsreserve Rechnung getragen.

Einspeisemanagement

Aufgrund begrenzter Netzkapazitäten kann es insbesondere während Sturmphasen lokal bzw. regional zu Abschaltung bzw. Drosselung von Windkraftanlagen kommen (sogenanntes Einspeisemanagement). Die Abregelungsmengen wie auch die gezahlten Vergütungen für nicht erzeugten Strom stiegen in den letzten Jahren kontinuierlich an.

In zahlreichen, zumeist dieselgestützten Inselnetzen mit Windstromeinspeisung (Australien, Antarktis, Falklands, Bonaire), werden neben dem Demand Side Management zudem Batterien und teilweise auch Schwungradspeicher zur kurz- und mittelfristigen Netzstabilisierung und -optimierung eingesetzt, wobei relativ schlechte Wirkungsgrade aus wirtschaftlichen Gründen (Reduktion des sehr teuren Dieselstromanteils) akzeptiert werden können. Speicherung von Windstrom durch Wasserstoffelektrolyse und -verbrennung (siehe Wasserstoffspeicherung, Wasserstoffwirtschaft) und Schwungradspeicher wurde in einem Modellprojekt auf der norwegischen Insel Utsira erprobt.

Blindleistungsregelung

Ältere drehzahlstarre Windenergieanlagen mit Asynchrongeneratoren, die in der Frühphase der Windenergienutzung (d. h. von den 1970er bis in die frühen 1990er Jahre) zum Einsatz kamen, haben zum Teil Eigenschaften, die bei einem starken Ausbau Probleme im Netzbetrieb bereiten können; dies betrifft vor allem den sog. Blindstrom. Dem kann durch Blindstromkompensation abgeholfen werden; moderne drehzahlvariable Anlagen mit elektronischem Strom umrichter können den Blindstromanteil ohnehin nach den Anforderungen des Netzes beliebig einstellen und auch Spannungsschwankungen entgegenwirken, so dass sie sogar zur Netzstabilisierung beitragen können. Im Zuge des sogenannten Repowering sind zahlreiche alte Anlagen abgebaut worden.

Politische und ökologische Aspekte heutiger Nutzung

Nachhaltigkeit

Die Windenergie gehört zu den umweltfreundlichsten, saubersten und sichersten Energieressourcen. Ihre Nutzung wird in der wissenschaftlichen Literatur - auch verglichen mit anderen regenerativen Energien - zu den umweltschonendsten Energiegewinnungsformen gezählt. Wie andere Arten der Energiegewinnung ist auch die Windstromerzeugung mit Eingriffen in die Umwelt verbunden, jedoch sind diese bei der Windenergie gering, leicht zu beherrschen und treten ausschließlich lokal auf. Verglichen mit den Umweltbelastungen der konventionellen Energieerzeugung sind sie vernachlässigbar.

Wie auch andere erneuerbare Energien ist die Energie des Windes nach menschlichem Ermessen zeitlich unbegrenzt verfügbar und steht somit im Gegensatz zu fossilen Energieträgern und Kernbrennstoffen dauerhaft zur Verfügung. Ebenfalls entsteht bei der Windenergienutzung nahezu keine Umweltbelastung infolge von Schadstoffemissionen, wodurch die Windenergie als wichtiger Baustein der Energiewende sowie einer nachhaltigen und umweltschonenden Wirtschaftsweise angesehen wird. Da sie zugleich weltweit und im Überfluss vorhanden ist und ihre Wandlung vergleichsweise kostengünstig ist, wird davon ausgegangen, dass sie in einem zukünftigen regenerativen Energiesystem zusammen mit der Photovoltaik den Großteil der benötigten Energie bereitstellen wird.

Aufgrund ihres sehr geringen CO₂-Ausstoßes von ca. 9,4 g/kWh gilt sie darüber hinaus als wichtiges Mittel im Kampf gegen die globale Erwärmung. Zudem gibt es bei der Windenergie keine Risiken von großen oder extrem großen Umweltschädigungen wie bei der Kernenergie infolge von schweren Unfällen. Über 20 Betriebsjahre liefert eine 5-MW-Anlage bei jährlich 2000 Volllaststunden insgesamt 200 Millionen kWh Ökostrom, wodurch 120.000 Tonnen Kohlenstoffdioxid eingespart werden können.

Befürworter der Windenergie versprechen sich von ihrer Nutzung zudem mehr Gerechtigkeit, da auf diese Weise insbesondere vor dem Hintergrund steigender Preis für fossile Energieträger auch Staaten ohne Energieressourcen einen höheren Grad der Selbstversorgung bis hin zur Autarkie in der Energieversorgung erreichen könnten.

Moderne Windenergieanlagen besitzen eine kurze energetische Amortisationszeit von nur wenigen Monaten.

Flächenverbrauch

Die Energieerzeugung aus Windenergie weist insgesamt einen vergleichsweise niedrigen Flächenverbrauch auf. Die von ihr ausgehende Flächenversiegelung durch die Fundamente ist verglichen mit konventionellen Energiegewinnungsformen sehr gering. Grund hierfür ist, dass die eigentliche Energiegewinnung in der Höhe stattfindet. Nahezu 99 % der von einem Windpark beanspruchten Fläche können weiterhin für ihre ursprünglichen Zwecke genutzt werden. Als Standort werden zumeist landwirtschaftliche Flächen gewählt. In Deutschland stehen etwa 95 % aller Windkraftanlagen auf landwirtschaftlicher Fläche, 3,3 % stehen in Wald- oder Forstgebieten und 1,5 % auf sonstigen Standorten.

Für eine moderne Windkraftanlage geht man von circa 0,4 ha (4.000 m²) beanspruchter Fläche aus. Die Fundamentfläche moderner Anlagen der 3-MW-Klasse liegt bei ca. 350-500 m², die größten derzeit errichteten Windkraftanlagen vom Typ Enercon E-126 liegen bei einer Leistung von 7,6 MW bei einer Fundamentfläche von etwa 600 m². Hinzu kommt bei Verwendung eines Mobilkranes die Kranstellfläche mit einem Flächenverbrauch von circa 0,3 ha, die während des Betriebes der Anlage dauerhaft erhalten bleibt. Kranstellflächen werden zumeist geschottert, wodurch sie wasserdurchlässig bleiben und nicht zur Bodenversiegelung beitragen. Kommt zur Errichtung der Anlage ein Turmdrehkran zum Einsatz, reduziert sich der Flächenbedarf für die Montage des Krans und der Windkraftanlage auf rund 0,12 ha. Daneben kann ggf. ein Neu- oder Ausbau der Zuwegung zur Anlage notwendig werden, zudem wird während der Bauphase temporär eine Bedarfsfläche von 0,2-0,3 ha für die Lagerung und evtl. Vormontage von Anlagenteilen benötigt.

Insgesamt betrug der Flächenverbrauch von Windkraftanlagen in Deutschland im Jahr 2011 rund 100 km². Zum Vergleich: Laut Statistik der Kohlenwirtschaft wurde Stand 2017 seit Beginn der Abbautätigkeiten für Braunkohle in Tagebauen in Deutschland insgesamt 1773 km² Fläche in Anspruch genommen, von der etwa 69,7 % bis Ende 2016 bereits rekultiviert wurden. Dabei wurden mehr als 300 Siedlungen für den Braunkohlebergbau aufgegeben und ca. 100.000 Menschen umgesiedelt. Der Anteil der Braunkohle am deutschen Stromverbrauch lag 2017 grob beim 1,5-fachen der Windstromerzeugung. Geht man von einer Stromproduktion von 6-8 Mio. kWh jährlich und einem Flächenverbrauch von 4.000 m² aus, was typische Werte für eine moderne Binnenlandanlage der 3-MW-Klasse sind, so ergibt sich ein Stromertrag von 1.500-2.000 kWh pro m² Gesamtfläche pro Jahr. Auf Starkwindstandorten liegt der Flächenertrag noch deutlich höher. Zum Vergleich: Bei der Nutzung von Energiemais als Substrat für Biogasanlagen ergeben sich pro Jahr nutzbare Biomethanausbeuten von ca. 45 MWh pro ha bzw. 4,5 kWh pro m² und Jahr. Hiervon kann in einer Biogasanlage ca. 35-40 % in Strom gewandelt werden.

Arbeitsplatz-Zahlen

Die Windenergietechnik erfordert bei gleicher Stromerzeugung ein Mehrfaches an Arbeitsplätzen, verglichen mit konventionellen Kraftwerken. Verglichen mit Kohlekraftwerken, die mit importierter Steinkohle betrieben werden, ist die Zahl der Arbeitsplätze pro generierter kWh um den Faktor 4 höher, verglichen mit Kernkraftwerken etwa um den Faktor 10.

Weltweit waren im Jahr 2017 ca. 1.148.000 Menschen in der Windenergie-Branche beschäftigt. In Deutschland stieg die Zahl der Arbeitsplätze von etwas mehr als Hunderttausend im Jahr 2011 auf rund 149.000 im Jahr 2014 an, etwa 130.500 davon im Bereich Onshore- und etwa 18.700 im Bereich Offshore-Windenergie. 2015 waren etwa 80 Prozent dieser Arbeitsplätze im Bereich Produktion und 20 Prozent in Betrieb und Wartung. Laut einer Studie der 'Gesellschaft für Wirtschaftliche Strukturforschung' (GWS) erstrecken sich die Beschäftigungseffekte auf alle Bundesländer, nicht nur auf die vorwiegend in Norddeutschland befindlichen Zentren des Ausbaus.

Hemmnisse beim Ausbau

In Deutschland stagniert der Ausbau der Onshore-Windenergie seit 2018. Der Brutto-Zubau der Windenergie an Land lag 2019 auf dem tiefsten Stand seit Einführung des EEG und betrug 1 Gigawatt (GW) bzw. 325 Anlagen. Als Hauptgrund für die Stagnation wird die Genehmigungssituation gesehen, insbesondere die Pflicht zum bundesweiten Ausschreiben neuer Windkraftanlagen seit 2017 und Förderzusagen an immissionsschutzrechtlich noch nicht genehmigte Windenergieprojekte. Auch fehlende Flächen, zunehmende Klagen von Naturschutzverbänden und Konflikte mit der Luftverkehrssicherung spielen eine Rolle.

Gesellschaftliche Akzeptanz

Eine große Mehrheit der Bevölkerung befürwortet die Windenergienutzung, auch in Regionen noch ohne Windkraftanlagen, wie Umfragen international belegen (Deutschland, Schweiz, USA). In der Vergangenheit gründeten sich trotzdem gelegentlich Bürgerinitiativen gegen geplante Projekte.

Umweltauswirkungen

Da eine Windkraftanlage aus der Energie des Windes Elektrizität erzeugt, muss der Wind hinter der Anlage weniger Energiegehalt aufweisen als vor ihr. Eine Windkraftanlage wirft immer einen Windschatten auf die windabgewandte Seite (Leeseite). Hinter der Anlage entsteht stets ein Nachlauf (Wake-Effekt), ein turbulenter Windschweif mit einer geringeren Geschwindigkeit im Vergleich zum Wind vor der Anlage. Hierdurch entstehen Strömungen und Verwirbelungen. Windparks durchmischen die unteren Luftschichten, was insbesondere in der Nacht zu lokaler Erwärmung führt. Eine Studie, der ein Szenario zugrunde liegt, dass die USA den gesamten derzeitigen Strombedarf aus Windkraft deckt, kommt zu dem Schluss, dass sich dadurch die Luft in 2 m Abstand zur Erdoberfläche auf dem Gebiet der USA um durchschnittlich 0,24 °C erwärmen würde. Als Ursache wurde neben dem direkten Durchmischungseffekt auch die Erhöhung des vertikalen Gradienten der Windgeschwindigkeit genannt, was verstärkte Turbulenzen bewirke. Im Gegensatz zur durch Treibhausgase hervorgerufenen globalen Erwärmung kommt es also nicht zu einer Erhöhung der in der Atmosphäre befindlichen Wärmeenergie, sondern zu einer Umverteilung bereit vorhandener Energie. Langfristig würde sich diese Erwärmung der oberflächennahen Luftschicht zugleich mit der Abkühlung aufgrund geringerer Kohlendioxid-Emissionen relativieren. Insgesamt seien die klimatischen Effekte der Windenergie nicht notwendigerweise vernachlässigbar, aber klein im Vergleich zur Verbrennung fossiler Brennstoffe. Zugleich schneide die Windenergie „pro gewonnener Energieeinheit in jeglicher vernünftigen Maßeinheit langfristiger Umweltauswirkungen" besser ab als fossile Brennstoffe.

Laut einer Mitteilung des Westdeutschen Rundfunks sind die Umweltkosten der Windenergie am geringsten. Sie betragen 0,28 ct/kWh, wobei 0,18 ct davon auf Treibhausgase entfallen (Herstellung, Transport, Rückbau, Recycling).

Internationale Entwicklung

Globale Statistik

International liegen nach installierter Leistung die Volksrepublik China, USA, Deutschland, Indien und Spanien auf den ersten fünf Rängen. Österreich lag Ende 2017 mit 2828 MW außerhalb der Top 20, die Schweiz verfügt bisher nur über eine geringe Windenergieleistung. 2017 deckte die Windenergie in mindestens 13 Staaten mehr als 10 % des Elektrizitätsbedarfes. Auch in der EU lag der Anteil mit ca. 11,6 % über diesem Wert, wobei insgesamt 8 EU-Mitgliedsstaaten über dem Durchschnitt lagen. Den höchsten Windstromanteil hatte mit 43,4 % Dänemark. Ein besonderes schnelles Wachstum hatte Uruguay vorzuweisen, das den Windstromanteil in nur drei Jahren von 6,2 auf 26,3 % steigerte.

Die Ende 2017 weltweit installierte Leistung hat ein Stromerzeugungspotenzial, das 5,6 % des Weltstromverbrauchs entspricht. Das Regelarbeitsvermögen der rund 142 GW, die Ende 2015 in der EU installiert waren, liegt in einem durchschnittlichen Jahr bei 315 TWh, entsprechend 11,4 % des Elektrizitätsbedarfes der EU.

In Deutschland, Dänemark und Spanien gab es über Jahre eine durch den politischen Willen getragene gleichmäßige Entwicklung der Windenergie. Dies hat zur Entwicklung eines neuen Industriezweiges in diesen drei Staaten geführt. Im Jahre 2009 hatten die führenden Hersteller mit Standorten in Deutschland noch einen Anteil von mehr als 36 %, zwei Jahre später hatten allein die fünf größten asiatischen Unternehmen einen Anteil von 36 % am Weltmarkt erreicht. Insgesamt decken die zehn Top-Firmen der Windenergiebranche rund 80 % des weltweiten Bedarfes ab. Deutschland ist einer der Hauptexporteure von Windkraftanlagen.

2020 wurden weltweit ca. 93 GW neu installiert, mehr als die Hälfte davon in der Volksrepublik China.

Deutschland

Geschichtliche Entwicklung

Ganz entscheidend für den Boom der Windenergie in der Bundesrepublik Deutschland war das Stromeinspeisungsgesetz von 1991, das die Stromnetzbetreiber zur Abnahme des erzeugten Stroms verpflichtete. Diese Förderung des Technologieeinstiegs in erneuerbare Energien wurde von der von Herbst 1998 bis Herbst 2005 bestehenden Rot-Grünen Bundesregierung im Jahr 2000 im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) mit Einschränkungen fortgeschrieben. Das Gesetz sicherte den Betreibern von Windenergieanlagen feste Vergütungen für den eingespeisten Strom zu. In der Folge verdoppelte sich die installierte Leistung etwa alle zwei Jahre, bis etwa 2002. Ende 2003 war rund die Hälfte der gesamten europäischen Windenergieleistung (28.700 MW) in Deutschland installiert. Mittlerweile haben andere europäische Staaten stark aufgeholt, während in Deutschland die Vergütung reduziert wurde, sodass 2017 der deutsche Anteil an der europäischen Windkraftleistung nur noch gut 31 % betrug.

Die EEG-Förderung der Investoren stärkte indirekt die Stellung der deutschen Windkraftindustrie, was andere EU-Staaten kritisierten. Vom Europäischen Gerichtshof (EuGH) wurde jedoch mit Entscheidung vom 13. März 2001 C-379/98 bestätigt, dass es sich bei Transfers aus dem EEG um keine Beihilfen im Sinne des EG-Vertrages handelt. Auch der Subventionsbegriff laut § 12 des Stabilitäts- und Wachstumsgesetzes wird vom EEG nicht erfüllt. Die strukturellen Wirkungen des EEG sind denjenigen von Subventionen vergleichbar, jedoch wird die Förderung von den Stromkunden aufgebracht und nicht aus Steuermitteln.

Bundesweit

Mit Enercon, Siemens Windenergie, Senvion und Nordex haben mehrere Windenergieanlagenhersteller ihren Sitz in Deutschland, weitere in der Windbranche tätige Unternehmen wie Vestas und General Electric betreiben Werke in Deutschland. Im Jahr 2010 betrug der Exportanteil der Branche 66 %, der Umsatz lag im Jahr 2011 bei über 10 Mrd. Euro.

Im Jahr 2019 lieferte die Windenergie nach vorläufigen Zahlen der AG Energiebilanzen ca. 126,4 TWh elektrische Energie, womit sie vor Braunkohle (114,0 TWh), Erdgas (91,3 TWh), Kernenergie (75,2 TWh) und Steinkohle (56,9 TWh) die wichtigste Stromquelle in Deutschland war. Windkraftanlagen an Land produzierten 101,8 TWh, Offshore-Windparks 24,6 TWh TWh. Insgesamt produzierten Kraftwerke in Deutschland 611,5 TWh, von denen 569,0 TWh im Inland verbraucht wurden, der Rest wurde in europäische Nachbarstaaten exportiert. Prozentual betrug der Anteil der Windenergie an der Stromerzeugung rund 21 %, Braunkohle lag bei ca. 19 %. Tagesaktuelle Einspeisedaten (für Deutschland) sind für die Jahre ab 2011 im Internet frei zugänglich.

Den bisherigen Windstromrekord hält der Monat Februar 2020. In diesem außergewöhnlich stürmischen Monat produzierten Windkraftanlagen nach vorläufigen Daten des BDEW ca. 20,9 TWh elektrischer Energie, was etwa der Jahresstromproduktion von zwei Kernkraftwerken entspricht. Zugleich wurde damit der bisherige Windstromrekord von 16,5 TWh um rund 25 % übertroffen. Ungewöhnlich stark war insbesondere die Kalenderwoche 8, in der die Windenergie mehr als 55 % des deutschen Strombedarfs deckte (siehe Grafiken in der folgenden Galerie).

Installierte Leistung in MW

Windstrom Erzeugung in GWh

Anteil am Brutto-Stromverbrauch in %

Vermiedene CO₂ -Emissionen (in 1000 t CO₂-Äquivalent)

Installierte Leistung in MW

Windstrom Erzeugung in GWh

Anteil am Brutto-Stromverbrauch in %

Vermiedene CO₂ -Emissionen (in 1000 t CO₂-Äquivalent)

Bestand in den einzelnen Bundesländern

Da das jährliche Windaufkommen schwankt, wird vom Deutschen Windenergie-Institut DEWI für die Berechnung der Windenergieanteile nach Bundesländern ein sogenanntes 100-%-Jahr (d. h. ein durchschnittliches Windjahr gemäß dem Windindex) als Berechnungsgrundlage verwendet.

Das Bundesland Schleswig-Holstein plante 2012, ab 2020 300 % seines theoretischen Strombedarfs durch Erneuerbare Energien zu decken, den größten Teil davon durch Windenergie. Niedersachsen plante im Januar 2012, bis 2020 90 % des Stromes aus erneuerbaren Quellen zu beziehen, wovon der größte Teil von der Onshore-Windenergie gedeckt werden soll. Dieses Ziel wurde erreicht: 2020 stammten rund 96 % des Stromverbrauchs in Niedersachsen aus erneuerbaren Quellen (2019: 81 %).

In Nordrhein-Westfalen erhöhte die schwarz-gelbe Landesregierung im Jahr 2005 den Mindestabstand für neu zu bauende Windenergieanlagen zum nächsten Gebäude von 500 m auf 1500 m. Damit brachte sie den Bau von neuen Anlagen fast zum Erliegen. Im Juli 2011 lockerte die rot-grüne Landesregierung ( Kabinett Kraft I) mit einem neuen Windenergieerlass Bestimmungen, die bis dahin den Ausbau der Windenergie gebremst hatten. Die nächste Landesregierung war wieder schwarz-gelb und erhöhte auf 1500 m.

In den süddeutschen Ländern Baden-Württemberg und Bayern sowie Hessen wurde der Ausbau der Windenergie z. B. durch sehr große Ausschlussflächen und Höhenbegrenzungen für Anlagen administrativ behindert, wodurch der Zubau an Windkraftanlagen gering blieb. In Bayern forderte Ministerpräsident Seehofer 2013 einen Abstand zur nächsten Besiedlung, der dem 10-Fachen der Höhe der Windkraftanlage entspreche; 2014 beschloss der Bayerische Landtag ein Gesetz dazu; der Bayerische Verfassungsgerichtshof lehnte eine Klage der Opposition dagegen im Mai 2016 ab.

Spätestens seit der Nuklearkatastrophe von Fukushima setzte jedoch ein Umdenken ein, sodass nun auch in Süddeutschland der Ausbau der Windenergie forciert wird. Die mittlerweile grün-rote Landesregierung Baden-Württembergs senkte mit dem „Windenergieerlass Baden-Württemberg" administrative Hürden.

Offshore-Windenergie

Seit 2009 ist in Deutschland der Bau von Offshore-Windparks wirtschaftlich attraktiv. Als erster Offshore-Windpark wurde der als kommerzielles Testobjekt entwickelte Offshore-Windpark alpha ventus im Jahr 2010 in Betrieb genommen. 2011 folgte der Ostsee-Windpark Baltic 1. Größere Anlagen gingen erst danach sukzessive ans Netz. Insgesamt ist der Ausbau der Offshore-Windenergie in Deutschland erst im Anfangsstadium begriffen.

Dänemark war u. a. aufgrund seiner durch die geographische Lage des Landes bedingten guten Windbedingungen sowie der Tradition der Windenergienutzung, auf die in den 1970er Jahren institutionell wie technologisch aufgebaut werden konnte, der Pionier in der Entwicklung der modernen Windkrafttechnik (siehe auch Geschichte der Windenergienutzung). Von Dänemark aus verbreitete sich die Windenergienutzung ab den 1970er Jahren weltweit. Bereits 1981 wurde ein erstes Einspeisegesetz eingeführt, das Windstromproduzenten einen festen Preis pro kWh zusicherte und damit Investitionssicherheit schuf. Im Jahr 2012 überstieg der Anteil der Windenergie am dänischen Stromverbrauch zum ersten Mal die 30-%-Marke. Bis 2020 soll der Anteil gemäß den Ausbauplanungen der dänischen Regierung 50 % betragen. Im Jahr 2019 deckte Windstrom 47 % des dänischen Strombedarfes. 2015, als ca. 42 % Windstromanteil erreicht wurden, wurden ca. 14,1 TWh Windstrom produziert.

Dänemark setzt sowohl auf die Windenergie an Land als auch auf die Windkraft im Meer (Offshore-Windenergie). Im Gegensatz zu Deutschland, wo die meisten Offshore-Windparks zum Schutz des Wattenmeers sowie aus Sorge um touristische Belange weit vor der Küste geplant sind, sind die dänischen Windparks vor allem im küstennahen Bereich in geringen Wassertiefen zu finden. Bedeutende Offshore-Windparks sind Horns Rev, Nysted und Anholt. Im März 2013 überschritt die in Offshore-Windparks installierte Anlagenleistung 1000 MW. Nach einer Untersuchung aus dem Jahr 2020 sieht die dänische Windagentur ein Potenzial von bis zu 18 GW.

In Japan gibt es ähnlich wie in Deutschland einen festen Vergütungssatz für erneuerbare Energien. Die Vergütung für elektrischen Strom aus Windenergieanlagen beträgt seit 1. Juli 2012 mit 23,1 Yen pro kWh (umgerechnet 24 Cent im Berichtsmonat Juli 2012) deutlich mehr als in anderen Ländern. Stand Ende 2019 hatte Japan 4 GW an Erzeugungskapazität aus Wind. Nach Plänen der japanischen Regierung soll bis 2040 allein Offshore 30-45 GW an Erzeugungskapazität aufgebaut werden.

Österreich

Ende 2020 waren in Österreich 1.307 Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 3.120 MW in Betrieb.

Die jährliche Gesamtproduktion aller Windräder Österreichs belief sich 2017 auf ungefähr 7 TWh. Dies entsprach zu dieser Zeit etwa 11 Prozent des gesamten österreichischen Strombedarfs. 2019 wurden etwa 13 Prozent des Bedarfs aus Windkraft gedeckt.

In Oberzeiring in der Steiermark wurde 2002 der Tauernwindpark errichtet, welcher Österreichs bisher höchstgelegener Windpark auf 1900 m Seehöhe ist. Er umfasst nach einem Umbau im Jahr 2019 zehn Anlagen mit einer Gesamtleistung von 32 MW.

Mit Abstand am meisten Windenergie wird in Niederösterreich produziert. Allerdings nahm der dortige Ausbau zuletzt wieder deutlich ab.

Ende 2019 hatte Portugal eine Windkraftleistung von 5.437 MW aufgebaut. (2015: 5.033 MW, 2016: 5.313 MW, 2017: 5.313 MW durch 2.743 Turbinen in 257 Windparks). Am gesamten Stromverbrauch betrug der Windstromanteil 24 % im Jahr 2017, 27 % 2019 und 24,4 % 2020

Ab 1996 entstand mit dem Windkraftwerk Mont Crosin im Kanton Jura der erste leistungsstarke Windpark in der Schweiz; er wurde bis 2013 auf eine Leistung von 29 MW ausgebaut. Auf der Gütsch ob Andermatt steht auf rund 2300 m über dem Meeresspiegel der Windpark Gütsch, er hat seit 2012 vier Anlagen mit insgesamt 3,3 MW Leistung. Der Windpark Gries ist Europas höchstgelegener Windpark und steht auf rund 2500 m über dem Meeresspiegel beim Gries-Stausee im Kanton Wallis; es handelt sich um vier Enercon-Turbinen mit zusammen 9,3 MW Leistung.

Mit Einführung der kostendeckenden Einspeisevergütung (KEV) 2009 sind einige Erweiterungen und neue Windparks entstanden. Ende 2017 waren in der Schweiz insgesamt 37 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 75 MW installiert und am Netz. Seit 2014 werden in der Schweiz jährlich mehr als 100 GWh erzeugt (2014: 100,9 GWh.; 2015: 110 GWh; 2016: 108,6 GWh 2017: 132,6 GWh). 2020 rechnet das BfE mit etwa 140 GWh

Das Bundesamt für Energie (BfE) hat den Windatlas 2016 und den Windatlas 2019 veröffentlicht. Letzterer zeigt im Mittel 0,5 Meter pro Sekunde geringere Windgeschwindigkeiten als der Wiindatlas 2016.

Die Entwicklung der modernen Windenergienutzung begann in Spanien Mitte der 1990er Jahre, als staatliche Förderungen eingeführt wurden. Diese waren industriepolitisch motiviert, wobei die Schaffung neuer Arbeitsplätze im Vordergrund stand. Zudem sind die geographischen Bedingungen für die Windkraft günstig sowie Widerstände durch die Bevölkerung aufgrund der geringen Besiedlungsdichte selten. Bis 2006 hatte Spanien bei der installierten Leistung mit 11.630 MW weltweit hinter Deutschland den zweiten Platz inne. Bis 2012 wurden mehr als 11 GW zugebaut, was aber nicht verhindern konnte, dass China und die USA nach installierter Leistung an dem Land vorbeizogen: 2012 lag Spanien mit einer installierten Leistung von 22,8 GW weltweit auf dem vierten Platz, womit es weiterhin zu den führenden Windenergienutzern gehörte.

Nach vorläufigen Zahlen des Netzbetreibers Red Eléctrica de España war die Windenergie im Jahr 2013 der wichtigste spanische Stromproduzent. Mit einem Anteil von 21,1 % lag die Windenergie damit knapp vor der Kernenergie mit 21,0 %, Kohlekraft (14,6 %) und Großwasserkraft (14,4 %). Die Gesamterzeugung Spaniens betrug 246,17 TWh. Spanien ist nach Angaben der Windkraft-Fachzeitschrift Windpower Monthly damit das erste Land, in dem die Windenergie auf Platz 1 der Erzeugungsstatistik liegt. Ende 2019 lag die in Spanien installierte Gesamtleistung der Windkraftwerke bei 25.808 MW, der zweitgrößte Wert in Europa (nach Deutschland). Der Anteil des Windstroms am gesamten Verbrauch lag 2019 bei 21 %.

Mit Siemens Gamesa hat einer der größten Windkraftanlagenhersteller der Welt seinen Sitz in Spanien. Zudem avancierte Iberdrola zu einem weltweit führenden Investor in der Branche.

Vereinigte Staaten

Die USA sind nach Dänemark das Land, das auf die längste Geschichte der modernen Windstromnutzung zurückblicken kann. Erste Fördermaßnahmen wurden Ende der 1970er Jahre infolge der Ölkrisen beschlossen. Daraufhin setzte in Kalifornien, wo neben der staatlichen Förderung auch ein bundesstaatliches Förderprogramm aufgelegt wurde, Anfang der 1980er Jahre ein früher Windenergieboom ein. Ende 2020 waren in den USA Windkraftanlagen mit einer Leistung von 122,3 GW installiert (2016: 82,2 GW, 2019: 105,4 GW). Der Zubau 2020 betrug 16,2 GW. Im Jahr 2015 wurden 191 TWh Strom aus Windenergie produziert, 2020 waren es 338 TWh, das waren 8,4 % der bereitgestellten elektrischen Energie.

Gefördert werden Windkraftanlagen - wie auch andere Formen Erneuerbarer Energien - in den USA per Production Tax Credit; die Höhe dieser Steuergutschrift betrug 2013 2,2 US-Cent/kWh. Diese läuft (Stand November 2016) bis 2020. Obwohl es in den USA vor 2016 keine Offshore-Windparks gab, kamen Windkraftanlagen 2011 auf einen vergleichsweise hohen Kapazitätsfaktor von 33 %, entsprechend etwa 3000 Volllaststunden.

Volksrepublik China

Erste Schritte zur modernen Windenergienutzung gab es in der Volksrepublik China bereits in den 1980er Jahren, während der der Germanische Lloyd ein Testfeld in der Inneren Mongolei betrieb. Zudem wurden, unterstützt durch Förderprogramme, kleine Windkraftanlagen nach China geliefert, um dort die Elektrifizierung des Landes voranzutreiben. Über eine Nischenfunktion kamen diese Projekte jedoch nicht hinaus.

Seit Mitte der 2000er Jahre wird die Windenergie in der Volksrepublik dagegen massiv ausgebaut. Ende 2006 waren erst 2,6 GW installiert, bis 2009 verdoppelte sich die Kapazität jährlich (Ende 2009 waren 25 GW installiert). 2010 wurden 19 GW zugebaut, womit in diesem Jahr rund die Hälfte der weltweit zugebauten Leistung auf China entfiel. Bis Ende 2016 waren 168,7 GW installiert; gut ein Drittel der weltweit installierten Leistung. Der Zubau im Jahr 2017 betrug 19,5 GW. Die Stromproduktion lag 2015 bei 186,3 TWh, was ca. 3,3 % der chinesischen Gesamtproduktion entsprach. Dieses Wachstum übertraf deutlich die Erwartungen des zwölften Fünfjahresplans von 2011, in dem ein Ausbau auf 200 GW bis zum Jahr 2020 vorgesehen war. 2016 wurde das Ziel nur auf 250 GW angehoben und eine moderate Absenkung der Einspeisevergütungen beschlossen, da es regional Probleme mit den Netzausbau gibt. 2020 nahm China Anlagen mit einer Leistung von etwa 58 Gigawatt neu in Betrieb.

Horst Crome: Handbuch Windenergie-Technik. Ökobuch Verlag, ISBN 3-922964-78-8.

Erich Hau: Windkraftanlagen - Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit. 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, ISBN 978-3-642-28876-0 eingeschränkte Vorschau in der Google-Buchsuche.

Siegfried Heier: Windkraftanlagen: Systemauslegung, Netzintegration und Regelung. 5. Auflage. Vieweg/Teubner, Wiesbaden 2009, ISBN 978-3-8351-0142-5.

Nicole Hesse: Windwerkerei. Praktiken der Windenergienutzung in der frühen deutschen Umweltbewegung. In: Technikgeschichte, , 83 (2016) H. 2, S. 125-150.

Jens-Peter Molly: Windenergie: Theorie, Anwendung, Messung. 2., vollst. überarb. u. erw. Auflage. Verlag C.F. Müller, Karlsruhe 1990, ISBN 3-7880-7269-5.

Mario Neukirch: Die internationale Pionierphase der Windenergienutzung, Diss. Göttingen 2010, uni-goettingen.de (PDF; 1,8 MB)

Stefano Reccia, Daniel Pohl, Denise von der Osten: CleanTech Studienreihe. Band 2: Windenergie. Deutsches CleanTech Institut, Bonn 2009, ISBN 978-3-942292-02-3.

Alois Schaffarczyk (Hrsg.): Einführung in die Windenergietechnik. Carl Hanser Verlag, München 2012, ISBN 978-3-446-43032-7.

Viktor Wesselak, Thomas Schabbach, Thomas Link, Joachim Fischer: Handbuch Regenerative Energietechnik. 3., aktualisierte und erweiterte Auflage. Berlin/Heidelberg 2017, ISBN 978-3-662-53072-6.

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Portal „Windenergie" bei der Agentur für Erneuerbare Energien

Bundesverband WindEnergie (Deutschland)

Fördergesellschaft Windenergie (Deutschland)

Bundesverband Kleinwindanlagen (Deutschland)

IG Windkraft (österreichische Interessenvertretung für Windenergiebetreiber, -hersteller und -förderer)

EWEA: Europäischer Windkraftverband (englisch)

Informationen zur Windenergie beim Bundesministerium für Wirtschaft und Energie

Windenergie - Informationen des Bundesamts für Energie (Schweiz)

World Wind Energy Report 2012 ( vom 20. Oktober 2013 im Internet Archive) (PDF; 3,1 MB) World Wind Energy Association

Länder → Deutschland. In: Datenbank The Wind Power. The Wind Power, Michaël Pierrot, 3. Juli 2017, abgerufen am 29. Juli 2017 (Windenergiedatenbank mit installierten Leistungen, Windparks, Nach Regionen, Herstellern, Bildern und anderen Informationen).

Konstantin Wiegandt: Aktuelle Einspeiseleistung von Windenergie und Solarenergie in Deutschland. In: Einspeisestatistiken Solar- und Windenergie. Wind Journal, Konstantin Wiegandt, abgerufen am 29. Juli 2017.;

Konstantin Wiegandt: Schwankung der Windenergieeinspeisung in Deutschland. In: Einspeisestatistiken Solar- und Windenergie. Wind Journal, Konstantin Wiegandt, abgerufen am 29. Juli 2017 (Windenergie-Einspeisung in Deutschland ab dem 1. Januar 2012).

Einzelnachweise

1. Global Wind Report 2021. Global Wind Energy Council. Abgerufen am 5. April 2021.

2. ↑ Viktor Wesselak, Thomas Schabbach, Thomas Link, Joachim Fischer: Handbuch Regenerative Energietechnik. Berlin/Heidelberg 2017, S. 6.

3. Klaus Heuck, Klaus-Dieter Dettmann, Detlef Schulz: Elektrische Energieversorgung: Erzeugung, Übertragung und Verteilung elektrischer Energie für Studium und Praxis. 9. Auflage. Vieweg + Teubner, Wiesbaden 2013, S. 43.

4. Piotr Michalak, Jacek Zimny: Wind energy development in the world, Europe and Poland from 1995 to 2009; current status and future perspectives. Renewable and Sustainable Energy Reviews 15, (2011), 2330-2341, S. 2330, doi:10.1016/j.rser.2011.02.008.

5. Paolo Malanima: Europäische Wirtschaftsgeschichte 10-19. Jahrhundert. UTB, Wien/ Köln/ Weimar 2010, ISBN 3825233774, S. 97 f.

6. Michael Mende: ↑ Frühindustrielle Antriebstechnik - Wind- und Wasserkraft. In: Ullrich Wengenroth (Hrsg.): Technik und Wirtschaft. VDI-Verlag, Düsseldorf 1993, S. 289-304, S. 291.

7. ↑ Nicola Armaroli, Vincenzo Balzani, Energy for a sustainable world. Weinheim 2011, S. 235.

8. Sanjay Kumar Kar, Atul Sharma: ↑ Wind power developments in India. In: Renewable and Sustainable Energy Reviews 48, (2015), 264-275, S. 265, doi:10.1016/j.rser.2015.03.095

9. ↑ a b c d

10. Heiner Dörner: ↑ Efficiency and economic comparison of different WEC - (wind energy converter) rotor systems. In: Appropriate technologies for semiarid areas: Wind and solar energy for water supply. Conference Report, Berlin 1975.

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Die Windenergie, Wind-Energie oder Windkraft ist die großtechnische Nutzung des Winds als erneuerbare Energiequelle. Die Bewegungs-Energie des Windes wird seit dem Altertum genutzt, um Energie aus der Umwelt für technische Zwecke verfügbar zu machen. In der Vergangenheit wurde die mit Windmühlen verfügbar gemachte mechanische Energie direkt vor Ort genutzt um Maschinen und Vorrichtungen anzutreiben.

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Wasserkraft (auch: Hydroenergie) ist eine regenerative Energiequelle. Der Begriff bezeichnet die Umsetzung potenzieller oder kinetischer Energie des Wassers mittels einer Wasserkraftmaschine in mechanische Arbeit.

Bis zum Anfang des 20. Jahrhunderts wurde Wasserkraft hauptsächlich in Mühlen genutzt. Heute wird fast immer elektrischer Strom mit Hilfe von Generatoren erzeugt. Mit 4296,8 TWh, was einem Anteil von 16,02 % an der weltweiten Stromerzeugung entspricht, war Wasserkraft 2020 nach der Verstromung von Kohle und Erdgas und vor der Kernenergie die drittbedeutendste Form der Stromproduktion.

Geschichte

Die Geschichte der Wasserkraft geht weit zurück. Historiker vermuten, dass sie in China bereits vor 5000 Jahren genutzt wurde. Weitere alte Kulturen am Nil, Euphrat und Tigris und am Indus haben vor 3500 Jahren die ersten, durch Wasserkraft angetriebenen Maschinen in Form von Wasserschöpfrädern zur Bewässerung von Feldern eingesetzt. Zu Zeiten der Römer und Griechen wurde Wasser dann als Antriebsmittel für Arbeitsmaschinen in vielfältiger Art und Weise genutzt. Etwa im 2. Jahrhundert v. Chr. wurde die Archimedische Schraube erfunden, die bis heute genutzt wird.

Ab dem 9. Jahrhundert n. Chr. wurde das unterschlächtige Wasserrad eingesetzt. Fünf Jahrhunderte später wurde das oberschlächtige Wasserrad erfunden. Hier wird neben der Bewegungsenergie des Wassers auch seine potentielle Energie genutzt.

1767 stellte der englische Bauingenieur John Smeaton das erste Wasserrad aus Gusseisen her, was eine wesentliche Voraussetzung für die Industrielle Revolution war, da es durch seine enorm höhere Belastbarkeit größere Leistungen ermöglichte. Das um 1826 erfundene unterschlächtige Wasserrad mit krummen Schaufeln hat etwa den doppelten Wirkungsgrad wie unterschlächtige Wasserräder mit geraden Schaufeln. All diese Verbesserungen trugen und zur Mechanisierung, zur Industrialisierung und zum wirtschaftlichen Aufschwung bei.

Ende des 18. Jahrhunderts gab es in Europa etwa 500.000 bis 600.000 Wassermühlen, die (Getreide)-Mühlen und andere Arbeitsmaschinen antrieben. Die durchschnittliche Leistung dieser Mühlen betrug zwischen 3 und 5 kW, die größten Anlagen hatten bis über 40 kW.

1842 entwickelte der französische Ingenieur Benoît Fourneyron den Vorläufer einer Francis- Wasserturbine. Mit dieser Technik konnten größere Wassermengen und höhere Gefälle ausgenutzt werden, was zu einer Steigerung der Leistungsfähigkeit im Vergleich zu Wasserrädern führte. Als Werner von Siemens 1866 den elektrodynamischen Generator erfand, wurde die Umwandlung von Wasserkraft in elektrischen Strom möglich.

1880 wurde das erste Wasserkraftwerk im englischen Northumberland in Betrieb genommen, um das Landhaus Cragside mit Strom zu versorgen. Am 30. September 1882 eröffnete das Wasserkraftwerk am Fox River in Appleton (Wisconsin). Im August 1895 begann an den Niagarafällen das erste Großkraftwerk der Welt, Edward Dean Adams Power Plant, die Stromproduktion. Der Holzstoff-Fabrikant Konrad Fischer ließ die Elektricitäts-Werke Reichenhall bauen; es nahm am 15. Mai 1890 den Betrieb auf. Es gilt als das erste Wechselstrom-Kraftwerk in Deutschland und das erste E-Werk in Bayern.

1902 fand in Grenoble - 1914 und 1925 zusätzlich mit Ausstellung, dann in Lyon und wieder in Grenoble - der Congrès de la houille blanche statt. Die Bezeichnung „Weiße Kohle" verdeutlicht die Bedeutung, die man dieser Energiequelle beimaß. Der Begriff leitet sich ab vom Wasser der Bergregionen, das oft weiß-schäumend zu Tal fließt. Einen wesentlichen Schub erhielt die Wasserkraft mit der Elektrifizierung der Eisenbahnstrecken. Elektrolokomotiven haben schon beim Anfahren das volle Drehmoment; bei Dampflokomotiven nimmt es mit wachsender Geschwindigkeit zu. Außerdem können E-Lokomotiven bei Bergabfahrt oder beim Bremsen kinetische Energie rekuperativ in elektrischen Strom verwandeln. Gerade in den Bergregionen, wo Wasserkraft ortsnah vorhanden ist, bauten Eisenbahngesellschaften Kraftwerke. Die Elektrizität ist auch „die kleine Schwester der Eisenbahn" genannt worden.

Wasserkraft verfügt über ein großes Potential zur Stromerzeugung, wobei die jeweiligen Potentiale abhängig von Niederschlagsmengen und topographischen bzw. geographischen Verhältnissen regional sehr stark schwanken. Das technisch nutzbare Potential wird auf ca. 26.000 TWh pro Jahr geschätzt, von denen 21.000 TWh auch unter ökonomischen Gesichtspunkten genutzt werden könnten. Das tatsächlich erschließbare Potential liegt bei ca. 16.000 TWh, was etwa dem weltweiten Strombedarf des Jahres 2005 entspricht.

Im Jahr 2020 waren weltweit Wasserkraftwerke mit einer kumulierten Leistung von zusammen rund 1330 GW installiert, die rund 4300 TWh elektrischer Energie produzierten. Damit lieferte die Wasserkraft 16,0 % des Weltbedarfes an elektrischer Energie und rund 58 % der gesamten Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen, die 27,8 % des Weltstrombedarfes deckten. Dies entspricht etwas mehr als der 1,6-fachen Produktion der Kernkraftwerke, die 2020 2.700 TWh lieferten. Rund 60 % der weltweiten Erzeugung findet in den fünf Staaten China, Brasilien, Kanada, USA und Russland statt. 2014 wurde davon ausgegangen, dass global betrachtet im nächsten Jahrzehnt etwa 180 GW an Wasserkraftleistung zugebaut werden, hauptsächlich in China, der Türkei, Brasilien und Indien.

Land

Jährliche
Produktion
(TWh)

Installierte
Kapazität
(GW)

Kapazitäts-
faktor

Anteil an gesamter
Stromproduktion
in jenem Land in %

Russland

212,4

49,9

0,49

19,57

In Deutschland waren Ende des Jahres 2006 7.300 Anlagen aktiv und leisteten 2007 zur gesamten Stromerzeugung einen Beitrag von 3,4 %. In Österreich sind es ca. 56,6 % und in der Schweiz ca. 52,2 %. In Deutschland decken Wasserkraftwerke derzeit ca. 4 % des deutschen Strombedarfs; 1950 waren es noch ca. 20 % gewesen. Ursächlich für diesen Rückgang war der seit 1950 stark gestiegene Stromverbrauch, weshalb der relative Beitrag der Wasserkraft im genannten Zeitraum trotz des Neubaus von Wasserkraftwerken absank.

Unter den Mitgliedstaaten der Europäischen Union tragen Schweden, Italien und Frankreich am meisten mit Energie aus Wasserkraft bei: Im Jahre 2011 lieferte Schweden 66 TWh, an zweiter Stelle standen Italien und Frankreich mit jeweils rund 45 TWh.

Da Wasserkraftanlagen regelbar sind und damit leicht dem Strombedarf angepasst werden können, können sie eine wichtige Ergänzung für andere nicht grundlastfähige erneuerbare Energien wie Windkraft- und Photovoltaikanlagen darstellen.

Wasserkraftwerke

Klassifizierung

Es gibt eine Vielzahl verschiedener Typen von Wasserkraftanlagen. Ihre Einteilung ist nicht immer ganz eindeutig und kann nach unterschiedlichen Aspekten erfolgen. Man kann folgende Einteilungen vornehmen:

Nutzfallhöhe

Niederdruckanlage (Fallhöhe < 15 m)
Mitteldruckanlage (Fallhöhe < 50 m)
Hochdruckanlage (Fallhöhe > 50 m)

Energiewirtschaft

Grundlastkraftwerk
Mittellastkraftwerk
Spitzenlastkraftwerk

Installierte Leistung

Kleinwasserkraftanlagen (< 1 MW)
mittelgroße Wasserkraftanlagen (< 100 MW)
Großwasserkraftanlagen (> 100 MW)

Topographie

Oberlauf (Speicherkraftwerk)
Mittellauf (Laufwasser- und Speicherkraftwerk)
Unterlauf (Flusskraftwerk)
Meer (Gezeitenkraftwerk)

Betriebsweise

Inselbetrieb
Verbundbetrieb

Anlagentypen

Klassifizierung

Wie auch bei den Kraftwerkstypen, können Turbinen nach verschiedenen Aspekten differenziert werden: Nach der Beaufschlagung (teil- oder vollbeaufschlagt), der Radform (radial, diagonal, axial), der Bauweise (senkrecht oder waagerecht zur Wellenlage) sowie der Wirkungsweise, welche das wohl gebräuchlichste Unterscheidungsmerkmal darstellt. Demnach gibt es Gleichdruckturbinen und Überdruckturbinen.

Je nach Turbinentyp und Betriebspunkt besteht die Gefahr von Schäden durch Kavitation.

Allgemeine Grundlagen

Energetisch

Energie tritt in verschiedenen Formen auf. Unter Berücksichtigung der Gesetze der Thermodynamik kann Energie in Arbeit umgewandelt werden. Für die Wasserkraftnutzung sind kinetische Energie und die potenzielle Energie entscheidend. Wasser über dem Meeresspiegel besitzt potenzielle Energie und erfährt durch die Schwerkraft eine Beschleunigung, wodurch ein Teil der Anfangsenergie automatisch in kinetische Energie umgewandelt wird. Diese fluidmechanische Energie wird in Wasserkraftanlagen durch Turbinen in mechanische Energie ( Rotationsenergie) umgewandelt und letztlich durch Generatoren in elektrischen Strom transformiert.

Um die maximal transformierbare Energie zu bestimmen, muss eine Berechnung nach der erweiterten Bernoulli-Gleichung erfolgen, bei der sämtliche Verluste durch Turbulenzen oder durch Reibung an Anlagenteilen berücksichtigt werden. Verluste bei der Energieumwandlung entweichen in Form von Wärme- oder Schallenergie.

Die Leistung, auch Energiefluss bezeichnet, wird von der Fallhöhe des Wassers, der Menge des Wassers, der Dichte des Wassers und vom Wirkungsgrad der Anlage beeinflusst, wobei der Gesamtwirkungsgrad sämtliche Verluste der Turbinen und des Generators beinhaltet. Für Wasserkraftanlagen liegt der Gesamtwirkungsgrad bei 80 % oder höher. Im Vergleich zu anderen Kraftwerkstypen ist dieser Wert der größte. Nach energiewirtschaftlichen Gesichtspunkten zählt Wasserkraft zur Primärenergie, da sie direkt aus einer natürlichen Energiequelle stammt.

Hydrologisch

Hydrologisch hat für die Wasserkraft der Wasserkreislauf große Bedeutung. Er beschreibt die Bewegungen des Wassers auf regionaler und globaler Ebene. Angetrieben durch die Strahlungsenergie der Sonne durchläuft das Wasser verschiedene Aggregatzustände. Im Prinzip funktioniert der Kreislauf wie folgt: Wasser verdunstet aus Oberflächengewässern (Meere, Seen, Flüsse) und steigt in Form von Wasserdampf in die Atmosphäre auf. Dort kondensiert es, worauf es vorwiegend als Regen oder Schneefall wieder auf die Erdoberfläche gelangt. Durch topographische Bedingungen entstehen Einzugsgebiete, in denen der Niederschlag Flüsse mit Wasser anreichert.

Die von einem Fluss geführte Menge Wasser unterliegt starken Schwankungen, verursacht vor allem durch jahreszeitliche Niederschlagsschwankungen und durch klimatische und meteorologische Verhältnisse. Der Abfluss ist ein sehr wichtiger Parameter für die Bemessung von Wasserkraftanlagen. Vor allem sind Extremwerte zu berücksichtigen, damit z. B. bei Hochwasser keine Schäden entstehen. Möglichst langjährige Messungen über den Abfluss eines Einzugsgebietes helfen dabei. Nützlich dafür sind neben der Ganglinie eines Flusses die Abflussdauerlinie, die Summenlinie und die Fülllinie, die alle in einem Abfluss-Tage-Diagramm beschrieben werden.

Die Ganglinie, Ausgangspunkt für hydrologische Abflussuntersuchungen, gibt für Zeitintervalle (z. B. Tage, Stunden) die entsprechende Abflussmenge an.

Die Dauerlinie ist nach ihren Abflusswerten geordnet und gibt somit an, an wie vielen Tagen eines Jahres ein bestimmter Abflusswert überschritten bzw. unterschritten wird.

Die Summenlinie ist für die Bemessung von Wasserkraftanlagen mit Speicher von Bedeutung. Sie entsteht durch Aufsummieren der Ganglinie über die Zeit.

Um bei Hochwasserereignissen den Abfluss beschreiben zu können, wird die Fülllinie verwendet. Existieren nicht genug Daten für einen bestimmten zu prüfenden Standort, können statistische Verfahren zur Erhebung der Daten angewandt werden. Aus der Kenntnis über die Abflussdaten, den Typ des geplanten Kraftwerks, die Turbinenwahl und weitere geplante Nutzungen des Wassers, wie Schifffahrt oder ökologisch bedingte Mindestwasserabgabe, kann der, für das bestimmte Kraftwerk, ausgelegte Ausbaudurchfluss bestimmt werden. Bei ihm soll, mit gleichzeitig günstigem Wirkungsgrad, die Leistung maximal werden. Je nach Kraftwerksgröße wird der Ausbaudurchfluss so ausgelegt, dass er an etwa 100 Tagen im Jahr überschritten wird.

Ob eine Wasserkraftanlage rentabel ist, ergibt sich aus den Kosten, den Mengen und den dafür erzielbaren Strompreisen (siehe auch Kosten-Nutzen-Verhältnis).

Rechtliches

In Deutschland beschäftigen sich das Wasserhaushaltsgesetz (WHG), das Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) und das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) mit Wasserkraft.

Die Kosten für eine Wasserkraftanlage setzen sich aus den Anlagen- und den Betriebskosten zusammen. Die Anlagenkosten, auch Investitionskosten genannt, setzen sich wiederum aus allen Ausgaben für den Bau der Anlage zusammen. Im Gegensatz zu Verbrennungskraftwerken müssen bei der Energiegewinnung aus Wasserkraft keine oder nur geringe finanzielle Mittel für die jeweilige Ressource gezahlt werden, da sie fast unbegrenzt zur Verfügung steht. Das bedeutet, dass die Betriebskosten - mit Ausnahme von Pumpspeicherkraftwerken - bei voll funktionsfähigen Wasserkraftwerken sehr gering im Vergleich zu den Anlagenkosten ausfallen.

Die Frage der Wirtschaftlichkeit richtet sich danach, in welchem Verhältnis die Anlagen- und Betriebskosten zum Rohertrag stehen. Insgesamt kann man sagen, dass die entscheidenden Faktoren die Anlagenkosten und die Ausnutzungsdauer sind. Wasserkraft ist für die Energiewirtschaft zumeist grundlastfähig. Es kann also in diesen Fällen fast ständig Strom produziert werden, wodurch eine Gewinnkalkulation mit dem im EEG festgelegten Vergütungssätzen durchgeführt werden kann. Grundsätzlich gilt, dass Wasserkraftwerke in der Regel sehr lange Betriebsdauern aufweisen und sich über die Laufzeit sehr gut amortisieren.

Wasserkraftnutzung und Ökologie

Obwohl die Nutzung von Wasserkraft zur Energiegewinnung meist als besonders ökologisch anerkannt wird, sind mit ihr teilweise erhebliche Eingriffe in die Natur und Landschaft verbunden. So wurde eines der bedeutendsten Naturdenkmale am Rhein, der Kleine Laufen bei Laufenburg für das erste stromquerende Kraftwerk am Rhein gesprengt. Das Kraftwerk ging 1914 in Betrieb. Auch für den Rheinfall von Schaffhausen (auch Großer Laufen) wurden ab 1887 mehrfach Anstrengungen unternommen, die ungenutzt zu Tale stürzenden Wassermassen der Energiegewinnung zuzuführen; Bedenken wegen des Eingriffs in das Landschaftsbild verhinderten die Umsetzung bis heute. Ein aktuelles Beispiel, bei dem die Energiegewinnung durch Wasserkraft gleichzeitig ein gravierender Eingriff in ein Ökosystem bedeutet, ist der Drei-Schluchten-Damm am Jangtsekiang in China.

Die für die europäischen Staaten geltende Europäische Wasserrahmenrichtlinie (WRRL) definiert die Verträglichkeit von Eingriffen in heimische Fließgewässer. Neben dem Beibehalt bzw. der Verbesserung der chemisch-biologischen Güte dieser aquatischen Lebensräume widmet sich die WRRL gezielt den morphologischen Parametern. Als Zielzustand wurden der gute ökologische Zustand bzw. das gute ökologische Potential definiert, das bis spätestens 2027 erreicht sein soll. Dies wirkt sich maßgeblich auf die Definition des ausbaufähigen Wasserkraftpotentials aus. So ist die Wasserkraftnutzung nur noch unter Berücksichtigung sämtlicher ökologischer Parameter möglich, unter anderem unter Gewährleistung einer ausreichenden Restwassermenge im Gewässer. Wasserkraftprojekte können nur unter Einhaltung dieser ökologischen Vorgaben umgesetzt werden. Diese Forderungen schaffen ein Spannungsfeld zwischen Energiewirtschaft und Ökologie, da bestehende Anlagen technisch auf die bewilligte Einzugswassermenge abgestimmt sind und Restwasservorschreibungen mit entsprechenden energetischen und wirtschaftlichen Einbußen einhergehen. Auch ist die Herstellung der Durchgängigkeit an bestehenden Standorten mit hohen Investitionskosten verbunden und verursacht, v. a. in der Kleinwasserkraft, oftmals wirtschaftlich kritische Situationen.

Vor- und Nachteile der Wasserkraft

In Stauseen entstehen Gase wie und Methan (mit 25-fachem Treibhauspotenzial wie CO ₂). Die Menge hängt insbesondere vom Bewuchs vor der Stauung ab sowie dem Alter des Sees, sie ist vom Zeitpunkt der Flutung an abnehmend. Pro Jahr werden durch die Wasserkraftnutzung weltweit ca. 48 Millionen Tonnen Kohlenstoff in Form von Kohlenstoffdioxid und 3 Millionen Tonnen Kohlenstoff in Form von Methan freigesetzt. Dies sind geringe Mengen verglichen mit den gesamten durch menschliche Nutzung verursachten jährlichen Kohlenstoffemissionen (ca. 10 Mrd. Tonnen Kohlenstoff in CO ₂ und 400 Mio. Tonnen Kohlenstoff in Methan), womit Wasserkraftwerke global keine große Rolle als Kohlenstoffemittenten spielen. Unter bestimmten Voraussetzungen können in einigen Regionen, zum Beispiel den Tropen, jedoch nennenswerte Mengen Kohlenstoff freigesetzt werden. Andererseits können die großen Wasserflächen durch die Verdunstung (Effekt der Verdunstungskühlung) regional auch positiv zum Klima beitragen.

Vorteile:

Wasser zählt zu den regenerativen Rohstoffen, d. h., es wird nicht verbraucht

Fossile Energieressourcen, wie Kohle, Erdöl und -gas werden geschont

Unabhängigkeit von konventionellen Energieträgern

Klimaschutz, da CO₂-arm; bei Speicherkraftwerken mit extra dafür aufgefüllten Stauseen überwiegt der Klimaschutzeffekt aufgrund der veränderten Albedo durch die Speicherseen erst nach mehreren Jahren oder gar Jahrzehnten.

Anlagenteile sind nach Ende der Betriebszeit recyclebar

Hochwasserschutz für Unterlieger

Speicherseen sind gleichzeitig Speicher für Trinkwasser und für die Bewässerung in der Landwirtschaft

Wasserkraft und variable Erneuerbare Energien ergänzen sich, womit der Bedarf an Speicher- oder Schattenkraftwerke reduziert werden kann

Nachteile:

Durch die Ausleitung von Wasser wird die Wassermenge in der Gewässerstrecke zwischen Anstau und Wiedereinleitung unterhalb der Turbinen verringert. Diese Verringerung auf die sogenannte Restwassermenge stellt einen Eingriff in den Wasserhaushalt dar, wobei in einzelnen Fällen großräumige Veränderungen des ökologischen Gleichgewichts entstehen können.

Ökologische Barriere: Fische und Kleinstlebewesen können nicht mehr ihre gewohnten Wanderungen durchführen, oder sie sterben, wenn sie in die Turbinen eingezogen werden.

Verringerte Fließgeschwindigkeit aufgrund des Gewässeraufstaus führt zu verringerter Sauerstoffkonzentration und Erhöhung der Wassertemperatur.

Der Grundwasserspiegel im Bereich des Unterlaufs kann stark abnehmen, während er im Bereich der Aufstauung ansteigt. Je nach Art der Zusammensetzung von Flora und Fauna kann dies nachteilige Wirkungen auf deren Zusammenleben haben.

Mit dem Geschieberückhalt ist eine Sedimentation oberhalb und eine verstärkte Erosion unterhalb der Staustufe verbunden.

Wenn Flächen in warmen Regionen und mit viel Vegetation überflutet werden, kommt es durch Faulungsprozesse zur Emission der Treibhausgase Methan und Kohlenstoffdioxid.

Bei Dammbruch besteht das Risiko einer Zerstörung des Lebensraums für Mensch und Natur.

Beim Anlegen des Stauraums werden teilweise riesige Flächen überflutet, wobei auch der Lebensraum für Menschen verloren geht.

Lösungsmöglichkeiten

Es gibt verschiedene Möglichkeiten, die Belange des Natur- und Gewässerschutzes zu achten. Die einfachste Möglichkeit, die Natur vor Eingriffen zu schützen, besteht darin, Eingriffe zu unterlassen. Deshalb sollten in erster Linie bestehende Wasserkraftanlagen ausgebaut werden und neue nur dort errichtet werden, wo bereits Stauanlagen vorhanden sind. Durch neuartige technische Verbesserungen der Anlagenteile kann man eine Leistungssteigerung erreichen und gleichzeitig die ökologische Situation verbessern. Die weitere Entwicklung besteht also im Ersatz und der Modernisierung bereits bestehender Anlagen. Durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz in Deutschland wird für solche Fälle die Vergütung neuer oder modernisierter Anlagen so geregelt, dass sich der ökologische Zustand des Gewässers mit dem Bau oder der Modernisierung verbessern muss.

Außerdem muss auch der Natur- und Gewässerschutz stets beachtet werden. Solange aber die umweltrelevanten Aspekte berücksichtigt werden, steht dem Bau neuer Wasserkraftanlagen nichts entgegen. Durch verschiedene Gestaltungs- und Kompensationsmaßnahmen ist es möglich, die Ökologie eines Gewässers zu verbessern.

Eine Mindestwasserabgabe an den Unterlauf und die Geschiebedurchgängigkeit zu gewährleisten ist zwingend notwendig.

Fischtreppen sind Auf- und Abstiegshilfen oder Umgehungsgerinne für Fische. Sie zählen zu den entscheidenden Baumaßnahmen.

Es gibt mittlerweile auch technisch verbesserte Turbinen, die es möglich machen, dass Fische sie meist unverletzt passieren können.

Das Problem des geringen Sauerstoffgehalts kann durch sogenannte „Luft"-Turbinen gelöst werden, die Sauerstoff in das Gewässer eintragen.

Eine möglichst naturnahe Gestaltung der Gewässer mit Strukturvielfalt im Staubereich, etwa durch Tief- und Flachwasserzonen, Altarme und Schotterbänke, führt zu einem natürlichen Gewässerprofil und verbessert die Habitate von Flora und Fauna.

Um das landschaftliche Erscheinungsbild nicht zu zerstören, sollten die Anlagen harmonisch in die Landschaft eingegliedert werden.

Kleine Wasserkraftwerke

Vielfach werden kleine Wasserkraftwerke als ökologisch verträglich angesehen. Dabei argumentieren Befürworter so, dass Anlagen, die nach neuesten Standards und fachgerecht gebaut seien, die Gewässer nicht belasten und diese teilweise durch den Bau von Fischtreppen oder durch Begleitmaßnahmen „ökologisch aufgewertet" werden. Kritiker wenden dagegen vielfach ein, dass Kleinwasserkraftanlagen und damit verbundene Eingriffe wie Anstau, Verbauungen oder verminderte Restwassermengen insbesondere durch ihre Vielzahl und gestreute Verteilung in einem Flussgebiet schwere kumulative Eingriffe in die betroffenen Ökosysteme darstellten.

Strom aus Abwasserkanälen

Einen gänzlich neuartigen Ansatz zur ökologisch weitgehend unbedenklichen Nutzung von Wasserkraft stellt der Einsatz speziell konstruierter Turbinen zur Erzeugung von Strom in Abwasserkanälen dar, bei denen sich selbst bei nachträglichem Einbau in bestehende Abwasserkanäle weder Eingriffe in das Landschaftsbild noch Beeinträchtigungen von Fischwegen ergeben. Zudem kann durch Nutzung von Abwasserkanälen die Stromproduktion aufgrund der flächenhaften Verbreitung von Abwasserkanälen dezentral und damit nahe an potenziellen Verbrauchern erfolgen.

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Ulrich Maniak: Hydrologie und Wasserwirtschaft: Eine Einführung für Ingenieure. 6. Auflage. 2010.

Sándor O. Pálffy: Wasserkraftanlagen, Klein- und Kleinstkraftwerke. 6. Auflage. 2006.

Toni Schmidberger: Das erste Wechselstromkraftwerk in Deutschland. Bad Reichenhall 1984, Druck: Slavik, Marzoll.

Bernd Uhrmeister, Nicola Reiff, Reinhard Falters: Rettet unsere Flüsse - Kritische Gedanken zur Wasserkraft. Pollner Verlag, 1999, ISBN 3-925660-59-3.

Einzelnachweise

1. Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme. Technologie - Berechnung - Simulation. 9. aktualisierte Auflage. München 2015, S. 327.

2. The World's First Hydroelectric Power Plant Began Operation

3. Toni Schmidberger: Das erste Wechselstrom-Kraftwerk in Deutschland, 1984, S. 9-33.

4. Raoul Blanchard: L'Exposition de Grenoble. In: Revue de géographie alpine. Tome 13 Nr. 4., 1925, S. 754 (französisch).

5. François Caron: À propos de la dynamique des systèmes: pour une histoire des relations entre Électricité et Chemin de fer, in: Électricité et électrification dans le monde, Presses universitaires de France, Paris 1992, ISBN 978-2-915797-59-6, S. 477-486 (französisch).

6. Zhou et al., A comprehensive view of global potential for hydro-generated electricity. In: Energy and Environmental Science 8, (2015), 2622-2633, doi:10.1039/c5ee00888c.

7. Omar Ellabban, Haitham Abu-Rub, Frede Blaabjerg: Renewable energy resources: Current status, future prospects and their enabling technology. Renewable and Sustainable Energy Reviews 39, (2014), 748-764, S. 751f, doi:10.1016/j.rser.2014.07.113.

8. 2021 Hydropower Status Report. (PDF) Abgerufen am 16. Juli 2021.. Website der International Hydropower Association (iha). Abgerufen am 16. Juli 2021.

9. Kurzinfo des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit ( vom 8. Februar 2013 im Internet Archive)

10. Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme. Technologie - Berechnung - Simulation. 9. aktualisierte Auflage. München 2015, S. 327f.

11. BMWi: Erneuerbare Energien in Zahlen. Nationale und internationale Entwicklung ( vom 10. September 2015 im Internet Archive). Berlin 2013.

12. Zhou et al.: A comprehensive view of global potential for hydro-generated electricity. In: Energy and Environmental Science 8, (2015), 2622-2633, S. 2630, doi:10.1039/c5ee00888c.

13. Günther Oberdorfer: Die Rolle Österreichs in einem europäischen Verbundnetz: Das Spine-Netz. Springer-Verlag, Wien 1950, ISBN 978-3-662-23978-0, doi:10.1007/978-3-662-26090-6.

14. Durch Zusammenrechnung von Slowenien, Kroatien, Serbien und Makedonien

15. Durch Zusammenrechnung von Tschechien und der Slowakei

16. EU (2000): Richtlinie 2000/60/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. Oktober 2000 zur Schaffung eines Ordnungsrahmens für Maßnahmen der Gemeinschaft im Bereich der Wasserpolitik. - Amtsblatt der Europäischen Gemeinschaften L 327/1 - 327/72 vom 22. Dezember 2000.

17. Barros et al., Carbon emission from hydroelectric reservoirs linked to reservoir age and latitude. In: Nature Geoscience 4, (2011), 593-596, doi:10.1038/NGEO1211

18. Klimaerwärmung: Studie: Wasserkraft ist nicht sofort klimafreundlich. In: Science.ORF.at. 25. Februar 2021, abgerufen am 27. Februar 2021.

19. Leibniz-Institut für Gewässerökologie und Binnenfischerei: Wasserkraft: Das Sterberisiko für Fische an Turbinen bewerten. In: igb-berlin.de. 24. Oktober 2020, abgerufen am 31. Oktober 2020.

20. Wolter Christian u. a.: Fachplanerische Bewertung der Mortalität von Fischen an Wasserkraftanlagen. BfN-Skripten, Nr.561. Bonn (Bundesamt für Naturschutz) 2020, S.213, doi:10.19217/skr561.

21. Elektrischer Strom aus Abwasser - eine neuartige Form der Nutzung umweltfreundlicher Wasserkraft Blue Synergy

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Wasserkraft (auch: Hydroenergie) ist eine regenerative Energiequelle. Der Begriff bezeichnet die Umsetzung potenzieller oder kinetischer Energie des Wassers mittels einer Wasserkraftmaschine in mechanische Arbeit. Bis zum Anfang des 20. Jahrhunderts wurde Wasserkraft hauptsächlich in Mühlen genutzt. Heute wird fast immer elektrischer Strom mit Hilfe von Generatoren erzeugt.

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Erdwärme ist die im zugänglichen Teil der Erdkruste gespeicherte Wärme ( thermische Energie), sie kann aus dem Erdinneren stammen oder (beispielsweise in Frostböden) durch Niederschläge oder Schmelzwässer eingebracht worden sein und zählt zu den regenerativen Energien, die durch Erdwärmeübertrager entzogen und genutzt werden können. Erdwärme kann sowohl zum Heizen, zum Kühlen (siehe dazu Eis-Speicher-Wärmepumpe), zur Erzeugung von elektrischem Strom oder in der kombinierten Kraft-Wärme-Kopplung genutzt werden. In einem Erdpufferspeicher „zwischengelagerte" Wärme wird nicht zur Erdwärme gezählt.

Geothermie bezeichnet sowohl die geowissenschaftliche Untersuchung der thermischen Situation als auch die ingenieurtechnische Nutzung der Erdwärme.

Geothermie ist eine Kerntechnologie der Wärmewende, sie hat das Potential, ganze Großstädte mit erneuerbarer Wärme zu versorgen (siehe hierzu die Wärmestrategie der Stadt München).

Die bei ihrer Entstehung glutflüssige Erde ist innerhalb weniger Millionen Jahre erstarrt. Seit über vier Milliarden Jahren ist der radiale Temperaturverlauf im Erdmantel nur wenig steiler als die Adiabate. Dieser Temperaturgradient ist mit etwa 1 K/km viel zu klein, als dass Wärmeleitung einen wesentlichen Beitrag zum Wärmetransport leisten könnte. Vielmehr treibt der über die Adiabate hinausgehende Betrag des Temperaturgradienten die Mantelkonvektion an. Die im Vergleich zum Erdalter sehr rasche Konvektion - die ozeanische Kruste wurde und wird selten älter als 100 Millionen Jahre - wäre ohne aktive Wärmequellen im Erdinneren bald zum Erliegen gekommen. Das heißt, dass fühlbare Wärme, die noch aus der Zeit der Entstehung der Erde stammt, am heutigen Wärmestrom kaum beteiligt ist.

Der zeitliche Temperaturverlauf war zunächst von der Kinetik des radioaktiven Zerfalls dominiert. Kurzlebige Nuklide sorgten für ein Maximum der Manteltemperatur im mittleren Archaikum. Seit früher Zeit trägt auch Kristallisationswärme von der Grenze des langsam wachsenden, festen inneren Erdkerns und gravitative Bindungsenergie aus der damit verbundenen Schrumpfung des ganzen Kerns zur Mantelkonvektion bei.

Heute stammt immer noch der größere Teil der Wärme leistung aus dem radioaktiven Zerfall der langlebigeren Nuklide im Mantel, ²³⁵ U und ²³⁸U, ²³² Th und ⁴⁰ K. Der Beitrag jedes Nuklids wird berechnet aus der Zerfallsenergie und der Zerfallsrate; diese wiederum aus der Halbwertszeit und der Konzentration. Konzentrationen im Mantel sind der Messung nicht zugänglich, sondern werden aus Modellen der Gesteinsbildung geschätzt. Es ergibt sich eine Leistung aus radioaktivem Zerfall von etwa 20 bis 30 Terawatt oder 40 bis 50 kW/km². Der gesamte Erdwärmestrom aus radioaktiven Zerfallsprozessen beträgt etwa 900 EJ pro Jahr. Dies entspricht wiederum einer Leistung von etwa 27,5 Terawatt für die gesamte Erde. Seit kurzem werden Zerfallsraten mittels Neutrinodetektoren auch direkt gemessen, in Übereinstimmung mit dem bekannten Ergebnis, allerdings noch sehr ungenau, ±40 %. Angesichts der Langlebigkeit von Uran-238 und Thorium-232 ist auch auf geologischen Zeitskalen nicht mit einem „Versiegen" dieser Quelle der Erdwärme zu rechnen.

Der vertikale Wärmetransport durch Mantelkonvektion endet unter der Erdkruste. Von dort wird Wärme zunächst zum größten Teil durch Wärmeleitung transportiert, was einen viel höheren Temperaturgradienten als im Mantel erfordert, in kontinentaler Kruste oft in der Größenordnung von 30 K/km, siehe geothermische Tiefenstufe. Zusammen mit der Wärmeleitfähigkeit ergibt sich die lokale Wärmestromdichte. Diese beträgt im Durchschnitt etwa 65 mW/m² im Bereich der Kontinente und 101 mW/m² im Bereich der Ozeane, global gemittelt 87 mW/m², was in einer global integrierten Wärmeleistung von etwa 44 Terawatt resultiert.

Das ist nur etwa das Doppelte des Weltenergiebedarfs, was bedeutet, dass Erdwärmenutzung im großen Stil immer auf eine lokale Abkühlung des Gesteins hinausläuft. Aufgrund der Wärmekapazität des Gesteines, und der damit verbundenen Menge der gespeicherten Wärme kann aber bei ausreichend großem Volumen die Abkühlung innerhalb der Nutzungsdauer gering bleiben und die Erdwärmenutzung somit nachhaltig sein. Der Weltenergiebedarf ist verglichen mit der in der Kruste gespeicherten Wärme klein. Diese lokale Abkühlung ihrerseits bewirkt dann eine Vergrößerung des Zuflussbereichs. Bei vorhandenen Aquiferen kann das effektiv genutzte Volumen von vornherein größer sein, da hier neben den Temperaturgradienten auch die Druckgradienten eine Rolle spielen. Diese finden sich beispielsweise in Grabenbrüchen (in Deutschland der Oberrheingraben) oder in tiefen Sedimentbecken. Solche Gebiete sind zunächst Gebieten vorzuziehen, in denen ein dichtes Gestein für die Konvektion erst erschlossen werden muss. Im Umfeld von Salzdiapiren kann durch deren hohe Wärmeleitfähigkeit Wärme aus einem großen Volumen zufließen.

Im oberflächennahen Grundwasser und in den oberflächennahen Gesteinsschichten wächst mit geringer werdenden Tiefen der Anteil an der Erdwärme, der letztlich aus der Sonneneinstrahlung stammt.

Tiefe Geothermie ist die Nutzung von Lagerstätten, die in größeren Tiefen als 400 m unter Geländeoberkante erschlossen werden.

Wärme ist umso wertvoller, je höher das Temperaturniveau ist, auf dem sie zur Verfügung steht. Es wird unterschieden zwischen Hochenthalpie- (hohe Temperaturen) und Niederenthalpielagerstätten (geringere Temperaturen). Als Grenze wird meist eine Temperatur von 200 °C angegeben.

Die weltweite Stromerzeugung aus Geothermie wird durch die Nutzung von Hoch enthalpie-Lagerstätten, die Wärme bei hoher Temperatur liefern, dominiert. Dies sind geologische Wärmeanomalien, die oft mit aktivem Magmatismus einhergehen; dort sind mehrere hundert Grad heiße Fluide (Wasser/Dampf) in einer Tiefe von wenigen hundert Metern anzutreffen. Ihr Vorkommen korreliert stark mit aktiven oder ehemals aktiven Vulkanregionen. Es gibt aber auch Hochenthalpiefelder, die einen rein plutonitischen oder strukturgeologischen Hintergrund haben.

Abhängig von den Druck- und Temperaturbedingungen können Hochenthalpie-Lagerstätten mehr dampf- oder mehr wasserdominiert sein. Früher wurde der Dampf nach der Nutzung in die Luft entlassen, was zu erheblichem Schwefelverbindungsgeruch führen konnte (Italien, Larderello). Heute werden die abgekühlten Fluide in die Lagerstätte reinjiziert (zurückgepumpt). So werden negative Umwelteinwirkungen vermieden und gleichzeitig die Produktivität durch Aufrechterhalten eines höheren Druckniveaus in der Lagerstätte verbessert.

Das heiße Fluid kann zur Bereitstellung von Industriedampf und zur Speisung von Nah- und Fernwärmenetzen genutzt werden. Besonders interessant ist die Erzeugung von Strom aus dem heißen Dampf. Hierfür wird das im Untergrund erhitzte Wasser genutzt, um eine Dampfturbine anzutreiben. Der geschlossene Kreislauf im Zirkulationssystem steht so unter Druck, dass ein Sieden des eingepressten Wassers verhindert wird und der Dampf erst an der Turbine entsteht ( Flash-Verdampfung).

In nichtvulkanischen Gebieten können die Temperaturen im Untergrund sehr unterschiedlich sein. In der Regel sind jedoch tiefe Bohrungen notwendig; für die Stromerzeugung sind Temperaturen über 80 °C erforderlich. Für eine in Deutschland wirtschaftlich sinnvolle Nutzung müssen die Temperaturen des Fluids über 100 °C liegen.

Generell werden im Bereich der tiefen Geothermie drei Arten der Wärmeentnahme aus dem Untergrund unterschieden; welches der in Frage kommenden Verfahren zum Einsatz kommt, ist von den jeweiligen geologischen Voraussetzungen, von der benötigten Energiemenge sowie dem geforderten Temperaturniveau der Wärmenutzung abhängig. Es wird öfter zur Wärmegewinnung genutzt, denn da kann bereits bei geringeren Vorlauftemperaturen die Wirtschaftlichkeit erreicht werden. Derzeit (2010) werden in Deutschland fast ausschließlich hydrothermale Systeme geplant. HDR-Verfahren befinden sich in den Pilotprojekten in Bad Urach (D), in Soultz-sous-Forêts im Elsass (F) und in Basel (CH) in der Erprobung. In Südost-Australien Cooperbecken ist seit 2001 ein kommerzielles Projekt im Gange (Firma Geodynamics Limited).

Liegen entsprechende Temperaturen in einem Aquifer vor, so kann aus diesem Wasser gefördert, abgekühlt und reinjiziert werden: Im Untergrund vorhandene Thermalwässer werden an einer Stelle gefördert und an einer anderen Stelle in den gleichen natürlichen Grundwasserleiter injiziert. Zur Förderung reicht dabei ein Druckausgleich, das Thermalwasser an sich zirkuliert nicht im Untergrund. Hydrothermale Energie ist je nach vorliegender Temperatur zur Wärme- oder Stromgewinnung nutzbar. Die für hydrothermale Geothermie in Deutschland brauchbaren geologischen Horizonte können im Geothermischen Informationssystem ersehen werden.

werden oft auch als HDR-Systeme ( Hot- Dry- Rock) bezeichnet: Ist das Gestein, in dem die hohen Temperaturen angetroffen wurden, wenig permeabel, so dass aus ihm kein Wasser gefördert werden kann, so kann dort ein künstlich eingebrachtes Wärmeträgermedium (Wasser oder auch ) zwischen zwei tiefen Brunnen in einem künstlich erzeugten Risssystem zirkuliert werden: zunächst wird Wasser mit (mindestens einer) Injektions- bzw. Verpressbohrung in das Kluftsystem eingepresst unter einem Druck, welcher so weit über dem petrostatischen Druck liegen muss, dass die minimale Hauptspannung in der jeweiligen Teufenlage überschritten wird, in das Gestein gepresst (hydraulische Stimulation oder Fracking); hierdurch werden Fließwege aufgebrochen oder vorhandene aufgeweitet und damit die Durchlässigkeit des Gesteins erhöht. Dieses Vorgehen ist notwendig, da sonst die Wärmeübertragungsfläche und die Durchgängigkeit zu gering wären. Anschließend bildet dieses System aus natürlichen und künstlichen Rissen einen unterirdischen, geothermischen Wärmeübertrager. Durch die zweite, die Produktions- oder Förderbohrung, wird das Trägermedium wieder an die Oberfläche gefördert.

Tatsächlich ist die Annahme, bei diesen Temperaturen und Tiefen trockene Gesteinsformationen vorzufinden, nicht korrekt. Aus diesem Grund existieren auch verschiedene andere Bezeichnungen für dieses Verfahren: u. a. Hot-Wet-Rock (HWR), Hot-Fractured-Rock (HFR) oder Enhanced Geothermal System (EGS). Als neutrale Bezeichnung wird der Begriff petrothermale Systeme verwendet.

Eine tiefe Erdwärmesonde ist ein geschlossenes System zur Erdwärmegewinnung, bei dem im Vergleich zu „offenen" Systemen vergleichsweise wenig Energie extrahiert wird. Die Sonden bestehen aus einer einzigen Bohrung mit teilweise deutlich mehr als 1000 m Tiefe, in der ein Fluid zirkuliert, das in der Regel in einem koaxialen Rohr eingeschlossen ist. Im Ringraum der Bohrung fließt das kalte Wärmeträgerfluid nach unten, wird in der Tiefe erwärmt und steigt anschließend in der dünneren eingehängten Steigleitung wieder auf. Bei derartige Erdwärmesonden besteht kein Kontakt zum Grundwasser, damit fallen die Nachteile offener Systeme weg und sie sind damit an jedem Standort möglich. Ihre Entzugsleistung hängt neben technischen Parametern von den Gebirgstemperaturen und den Leitfähigkeiten des Gesteins ab. Sie wird jedoch nur einige hundert kW betragen und somit wesentlich kleiner sein als die eines vergleichbaren offenen Systems. Dies liegt daran, dass die Wärmeübertragungsfläche deutlich kleiner ist, da sie nur der Mantelfläche der Bohrung entspricht.

Tiefe Erdwärmesonden wurden beispielsweise 2005 in Aachen ( SuperC der RWTH Aachen) und Arnsberg (Freizeitbad Nass) gebaut. Ende 2009 wurde in der Schweiz die Forschungsanlage Tiefen-EWS Oftringen realisiert. Es handelt sich hierbei um eine 706 m tiefe konventionelle Doppel-U-Sonde, welche 2009 / 2010 im Sinne einer Direktheizung (also ohne den Einsatz mit einer Wärmepumpe) getestet wurde.

Alternativ zur Zirkulation von Wasser (mit eventuellen Zusätzen) in der Erdwärmesonde sind auch Sonden mit Direktverdampfern ( Wärmerohre oder englisch ) vorgeschlagen worden. Als Wärmeträgerfluid kann dabei entweder eine Flüssigkeit mit einem entsprechend niedrigen Siedepunkt verwendet werden, oder ein Gemisch beispielsweise aus Wasser und Ammoniak. Eine derartige Sonde kann auch unter Druck betrieben werden, was einen Betrieb beispielsweise mit Kohlendioxid möglich macht. Heatpipes können eine höhere Entzugsleistung erreichen als konventionelle Sonden, da sie auf ihrer gesamten Länge die Verdampfungstemperatur des Arbeitsmittels haben können.

Bei tiefen Erdwärmestichsonden bis 3000 m ist eine Isolierung bis zu einer Tiefe von etwa 1000 m sinnvoll, um Verluste an Wärmeenergie beim Aufsteigen des Fluids durch kältere Gesteinsschichten zu verringern. Damit ist eine höhere Energieausbeute möglich oder es kann bei einer geringeren Bohrtiefe die gleiche Leistung mit wesentlich niedrigeren Kosten erzielt werden. Eine dauerhafte Möglichkeit zur Isolierung, die auch relativ einfach hergestellt werden kann, ist das mit Luftpolstern arbeitende Isolierkappensystem.

Oberflächennahe Geothermie bezeichnet die Nutzung der Erdwärme bis ca. 400 m Tiefe.

Aus geologischer Sicht ist jedes Grundstück für eine Erdwärmenutzung geeignet. Jedoch müssen wirtschaftliche, technische und rechtliche Aspekte beachtet werden.

Der erforderliche Erdwärmeübertrager muss für jedes Gebäude passend dimensioniert werden. Er hängt von dem benötigten Bedarf an Wärmemenge, Wärmeleitfähigkeit und Grundwasserführung des Untergrundes ab.

Die Kosten einer Anlage richten sich nach der erforderlichen Größe der Anlage (beispielsweise Erdsondenmeter). Diese errechnen sich aus dem Energiebedarf des Hauses und den geologischen Untergrundverhältnissen.

Eine Erdwärmenutzung muss der Wasserbehörde angezeigt werden. Bei grundstücksübergreifender Erdwärmenutzung und bei Bohrtiefen von über 100 m (je nach Bundesland) muss das Berg- und Lagerstättenrecht beachtet werden.

Die Nutzung der Erdwärme erfolgt mittels Erdwärmekollektoren, Erdwärmesonden, Energiepfählen (im Boden verbaute armierte Betonstützen mit Kunststoffrohren für Wärmetausch) oder Wärmebrunnenanlagen (gespeicherte Sonnenwärme im Erdreich).

Der Erdwärmetransport erfolgt über Rohrleitungssysteme mit einer zirkulierenden Flüssigkeit, welches in der Regel mit einer Wärmepumpe verbunden ist. Das beschriebene System kann auch kostengünstig (ohne Wärmepumpe) zur Kühlung genutzt werden.

Zur Gewinnung thermischer Energie aus Tunnelbauwerken wird auch austretendes Tunnelwasser genutzt, welches ansonsten aus Umweltschutzgründen in Abkühlbecken zwischengespeichert werden müsste, bevor es in örtliche Gewässer abgeleitet werden darf. Die erste solche bekannte Anlage wurde 1979 in der Schweiz beim Südportal des Gotthard-Straßentunnels in Betrieb genommen. Sie versorgt den Autobahnwerkhof von Airolo mit Wärme und Kälte. Weitere Anlagen sind zwischenzeitlich dazugekommen, welche vor allem Warmwasser aus Bahntunneln nutzen. Das Tunnelwasser des neuen Lötschberg-Bahntunnels wird für eine Störzucht und für ein Tropenhaus verwendet.

In Österreich wurde ein Verfahren entwickelt, um die Wärme aus Tunneln mittels eines Transportmediums zu nutzen, welches in eingemauerten Kollektoren zirkuliert. Für konventionell vorgetriebene Tunnel wurde das Prinzip unter dem Namen TunnelThermie bekannt. Durch die großen, erdberührten Flächen stellt diese relativ junge Technologie ein hohes Nutzungspotenzial besonders in innerstädtischen Tunnelbauwerken dar.

In Deutschland wurde ein Verfahren entwickelt, um Geothermie auch in maschinell vorgetriebenen Tunneln zu nutzen. Dazu sind Kollektoren in Betonfertigteile (sog. Tübbinge), die die Schale eines Tunnels bilden, eingebaut ( Energietübbing genannt). Da innerstädtische Tunnel in schwierigen geologischen Verhältnissen häufig im Schildvortrieb aufgefahren werden, bietet der Energietübbing die Möglichkeit, auch entlang dieser Strecken das geothermische Potenzial des Erdreichs zu nutzen.

Bergwerke und ausgeförderte Erdgaslagerstätten, die wegen der Erschöpfung der Vorräte stillgelegt werden, sind denkbare Projekte für Tiefengeothermie. Dies gilt eingeschränkt auch für tiefe Tunnelbauwerke. Die dortigen Formationswasser sind je nach Tiefe der Lagerstätte 60 bis 120 °C heiß, die Bohrungen oder Schächte sind oft noch vorhanden und könnten nachgenutzt werden, um die warmen Lagerstättenwässer einer geothermischen Nutzung zuzuführen.

Derartige Anlagen zur Gewinnung der geothermischen Energie müssen so in die Einrichtungen zur Verwahrung des Bergwerks integriert werden, dass die öffentlich rechtlich normierten Verwahrungsziele, das stillgelegte Bergwerk (§ 55 Absatz 2 Bundesberggesetz und § 69 Abs. 2 Bundesberggesetz) gefahrenfrei zu halten, auch mit den zusätzlichen Einrichtungen erfüllt werden.

In Heerlen, Czeladź, Zagorje ob Savi, Burgas, Nowoschachtinsk in Russland und Hunosa bei Oviedo befinden sich Pilotanlagen.

Geothermie steht immer, also unabhängig von der Tages- und Jahreszeit und auch unabhängig vom Wetter zur Verfügung. Optimal wird eine Anlage, in der das oberflächennahe Temperaturniveau genutzt werden soll, dann arbeiten, wenn sie auch zeithomogen genutzt wird. Dies ist zum Beispiel dann der Fall, wenn im Winter mit Hilfe einer Wärmepumpe das oberflächennahe Temperaturniveau von ca. 10 °C zum Heizen genutzt wird und sich dabei entsprechend absenkt und im Sommer dann dieses Reservoir zur direkten Kühlung benutzt wird. Beim Kühlen im Sommer ergibt sich dabei eine Erwärmung des oberflächennahen Reservoirs und damit dessen teilweise oder vollständige Regeneration. Im Idealfall sind beide Energiemengen gleich. Der Energieverbrauch des Systems besteht dann im Wesentlichen aus der Antriebsleistung für die Wärme- bzw. Umwälzpumpe.

Verstärkt wird diese Funktion, wenn Geothermie mit anderen Anlagen beispielsweise Solarthermie kombiniert wird. Solarthermie stellt Wärme vorwiegend im Sommer zur Verfügung, wenn sie weniger gebraucht wird. Durch Kombination mit Geothermie lässt sich diese Energie im Sommer in den unterirdischen Wärmespeicher einspeisen und im Winter wieder abrufen. Die Verluste sind standortabhängig, aber in der Regel gering.

Saisonalspeicher können sowohl oberflächennah, als auch tief ausgeführt werden. Sogenannte Hochtemperatur-Speicher (> 50 °C) sind allerdings nur in größerer Tiefe oder mit entsprechender Dämmung denkbar. Beispielsweise verfügt das Reichstagsgebäude über einen derartigen Speicher.

Nutzung von Erdwärme

Die Geothermie ist global gesehen eine langfristig nutzbare Energiequelle. Mit den Vorräten, die in den oberen drei Kilometern der Erdkruste gespeichert sind, könnte im Prinzip rechnerisch und theoretisch der derzeitige weltweite Energiebedarf für über 100.000 Jahre gedeckt werden. Allerdings ist nur ein kleiner Teil dieser Energie technisch nutzbar und die Auswirkungen auf die Erdkruste bei umfangreichem Wärmeabbau sind noch unklar.

Bei der Nutzung der Geothermie unterscheidet man zwischen direkter Nutzung, also der Nutzung der Wärme selbst, und indirekter Nutzung, der Nutzung nach Umwandlung in Strom in einem Geothermiekraftwerk. Mit Einschränkungen sind zur Optimierung der Wirkungsgrade auch hier Kraft-Wärme-Kopplungen (KWK) möglich. Vor allem in dünn besiedelten Gegenden bzw. an weit von Siedlungen mit Wärmebedarf entfernten Kraftwerksstandorten lassen sich nur schwer KWK-Prozesse realisieren. Nicht an jedem Kraftwerksstandort werden sich Abnehmer für die Wärme finden lassen.

Frühe balneologische Anwendungen finden sich in den Bädern des Römischen Reiches, im mittleren Königreich der Chinesen und bei den Osmanen.

In Chaudes-Aigues im Zentrum Frankreichs existiert das erste historische geothermische Fernwärmenetz, dessen Anfänge bis ins 14. Jahrhundert zurückreichen.

Heute existieren vielfältige Nutzungen für Wärmeenergie in Industrie, Handwerk und in Wohngebäuden.

Für die meisten Anwendungen werden nur relativ niedrige Temperaturen benötigt. Aus tiefer Geothermie können häufig die benötigten Temperaturen direkt zur Verfügung gestellt werden. Reicht dies nicht, so kann die Temperatur durch Wärmepumpen angehoben werden, so wie dies meist bei der oberflächennahen Geothermie geschieht.

In Verbindung mit Wärmepumpen wird Erdwärme in der Regel zum Heizen und Kühlen von Gebäuden sowie zur Warmwasserbereitung eingesetzt. Dies kann direkt über in einzelnen Gebäuden installierte Wärmepumpenheizungen erfolgen oder indirekt über Kalte Nahwärmesysteme, bei denen die geothermische Quelle das Kaltwärmenetz speist, das wiederum die einzelnen Gebäude versorgt.

Eine weitere Nutzungsmöglichkeit ist die natürliche Kühlung, bei der Wasser mit der Temperatur des flachen Untergrundes, also der Jahresmitteltemperatur des Standortes, direkt zur Gebäudekühlung verwendet wird (ohne den Einsatz einer Wärmepumpe). Diese natürliche Kühlung hat das Potential, weltweit Millionen von elektrisch betriebenen Klimageräten zu ersetzen. Sie wird jedoch derzeit nur wenig angewendet. Im November 2017 ist in Bremen das Rechenzentrum ColocationIX-Data-Center in Betrieb gegangen, das während der Sommermonate die Kühlung über die Erdwärme bezieht.

Ebenfalls eine direkte Anwendung ist das Eisfreihalten von Brücken, Straßen oder Flughäfen. Auch hier wird keine Wärmepumpe benötigt, denn der Speicher wird durch Abführung und Einspeicherung der Wärme mit einer Umwälzpumpe von der heißen Fahrbahn im Sommer regeneriert. Dazu zählt auch das frostfreie Verlegen von Wasserleitungen. Die im Boden enthaltene Wärme lässt den Boden in Mitteleuropa im Winter nur bis in eine geringe Tiefe einfrieren.

Für die Wärmenutzung aus tiefer Geothermie eignen sich niedrigthermale Tiefengewässer mit Temperaturen zwischen 40 und 150 °C, wie sie vor allem im süddeutschen Molassebecken, im Oberrheingraben und in Teilen der norddeutschen Tiefebene vorkommen. Das Thermalwasser wird gewöhnlich aus 1000 bis 4500 Metern Tiefe über eine Förderbohrung an die Oberfläche gebracht, gibt den wesentlichen Teil seiner Wärmeenergie per Wärmeübertrager an einen zweiten, den „sekundären" Heiznetzkreislauf ab. Ausgekühlt wird es anschließend über eine zweite Bohrung wieder mit einer Pumpe in den Untergrund verpresst, und zwar in die Schicht, aus der es entnommen wurde.

Zur Stromerzeugung wurde die Geothermie zum ersten Mal in Larderello in der Toskana eingesetzt. 1913 wurde dort von Graf Piero Ginori Conti ein Kraftwerk erbaut, in dem wasserdampfbetriebene Turbinen 220 kW elektrische Leistung erzeugten. Heute sind dort ca. 750 MW elektrische Leistung installiert. Unter der Toskana befindet sich Magma relativ dicht unter der Oberfläche. Dieses heiße Magma erhöht hier die Temperatur des Erdreiches so weit, dass eine wirtschaftliche Nutzung der Erdwärme möglich ist.

Bei der hydrothermalen Stromerzeugung sind Wassertemperaturen von mindestens 80 °C notwendig. Hydrothermale Heiß- und Trockendampfvorkommen mit Temperaturen über 150 °C können direkt zum Antrieb einer Turbine genutzt werden, diese kommen in Deutschland jedoch nicht vor.

Lange Zeit wurde Thermalwasser daher ausschließlich zur Wärmeversorgung im Gebäudebereich genutzt. Neu entwickelte Organic-Rankine-Cycle-Anlagen (ORC) ermöglichen eine Nutzung von Temperaturen ab 80 °C zur Stromerzeugung. Diese arbeiten mit einem organischen Medium (beispielsweise Pentan), das bei relativ geringen Temperaturen verdampft. Dieser organische Dampf treibt über eine Turbine den Stromgenerator an. Die für den Kreisprozess eingesetzten Fluide sind teilweise entzündlich oder giftig. Vorschriften zum Umgang mit diesen Stoffen müssen eingehalten werden. Eine Alternative zum ORC-Verfahren ist das Kalina-Verfahren. Hier werden Zweistoffgemische, so zum Beispiel aus Ammoniak und Wasser, als Arbeitsmittel verwendet.

Für Anlagen in einem kleineren Leistungsbereich (< 200 kW) sind auch motorische Antriebe wie Stirlingmotoren denkbar.

Stromgewinnung aus Tiefengeothermie ist grundlastfähig und steuerbar, in existierenden Anlagen werden oft mehr als 8000 Betriebsstunden pro Jahr erreicht.

Die Stromerzeugung aus Geothermie findet traditionell in Ländern statt, die über Hochenthalpielagerstätten verfügen, in denen Temperaturen von mehreren hundert Grad Celsius in vergleichsweise geringen Tiefen (< 2000 m) angetroffen werden. Die Lagerstätten können dabei, je nach Druck und Temperatur, wasser- oder dampfdominiert sein. Bei modernen Förderungstechniken werden die ausgekühlten Fluide reinjiziert, so dass praktisch keine negativen Umweltauswirkungen, wie Schwefelverbindungsgeruch, mehr auftreten.

In Niederenthalpielagerstätten, wie sie in Deutschland meist angetroffen werden, ist wegen der geringen Temperaturspreizung zwischen Vor- und Rücklauf der maximal mögliche energetische Wirkungsgrad systembedingt niedriger als in Hochenthalpielagerstätten.

Durch optimale Wahl des Arbeitsmittels (beispielsweise Kalinaprozess mit Ammoniak) versucht man den Abstand zwischen Vor- und Rücklauftemperatur effizienter zu nutzen. Dabei ist aber zu beachten, dass die Sicherheitsanforderungen für den Umgang mit Ammoniak anders sein können als bei der Nutzung verschiedener organischer Arbeitsmittel.

Der Eigenstromverbrauch, insbesondere zur Speisung der Umwälzpumpen im Thermalwasserkreislauf, in solchen Anlagen kann bis zu 25 Prozent der erzeugten Strommenge betragen.

Geothermie ist eine bedeutende erneuerbare Energie. Einen besonderen Beitrag zu ihrer Nutzung leisten hierbei die Länder, die über Hochenthalpielagerstätten verfügen. Dort kann der Anteil der Geothermie an der Gesamtenergieversorgung des Landes erheblich sein, zum Beispiel Geothermale Energie in Island.

Im Jahr 2005 waren zur direkten Nutzung von Geothermie weltweit Anlagen mit einer Leistung von 27.842 MW installiert. Diese können Energie in der Größenordnung von 261.418 TJ/a (72.616 GWh/a) liefern, das entspricht einer mittleren Leistungsabgabe von 8,29 GW oder 0,061 % des Primärenergieverbrauchs der Welt. Bei einer Weltbevölkerung 2005 von 6,465 Mrd. Menschen entfallen daraus rechnerisch 1,28 Watt auf jeden Menschen (der durchschnittlich aber insgesamt 2.100 Watt Primärenergie verbraucht). Der Nutzungsgrad der installierten Leistung beträgt also etwa 30 % (diese Kennzahl ist wichtig für die überschlägige Kalkulation der Wirtschaftlichkeit von geplanten Anlagen, sie wird allerdings weitgehend durch die Verbraucherstruktur und weniger durch die Erzeuger, also die Wärmequelle bestimmt).

Länder mit Energieumsätzen größer als 5000 TJ/a zeigt die Tabelle.

Besonders hervorzuheben sind Schweden und Island. Schweden ist geologisch eher benachteiligt, hat aber durch eine konsequente Politik und Öffentlichkeitsarbeit diesen hohen Anteil bei der Nutzung erneuerbarer Energien vorwiegend zum Heizen (Wärmepumpenheizung) erreicht.

Auch in Island hat die Nutzung dieser Energie einen beträchtlichen Anteil an der Energieversorgung des Landes (ca. 53 %), vgl. Geothermale Energie in Island. Es ist inzwischen weltweit Vorreiter auf diesem Gebiet.

Das 1981 in Betrieb genommene und laufend erweiterte geothermische Kraftwerk Olkaria (121 MW, Potential 2 GW) im afrikanischen Rift Valley deckt mittlerweile 14 % des landesweiten Strombedarfs von Kenia. Die Erfolge dabei führten zu Geothermie-Projekten in Eritrea, Uganda, Tansania oder Äthiopien, die ebenfalls entlang des Ostafrikanischen Grabenbruchs liegen.

Im Nahen Osten wird in den Vereinigten Arabischen Emiraten das erste Geothermie-Projekt realisiert. Es soll zur Versorgung der Ökostadt Masdar mit Energie zur Kühlzwecken dienen. Zunächst wurden zwei Probebohrungen in Tiefen von 2800 m und 4500 m gestartet.

Stromerzeugung aus Geothermie konzentriert sich traditionell auf Länder, die über oberflächennahe Hochenthalpie-Lagerstätten verfügen (meist Vulkan- oder Hot-Spot-Gebiete). In Ländern, die dies - wie zum Beispiel Deutschland - nicht haben, muss der Strom mit einem vergleichsweise niedrigen Temperaturniveau (Niederenthalpielagerstätte mit etwa 100-150 °C) erzeugt werden, oder es ist entsprechend tiefer zu bohren.

Die zum Ende des ersten Quartals 2010 installierte Leistung betrug 10.715 MW. Bis Ende 2021 stieg die installierte Leistung auf 15.644 MW.

Rechte Tabelle - Länder mit einem bedeutsamen Anteil der Geothermie an der Gesamtversorgung (Stand 2005):

Niederenthalpie-Lagerstätten werden weltweit lange Zeit wenig genutzt. Zukünftig könnten sie an Bedeutung gewinnen, da diese Nutzung weiter verbreitet möglich ist und nicht spezielle geothermische Bedingungen mit überdurchschnittlich hohen geothermischen Gradienten voraussetzt. Im November 2003 wurde das erste derartige Kraftwerk Deutschlands, das Geothermiekraftwerk Neustadt-Glewe, mit 0,23 Megawatt Leistung in Betrieb genommen. Im Jahr 2007 folgte mit der 3-Megawatt Anlage des Geothermiekraftwerkes Landau die erste industrielle Installation.

In Australien wird in Cooperbecken das erste rein wirtschaftliche Geothermiekraftwerk auf der Basis HFR (Hot Fractured Rock) erstellt. Bisher sind zwei Bohrungen auf über 4000 m Tiefe gebohrt und ein künstliches Risssystem erzeugt. Die Temperaturen sind mit 270 Grad höher als erwartet und auch die künstlich erzeugte Wasserwegsamkeit zwischen den Bohrungen ist besser als geplant.

Bezogen auf die Pro-Kopf-Nutzung der Erdwärme ist Island heute Spitzenreiter mit 664 MW (2011) installierter Gesamtleistung ( Geothermale Energie in Island). Die USA führen dagegen bei den Absolutwerten mit einer installierten Gesamtleistung von 3093 MW (2010) vor den Philippinen mit 1904 MW (2010) und Indonesien mit 1197 MW (2010).

Geothermische Energie ist nach dem deutschen Bergrecht ( Bundesberggesetz, BBergG, § 3 Abs. 3 Satz 2 Nr. 2b) ein bergfreier Rohstoff ( bergfreier Bodenschatz). Sie gilt somit zunächst als herrenlos, wobei die jeweiligen Antragsteller ein Recht für Aufsuchung und Nutzung durch Verleihung seitens des Staates erlangen (wenn sie nicht städtebaulich genutzt wird, weil dann der Gewinnungsbegriff im § 4 Abs. 2 Bundesberggesetz nicht einschlägig ist). Dies bedeutet, dass das Eigentum an einem Grundstück sich nicht auf die Erdwärme erstreckt. Für die Aufsuchung der Erdwärme bedarf es also einer Erlaubnis nach § 7 BBergG und für die Gewinnung einer Bewilligung nach § 8 BBergG. Die meisten Anlagen oberflächennaher Geothermie können jedoch bislang nach dem § 4 BBergG ohne ein solches Verfahren erstellt werden, wenn die Nutzung auf dem eigenen Grundstück erfolgt, die genaue Abgrenzung richtet sich nach dem jeweiligen Landesrecht. Auf jeden Fall sind Anlagen, die in das Grundwasser reichen, nach dem Wasserrecht erlaubnispflichtig. Für Bohrungen, die länger als 100 Meter sind, ist außerdem ein bergrechtlicher Betriebsplan nötig. Die Stadt Freiburg im Breisgau hat allerdings unter anderem infolge der in Staufen nach einer Probebohrung aufgetretenen Geländehebungen sowie der in Basel durch eine solche ausgelösten Erdbeben ihre Auflagen für oberflächennahe Geothermie-Projekte auch für Bohrungen unter 100 m verschärft.

Die geothermische Stromerzeugung steckt in Deutschland noch in den Anfängen. Unter anderem beschäftigt sich (Stand: 2009) das Deutsche GeoForschungsZentrum in Potsdam intensiv mit diesem Thema. Der Niedersächsische Forschungsverbund „Geothermie und Hochleistungsbohrtechnik - gebo" verfolgte von 2009 bis 2014 die Zielsetzung, neue Konzepte zur geothermischen Energiegewinnung in tiefen geologischen Schichten zu entwickeln. Zudem fördert das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) zahlreiche Forschungsprojekte zur Effizienzsteigerung der tiefen Geothermie. In Bad Urach (Schwäbische Alb) konnte ein langjährig betriebenes und weit fortgeschrittenes HDR-Forschungsprojekt aus finanziellen Gründen nicht vollendet werden. Die Bohrungen sollen stattdessen nun aus dem Muschelkalk Thermalwasser zum Beheizen von Gebäuden genutzt werden.

Elf Kraftwerke (in Süd-Bayern: Sauerlach, Taufkirchen, Laufzorn, Kirchstockach und Dürrnhaar bei München, Holzkirchen, Traunreut, Simbach- Braunau; im Oberrheingraben: Bruchsal, Landau in der Pfalz und Insheim) erzeugen derzeit in Deutschland Strom aus Tiefengeothermie (Stand Dezember 2019).

Einige weitere Projekte sind im Bau oder nahezu fertiggestellt, so dass in den nächsten Jahren mit einem Anstieg beim Anteil der geothermisch erzeugten Strommenge zu rechnen ist.

Sehr weit verbreitet ist hingegen die direkte energetische Nutzung von hydrothermaler Geothermie beim Betrieb von Wärmenetzen. Eine Übersicht über die in Deutschland vorhandenen Anlagen hydrogeothermaler Nutzung ist in dem Verzeichnis Geothermischer Standorte zu finden.

In Deutschland ist die direkte Nutzung oberflächennaher Geothermie (Wärmepumpenheizung) schon weit verbreitet, 2010 wurden 51.000 neue Anlagen installiert. Insgesamt waren 2009 etwa 330.000 Anlagen installiert. Erstmals flächig erforscht werden soll der Einsatz von oberflächennaher Geothermie im Erdwärmepark in Neuweiler im Nordschwarzwald; einem Baugebiet, in dem ausschließlich Erdwärme zu Zwecken der Gebäudeheizung und -kühlung verwendet wird. Hier soll im Rahmen eines Modellprojekts auch das Heizen bzw. Kühlen der vorhandenen Straßen erstmals umgesetzt werden. Oberflächennahe Geothermie wird auch in Bayern u. a. in der Umgebung von Ansbach untersucht, wo es auch einen Ausbildungsschwerpunkt an der dortigen Fachhochschule gibt.

Für Deutschland ergab sich laut der Zahlen des BMU für das Jahr 2004 das folgende Bild: Der Energieerzeugung im Jahr 2004 aus der Geothermie von 5609 TJ/a (entsprechend einer mittleren Leistungsabgabe von 0,178 GW im Jahr 2004) stand ein Primärenergieverbrauch in Deutschland im selben Jahr von 14.438.000 TJ/a (entsprechend einer mittleren Leistung von 458 GW) gegenüber. Es wurden also im Jahr 2004 0,04 % des Primärenergieverbrauchs in Deutschland durch Geothermie gedeckt. Die Branche rechnete für 2005 mit einem Umsatz von etwa 170 Millionen Euro und mit Investitionen von 110 Millionen Euro. Etwa 10.000 Menschen arbeiteten bereits direkt oder indirekt für die geothermische Energieversorgung (Quelle, siehe Literatur/Statistik, 2.).

Im Bereich der tiefen Geothermie gibt es in Deutschland zurzeit (Stand: 2005) 30 Installationen mit Leistungen über 2 MW. Diese leisten zusammen 105 MW (Quelle, siehe Literatur/Statistik, 4.). Die meisten dieser Einrichtungen stehen im

Der norddeutsche Raum verfügt geologisch bedingt über ein großes Potential geothermisch nutzbarer Energie in thermalwasserführenden Porenspeichern des Mesozoikums in einer Tiefe von 1000 bis 2500 m mit Temperaturen zwischen 50 °C und 100 °C. Die Geothermische Heizzentrale (GHZ) in Neubrandenburg war bereits in der DDR eines der Pilotprojekte zur Nutzung der Geothermie.

Das Molassebecken in Süddeutschland (Alpenvorland) bietet günstige Voraussetzungen für eine tiefengeothermische Nutzung. Zahlreiche balneologische Erschließungen in Baden-Württemberg (Oberschwaben) und Bayern ( Bäderdreieck) bestehen bereits seit einigen Jahrzehnten. Darüber hinaus existierten in Südbayern im Jahr 2019 rund zwanzig groß-energetische Nutzungen (geothermisch betriebene Fernwärmenetze in Simbach-Braunau, Straubing, Erding, Unterschleißheim, Pullach, München-Riem, Unterhaching, Unterföhring, Aschheim-Feldkirchen-Kirchheim, Ismaning, München-Freiham, Waldkraiburg, Poing, Garching, Grünwald, Traunreut, Sauerlach, Taufkirchen, Kirchweidach, Holzkirchen) und zahlreiche weitere sind in Planung oder im Bau (beispielsweise München-Sendling,). Das Thermalwasser stammt aus einer Kalksteinschicht (Poren-, Kluft- und Karstgrundwasser) des Oberjura (Malm) an der Basis des nordalpinen Molassetrogs. Diese Gesteine treten entlang der Donau an der Erdoberfläche in Erscheinung und tauchen in Richtung Süden am Alpenrand auf bis über 5000 m unter die Erdoberfläche ab. Dort sind auch Temperaturen höher als 140 °C zu erwarten.

Der Oberrheingraben bietet deutschlandweit besonders gute geologisch-geothermische Voraussetzungen (u. a. hohe Temperatur, Wärmefluss, Struktur im Untergrund). Allerdings sind die Thermalwässer im Oberrheingraben reich an gelösten Inhaltsstoffen, was hohe Anforderungen an die Anlagentechnik stellt. An verschiedenen Standorten sind Projekte in Betrieb, in Planung und im Bau. Für viele Regionen sind bereits Konzessionen erteilt worden.

Untersucht wird zudem beispielsweise in Nordrhein-Westfalen, ob Grubenwasser thermisch genutzt werden kann.

Baden-Württemberg hat genau wie Nordrhein-Westfalen ein Förderprogramm für Erdwärmesonden-Anlagen für kleine Wohngebäude aufgelegt, mit einer Förderung der Bohrmeter, siehe Weblinks.

Zusätzlich gibt es in Deutschland mehr als 50.000 oberflächennahe Geothermieanlagen, bei denen Wärmepumpen zum Anheben der Temperatur eingesetzt werden. Diese haben zusammen eine Leistung von mehr als 500 MW. Im Vergleich zu Schweden, Schweiz oder Österreich ein eher geringer Marktanteil. Im Jahr 2000 betrug er in Deutschland 2 bis 3 %, in Schweden 95 %, und in der Schweiz 36 % (Siehe auch Wärmepumpenheizung).

Das erste geothermische Kraftwerk in Deutschland ist 2004 in Mecklenburg-Vorpommern als Erweiterung des bereits 1994 errichteten geothermischen Heizwerks in Betrieb genommen worden. Die elektrische Leistung des Geothermiekraftwerks Neustadt-Glewe betrug bis zu 230 kW. Aus einer Tiefe von 2250 Metern wurde etwa 97 °C heißes Wasser gefördert und zur Strom- und Wärmeversorgung genutzt. Im Jahr 2004 betrug die erzeugte Strommenge 424.000 Kilowattstunden (Quelle: AGEE-Stat/BMU); die Stromerzeugung dieses geothermischen Pionier-Kraftwerks wurde 2010 allerdings wieder eingestellt. Seither wurden in Deutschland 11 weitere geothermische Kraftwerke errichtet, weitere sind derzeit im Bau, die meisten davon am Oberrhein und im oberbayerischen Molassebecken. Die Bergämter haben dort zahlreiche Aufsuchungsgenehmigungen zur gewerblichen Nutzung von Erdwärme vergeben (bis 2007 über 100).

Die für die Stromerzeugung erforderlichen Wärmereservoirs mit hohen Temperaturen sind in Deutschland nur in großer Tiefe vorhanden. Die für den Betrieb erforderlichen Temperaturen zu erschließen ist mit einem hohen finanziellen Aufwand verbunden. Geologische und bohrtechnische Erschließungsrisiken müssen dabei im Verhältnis zum finanziellen Aufwand abgewogen werden. Forschungsarbeiten zur Nutzung tief liegender bzw. weitgehend wasserundurchlässiger Gesteine laufen und versprechen die Möglichkeiten zur Stromerzeugung weiter zu erhöhen. Eine Studie des Deutschen Bundestages gibt das Potential der Stromproduktion mit 10 ²¹ Joule an.

Durch die Novellierung des EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) zum 1. Januar 2012 wird die geothermische Stromerzeugung pro eingespeister Kilowattstunde deutlich höher gefördert als zuvor. Es erfolgt eine Integration von KWK- und Frühstarter-Bonus in die Grundvergütung, so dass diese von 16 auf 23 ct/kWh steigt. Die Grundvergütung beträgt jetzt mit einer zusätzlichen Erhöhung von 2 ct/kWh 25 ct/kWh. Dazu kommt ein Technologie-Bonus für petro-thermale Projekte von 5 ct/kWh. Diese Höhe der Vergütungen gilt für alle bis einschließlich 2017 in Betrieb gehenden Anlagen. Ab dem Jahr 2018 sinken die jeweils für neue Anlagen (entsprechend den Zeitpunkten der Inbetriebnahmen) geltenden Vergütungssätze jährlich um 5 % (Degression). Bisher sollte diese Absenkung bereits ab 2010 jährlich 1 % betragen. Weiterhin bleiben die Vergütungen einer Anlage über den Vergütungszeitraum (20 bis knapp 21 Jahre) konstant. Die Einspeisevergütung wird für die Brutto-Stromproduktion der Anlage in Anspruch genommen. Dies entspricht einer EEG-einheitlichen Regelung und gilt für alle Formen erneuerbarer Stromerzeugung. Der Eigenenergiebedarf beträgt bei deutschen Geothermiekraftwerken ca. 30 % der Bruttostromproduktion (größter Verbraucher sind die Förderpumpen).

Anlagen der tiefen Geothermie werden aus dem MAP (Marktanreizprogramm des Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit) durch zinsverbilligte Darlehen mit Tilgungszuschüssen gefördert. Förderbar sind:

Die Errichtung der Tiefengeothermieanlage („Anlagenförderung")

Die Realisierung der Förder- und Injektionsbohrung („Bohrkostenförderung") sowie unvorhergesehene Mehrkosten gegenüber der Bohrplanung („Mehraufwendungen")

Die Reduzierung des Fündigkeitsrisikos durch Haftungsfreistellungen für bis zu 80 % der Bohrkosten („Kreditprogramm Fündigkeitsrisiko")

Die Errichtung von Wärmenetzen („Wärmenetze")

Die KfW kann daraus Darlehen pro Projekt in einer Höhe von bis zu 80 % der Bohrkosten vergeben. Diese Darlehen werden im Fall der Nichtfündigkeit haftungsfrei gestellt, d. h. sie müssen vom Kreditnehmer ab diesem Zeitpunkt nicht weiter zurückgezahlt werden. Das „KfW Sonderprogramm" für allgemeine Projektfinanzierungen, wie u. a. Geothermieprojekte, refinanziert Banken mittels KfW-Krediten bis zu einem Kreditbetrag von i. d. R. 200 Mio. Euro pro Projekt.

Aufgrund der mit der Bohrung verbundenen hohen Investitionskosten und Fündigkeitsrisiken, soweit diese über die o. g. Haftungsfreistellung hinausgehen, besteht bei Tiefengeothermieprojekten ein relativ hohes Anfangshemmnis. Dies erschwert die Finanzierung. Die relativ lange Projektentwicklungszeit und die damit verbundene Dauer des Eigenkapitaleinsatzes verteuert die Finanzierung.

Ökonomische Aspekte

Die geringe Nutzung der überall vorhandenen und vom Energieangebot her kostenlosen Geothermie liegt darin begründet, dass sowohl der Wärmestrom mit ≈ 0,06 Watt/m² als auch die Temperaturzunahme mit der Tiefe mit ≈ 3 K/100 m in den zugänglichen Teilen der Erdkruste, von besonderen Standorten abgesehen, so gering sind, dass eine Nutzung zu Zeiten niedriger Energiepreise nicht wirtschaftlich war. Durch das Bewusstwerden des CO ₂-Problems und der absehbaren Verknappung der fossilen Energieträger setzte eine stärkere geologische Erkundung und technische Weiterentwicklung der Geothermie ein.

Da die eigentliche Energie der Geothermie kostenlos ist, wird die Wirtschaftlichkeit einer Geothermienutzung vor allem durch die Investitionskosten (Zinsen) und Unterhaltskosten der Anlagen bestimmt.

Unter den gegenwärtigen politischen Rahmenbedingungen ( Erneuerbare-Energien-Gesetz) ist eine Wirtschaftlichkeit bei größeren Geothermieanlagen auch in Deutschland in vielen Gebieten, wie zum Beispiel in Oberbayern, Oberrheingraben und Norddeutsches Becken, erreichbar.

Grundsätzlich sind größere Geothermieanlagen (über 0,5 MW und mit einer Tiefe von mehr als 500 m) immer mit gewissen Fündigkeitsrisiken behaftet, da die tieferen Erdschichten eben nur punktuell und oft in geringem Ausmaß erkundet sind. Dabei lassen sich die anzutreffenden Temperaturen meist recht gut prognostizieren. Die bei hydrothermalen Anlagen aber besonders relevanten Schüttmengen sind jedoch häufig nicht gut vorhersehbar. Neuerdings werden allerdings Risikoversicherungen dazu angeboten. Zur Minimierung des Fündigkeitsrisikos wurde das Geothermische Informationssystem (gefördert vom BMU) erstellt.

Die oberflächennahe Erdwärmenutzung für die Heizung von Gebäuden mittels einer Wärmepumpe ist bereits in vielen Fällen konkurrenzfähig. Wärmepumpenheizungen bestehen in der Regel aus einer oder mehreren Erdwärmesonde(n) und einer Wärmepumpe bzw. mehreren parallel geschaltet. 2004 wurden in Deutschland etwa 9.500 neue Anlagen errichtet, 2006 waren es schon 28.000, der Bestand übersteigt 130.000. In der Schweiz waren es 2004 rund 4.000 neue Anlagen mit Erdwärmenutzung. Der Marktanteil in Deutschland ist im Gegensatz zu Ländern wie Schweden, der Schweiz oder Österreich jedoch noch gering.

Bei den Betriebskosten spielt die Beständigkeit der Anlagen gegen Verschleiß (beispielsweise bewegte Teile einer Wärmepumpe oder eines Stirlingmotors) eine Rolle. Bei offenen Systemen kann Korrosion durch aggressive Bestandteile im wärmetransportierenden Wasser entstehen (alle Teile in der Erde und die Wärmeübertrager). Diese früher bedeutenden Probleme sind heute jedoch technisch weitestgehend gelöst.

Ökologische Aspekte

Die Geothermie wird zu den regenerativen Energiequellen gezählt, da ihr Potenzial als sehr groß und nach menschlichem Ermessen unerschöpflich gilt. Der kumulierte Energieaufwand (KEA, auch: graue Energie) von Geothermie liegt in dem Bereich von 0,12 .[71] Theoretisch würde allein die in den oberen drei Kilometern der Erdkruste gespeicherte Energie ausreichen, um die Welt für etwa 100.000 Jahre mit Energie zu versorgen. Allerdings ist nur ein sehr kleiner Teil dieser Energie technisch nutzbar. Im Arbeitsbericht 84 des Büros für Technikfolgenabschätzung beim Deutschen Bundestag[72] wurde 2003 ein jährliches technisches Angebotspotenzial aus geothermischer „Stromerzeugung von ca. 300 TWh/a für Deutschland ermittelt, was etwa der Hälfte der gegenwärtigen Bruttostromerzeugung entspricht". Die Berechnungen in der Studie ermitteln einen nachhaltigen Nutzungszeitraum von eintausend Jahren für diese Form von zu 50 Prozent geothermischer Gesamtstromerzeugung. Entscheidenden Einfluss bei der Realisierung einer nachhaltigen Nutzung hat das Wärmeträgerfluid (Wasser oder Dampf). Wird die Wärme über das Fluid im großen Maßstab dem Untergrund entzogen, so wird, in Abhängigkeit von den geologischen Rahmenbedingungen, regional mehr Wärme entzogen, als durch den natürlichen Wärmestrom zunächst „nachfließen" kann. So gesehen wird die Wärme zunächst „abgebaut". Nach Beendigung der Nutzung werden sich jedoch die natürlichen Temperaturverhältnisse nach einer gewissen Zeit wieder einstellen. Das Entnahmeszenario der Studie berücksichtigt die Wärmeströme in der Potenzialberechnung. Geothermie ist wie Biomasse oder Wasserkraft bei der Stromerzeugung und nicht wärmegesteuerten Kraftwerken grundlastfähig.

Da bei Geothermiekraftwerken in Regionen mit geringem oder durchschnittlichem Wärmestrom mehr Wärmeenergie aus der Erdkruste entnommen wird, als natürlich nachströmen kann, wird die in der Erdkruste gespeicherte Energie abgebaut. Die Nutzungsdauer eines Kraftwerks bzw. Standortes ist also je nach Rate der entnommenen Energie begrenzt. Allerdings regeneriert sich das Wärmereservoir durch den natürlichen Wärmestrom nach einiger Zeit. Die Regeneration eines Wärmereservoirs im Bereich der Kaltwasserinjektion richtet sich sehr stark nach den geologischen Rahmenbedingungen. Wichtig ist dabei, ob die Wärme ausschließlich über Wärmeleitung von unten nachgeführt wird oder zusätzlich Wärme über den Transport von warmem Wasser konvektiv nachgeführt wird.

Wärmetransport durch Konvektion ist immer effektiver, da das Problem der Begrenzung des Wärmetransports durch den Widerstand des Gebirgskörpers gegen die Wärmeleitung umgangen wird. Deswegen sollte ein Investor für Geothermieprojekte nach Möglichkeit geologische Regionen suchen, in denen durch Klüfte warmes oder heißes Tiefenwasser nachströmt (offene Kluftsysteme):

Karstgebiete (beispielsweise bayerisches Molassebecken) oder

Zonen mit offenen Kluftsystemen (beispielsweise der Oberrheingraben)

sind daher für Geothermieprojekte bevorzugte Regionen in Deutschland.

In einer Modellrechnung über den Wärmetransport wurde in diesem Zusammenhang exemplarisch für einen Standort im bayerischen Molassebecken das Folgende festgestellt: Für ein hydrothermales System im Malmkarst mit 50 l/s Reinjektionsrate und 55 °C Reinjektionstemperatur wurde die folgende Zeitdauer für die vollständige Wärmeregeneration unmittelbar um die Injektionsbohrung nach Abschluss des Dublettenbetriebs bei rein konduktivem Wärmetransport berechnet: Nach 2.000 Jahren wird eine Temperatur von 97 °C und etwa 8.000 Jahre nach Betriebsende die Ausgangstemperatur von 99,3 °C wieder erreicht: „Die Modellierung der Wärmeregeneration nach Abschluss eines 50 Jahre währenden Betriebszeitraumes unter den gegebenen Randbedingungen verdeutlicht, dass frühestens nach 2000 Jahren mit einer weitgehenden thermischen Regeneration des Reservoirs im Malm zu rechnen ist". Die Modellrechnung verdeutlicht aber auch das hohe Potenzial des Reservoirs: „Im vorliegenden Szenario kann zusammengefasst gesagt werden, dass im Betriebszeitraum von 50 Jahren erwartungsgemäß nur von einer geringen thermischen Beeinflussung des Nutzhorizontes auszugehen ist, da die erschlossene Malm-Mächtigkeit mehrere 100 Meter beträgt und somit ein ausreichend großes Wärmereservoir zur Wiedererwärmung des injizierten Wassers zur Verfügung steht. Exemplarisch zeigt ... die radiale Kaltwasserausbreitung im Injektionshorizont zu diesem Zeitpunkt mit einem Radius von ca. 800 m."

In dichtem Gestein kann die nachhaltige Entnahme ausschließlich aus dem Wärmestrom abgedeckt werden, der durch die Wärmeleitung geliefert wird. Der Wärmestrom hängt dann vom Wärmeleitkoeffizienten ab. Die Entnahme ist dann so zu gestalten, dass während der geplanten Betriebsdauer die Rücklauftemperatur nicht unter den Mindestwert absinkt, der durch das Nutzungskonzept bestimmt wird.

Durch Geothermie werden im Untergrund Schwefelverbindungen im Wasser ausgewaschen und gelöst. Wasser kann mit steigender Temperatur weniger vom Klimagas Kohlendioxid (CO ₂) halten. Diese in der Natur vorhandenen Gase CO ₂ und werden durch Geothermie in die Atmosphäre freigesetzt, sofern sie nicht technisch aufgefangen und abgeschieden werden wie mit der Aminwäsche, die bei der Rauchgasentschwefelung oder im Direct air capture eingesetzt wird. Allerdings kann das kalte Wasser die heiß emittierten Gase erneut aufnehmen. Diese Gelegenheit wurde als kostengünstiges CCS seit 2007 am Hellisheiði-Kraftwerk genutzt und in Form der CarbFix-Projekte zunächst experimentell gestartet, zumal Basalt oft an für Geothermie nutzbaren Orten vorhanden ist.

Ein großer Teil der Erdwärme entstammt radioaktiven Zerfallsprozessen. Bei der Tiefen-Geothermie werden dabei im Wasser gelöste, natürliche Radionuklide mit an die Erdoberfläche befördert, wo sie ggf. in der Geothermieanlage Rückstände hinterlassen können. Die tritt vor allem dort auf, wo sehr salzhaltiges Tiefenwasser gefördert wird, was abhängig von den regionalen geologischen Gegebenheiten ist. Bei der oberflächennahen Geothermie, wie sie z. B. als Wärmequelle für Wärmepumpenheizungen benutzt wird, bilden sich hingegen keine Rückstände mit erhöhtem Radionuklidgehalt. Auch überall dort, wo Erdwärmesonden eingesetzt werden, können keine Radionuklide gefördert werden, da diese einen geschlossenen Kreislauf besitzen und somit nicht in der Lage sind, Stoffe aus dem Untergrund aufzunehmen. Da sich das Thermalwasser bei geothermischen Heizzentralen üblicherweise in einem geschlossenen Kreislauf befindet, kommt es im Normalbetrieb nicht zur Freisetzung von problematischen Stoffen in die Biosphäre, sofern keine zusätzliche balneologische Nutzung in Heilbädern erfolgt. Jedoch müssen die in Filtern abgefangenen Stoffe sowie ggf. entstehende radioaktiv belasteten Ausfällungen entsprechend entsorgt werden.

Die oberflächennahe Geothermie kann bei der Einhaltung des Standes der Technik und einer ausreichend intensiven Überwachung und Wartung so errichtet und betrieben werden, dass in der Regel keine erheblichen Risiken von solchen Anlagen ausgehen. Durch die stark angestiegene Verbreitung dieser Nutzungsform steigt jedoch auch entsprechend das Risiko von technischem Versagen wegen Übernutzung der Potenziale (im Anstrom steht eine nicht bekannte Anlage oder wird eine Anlage errichtet, die den Grundwasserstrom vorkühlt) oder von Fehlplanungen. Gleiches gilt für Mängel in der Bauausführung.

Die Nutzung tiefer Geothermie muss sehr sorgfältig geplant und durchgeführt werden, um die damit verbundenen Risiken im für eine Genehmigung zulässigen Bereich zu halten. Die Tiefbohrtätigkeiten werden daher von zahlreichen Behörden intensiv überwacht und setzen ein umfangreiches Genehmigungsverfahren voraus. So wird das gegebene Risiko als planbar herstellbar bezeichnet, wenn beispielsweise folgende Aspekte beachtet werden:

Kleinere, kaum spürbare Erderschütterungen ( Induzierte Seismizität) sind bei Projekten der tiefen Geothermie in der Stimulationsphase (Hochdruckstimulation) möglich. Im späteren Verlauf, soweit nur der Dampf entzogen wird und nicht reinjiziert wird, ist es durch Kontraktion des Speichergesteins zu Landabsenkungen gekommen (beispielsweise in Neuseeland, Island, Italien). Diese Probleme führten bereits zur Einstellung von Geothermieprojekten (beispielsweise Geysers-HDR-Project der AltaRock Energy Inc. Kalifornien 2009 und Kleinhüningen bei Basel 2009).

Die Gesteine des Cooperbeckens in Australien gelten für wirtschaftliche Bohrtiefen und unabhängig von vulkanischer Aktivität als vergleichsweise heiß. Als das Reservoir angebohrt wurde, kam es zu einem kleinen Erdbeben mit einer Magnitude auf der Richterskala von 3,7. Ein Tiefengeothermie-Projekt in Südkorea wird für ein Folgebeben der Stärke 5,5 verantwortlich gemacht.

Die Wahrscheinlichkeit für das Auftreten seismischer Ereignisse und deren Intensität richtet sich stark nach den geologischen Gegebenheiten (beispielsweise wie permeabel die wasserführende Gesteinsschicht ist) sowie nach der Art des Nutzungsverfahrens (beispielsweise mit welchem Druck das Wasser in das Gestein injiziert wird oder mit welchem Druck stimuliert wird).

Generell ist eine verlässliche Bewertung der Risiken durch tiefe Geothermie in Deutschland, speziell im tektonisch aktiven Oberrheingraben, nur begrenzt möglich, da dort bislang nur wenige langfristige Erfahrungswerte vorliegen; die Seismizitäten von Basel und Landau verdeutlichen, dass eine sorgfältige Planung und Ausführung für die Aufrechterhaltung der Sicherheit in einem Geothermieprojekt wichtig ist: Ob stärkere Schadensbeben durch Geothermie ausgelöst werden können, ist derzeit (Stand: 2015) umstritten, war aber die Grundlage für die Einstellung des Vorhabens in Basel. So führen stärkere Wahrnehmung, erhöhte Sensibilität sowie genauere Prüfungen zu Verzögerungen bei der Nutzung.

Beim Bau des geplanten Geothermieprojektes Deep Heat Mining Basel in Kleinhüningen im Großraum Basel/Schweiz gab es von Dezember 2006 bis März 2007 fünf leichte Erschütterungen mit abnehmender Magnitude (von 3,4 bis 2,9). Dadurch entstanden leichte Gebäudeschäden, verletzt wurde niemand. Eine nachträgliche Risikoanalyse stellte fest, dass der Standort ungeeignet ist. Das Vorhaben wurde abgebrochen.

Landau war ein zentraler Forschungsort der BMU-Projekte MAGS und MAGS2 (2010 bis 2016) zur Erforschung induzierter Seismiziät. Im Rahmen dieses Projektes wurden weitere Messstationen mit vorwiegend Forschungsaufgaben eingerichtet. Mit der Inbetriebnahme des Geothermiekraftwerkes Insheim 2012 werden diese beiden Kraftwerke gemeinsam überwacht.

Das Kraftwerk Landau wurde 2014 nach Wiederauftreten neuer Schäden stillgelegt. Grund war eine Leckage einer Rohrverkupplung, welche nach erfolgreicher Reparatur sowie Installation einer Doppelverrohrung in Zukunft technisch auszuschließen ist.

Die Leckage führte zu einer Hebung um mehrere Zentimeter rund um das Kraftwerk. Nach dem angeordneten Stopp des GeoKW und dem Abteufen einer Überwachungsbohrung inkl. seither aktiv laufendem Pumpbetrieb zur Bergung des Thermalwassers ist das Kraftwerk wieder in Betrieb.

Am 2. Februar 2009 wurden bei Potzham nahe München zwei Erdstöße der Stärke 1,7 und 2,2 auf der Richterskala gemessen. Potzham liegt in unmittelbarer Nähe des 2008 fertig gestellten Geothermiekraftwerks Unterhaching. Die gemessenen Erdstöße ereigneten sich circa ein Jahr nach Inbetriebnahme dieses Kraftwerks. Aufgrund der großen Herdtiefe ist ein unmittelbarer Zusammenhang zum Geothermieprojekt Unterhaching jedoch fraglich. Weitere Mikrobeben wurden gem. Geophysikalischem Observatorium der Uni München in Fürstenfeldbruck dort nach der Installation weiterer Seismometer zwar beobachtet, sie lagen jedoch alle unter der Fühlbarkeitsgrenze. Auch die größten Ereignisse in Potzham lagen unterhalb der Fühlbarkeitsgrenze gemäß der Einteilung der Richterskala. Auch sie wurden daher mit hoher Wahrscheinlichkeit nicht verspürt, sondern nur von Geräten aufgezeichnet.

Beim Geothermieprojekt St. Gallen waren im Juli 2013 nach mehreren Erdstößen in 4 km Tiefe bis zu einer Magnitude von 3,6 die Bohrarbeiten für mehrere Wochen unterbrochen, um das Bohrloch zu stabilisieren. Das Projekt erwies sich später aufgrund einer zu geringen gemessenen Förderrate als nicht wirtschaftlich und wurde eingestellt.

Am 7. Dezember 2016 um 6:28 Uhr gab es ein deutlich spürbares Erdbeben in Poing, Bayern. Die Magnitude betrug 2,1, und die MSK-Intensität wurde mit 3,5 angegeben. Am 20. Dezember 2016 ereignete sich gegen 4:30 Uhr in Poing ein weiteres Beben der Magnitude 2,1. Aus Sicht von einigen Forschern kommt als Ursache die Geothermieanlage in Poing in Betracht. Seismische Messungen haben sogar sechs Erdbeben bei Poing in den beiden Monaten November bis Mitte Dezember 2016 aufgezeichnet, wovon allerdings vier unterhalb der Fühlbarkeitsgrenze lagen. Seit den 1990er Jahren können Erdbeben in ganz Deutschland ab einer Magnitude von 2 zuverlässig registriert und zugeordnet werden. Bis zu den Ereignissen durch die Geothermie wurden nur wenige, kaum spürbare Beben im Großraum München registriert. Seit dem 14. Dezember 2016 ist in Poing im Bereich der Geothermie eine weitere seismologische Station in Betrieb. Sie dient der Erfassung der Schwingungsimmissionen (Schwinggeschwindigkeiten), denn nur diese können zur Beurteilung einer möglichen Schadenswirkung herangezogen werden. Hier ist der Anhaltswert nach DIN 4150-3 5mm/s. Bei Schwinggeschwindigkeiten unterhalb dieses Wertes sind auch kleine (kosmetische) Schäden an Gebäuden ausgeschlossen.

Am 9. September 2017 wurde gegen 18:20 Uhr ein erneutes Erdbeben in Poing von vielen Menschen gespürt. Laut dem Deutschen Geoforschungszentrum in Potsdam hatte das Beben eine Magnitude von 2,4 nach Richter und wurde in einer Tiefe von zwei Kilometern ausgelöst. Der Bayerische Erdbebendienst gibt die Magnitude mit 2,1 nach Richter, und die Tiefe mit 3 km an. Die gemessene Schwinggeschwindigkeit betrug 1,6 mm/s, was Schäden an Gebäuden ausschließt. Die Tiefe, in der in Poing Geothermie betrieben wird, beträgt ebenfalls 3 km. Dabei werden etwa 100 Liter pro Sekunde aus der Förderbohrung am westlichen Ortsausgang entnommen und nach Nutzung und Abkühlung in die Reinjektionsbohrung an der Plieninger Gemeindegrenze zurück geleitet.

Obwohl ein Erdbeben mit Magnituden 2-3 eigentlich generell nur sehr schwach gespürt wird, beschreiben die Menschen in Poing einen lauten Knall bzw. Donner, verbunden mit einer Erschütterung, die sich anfühlt, als würde sich der komplette Boden wie durch eine Welle anheben. Andere beschrieben ein Gefühl, als sei in der Nachbarschaft etwas explodiert. Der Grund für den Knall und das deutliche Spüren des Bebens dürfte in der vergleichsweise geringen Herdtiefe des Bebens (nur ca. 2-3 km) liegen. Grundsätzlich werden seismische Ereignisse, die mit einem Knall verbunden sind, als beängstigender empfunden als gleichstarke Ereignisse ohne Knall. Auf mögliche Gebäudeschäden hingegen hat der Knall keinen Einfluss. Zwei Tage nach dem Erdbeben hat die Bayernwerk AG die Geothermieanlage vorübergehend für ein paar Wochen abgeschaltet. Dies geschah auf Drängen des Poinger Bürgermeisters und ohne Schuldeingeständnis des Betreibers. Man will die Ergebnisse eines bereits im vergangenen Jahr beauftragten Gutachtens des Leibniz Instituts für Angewandte Geophysik (LIAG) abwarten, bevor über das weitere Vorgehen entscheiden werde. Das Poinger Erdbeben hatte zur Folge, dass 2018 im nahe gelegenen Puchheim ein Bürgerentscheid mit deutlicher Mehrheit dort den Bau einer Geothermie-Anlage ablehnte. Laut einem Gutachten können die in Poing verspürten Beben nicht für die reklamierten Gebäudeschäden verantwortlich gemacht werden.

Da bei der oberflächennahen Geothermie, wenn die Wärmeenergie dem Untergrund durch geschlossene Erdsonden entnommen wird, dem Untergrund kein Wasser entzogen wird (wie bei einem Brunnen) und auch kein Wasser eingeleitet wird, ist bei ordnungsgemäßer Ausführung nicht mit Senkungen oder Hebungen der Erdoberfläche zu rechnen, somit auch nicht mit Gebäudeschäden. Wenn dennoch gelegentlich derartige Probleme auftraten, so ist dies durchweg auf eine unsachgemäße Durchführung der Flachbohrungen zurückzuführen. Hier haben dann die Flachbohrungen der Geothermie dieselben Risiken wie Flachbohrungen für andere Zwecke wie Baugrunderkundung, Geotechnik oder Gründung von Bauwerken.

Im Jahr 2012 existierten in Deutschland nahezu 300.000 Installationen oberflächennaher Nutzung von Geothermie. Jährlich kommen etwa 40.000 neue dazu. In einigen Fällen sind Probleme aufgetreten, die jedoch vor allem einen Bedarf an verbesserter Qualitätskontrolle und Qualitätssicherung aufgezeigt haben.

Als herausragend ist in diesem Zusammenhang der massive Schadensfall von Staufen zu nennen. Dieser und weitere Problemfälle sind nachfolgend aufgeführt; die Stadt Freiburg hat in der Folge ihre Auflagen zur Nutzung oberflächennaher Geothermie verschärft, sie sind jetzt genehmigungspflichtig. Im Jahr 2008 hatte es dort in zwei Fällen Probleme mit Sondenbohrungen gegeben: In einem Fall war ein Abwasserkanal beschädigt worden, in einem anderen Fall sprudelte aus einer versiegten Quelle dreckiges Wasser heraus.

In Böblingen zeigen sich seit 2009 in nun 80 Häusern immer größer werdende Risse. Ein Zusammenhang mit den Erdwärmesondenbohrungen ist noch nicht nachgewiesen, jedoch liegt ein Verdacht gegen ältere Sondenbohrungen durch Anhydrit-Quellen im Gipskeuper vor.

In Kamen haben sich nach Erdwärmebohrungen zur Erschließung oberflächennaher Geothermie im Juli 2009 mehrere Tage lang die Häuser gesetzt. „Die Ursache, warum in Kamen-Wasserkurl 48 Kubikmeter Boden plötzlich in einem Loch verschwanden, ist geklärt: Erdwärmebohrungen vergrößerten bereits vorhandene Risse im Felsgestein. Die Schuldfrage kann indes nur in einem langwierigen Rechtsverfahren geklärt werden."

Im Jahr 2011 führten Probebohrungen in 80 Metern Tiefe im Leonberger Stadtteil Eltingen zu Rissen an ungefähr 25 Häusern. Auch hier hatte abfließendes Grundwasser zu Senkungen geführt. Im Jahr 2012 wurden die Bohrungen mit Zement abgedichtet.

In Zumhof, einem Dorf der Gemeinde Rudersberg im Rems-Murr-Kreis, wurden in den Jahren 2007 und 2009 Bohrungen für 20 Erdwärmesonden niedergebracht. Bei einer zusätzlichen Bohrung, die nicht mit Zement abgedichtet war, brach das Bohrgestänge ab. Im Oktober 2012 betrug die Hebungsgeschwindigkeit infolge des Gipskeuperquellens dort 7 Millimeter pro Monat. Die schadhaften Bohrungen werden seit März 2013 zur Sanierung überbohrt und sollen anschließend mit Ton verschlossen werden, nachdem man das Bohrgestänge geborgen hat. Zudem soll Grundwasser abgepumpt werden. Das Bohrunternehmen schloss einen Vertrag mit dem zuständigen Landratsamt, damit dessen Versicherung die Reparatur bezahlen kann. Die Geschädigten müssen indes direkt gegen das Unternehmen klagen.

In Schorndorf im Rems-Murr-Kreis sank nach Geothermiebohrungen in 115 Metern Tiefe im Jahr 2008 der Grundwasserspiegel ab, da die Bohrungen ein Abfließen in tiefere Gesteinsschichten bewirkt haben. Das dadurch fehlende Volumen führte zu einer Senkung der Erdoberfläche, die die Keplerschule sowie ein knappes Dutzend Privathäuser beschädigte.

In Staufen traten im Jahr 2008 nach dem Abteufen mehrerer Erdwärmesonden (mit je ca. 140 m Tiefe), zur Beheizung unter anderem des Rathauses, erhebliche kleinräumige Hebungen von bis zu 20 cm im bebauten Stadtgebiet auf, die zu großen Zerrungen und Stauchungen bzw. Schiefstellungen an Gebäuden führten. Über 200 Häuser wurden dabei erheblich beschädigt. Die Ursache ist eine Reaktion von Wasser mit Anhydrit (wasserfreier, dehydrierter Gips). Durch die Umwandlung von Anhydrit zu Gips nimmt das Gestein Kristallwasser auf, wodurch es an Volumen zunimmt. Geschieht dies großflächig, so wird die Ausdehnung ggf. zur Tagesoberfläche übertragen und führt dort zu punktuellen Hebungen, wodurch die Tagesoberfläche deformiert wird. Dadurch entstehen Risse an den betroffenen Häusern. Das Problem des Aufquellens von Anhydrit bei der Umwandlung zu Gips ist aus dem Tunnelbau und dem Tiefbau bekannt und hängt von den regionalen geologischen Bedingungen ab (beispielsweise im sog. Gipskeuper Südwestdeutschlands).

Schadensursache sind auch ungenügende geologische Recherchen (Kosteneinsparung) und zu große Bohrneigung durch „preiswerte Bohrungen" (Kosteneinsparungen). Hier wurde an falscher Stelle gespart.

Die Umwandlung von Anhydrit zu Gips ist auch ein natürlicher Prozess, immer wenn ein Anhydrit-haltiges Gestein innerhalb der Verwitterungszone mit Oberflächenwasser, Niederschlagswasser bzw. Grundwasser in Kontakt kommt ( Hydratationsverwitterung). Ab einer bestimmten Tiefe in der Erdkruste sind die Druck- und Temperaturverhältnisse so hoch, dass eine Kristallumwandlung trotz Wasserkontakt nicht mehr eintritt.

Mitte 2013 wurde das erste Haus abgerissen. 270 Häuser wurden beschädigt. Der Schaden wird mit 50 Mio. € bewertet. Bis Mitte 2013 wurden 7,5 Mio. € für den Schadensausgleich verwendet, an dem sich auch das Land Baden-Württemberg und der kommunale Finanzausgleich beteiligt haben.

Bei der Förderung von Thermalfluiden ( Wasser/ Gas) stellen ggf. die Inhaltsstoffe des geförderten Lagerstättenwassers eine Umweltgefahr dar, falls das Fluid nicht gereinigt oder überprüft wird. Die Reinjektion der Thermalfluide erfolgt in Deutschland jedoch bei allen Geothermieanlagen, so dass dies nur ein theoretisches Risiko ist.

Im Bereich der oberflächennahen Geothermie besteht das Risiko, bei Nutzung eines tieferen Grundwasserleiters den trennenden Grundwassernichtleiter derart zu durchstoßen, dass ein die Grundwasserstockwerke verbindendes Fenster entsteht, mit der möglichen Folge nicht erwünschter Druckausgleiche und Mischungen. Bei einer ordnungsgemäßen Ausführung der Erdwärmesonde wird dies allerdings zuverlässig verhindert. Es wurden nach entsprechenden Schadensfällen ausführliche Richtlinien zur Qualitätssicherung eingerichtet, um diesem Risiko zu begegnen.

Ein weiteres potenzielles Risiko bei einer Geothermiebohrung ist das Anbohren von Artesern. Dabei kann es durch Austritt von Grundwasser zu einer kleinräumigen Überschwemmung kommen. Allenfalls können Wassersysteme so tiefgreifend verändert werden, dass z. B. umliegende Quellen versiegen. Als 2009 in Mumpf (Kanton Aargau, Schweiz) ein Thermalwasser-Arteser angebohrt wurde, konnte das Loch anschließend mit einem Zapfen geschlossen werden. Daraufhin hat der Kanton Aargau Erdwärmesonden-Bohrungen auf dem Kantonsgebiet entlang des Rheins praktisch flächendeckend verboten.

Auch gespannte (unter Überdruck stehende) Gase können unvermutet von einer Tiefbohrung angetroffen werden und in die Bohrspülung eintreten. Denkbar sind Erdgas, Kohlendioxid oder auch Stickstoff. Solche Gaseintritte sind meistens nicht wirtschaftlich verwertbar. Gaseintritten ist bohrtechnisch durch entsprechende Maßnahmen zu begegnen, wie sie für Tiefbohrungen vorgeschrieben sind. Der Fall St. Gallen hat die Wirksamkeit dieser Maßnahmen bestätigt.

Zur Beherrschung des Problems Induzierte Seismizität hat der GtV-Bundesverband Geothermie mit Hilfe einer internationalen Forschergruppe ein Positionspapier erarbeitet, das als Hauptteil umfangreiche Handlungsanweisungen zur Beherrschung der Seismizität bei Geothermieprojekten vorschlägt.

Nach zumindest in zeitlichem Zusammenhang mit Erdwärmenutzungs-Sondierungen aufgetretenen Erdabsenkungen in Leonberg und Renningen (beide im baden-württembergischen Landkreis Böblingen) reduzierte das Landes-Umweltministerium die maximale Bohrtiefe für die oberflächennahe Geothermie: die Bohrungen dürfen nur mehr bis zur obersten Grundwasser führenden Schicht niedergebracht werden.

Im März 2015 stellte das Landesamt für Geologie, Rohstoffe und Bergbau das Informationssystem Oberflächennahe Geothermie für Baden-Württemberg (ISONG) online zur Verfügung, es soll einer besseren Risikoabschätzung und Gefahrenminimierung im Zusammenhang mit der Erkundung und Nutzung der Geothermie dienen sowie „erste Informationen zur Planung von Erdwärmesonden bis max. 400 m Tiefe" liefern.

Hinweise, wie eine sichere Geothermiebohrung hergestellt werden kann, findet man im Leitfaden zur Nutzung von Erdwärme mit Erdwärmesonden des Umweltministeriums Baden-Württemberg.

Politische Risiken bestehen grundsätzlich darin, dass die politisch vorgegebenen Rahmenbedingungen während der Projektlaufzeit geändert werden. Das derzeit (2017) größte politische Risiko ist das neue Gesetz zur Standortsicherung von Anlagen zur Entsorgung radioaktiver Abfälle (StandAG). Dieses Gesetz geht in einer ersten Phase, deren Dauer unbestimmt ist, von einer 'weißen Landkarte' aus, das heißt, alle Standorte sind für ein nukleares Endlager reserviert und dürfen nicht anderweitig, also auch nicht geothermisch, genutzt werden. Dies ist ein De-facto-Verbot für Geothermie mit Bohrtiefen größer 200 m. Genehmigungen können nur in einem langwierigen Verfahren mit noch nicht arbeitsfähigen Behörden erworben werden.

Bei der oberflächennahen Geothermie besteht das größte Risiko in einer Übernutzung der Geothermiepotentiale. Wenn benachbarte Geothermieanlagen sich gegenseitig beeinflussen, kann die Vorlauftemperatur der im Abstrom des Grundwassers gelegenen Anlage so weit abgesenkt werden, dass die Wärmepumpe nur noch mit einer sehr ungünstigen Leistungszahl betrieben werden kann. Dann heizt der Nutzer im Grunde genommen mit Strom und nicht mit Erdwärme. Das Tückische daran ist, dass die Fläche im Anstrom des Grundwassers, in der eine Errichtung einer weiteren Anlage zu einer zusätzlichen erheblichen Absenkung der Temperatur des Grundwassers für die betroffene Anlage führt, sehr groß sein kann und es für den Betreiber schwierig ist, die Ursache hierfür zu erkennen. Er wird das wahrscheinlich nur merken, wenn er den außentemperaturbereinigten Stromverbrauch ins Verhältnis zur genutzten Wärmemenge setzt, um so die Leistungszahl beobachten zu können. Das erfordert aber die Kenntnis der mittleren wirksamen Außentemperatur und der im Haus abgegebenen Wärmemenge und bedarf eines großen Messaufwandes.

Bei der tiefen Geothermie sind vor allem das Fündigkeitsrisiko und das Umsetzungsrisiko zu beachten.

Die Risiken können beim Eintreten des Schadensfalls zu einer Unwirtschaftlichkeit des Vorhabens führen. Um das Scheitern von Geothermieprojekten zu verhindern, bietet die öffentliche Hand für Kommunen Bürgschaften an (beispielsweise durch die KfW), die wirksam werden, wenn zum Beispiel in einer Bohrung einer bestimmten kalkulierten Tiefe kein heißes Tiefenwasser nach einer Tiefenwasser-Schüttung in ausreichender Menge gefördert werden kann. Auch einige große Versicherungen bieten solche Versicherungsprodukte an.

Das Fündigkeitsrisiko ist das Risiko bei der Erschließung eines geothermischen Reservoirs, Thermalwasser aufgrund fehlkalkulierter Prognosen über die benötigte Tiefe der Bohrung nicht in ausreichender Quantität oder Qualität fördern zu können.

Ab einer gewissen Tiefe wird das geothermische Potenzial immer erschlossen, jedoch steigen mit zunehmender Tiefe die Bohrkosten überproportional und es wird mehr und spezielleres Know-how nötig. Sind die verfügbaren Mittel und damit die Bohrtiefe (etwa auf wenige Kilometer) eng begrenzt, muss unter Umständen das ganze Bohrprojekt wenige hundert Meter vor einem nutzbaren Wärmereservoir für eine Tiefenwasser-Schüttung abgebrochen werden.

Die Quantität definiert sich dabei aus Temperatur und Förderrate. Die Qualität beschreibt die Zusammensetzung des Wassers, die sich beispielsweise durch Salinität oder Gasanteile ungünstig auf die Wirtschaftlichkeit auswirken kann, jedoch weitgehend betriebstechnisch beherrschbar ist. Um das Fündigkeitsrisiko für den Investor abzufedern, werden mittlerweile Fündigkeitsversicherungen auf dem Versicherungsmarkt angeboten.

Während des Betriebes können Prozesse zu Einwirkungen auf das Projekt führen, die den Wärmeertrag so mindern, dass unplanmäßige Wartungsarbeiten erforderlich werden (beispielsweise Auflösungen von Kristallbildungen durch Säuerung). Da dann meistens teure Bohrausrüstungen angemietet und Fachleute bezahlt werden müssen, kann das zur Unwirtschaftlichkeit des Gesamtvorhabens führen.

Konkurrierende Nutzung zur Tiefengeothermie können Projekte der Kohlenwasserstoffförderung oder -speicherung darstellen. Vor allem der starke Ausbau von Untertage-Gasspeichern steht in einigen Regionen Deutschlands (Molasse, norddeutsche Ebene, Rheintalgraben) in direkter Konkurrenz zu tiefengeothermischen Projekten. Aktuell in der Diskussion ist auch die Nutzungskonkurrenz durch die Absicht großer Kohlekraftwerksbetreiber und der Industrie, verflüssigtes CO ₂ in den Untergrund zu Verpressen ( CCS-Technologie). Die RWE Dea AG hat dazu bereits die Hälfte des Landes Schleswig-Holstein bergrechtlich reserviert. Sollte es zu einer Untersuchungsgenehmigung kommen, so wäre dieser Bereich für die Aufsuchung und Nutzung von Erdwärme ausgeschlossen.

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Erdwärme ist die im zugänglichen Teil der Erdkruste gespeicherte Wärme ( thermische Energie), sie kann aus dem Erdinneren stammen oder (beispielsweise in Frostböden) durch Niederschläge oder Schmelzwässer eingebracht worden sein und zählt zu den regenerativen Energien, die durch Erdwärmeübertrager entzogen und genutzt werden können.

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Biokraftstoff (auch Biotreibstoff, Agrotreibstoff oder Agrartreibstoff) ist Kraftstoff, der aus Biomasse erzeugt wird, also eine Anwendungsform der Bioenergie. Biokraftstoffe sind meist flüssig, manchmal auch gasförmig und kommen für den Betrieb von Verbrennungsmotoren in mobilen und stationären Anwendungen zum Einsatz. Ausgangsstoffe der Biokraftstoffe sind nachwachsende Rohstoffe wie Ölpflanzen, Getreide, Zuckerrüben oder - rohr, Wald- und Restholz, Holz aus Schnellwuchsplantagen, spezielle Energiepflanzen und tierische Abfälle. Das Präfix Bio weist hier nicht auf eine Herkunft aus ökologischer Landwirtschaft hin, sondern auf den pflanzlichen ( biologischen) Ursprung. Die Klimaneutralität und ökologische Vorteilhaftigkeit von Biokraftstoffen ist umstritten.

Es werden häufig Biokraftstoffe der ersten und zweiten, gelegentlich auch der dritten Generation, voneinander unterschieden. Diese Klassifizierung ist jedoch problematisch, da es klare Abgrenzungen nicht gibt. Für die Erzeugung von Kraftstoffen der ersten Generation wird nur die Frucht ( Öl, Zucker, Stärke) für die Kraftstoffproduktion genutzt, ein Großteil der Pflanze wird als Futtermittel verwendet. Bei Kraftstoffen der zweiten Generation wird fast die vollständige Pflanze verwendet, teilweise einschließlich der schwer aufschließbaren Cellulose. Bei Algenkraftstoff wird auch vom Kraftstoff der dritten Generation gesprochen, da Algen eine deutlich höhere Biomasse-Produktivität pro Fläche aufweisen als Pflanzen. Kraftstoffe der zweiten und dritten Generation erfordern einen meist deutlich höheren technischen und finanziellen Aufwand und können daher bisher, außer Biomethan, noch nicht wirtschaftlich erzeugt werden.

Wichtige Faktoren bei der Bewertung des Potentials und der Nachhaltigkeit von Biokraftstoffen sind der Ertrag (Äquivalente fossiler Kraftstoffe) und der Preis:

Pflanzenölkraftstoff

besteht aus unbehandeltem oder raffiniertem Pflanzenöl in Reinform. Seine Eigenschaften sind in der DIN-Norm DIN 51605 beschrieben. In Deutschland ist der Grundstoff in der Regel Rapsöl (Rapsölkraftstoff). In den chemischen Eigenschaften unterscheidet es sich vom Dieselkraftstoff, weshalb eine Anpassung der Motoren an diesen Kraftstoff erforderlich ist. Die Herstellung von Pflanzenöl erfolgt sowohl großtechnisch (Ölextraktion) als auch in kleineren, dezentralen Ölmühlen (Kaltpressung).

ist ein Fettsäuremethylester (FAME), der aus Pflanzenölen hergestellt wird. Seine Eigenschaften sind in der Norm EN 14214 beschrieben. Mit Biodiesel kann Dieselkraftstoff substituiert werden. In Deutschland ist der Grundstoff meistens Rapsöl, deshalb wird Biodiesel oft als RME (Rapsöl-Methylester) bezeichnet. Biodiesel ist in seinen chemischen Eigenschaften an diejenigen des Dieselkraftstoffes angepasst worden. Die Herstellung von Biodiesel erfolgt in der Regel in großtechnischen Anlagen.

Bioethanol

wird durch Vergärung biogener Rohstoffe und anschließende Destillation hergestellt. Eine Qualitätsbeschreibung liegt seit August 2008 mit der DIN 51625 vor. Benzin kann durch Bioethanol substituiert werden. In Deutschland werden für die Herstellung von Bioethanol vorwiegend Zuckerrüben und Getreide (Weizen, Roggen) verwendet, Mais und andere Rohstoffe haben nur eine geringe Bedeutung. In Brasilien deckt Ethanol aus Zuckerrohr einen großen Teil des nationalen Treibstoffbedarfs, in den USA wird vorwiegend Mais verwendet. Die chemischen Eigenschaften unterscheiden sich vom Benzin, weshalb eine Anpassung der Fahrzeugmotoren erforderlich ist. Die wichtigste Einsatzform von Bioethanol in Europa ist die Beimischung zu Benzin. So wird Superbenzin mit bis zu 5 % Bioethanol gemischt, E10 mit bis zu 10 %. Daneben gibt es noch den Ethanol-Kraftstoff, welcher aus 85 % Ethanol und 15 % Benzin besteht und von Flexible Fuel Vehicles verwendet werden kann. Manche dieser Fahrzeuge, wie der Koenigsegg Agera R bringen ihre maximale Leistung sogar nur mit dem hochprozentigen Ethanolgemisch.

Biomethan („Bioerdgas")

wird aus dem Vorprodukt Biogas hergestellt. Für die Erzeugung von Biogas kommen in der Regel Energiepflanzen, Gülle und/oder organische Reststoffe als Gärsubstrate zum Einsatz. Bei der nachgeschalteten Aufbereitung zu Biomethan werden unter anderem die störenden Bestandteile Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff aus dem Biogas entfernt, und das verbleibende Produkt verdichtet (Biogasaufbereitung). Die vollständige Methanisierung des CO₂ kann auch mittels EE-Gas aus der Elektrolyse mit erneuerbarem Überschussstrom geschehen. Eine Qualitätsbeschreibung liegt mit der technischen Regel G 260 des DVGW seit Mai 2008 vor. Mit Biomethan kann Benzin oder Erdgas substituiert werden. Fahrzeuge, die für den Einsatz von reinem oder bivalentem Erdgasbetrieb umgerüstet sind, können mit Biomethan betrieben werden.

BtL-Kraftstoffe („Biomass-to-Liquid", synthetische Biokraftstoffe)

können aus verschiedenen organischen Rohstoffen hergestellt werden. Sie gehören zur Gruppe der synthetischen Kraftstoffe (XtL-Kraftstoffe). BtL-Kraftstoffe können auf die jeweiligen Erfordernisse moderner Motoren zugeschnitten werden und beispielsweise Dieselkraftstoff ersetzen. BtL-Kraftstoffe sind noch im Entwicklungsstadium und noch nicht auf dem Markt erhältlich.

Cellulose-Ethanol

ist chemisch identisch mit Bioethanol. Als Rohstoff wird jedoch Cellulose eingesetzt. Diese macht einen großen Anteil der Biomasse aus, kann aber bisher wegen ihrer schlechten enzymatischen Zugänglichkeit nicht genutzt werden. Aktuell wird versucht, Verfahren zu entwickeln, mit denen auch aus Pflanzenresten, wie Stroh oder aus Holz, der Kraftstoff Ethanol wirtschaftlich gewonnen werden kann.

Biokerosin

ist ein Kraftstoff, der das Kerosin auf der Basis fossiler Kraftstoffe ersetzen soll. Grundlage können verschiedene hydrierte Pflanzenöle sein, wie Raps-, Palm- oder Jatrophaöl. Auch Algen mit hohem Ölanteil werden als Grundlage für zukünftige Entwicklungen diskutiert. Ein erster Testflug mit Biodiesel auf der Grundlage von hydriertem Pflanzenöl (HVO) in der zivilen Luftfahrt fand im Januar 2009 durch die Air New Zealand statt. Die Fluggesellschaften Lufthansa und KLM setzen ab Mitte 2011 auf einigen Flügen im kommerziellen Passagierflug eine 50%ige Bio-Kerosinmischung ein. Im September 2014 führte die Lufthansa den ersten europäischen Linienflug mit Biokerosin auf Zuckerbasis durch. Verschiedene Umweltorganisationen, darunter Rettet den Regenwald, kritisierten die Testflüge massiv und machten darauf aufmerksam, dass diese Projekte weder klimafreundlich noch sozialverträglich seien. Denn für Pflanzenöle, besonders Palmöl, werden allzu oft Regenwälder abgeholzt und Moore trockengelegt. Das führt laut Experten teils zu schädlicheren Auswirkungen als herkömmlicher Treibstoff.

Der brasilianische Flugzeughersteller Embraer stellt seit Einführung 2004 nach dem Erstflug der „Ipanema" durch die Ingenieurgruppe um Vincent Camargo Flugzeuge mit Alcoois (Bioethanol) der zweiten Generation bereit.

Die Forschung zu Biokraftstoffen der zweiten Generation ist in vollem Gange. In der Schweiz betreibt das Paul Scherrer Institut und die EMPA Forschung zur Produktion von Biokraftstoffen der zweiten Generation. Dazu werden Rest- und Abfallstoffe wie etwa Gülle, Restholz, Kompost oder auch Nahrungsmittelabfälle aus der Gastronomie verwendet.

Eine Reihe weiterer Stoffe gelten gemäß der EU-Richtlinie 2003/30/EG als Biokraftstoffe, haben aber in der Praxis eine untergeordnete Bedeutung.

Ether werden vor allem von der European Fuel Oxygenates Association (EFOA), einer Lobbyorganisation der Produzenten von MTBE, ETBE, TAME und TAEE propagiert.

Biokraftstoffe können die fossilen Kraftstoffe Diesel, Benzin und Erdgas substituieren. Teilweise müssen Motoren oder Kraftstoffsysteme an die Biokraftstoffe angepasst werden. Biokraftstoffe werden entweder in Reinform oder als Beimischungen zu fossilen Kraftstoffen verwendet.

Die EU- Richtlinie 2009/28/EG (Erneuerbare-Energien-Richtlinie) (Nachfolger der Richtlinie 2003/30/EG) beschreibt und regelt die Verwendung von Biokraftstoffen in Europa. Ein wichtiger Aspekt ist die Kontrolle der Nachhaltigkeit, die bei Biokraftstoffen regelmäßig in der Diskussion ist. Die Umsetzung in deutsches Recht erfolgte mit der Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung. Das Biokraftstoffquotengesetz bzw. das Gesetz zur Änderung der Förderung von Biokraftstoffen schrieb bis 2014 einen Anteil von 6,25 % am Gesamtkraftstoffmarkt vor. Seit dem 1. Januar 2015 gilt die sogenannte Treibhausgas-Quote (THG-Quote §§ 37a ff. BImSchG). Demnach ist die Mineralölindustrie verpflichtet, den Treibhausgasausstoß der von ihr verkauften Kraftstoffe („in den Verkehr gebracht") im Vergleich zum Jahr 2010 zu senken: Ab 2015 um 3,5 %, 2017 um 4 % und ab dem Jahr 2020 um 6 %. Um diese Minderung des Treibhausgas-Ausstoßes zu erreichen, nutzt die Mineralölindustrie Biokraftstoffe.

Die zukünftige Bedeutung von Biokraftstoffen hängt unter anderem von folgenden Faktoren ab.

Preisentwicklung bei den fossilen Kraftstoffen: Steigende Preise für konventionelle Kraftstoffe erhöhen die Konkurrenzfähigkeit von Biokraftstoffen.

Politische Rahmenbedingungen: Durch Gesetze, wie das Biokraftstoffquotengesetz, kann eine Förderung erfolgen.

Besteuerung: Biokraftstoffe unterliegen bei reiner Verwendung einer Steuerermäßigung nach dem Energiesteuergesetz. Teilweise wird die Ermäßigung sukzessiv aufgehoben.

Regionale und globale Rohstoffpotenziale: Die Größen der nutzbaren Potentiale bestimmen die zukünftige Bedeutung der Biokraftstoffe. Die Größe der Potentiale wiederum wird von vielen Faktoren beeinflusst (dazu Potenziale und Flächenbedarf).

Rohstoffpreise: Die Rohstoffpreise schwanken teilweise sehr stark. Landwirtschaftliche Produkte können sich, beispielsweise in schlechten Erntejahren, stark verteuern (Agflation).

Herstellungskosten: Durch neue und weiterentwickelte Verfahren können sich die Produktionskosten verringern. Größere Produktionsmengen haben in der Regel den gleichen Effekt.

Einige Biokraftstoffe können auch regional in dezentralen, kleinen Produktionsanlagen wirtschaftlich hergestellt werden, wie Pflanzenöl und Bioethanol auf landwirtschaftlichen Betrieben und in Alkoholbrennereien, aber auch in Großanlagen. Anlagen zur Produktion von Biodiesel und BtL-Kraftstoff dagegen sind in Errichtung und Betrieb komplexer und erfordern größere, überregionale Produktionseinheiten.

Biokraftstoffe kommen als Reinkraftstoffe sowie als Beimischungen zu fossilen Kraftstoffen zum Einsatz. Innerhalb der Europäischen Union werden verbindliche Ziele für den Anteil von Biokraftstoffen am Energiemix des Transportsektors diskutiert. Mit der EU-Richtlinie 2003/30/EG wurden Anteile von 6,25 % bis 2014 gefordert (2 % bis 2005, 2,75 % bis 2006 und 5,75 % bis 2010). Wegen der mangelnden Umsetzung wurde in der EU- Richtlinie 2009/28/EG (Biokraftstoffrichtlinie) ein verbindlicher Wert von 10 % erneuerbarer Energie im Verkehrssektor bis 2020 festgelegt, wobei sich dieser Wert auf alle erneuerbaren Energien (Biokraftstoffe, erneuerbarer Strom, erneuerbarer Wasserstoff usw.) im gesamten Verkehrssektor bezieht (Straße, Schiene, Binnenschifffahrt). Der Flugverkehr bleibt allerdings jeweils ganz von den Zielen ausgeschlossen.

Gemäß Biokraftstoffquotengesetz mussten Biokraftstoffe in Deutschland bis 2014 einen Anteil von 6,25 % am gesamten Kraftstoffmarkt haben. Dies kann durch Beimischung oder den Absatz von Reinkraftstoffen erfolgen, das heißt, die Mineralöl verkaufenden Unternehmen können Biokraftstoffe ihren fossilen Kraftstoffen beimischen (B7, E5, E10, ...), um die Mindestnutzung von 6,25 % zu erfüllen oder sie können Reinbiokraftstoffe (B100, E85, Pflanzenöl, ...) vertreiben, um die Mindestnutzung zu erfüllen. Die Einführung des Kraftstoffs E10 mit 10 % Bioethanol statt der bis dahin zugesetzten 5 % stieß jedoch auf Akzeptanzprobleme.

Nachhaltig erzeugte Biokraftstoffe können Wissenschaftlern zufolge im Energiemix der Zukunft eine wichtige Rolle spielen. In ambitionierten Klimaschutzszenarien könnten bis 2030 etwa 20 Prozent und bis 2050 etwa 70 Prozent eines bis dahin deutlich reduzierten Kraftstoffbedarfs aller Verkehrsträger in Deutschland nachhaltig und ohne Nutzungskonkurrenzen oder zusätzliche Importe gedeckt werden. Das bedeutet, dass Biokraftstoffe entweder aus Reststoffen oder aus der Produktion auf langfristig frei gewordenen Flächen stammen, sich nicht negativ auf die Artenvielfalt auswirken, nicht den Selbstversorgungsgrad bei Nahrungsmitteln verringern und kein Wiesen- oder Weideland umgewandelt wird. Weltweit könnte sich der Biokraftstoffbedarf von 2010 bis 2050 gar verzehnfachen. Für die EU wurden zusätzliche Flächenpotenziale für Energiepflanzenanbau von 20 Millionen Hektar ermittelt; die Potenziale übersteigen demnach das politische Ausbauziel von 10 % der Biokraftstoffe.

Neben der EU setzen auch andere Länder wie die USA, Brasilien, China, Kanada oder Argentinien vermehrt auf Biokraftstoffe. 2010 ersetzten weltweit 86 Mio. Liter Bioethanol und 19 Mio. Liter Biodiesel rund 2,7 % fossile Kraftstoffe, mit steigender Tendenz. In den USA wirbt das American Security Project aus Gründen der Importabhängigkeit von fossilen Rohstoffen, welche die nationale Sicherheit gefährde, für höhere Anstrengungen für Biokraftstoffe.

Die rot-grüne Bundesregierung hat im Jahr 2003 mit einer Steuerbefreiung den Aufbau der Biokraftstoffindustrie in Deutschland stark unterstützt. Damals setzten die Produzenten insbesondere reine Biokraftstoffe (B100, E85) ab und erreichten bis 2006 hohe Marktanteile, z. B. im Diesel von etwa 12 %. Die große Koalition ab 2005 nahm die Steuerbefreiung im Jahr 2007 zurück, was insbesondere den Markt für reinen Biodiesel (B100) traf. Als Ausgleich führte die damalige Bundesregierung die Beimischung von Biokraftstoffen in fossile Kraftstoffe ein, also die Beimischung von Biodiesel in fossilen Diesel (B7) bzw. von Bioethanol zu fossilem Ottokraftstoff/Benzin (E5, später E10). Hierauf versiegte die dezentrale Erzeugung und Vermarktung reiner Biokraftstoffe, was den Markt zugunsten der Mineralölkonzerne veränderte.[21] Gegen die Einführung der Steuerverpflichtung wehrte sich die Branche politisch und gerichtlich. Durch das Bundesverfassungsgericht wurde allerdings die Rechtmäßigkeit der Besteuerung festgestellt.

Welche Bedeutung die Höhe der Steuer für den heimischen Biodieselmarkt hat, zeigt die Erfahrung der Branche aus der jüngsten Vergangenheit: Wegen der Anhebung des Steuersatzes ist der Markt für den reinen Biodiesel (B100) von 2007 bis 2011 um 97 Prozent eingebrochen; der Absatz von B100 ist inzwischen (2018) so gering, dass die offizielle Meldestatistik des Bundesamtes für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) reinen Biodiesel nicht mehr aufführt. Diese Entwicklung hat zahlreichen mittelständischen Produzenten von Biokraftstoff massive wirtschaftliche Probleme bereitet. Die Zahl der Biodieselproduktionsanlagen in Deutschland hat sich in den vergangen zehn Jahren halbiert.

Auch zur Erreichung von bereits zugesagten Klimazielen wird daher zumindest in der Schweiz die Ausdehnung der dort bereits erhobenen Lenkungsabgaben auf Treibstoffe gefordert. Neben einer Verschärfung der Grenzwerte für Neuwagen auf 120 g CO ₂ pro km im der Schweiz könne diese Umweltsteuer die Abhängigkeit vom fossilen Erdöl verringern, sagt etwa Greenpeace.

Der Anbau von Energiepflanzen kann in Konkurrenz zum Anbau von Nahrungsmitteln treten. So wird die erhöhte Biokraftstoff-Nachfrage zu den Faktoren gezählt, welche die Nahrungsmittelpreiskrise 2007-2008 teilweise mit auslösten. Vor allem die Nutzung von Mais in den Vereinigten Staaten geriet damals in die Kritik. Neben dem verstärkten Anbau von Energiepflanzen waren jedoch vornehmlich andere Faktoren ausschlaggebend, namentlich Bevölkerungswachstum, steigender Fleischkonsum in Schwellenländern wie China und Indien, Dürren in bedeutenden Weizenanbauregionen und niedrige Vorräte, wie FAO und die OECD berichten. Insbesondere Spekulationsgeschäfte mit Nahrungsmitteln hätten für die Preiskrise gesorgt, erklärten Welthungerhilfe, Oxfam, UNCTAD, die Weltbank sowie der Börsenmakler Dirk Müller bei einer Sachverständigenanhörung des Bundestags.

Nach Ansicht verschiedener Beobachter sei der Welthunger nicht von mangelnder Produktion verursacht, sondern von ungerechter Verteilung. Laut Vereinten Nationen werden jedes Jahr 1,3 Milliarden Tonnen Lebensmittel in den Müll geworfen, was rechnerisch etwa viermal so viel ist wie nötig wäre, um das Hungerproblem in der Welt zu lösen. Demnach werden 28 Prozent des gesamten weltweiten Ackerlandes genutzt, um Nahrung zu produzieren, die nie gegessen wird. Allein die in den Industrienationen weggeworfene Menge von 300 Millionen Tonnen jährlich würde reichen, um alle hungernden Menschen zu ernähren. Trotz steigender Nahrungsmittelüberschüsse im Jahr 2013 kommen die erhöhten Bestände nicht den Hungernden in der Welt zugute. Die weltweiten Vorräte an Weizen erhöhten sich für 2014/15 laut Prognose der UN-Landwirtschaftsorganisation (FAO) auf mehr als 192 Millionen Tonnen, was ca. einem Drittel einer globalen Jahresernte entspricht.

Flächenkonkurrenz kann durch Nutzung von Nebenprodukten aus der Pflanzenöl- und Ethanolproduktion vermieden werden. So werden mit dem Anbau von Energiepflanzen auf einem Viertel der weltweiten degradierten Flächen (900 Mio. ha) mehr als 500 Mio. Tonnen eiweißreiche Futtermittel erzeugt. Demgegenüber beträgt der heutige Futtermittelbedarf 700 Mio. Tonnen. Der Anbau von Energiepflanzen auf degradiertem Weideland kann auf diese Weise auch einen Baustein zur Nahrungsmittelsicherheit liefern. Ohne die Koppelprodukte aus der Biokraftstoffproduktion müsste Deutschland fast 50 Prozent mehr Soja-Futtermittel importieren. Auf den Getreidemärkten ist die EU dagegen ein Nettoexporteur auf den Weltmärkten. Für das Wirtschaftsjahr 2012/13 wird mit EU-Weizenexporten von 16 Millionen Tonnen gerechnet, gegenüber Importen von 5,5 Millionen Tonnen.

Ein weiterer Weg, um Flächenkonkurrenz zu vermeiden, ist die Beschränkung der Biospritherstellung auf bislang extensiv genutzte Bereiche und Stilllegungsflächen und die Förderung von Treibstoffen aus pflanzlichen Abfallstoffen (z. B. Cellulose-Ethanol, BtL-Kraftstoffe).

Pflanzen nehmen während des Wachstums das Treibhausgas CO ₂ auf. Bei der Zersetzung oder Verbrennung der Biomasse wird nur die gebundene Menge frei, so dass der Kohlenstoff-Kreislauf geschlossen und die CO ₂-Bilanz somit neutral ist.

Beim agroindustriellen Anbau werden große Mengen an fossilem Treibstoff sowie Stickstoffdünger verwendet, was die Klimabilanz verschlechtert; sie bleibt jedoch deutlich positiv gegenüber fossilen Alternativen. Wenn Regenwaldflächen gerodet oder Torfmoore trockengelegt werden, um Flächen für den Anbau von Energiepflanzen zu erschließen, verschlechtert sich die Klimabilanz deutlich. Die Nutzung von degradierten Böden verbessert die Klimabilanz dagegen. Zudem ist das bei Stickstoffdüngung freiwerdende Lachgas an der Zerstörung der Ozonschicht beteiligt.

Biokraftstoffe führen zu Klimagas-Einsparungen von 50 % bis 70 %, je nach konkreten landwirtschaftlichen Anbaumethoden und eingesetzter Pflanze (Raps, Mais, Zuckerrohr), es sei denn, sie verdrängen Regenwaldflächen. Biokraftstoffe müssen die gesetzlich vorgeschriebenen Kriterien erfüllen ( Nachhaltigkeitsverordnung) und nachweislich zu einer Mindest-Treibhausgas-Einsparung in Höhe von 35 % bzw. 50 % im Vergleich zum jeweiligen fossilen Referenzkraftstoff führen. Laut Erhebungen der Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung beträgt die durchschnittliche Treibhausgaseinsparung von deutschen Biokraftstoffen rund 44 % gegenüber fossilem Diesel und übertrifft damit die EU-Standards deutlich. Im Jahre 2011 wurden dadurch rund fünf Mio. Tonnen CO ₂ vermieden.

In der Zukunft, nach dem Ölfördermaximum, wird eine stärkere Nutzung von unkonventionellen Ölressourcen, wie Ölschiefer, Ölsande erwartet. Deren CO ₂-Bilanz ist deutlich schlechter als bei konventionellem Öl, so dass das Potential von Biokraftstoffen bezüglich einer Vermeidung zusätzlicher Treibhausgase gegenüber fossilen Kraftstoffen zunehmen wird. Aktuell stößt das in Deutschland eingesetzte Bioethanol nicht nur die in der Nachhaltigkeitsverordnung gesetzlich vorgeschriebenen 35 % weniger Treibhausgase aus als fossiles Benzin, sondern 50 % bis 85 %.

Kritisch beurteilt wird die Neuerschließung von Agrar-Anbauflächen für das Gebiet der Europäischen Union unter anderem in einer Studie des Institute for European Environmental Policy (IEEP) (Institut für europäische Umweltpolitik). In der Studie untersuchte das Institut die offiziellen Pläne von 23 EU-Mitgliedstaaten zum Ausbau der erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2020. Bis dahin wollte Deutschland den bisherigen Kraftstoffen Benzin und Diesel etwa 5,5 Millionen Tonnen Biokraftstoff beimischen, das ist mehr als in Großbritannien, Frankreich und Spanien geplant ist. In ganz Europa sollten bis 2020 etwa 9,5 % der Energie, die für den Verkehr benötigt wird, aus Biokraftstoff stammen. Dieser wird fast komplett aus Ölsaat, Palmöl, Rohr- und Rübenzucker und Weizen produziert. Um dies zu ermöglichen, müssten der Studie zufolge bis zu 69.000 Quadratkilometer neues Ackerland entstehen. Das entspricht einer Fläche, die mehr als doppelt so groß ist wie Belgien. Bei einer Kultivierung in einem derartigen Ausmaß würden pro Jahr bis zu 56 Millionen Tonnen CO ₂ freigesetzt werden, was etwa 12-26 Millionen zusätzlichen Autos auf Europas Straßen entspricht. Insbesondere das Umfunktionieren von Brachland zur Gewinnung von Agrar-Anbauflächen für Biokraftstoff wird als Beeinträchtigung der Klimabilanz aufgefasst, da durch die andersartige Behandlung und Bewirtschaftung solcher Gebiete in der Bilanz in Böden und Biomasse durch Verlust an organischer Bodensubstanz weniger Kohlenstoffverbindungen absorbiert bleiben können und darüber hinaus bei der Kultivierung dieser Gebiete CO ₂ anfällt. In der Studie wird in einer Expansion in kultivierte Fläche hinein und, damit verbunden, in intensiver Agrarbodennutzung eine potentielle Gefahr für die Biodiversität gesehen.

Anmerkung¹: CO₂-Äquivalent: sämtliche treibhausgaswirksamen Emissionen, nicht nur die direkten CO₂-Emissionen, umgerechnet auf die Klimawirksamkeit von CO₂

Anmerkung²: kWh hier als Input: erzeugte Energie in kWh unabhängig von der Effizienz der verwendeten Motoren, der Kraftstoff wird komplett umgewandelt.

Anmerkung³: als Kraftstoff genutzt in PKW mit Stand 2010

Indirekte Landnutzungsänderungen sind in der Tabelle berücksichtigt. „Wird in Brasilien eine Savanne hierfür [für den Zuckerrohranbau] gerodet, ist das Bioethanol aus dem geernteten Zuckerrohr etwa 1,4-mal klimaschädlicher als Benzin auf fossiler Basis, Wächst Zuckerrohr hingegen auf vorher überweidetem Grasland, sinken die Treibhausgasemissionen um die Hälfte" (Fritsche (Öko-Institut)).

Regenwälder

Im Kontext des Energiepflanzenanbaus wird eine mögliche Landnutzungsänderung diskutiert (indirect land use change / iLUC), d. h., dass beispielsweise Regenwälder dem steigenden Anbau von Energiepflanzen zum Opfer fallen.

Für die Einrichtung von Palmölplantagen beispielsweise in Indonesien werden häufig Regenwaldflächen gerodet, die eine Klimagas-Senke darstellen und eine große Artenvielfalt beherbergen. Weltweit werden jedoch nur 5 % der Palmölproduktion energetisch genutzt; der Großteil wird für Lebensmittel (Margarine, ...) und Gebrauchsgegenstände (Kosmetika, Seifen, ...) verwendet. Palmöl ist in Mittel- und Nordeuropa nicht als Treibstoff nutzbar, da der Treibstoff sich bei niedrigen Temperaturen verfestigt. Es wird jedoch als Treibstoff in der Strom- und Wärmeerzeugung eingesetzt. Die Rodung geschieht in Indonesien hauptsächlich durch Brandrodung, was nach einem Magazinbericht der New York Times zu einer massiven Kohlendioxidfreisetzung führte, mehr als der Ausstoß von ganz Europa; nach weiterer Quelle hat sich die Anbaufläche für Palmöl in Indonesien in den 10 Jahren nach 2006 mit einem Anstieg von 50.000 km² mehr als verdoppelt.

Im Amazonas ist dagegen der Energiepflanzenanbau (z. B. von Zuckerrohr) keine bedeutende Gefährdung der Regenwälder, sondern vielmehr der Anbau von Futtermitteln sowie Weideflächen. Laut Greenpeace gehen insgesamt 80 Prozent des Regenwaldverlustes im Amazonasgebiet auf das Konto der Tierhaltung.

Für in Deutschland verwendetes Bioethanol wird zwar kein Regenwald abgeholzt, denn das Bioethanol wird zu 90 % aus Getreide und Zuckerrüben hergestellt, die in Deutschland und der EU angebaut und auch verarbeitet werden, was aber damit gleichwohl der weltweiten Lebensmittelproduktion entzogen wird ( Flächenkonkurrenz). Weitere 10 Prozent werden aus Zuckerrohr hergestellt, der auf Plantagen außerhalb des Regenwaldes angebaut wird. Die Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung schreibt gesetzlich vor, dass ein Nachweis über die Herkunft und Produktionsbedingungen der in der EU verwendeten Bioenergie vorgelegt werden muss.

Beim Anbau von Bioenergie aus Raps, Getreide und Zuckerrüben in Deutschland fallen neben dem Kraftstoff selbst auch sog. Koppelprodukte an, die als Futtermittel verwendet werden. Rapsschrot bzw. Rapskuchen aus der Biodieselherstellung sowie Getreidetrockenschlempe und Rübenschnitzel/-melasse aus der Bioethanolherstellung eignen sich in der Viehzucht als wertvolle Eiweißfuttermittel und ersetzen damit Importe von Sojaschrot aus Übersee. Dadurch vermindert sich der Druck auf Anbauflächen in anderen Ländern und mindert den Druck zur Rodung von Regenwäldern. Derzeit (2010) wachsen in Deutschland auf einer Fläche von 1,2 Mio. ha Pflanzen für die heimische Biokraftstoffproduktion. Damit wurden 2,0 Mio. t Biokraftstoffe sowie gleichzeitig 2,3 Mio. t Futtermittel hergestellt (Soja-Futtermitteläquivalent). Um die in Deutschland gehaltenen Rinder, Schweine und Hühner zu versorgen, wurden 2010 insgesamt 5,1 Mio. t Soja-Futtermittel importiert, davon 4,2 Mio. t aus Südamerika und 0,9 Mio. t aus dem Rest der Welt. Insbesondere in Südamerika wird der Sojaanbau häufig mit der Regenwaldzerstörung und nicht nachhaltigen Anbaumethoden in Verbindung gebracht.

Durch die seit August 2009 in Deutschland gültige Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) und der seit September 2009 gültigen Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) soll eine nachhaltige Produktion sichergestellt werden. Grundlage der Verordnungen sind entsprechende Anforderungen gemäß der EU- Richtlinie 2009/28/EG (Erneuerbare-Energien-Richtlinie).

Flüssige Biomasse, die zur Stromerzeugung eingesetzt und nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vergütet wird, kann demnach nur gesetzlich vergütet werden, wenn nachgewiesen werden kann, dass beim Anbau verbindliche ökologischer und sozialer Nachhaltigkeitsstandards beachtet wurden. Biokraftstoffe im Verkehrssektor, die auf die gesetzlichen Quoten angerechnet werden, müssen ebenfalls die vorgeschriebenen Nachhaltigkeitskriterien erfüllen und nachweislich zu einer Treibhausgas-Einsparung in Höhe von mindestens 35 % bzw. 50 % im Vergleich zum jeweiligen fossilen Referenzkraftstoff führen.

Der Nachweis, dass die Nachhaltigkeitsanforderungen erfüllt werden, ist durch ein Zertifizierungsverfahren zu erbringen. Die Ausstellung ist an die Einhaltung anerkannter Zertifizierungssysteme gebunden und wird von unabhängigen und akkreditierten Zertifizierungsstellen wie Bureau Veritas oder dem TÜV überwacht. Die Hersteller müssen u. a. nachweisen, dass sie ihre Produkte im Interesse des Umwelt-, Klima- und Naturschutzes herstellen und keine schützenswerten Flächen zerstören.

In Deutschland gibt es derzeit zwei von der Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) anerkannte Zertifizierungssysteme für Biokraftstoffe: International Sustainability & Carbon Certification (ISCC) und REDcert.

Der Direktor des Umweltbundesamtes, Jochen Flasbarth, erklärte: „Würden an alle landwirtschaftlichen Nutzungen so hohe Anforderungen wie an den Biosprit gestellt, dann lebten wir in einer besseren Welt."

Reformpläne

Die EU-Kommission plant gemäß ihrem im Oktober 2012 vorgestellten Vorschlag zur Änderung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EG), die Einbeziehung der aus Nahrungsmittelpflanzen gewonnenen Biokraftstoffe bei der Erreichung der Mindestquoten im Jahr 2020 von 10 % auf 5 % zu reduzieren. Dadurch soll die Entwicklung alternativer so genannter Biokraftstoffe der zweiten Generation auf Non-Food-Basis gefördert werden. Diese werden z. B. aus Abfall oder Stroh gewonnen und haben daher keine direkten Auswirkungen auf die globale Nahrungsmittelproduktion. Zum ersten Mal sollen bei der Bewertung der Treibhausgasbilanz von Biokraftstoffen auch die geschätzten Folgen der globalen Landnutzungsänderungen ( Indirekte Landnutzungsänderung - „ILUC") berücksichtigt werden, die etwa zur Verdrängung von Regenwäldern oder Nahrungsmittelanbau zugunsten von Biokraftstoffen führen könnten. Darüber hinaus will die Kommission die Mindestschwellenwerte für die Treibhausgasreduktion bei neuen Anlagen auf 60 Prozent erhöhen.

Mehrere Wissenschaftler, Bauernverbände und die Biokraftstoffbranche kritisierten den Vorschlag als nicht sachgerecht. Die Reduzierung der Mindestquoten von Biokraftstoffen auf Food-Basis auf 5 % sei willkürlich und die Abgrenzung zu Kraftstoffen auf Non-Food-Basis schwierig. Die nach Deutschland importierten Biokraftstoffe stammten zudem nicht aus ökologisch wertvollen Flächen, sondern von ehemals stillgelegten Flächen in Osteuropa. Die zugrundeliegenden Studien wie des International Food Policy Research Institut (IFPRI) stießen auf Kritik aufgrund methodischer Schwächen. So würde den Schlussfolgerungen der Studie zufolge die Produktion von Raps für Biodiesel etwa in Brandenburg über Verdrängungseffekte dazu führen, dass Regenwald in Indonesien abgeholzt werde, was nach Ansicht von Kritikern nicht nachvollziehbar sei. In einer gemeinsamen Stellungnahme lehnten 16 Verbände der Land- und Bioenergiewirtschaft, einschließlich des Deutschen Bauernverbands und dem Bundesverband Erneuerbare Energie, die „überstürzten" Reformpläne der EU als nicht zielführend ab.

Die Bürgerrechtsorganisation Lobbycontrol kritisierte 2009 den Verband der Deutschen Biokraftstoffindustrie e.V. für Maßnahmen verdeckter Öffentlichkeitsarbeit (so genanntes Astroturfing). Die PR-Agentur Berlinpolis hatte u. a. in den Zeitungen Junge Welt, der FAZ, der Frankfurter Rundschau und auf Focus Online vorgebliche Leserbriefe veröffentlicht. Auftraggeber von Berlinpolis war die Lobbyagentur European Public Policy Advisers GmbH (abgekürzt EPPA).

Der ehemalige US-Vizepräsident Al Gore erklärte es im November 2010 als Fehler, dass er während des Wahlkampfes im Jahre 2000 mehr auf die Stimmen der amerikanischen Farmer als auf die Folgen für die Umwelt geachtet habe. Er bereue im Nachhinein seine Unterstützung für den Maisanbau, der nur der Erzeugung von Biokraftstoff diente.

In der Publikation Agrotreibstoffe - weder öko noch fair der entwicklungspolitischen Organisation Aktion 3. Welt Saar wird neben dem Argument der Verteuerung der Nahrungsmittel eingewandt, dass große Unternehmen wie zum Beispiel die Deutsche Bank vermehrt in Kulturland investierten, um darauf in Zukunft Energiepflanzen für die Biokraftstoffproduktion anbauen zu können. Laut Aktion 3. Welt Saar würde gerade auch in solchen Gebieten in Landkauf investiert, „die bisher von bäuerlicher Landwirtschaft geprägt waren und deren Besitzverhältnisse - wie überwiegend in West- und Zentralafrika - durch traditionelle und nicht durch schriftlich fixierte Landrechte geregelt sind". „Landvertreibung und Landflucht, Monokultur und gentechnisch veränderte Pflanzen, Verschmutzung von Wasser, schlechte Arbeitsbedingungen für die oft eingewanderten Arbeiter" seien nicht selten „die Folge solcher Landaufkäufe".

Der Umweltwissenschaftler Prof. Ernst Ulrich von Weizsäcker sieht Biotreibstoffe nicht als Lösung im Kampf gegen den Klimawandel an. Gentechnisch manipulierte, ultraschnell wachsende Baumsorten für Biotreibstoffe der zweiten Generation würden keine überzeugende Perspektive für die Zukunft eröffnen, so von Weizsäcker.

Die Agentur für Erneuerbare Energien hat zu verschiedenen Kritikpunkten Stellung genommen.

Martin Kaltschmitt, Hans Hartmann, Hermann Hofbauer (Hrsg.): Energie aus Biomasse. Grundlagen, Techniken und Verfahren, Berlin / Heidelberg 2009, ISBN 978-3-540-85094-6.

Martin Kaltschmitt, Wolfgang Streicher, Andreas Wiese (Hrsg.): Erneuerbare Energien. Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte. Springer Vieweg, Berlin / Heidelberg 2013, ISBN 978-3-642-03248-6.

Wolfgang Gründinger: Bioenergie als ein Weg aus der ökologischen, finanz- und sozialpolitischen Krise - Rede auf dem 4. BBE-Symposium für Bioenergie und Nachhaltigkeit: „Akzeptanz durch eine nachhaltige Bioenergienutzung sichern!" (PDF; 84 kB), 6. Juli 2011, Düsseldorf

Institut für Agrarpolitik an der Uni Gießen: Bestimmungsgründe für das Niveau und die Volatilität von Agrarrohstoffpreisen auf internationalen Märkten. Implikationen für Welternährung und Politikgestaltung (PDF; 3,3 MB), Uni Gießen, 2012

Fachagentur für Nachwachsende Rohstoffe e. V.: Synthetische Biokraftstoffe. Techniken - Potentiale - Perspektiven 2005. Landwirtschaftsverlag Münster. Band 25 aus der Reihe Nachwachsende Rohstoffe, ISBN 3-7843-3346-X.

Michael Weitz: Biokraftstoffe - Potenzial, Zukunftsszenarien und Herstellungsverfahren im wirtschaftlichen Vergleich, Diplomica Verlag, CT Salzwasser-Verlag, Oktober 2006, ISBN 978-3-8324-9352-3.

Lorenzo Cotula, Nat Dyer, Sonja Vermeulen: Fuelling exclusion? The biofuels boom and poor people's access to land, International Institute for Environment and Development, FAO, 2008, ISBN 978-1-84369-702-2.

Stefan Hausmann, Daniel Pohl, Patrick Jonas: Bioenergie: CleanTech Branche Deutschland - Treiber im Fokus. Deutsches CleanTech Institut (DCTI), Bonn 2010 (PDF; 12,5 MB).

Heather Youngs, Chris Somerville: Development of feedstocks for cellulosic biofuels. In: F1000 Biology Reports. 4, 2012, S. , doi:10.3410/B4-10.

Agentur für Erneuerbare Energien: Renewables in the Transport Sector - Which Routes are open?, April 2015, PDF

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4. ↑ Biokraftstoffe Basisdaten Deutschland, Stand Januar 2008 a Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (FNR), Gülzow, 2008, Broschüre, wegen aktualisierter Version nicht mehr als pdf verfügbarb c d

5. Sendung ↑ Kontext von Radio DRS 2 vom 21. Juli 2010

6. ↑ Ralph Ahrens: a Biokraftstoffe sind weltweit ein Hit. In: VDI-nachrichten vom 9. September 2011, Heft 36, S. 10.b c d e f

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14. ↑ Videoaufzeichnung; „Transparenz hilft gegen Rohstoffspekulation", Ausschusses für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz, 27. Juni 2011; Stellungnahme von Dirk Müller (Memento vom 3. September 2014 im Internet Archive)

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27. Melanie Hahn: ↑ Klima-Studie: Biosprit schädlicher als fossile Brennstoffe (Memento vom 16. Juli 2011 im Internet Archive) DailyGreen-Internetportal, 7. November 2010

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29. ↑ Information zur Nachhaltigkeitverordnung-Biomassestrom und -Biokraftstoff Umweltgutachter-Ausschusses (UGA) des BMU, abgerufen am 25. November 2009

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31. ↑ Stellungnahme VDB (Seite nicht mehr abrufbar, Suche in Webarchiven) Info: Der Link wurde automatisch als defekt markiert. Bitte prüfe den Link gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.

32. ↑ Peter Nowak: Greenwashing für Biosprit aufgedeckt. Die Biospritbranche hat monatelang mit PR-Aktionen in eigener Sache die öffentliche Meinung zu beeinflussen versucht. Telepolis online, Rubrik „Energie & Klima-News", 14. Juli 2009

33. Ernst Ulrich von Weizsäcker: ↑ Keine Rettung aus der Retorte: auch Biotreibstoffe der 2. Generation lösen nicht unser Klimaproblem. In: Internationale Politik. (ISSN 1430-175X) Bd. 63, H. 11 (November), S. 68-70, (2008)

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Biokraftstoff (auch Biotreibstoff, Agrotreibstoff oder Agrartreibstoff) ist Kraftstoff, der aus Biomasse erzeugt wird, also eine Anwendungsform der Bioenergie. Biokraftstoffe sind meist flüssig, manchmal auch gasförmig und kommen für den Betrieb von Verbrennungsmotoren in mobilen und stationären Anwendungen zum Einsatz.