Etikettenschwindel auf dem Dach

2. Oktober 2026 von Lars Schieske

Eine grundlastfähige Solaranlage gibt es nicht

Immer wieder höre ich von Baulastträgern, sie würden für ein Gebäude oder einen ganzen Gebäudekomplex eine „grundlastfähige“ Photovoltaikanlage errichten. Das klingt nach Versorgungssicherheit, nach Unabhängigkeit, nach Zukunft. Es ist aber schlicht falsch. Eine Solaranlage liefert nur dann Strom, wenn die Sonne scheint. Nachts liefert sie nichts, an trüben Wintertagen fast nichts. Wer ein solches Versprechen in Planungsunterlagen oder Pressemitteilungen schreibt, weiß entweder nicht, wovon er spricht, oder er setzt darauf, dass es niemand nachprüft. Beides ist bei Bauvorhaben, die mit öffentlichem Geld bezahlt werden, nicht hinnehmbar.

Grundlast ist ein klar definierter Begriff

Grundlast ist kein Werbewort, sondern ein Fachbegriff. Er beschreibt die Nachfrage: die Mindesthöhe des Strombedarfs, der zu jeder Zeit anfällt und gedeckt werden muss [1]. Das Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag spricht von der Stromnachfrage, die im Tagesverlauf nicht unterschritten wird [2].

Grundlastfähig ist ein Kraftwerk nach der Definition der Akademien der Wissenschaften (Leopoldina, acatech und Akademienunion) nur dann, wenn es unabhängig von äußeren Umständen wie dem Wetter jederzeit mit voller Leistung produktionsbereit ist. Das trifft auf brennstoffbetriebene Kraftwerke, Geothermie und mit Einschränkungen auf Wasserkraft zu. Photovoltaik- und Windkraftanlagen nennen die Akademien ausdrücklich als nicht grundlastfähig [1]. Deutlicher kann eine wissenschaftliche Einordnung kaum ausfallen.

Auch jedes Einfamilienhaus hat seine Grundlast. Ein Vierpersonenhaushalt im Eigenheim verbraucht ohne elektrische Warmwasserbereitung im Schnitt 3.800 Kilowattstunden im Jahr [3]. Das sind gut 10 Kilowattstunden am Tag oder rechnerisch rund 430 Watt, die ohne Unterbrechung bereitstehen müssen, auch um drei Uhr nachts im Dezember.

Die Solarbranche bestätigt das Problem selbst

Wie ungleichmäßig Solarstrom anfällt, belegt ausgerechnet das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme, das der Photovoltaik gewiss nicht feindlich gegenübersteht. Nach dessen aktueller Faktensammlung (Stand August 2026) arbeiten Solarmodule etwas weniger als die Hälfte der 8.760 Stunden eines Jahres, und dann meist nur in Teillast. Die Übertragungsnetzbetreiber rechnen für Dachanlagen im Jahr 2026 mit 895 Volllaststunden [4]. Eine Dachanlage erzeugt übers Jahr also nur so viel Strom, als liefe sie gut ein Zehntel der Zeit mit voller Leistung.

Im Winter wird es noch dünner. Die Hochschule Trier hat die Erträge von rund 26.200 Dachanlagen ausgewertet. Für den Postleitzahlbereich 03, also unsere Region um Cottbus, lag der mittlere Ertrag im Juni 2020 bei 122 Kilowattstunden je Kilowatt installierter Leistung, im Dezember bei gerade einmal 22 [5]. Der Dezember brachte weniger als ein Fünftel des Junis, und die Tageserträge lagen bis auf wenige Tage unter einer Kilowattstunde je Kilowatt Leistung [5].

Das Fraunhofer-Institut zieht daraus selbst die Konsequenz, die viele Baulastträger offenbar nicht hören wollen: Photovoltaikanlagen ersetzen keine steuerbaren Kraftwerke, auch nicht in Kombination mit Windkraft, Batteriespeichern und Pumpspeichern. Kritisch seien windstille Nächte und besonders windstille, trübe Winterwochen [4]. Ohne Unterstützung durch Windkraft würde der ungünstigste Fall im Winter sogar Monate statt Wochen dauern [4].

Auch die Batterie im Keller ändert daran nichts

Das übliche Gegenargument lautet: Dafür gibt es doch Speicher. Die Verbraucherzentrale hat die Antwort bereits gegeben. Mit einer Solaranlage und einem Batteriespeicher steigt der Anteil des selbst gedeckten Stroms in einem typischen Einfamilienhaus von rund 25 bis 30 auf bis zu 70 Prozent. Unter den hierzulande herrschenden Wetterbedingungen sind mit Solaranlage und Batterie aber keine 100 Prozent erreichbar, und zwar ausdrücklich egal, wie groß der Speicher ist. Strom aus dem Sommer für den Winter aufzuheben, gelinge auch mit einem sehr großen, dann unwirtschaftlichen Batteriespeicher nicht [6]. Die Forschungsgruppe Solarspeichersysteme der HTW Berlin kommt zum selben Ergebnis: Vollständige Unabhängigkeit vom Stromnetz ist mit sinnvoll dimensionierten Batteriespeichern nicht möglich [7].

Eine übliche Hausbatterie mit 10 Kilowattstunden reicht bei 10 Kilowattstunden Tagesverbrauch gerade einmal für einen Tag. Sollte ein Einfamilienhaus zum Beispiel zwei trübe Winterwochen aus eigener Kraft überstehen, wären rechnerisch rund 146 Kilowattstunden Speicher nötig. Selbst beim günstigsten Durchschnittspreis, den die Verbraucherzentrale für große Heimspeicher ermittelt hat, nämlich 360 Euro je Kilowattstunde [8], wären das über 52.000 Euro allein für die Batterie. Und die Solaranlage müsste deutlich wachsen: Um den Dezemberbedarf auch nur im Monatsmittel zu decken, bräuchte ein solcher Haushalt in unserer Region nach den Ertragsdaten der Hochschule Trier rund 15 Kilowatt Modulleistung statt der üblichen 10 [3][5]. An einzelnen dunklen Tagen reicht selbst das nicht.

Der Wasserstoffspeicher im Garten ist gescheitert

Bleibt die Speicherung über Monate. Die einzige am Markt angebotene Komplettlösung für die ganzjährige Selbstversorgung eines Eigenheims war das System „Picea“ des Berliner Herstellers HPS. Im Sommer erzeugte ein Elektrolyseur aus Solarstrom Wasserstoff, der in Druckflaschen vor dem Haus lagerte und im Winter über eine Brennstoffzelle wieder zu Strom wurde. Die zweite Generation konnte bis zu 1.500 Kilowattstunden speichern und kostete je nach Auslegung zwischen 99.000 und 150.000 Euro, die Solaranlage noch nicht eingerechnet [9]. Dazu kommt ein erheblicher Energieverlust: Selbst im großtechnischen Maßstab erreicht die Kette von Strom über Wasserstoff zurück zu Strom nach Angaben des Fraunhofer-Instituts für System- und Innovationsforschung nur etwa 40 bis 50 Prozent Wirkungsgrad [10]. Mehr als die Hälfte des mühsam im Sommer gewonnenen Stroms geht also verloren.

Das Ende dieser Geschichte ist bezeichnend. Im April 2025 hat das Amtsgericht Charlottenburg das Insolvenzverfahren über HPS eröffnet, der Geschäftsbetrieb ist eingestellt [11]. Einen Markt für diese Technik gab es im erforderlichen Umfang offenbar nicht [12]. Wer heute für ein Einfamilienhaus eine Solarversorgung verspricht, die rund um die Uhr und das ganze Jahr trägt, verspricht also etwas, das es nicht einmal mehr zu kaufen gibt.

Die wahre Grundlast trägt das Netz, und das zahlen alle

Die Befürworter des Begriffs werden einwenden, niemand müsse ein Gebäude vom Netz abkoppeln. Das stimmt, und genau darin liegt der Kern der Täuschung. Auch die Akademien halten eine zuverlässige Versorgung ohne klassische Grundlastkraftwerke nur für möglich, wenn Sonne und Wind mit Speichern, flexiblem Verbrauch und sogenannten Residuallastkraftwerken zusammenspielen, also Gasturbinen, die später mit Wasserstoff laufen sollen [1]. Davon würden im Jahr 2045 allein in Deutschland 60 bis 180 Gigawatt benötigt [1]. Grundlastfähig ist also nicht die Anlage auf dem Dach, sondern ein ganzes System aus Netzen, Speichern und steuerbaren Kraftwerken, das gebaut, betrieben und bezahlt werden muss.

Diese Kosten stehen auf der Stromrechnung. Allein die Netzentgelte machen heute im Schnitt 9,2 Cent jeder Kilowattstunde aus [13]. Wer im Sommer kaum Netzstrom bezieht, zahlt entsprechend weniger davon, braucht das Netz aber im Winter in vollem Umfang. Wenn ein Baulastträger seine Solaranlage „grundlastfähig“ nennt, schmückt er sich also mit einer Leistung, die in Wahrheit das öffentliche Netz und die Kraftwerke dahinter erbringen.

Selbst die Bundesnetzagentur widerspricht dem Märchen

Wie wenig die Solaranlage auf dem eigenen Dach aus eigener Kraft leistet, hat inzwischen auch die Bundesnetzagentur festgestellt. Mit ihrer Reform der Netzentgelte, dem Verfahren „AgNes“, sollen Verbraucher, die mit einer eigenen Anlage Strom erzeugen und deshalb weniger aus dem Netz beziehen, künftig einen höheren Grundpreis zahlen [14]. Behördenpräsident Klaus Müller begründet das ausgerechnet mit dem Argument, das die Werbung vom grundlastfähigen Solardach widerlegt: Wer seinen Strom selbst erzeugt, verlasse sich trotzdem auf das Netz, „wenn die Sonne nicht scheint und der Speicher leer ist“ [14]. Andernfalls würden zunehmend nur noch Verbraucher ohne eigene Erzeugung die steigenden Netzkosten tragen [14].

Die Mehrbelastung soll nach Angaben der Bundesnetzagentur je nach Netzgebiet regelmäßig unter 100 Euro im Jahr liegen, Steckersolargeräte sind ausgenommen [14]. Nach Presseberichten über den Festlegungsentwurf soll der Aufschlag 70 bis 90 Prozent des Grundpreises betragen [15]. Zusätzlich sollen neue Erzeugungsanlagen erstmals ein Einspeiseentgelt von voraussichtlich 4 bis 7 Euro je Kilowatt und Jahr zahlen; Bestandsanlagen sind für 20 Jahre ab Inbetriebnahme ausgenommen, Haushalte mit eigener Anlage fallen stattdessen unter den höheren Grundpreis [14]. Den Entwurf hat die Behörde am 6. August 2026 veröffentlicht, die endgültige Festlegung ist für Ende 2026 geplant, gelten sollen die neuen Regeln ab dem 1. Januar 2029 [16].

Damit sagt die zuständige Regulierungsbehörde in amtlicher Form, was ich in diesem Beitrag beschreibe: Die Versorgungssicherheit liefert das Netz, nicht das Dach. Und sie kostet Geld, zu dem Haushalte mit eigener Anlage bisher weniger beitragen als andere [14].

Meine Forderung: Schluss mit geschönten Begriffen bei öffentlichen Bauvorhaben

Ich habe nichts gegen eine Solaranlage auf einem Schul- oder Verwaltungsdach, wenn sie sich für den Steuerzahler rechnet. Ich wende mich aber entschieden dagegen, dass Bürgern und gewählten Vertretern mit dem Wort „grundlastfähig“ etwas versprochen wird, das Solaranlagen physikalisch nicht leisten können.

Ich fordere deshalb, dass Baulastträger bei öffentlich finanzierten Vorhaben den Begriff „grundlastfähig“ für Photovoltaik nicht mehr verwenden. Stattdessen müssen sie offenlegen, welchen Anteil des Strombedarfs eine Anlage im Jahresmittel tatsächlich deckt, wie viel Strom in den Wintermonaten weiter aus dem Netz bezogen wird und was Anlage, Speicher und Ersatzinvestitionen über die gesamte Lebensdauer kosten. Dazu gehören ab 2029 auch die höheren Netzentgelte, die die Bundesnetzagentur für Betreiber eigener Anlagen plant. Kommunale Vertretungen und Parlamente sollten solche Angaben einfordern, bevor sie Geld freigeben.

Die Sonne schickt keine Rechnung, heißt es gern. Das stimmt. Aber sie schickt im Winter auch kaum Strom. Wer das verschweigt, betreibt Werbung und keine seriöse Energiepolitik.

Quellen

[1] Akademienprojekt „Energiesysteme der Zukunft“ (Leopoldina, acatech, Akademienunion): Impuls „Kernspaltung, Erdgas, Geothermie, Kernfusion: Welche Rolle spielen Grundlastkraftwerke in Zukunft?“, Dezember 2024. https://energiesysteme-zukunft.de/fileadmin/user_upload/Publikationen/PDFs/ESYS_Impuls_Grundlast.pdf

[2] Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag (TAB): Regenerative Energieträger zur Sicherung der Grundlast in der Stromversorgung, Projektseite. https://www.tab-beim-bundestag.de/projekte_regenerative-energietraeger-zur-sicherung-der-grundlast-in-der-stromversorgung.php

[3] co2online: Stromspiegel für Deutschland, Stromverbrauch im Haushalt. https://www.stromspiegel.de/stromverbrauch-verstehen/stromverbrauch-im-haushalt/

[4] Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE (Harry Wirth): Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland, Fassung vom 20.08.2026. https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/aktuelle-fakten-zur-photovoltaik-in-deutschland.pdf

[5] Hochschule Trier, Umwelt-Campus Birkenfeld (te Heesen, Herbort, Rumpler): Studie zum Ertrag von Photovoltaikdachanlagen 2020 in Deutschland, aktualisiert April 2022, Tabelle A.1 (PLZ-Bereich 03) und Abschnitt 5.2. https://www.umwelt-campus.de/fileadmin/Umwelt-Campus/User/HteHeesen/research/pv/Ertragsstudie_2020.pdf

[6] Verbraucherzentrale: Lohnen sich Batteriespeicher für Photovoltaik-Anlagen?, Stand 02.07.2026. https://www.verbraucherzentrale.de/wissen/energie/erneuerbare-energien/lohnen-sich-batteriespeicher-fuer-photovoltaikanlagen-24589

[7] HTW Berlin, Forschungsgruppe Solarspeichersysteme: Solarisator, Stand 12.03.2026. https://solar.htw-berlin.de/rechner/solarisator/

[8] Verbraucherzentrale: Was kostet eine Photovoltaikanlage?, Stand 28.08.2026. https://www.verbraucherzentrale.de/wissen/energie/erneuerbare-energien/was-kostet-eine-photovoltaikanlage-49155

[9] Edison Media (Franz W. Rother): Picea+ macht Häuser auch im Winter energieautark, 05.11.2023. https://edison.media/energie/picea-macht-haeuser-auch-im-winter-energieautark/25241516/

[10] greenspotting: Interview mit Martin Wietschel (Fraunhofer ISI), „Strom aus Wasserstoff braucht doppelt so viele Windräder oder Solarparks“. https://greenspotting.de/wenn-sie-strom-aus-wasserstoff-erzeugen-brauchen-sie-mindestens-doppelt-so-viele-windraeder-oder-solarparks-da-kommt-die-politik-in-eine-akzeptanz-diskussion/

[11] pv magazine Deutschland: Insolvenzverfahren von HPS eröffnet, Geschäftsbetrieb eingestellt, 07.04.2025. https://www.pv-magazine.de/2025/04/07/insolvenzverfahren-von-hps-eroeffnet-geschaeftsbetrieb-eingestellt/

[12] taz: Saisonale Speicher für Wasserstoff: Pionier HPS ist insolvent, 10.04.2025. https://taz.de/Saisonale-Speicher-fuer-Wasserstoff/!6077761/

[13] BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft: BDEW-Strompreisanalyse Haushalte und Industrie, August 2026. https://www.bdew.de/media/documents/BDEW_Strompreisanalyse_082026.pdf

[14] Bundesnetzagentur: Pressemitteilung „Bundesnetzagentur stellt aktuelle Überlegungen zur Reform der Netzentgeltsystematik Strom vor“, 27.05.2026. https://www.bundesnetzagentur.de/1107474

[15] t-online: Neue Solar-Gebühr kommt: PV-Besitzer zahlen ab 2029 bis zu 90 Prozent mehr, 06.08.2026, aktualisiert 09.08.2026. https://t-online.de/heim-garten/energie/id_101377542/neue-gebuehr-fuer-solarbesitzer-kommt-bis-zu-90-prozent-aufschlag-fuer-pv.html

[16] Recht energisch: Reform der Netzentgelte ab 2029: Was die Bundesnetzagentur mit AgNes plant, 18.09.2026. https://recht-energisch.de/2026/09/18/reform-der-netzentgelte-ab-2029-was-die-bundesnetzagentur-mit-agnes-plant/

Die Lausitz zahlt den Preis für den Kohleausstieg (4/7)

18. August 2026 von Lars Schieske

Wer verstehen will, was Deutschland beim Umbau seiner Energieversorgung verliert, muss in die Lausitz schauen. Das Revier im Süden Brandenburgs und Nordosten Sachsens ist keine bekannte Gegend. In den Abendnachrichten kommt sie vor, wenn über Strukturwandel oder Tagebaue berichtet wird. Was dabei fast nie gesagt wird: Die Region hat jahrzehntelang einen erheblichen Teil des deutschen Stroms geliefert, verlässlich, wetterunabhängig, steuerbar. Das war keine Kleinigkeit. Und es ist nicht einfach zu ersetzen.

Ein Revier, das Deutschland versorgt hat

Die LEAG, der heutige Betreiber der Lausitzer Braunkohlekraftwerke, betreibt vier Standorte mit einer installierten Gesamtleistung von rund 7.500 Megawatt. Das entspricht etwa sieben modernen Kernkraftwerken. Rein rechnerisch reicht diese Leistung aus, um rund zehn Millionen Haushalte durchgängig mit Strom zu versorgen, nicht gelegentlich, nicht bei gutem Wetter, sondern kontinuierlich.

Die vier Standorte – Jänschwalde, Schwarze Pumpe, Boxberg und Lippendorf – stehen in Brandenburg und Sachsen, umgeben von Tagebauen, aus denen der Brennstoff direkt angeliefert wird. Kurze Wege, planbare Mengen, steuerbarer Betrieb. Genau diese Verlässlichkeit machte sie über Jahrzehnte zu einem zentralen Baustein der deutschen Versorgung.

Die vier Kraftwerke im Überblick

Jänschwalde – Der Gigant macht dicht

Jänschwalde war mit 3.000 MW das drittgrößte Kraftwerk Deutschlands. Sechs Blöcke lieferten über 35 Jahre lang zuverlässige Grundlast. Blöcke E und F gingen 2024 endgültig vom Netz, nach einer temporären Rückkehr zur Sicherheitsbereitschaft. Ende 2028 soll die verbleibende Kohleverstromung am Standort enden.

Das Kraftwerk versorgt Cottbus mit Fernwärme. Der Fernwärmevertrag mit der LEAG läuft bis Ende 2032, also vier Jahre über das Ende der Kohleverstromung hinaus. Die Lücke soll eine 120-Megawatt-Power-to-Heat-Anlage am selben Standort schließen, die elektrischen Strom in Wärme umwandelt. Baustart ist für Anfang 2027 geplant, Inbetriebnahme für Ende 2027. Ob das Vorhaben wie geplant realisiert wird, ist noch offen. Zudem betreibt die Fischzucht Jänschwalde GmbH seit über 30 Jahren eine Zucht, die das warme Kühlwasser des Kraftwerks nutzt. Auch das endet 2028.

Boxberg – Kraftwerkslandschaft ohne Zukunft

Boxberg ist mehr als ein Kraftwerk, es ist eine über Jahrzehnte gewachsene Anlage mit 2.575 MW Leistung. Die modernen Blöcke Q und R lieferten gesicherte Grundlast, wetterunabhängig und planbar. Die geplante Nachfolge ist teilweise geplatzt. LEAG wollte hier das größte Wasserstoff- und Batteriespeicherzentrum Ostdeutschlands errichten. Drei Kühltürme wurden am 6. Dezember 2024 gesprengt, um Platz zu schaffen. Dann wurde der Elektrolyseur gestoppt, wegen fehlender Planungssicherheit und ausbleibender Netzanbindung ans Wasserstoff-Kernnetz. Der Batteriespeicher wird weitergebaut. Boxberg steht damit symptomatisch für den schwierigen Wandel weg von 24/7-Grundlast, hin zu einem Standort ohne konkreten Nachfolgeplan.

Lippendorf – Fernwärme im Aus

Das Kraftwerk Lippendorf ist ein Gemeinschaftskraftwerk der LEAG und der MIBRAG Energy Group. Beiden gehört jeweils ein Block der modernen Doppelblockanlage. Am 22. Juni 2000 von Bundeskanzler Gerhard Schröder eingeweiht, stand es als Symbol für die damalige Rolle der Braunkohle. Die Anlage vereinte moderne Technik, 1.840 Megawatt Leistung, Wirkungsgrad von 42,5 Prozent. Und das ausgerechnet in dem Jahr, in dem mit dem EEG der politische Abschied von der Kohle eingeleitet wurde.

Das Kraftwerk versorgt nicht nur das Stromnetz, sondern auch Leipzig mit einem erheblichen Teil seiner Fernwärme. Der Leipziger Stadtrat beschloss bereits im Oktober 2019, aus dem Fernwärmebezug aus Lippendorf auszusteigen. Das Ziel war ein vollständiger Ersatz bis 2023, spätestens bis 2025. Daraus wurde nichts. Die Stadtwerke Leipzig verlängerten Ende 2022 ihre Fernwärmeverträge mit dem Kraftwerk bis Ende 2027, woraufhin die Grünen im Stadtrat eine Anfrage stellten und den Vorgang als Widerspruch zur eigenen Beschlusslage kritisierten.

Was folgt, ist aufschlussreich. Die Lösung, die Leipzig nun verfolgt, ist nicht das ursprünglich geplante Gaskraftwerk allein, sondern ein deutlich aufwendigerer Weg. Ab August 2025 wird eine 19 Kilometer lange Fernwärmetrasse von Leuna nach Kulkwitz bei Leipzig gebaut. Die Stadtwerke wollen Leipzig künftig mit Abwärme aus dem Chemiepark Leuna in Sachsen-Anhalt heizen. Ab voraussichtlich 2028 soll die Fernwärme fließen. Der Bau der Trasse kostet rund 165 Millionen Euro, vom Bund kommen Fördermittel von rund 70 Millionen Euro.

Lippendorf zeigt damit, wie eng Strom- und Wärmenetze verknüpft sind. Der Ausstieg aus der Braunkohle ist kein rein energiewirtschaftliches Ereignis. Jänschwalde versorgt Cottbus mit Fernwärme bis 2032, Schwarze Pumpe versorgt Spremberg bis 2037. Der Ersatz läuft überall auf Gas, Industrieabwärme und Power-to-Heat hinaus. Diese neuen Ersatzlösungen sind komplexer, teurer und in der Umsetzung langsamer als die alte Grundlastwärme, für die es keine direkte Entsprechung gibt.

Schwarze Pumpe – mehr als ein Kraftwerk

Schwarze Pumpe ist das erste Lausitzer Braunkohlekraftwerk, das nach der Wende auf der Grundlage neuer Technologien errichtet wurde. Grundsteinlegung 1993, erster Dauerbetrieb 1997, Wirkungsgrad 40 Prozent, für ein Braunkohlekraftwerk damals Weltstandard. Zwei Blöcke à 800 Megawatt, zusammen 1.600 Megawatt installierte Leistung.

Was dieses Kraftwerk von einem reinen Stromproduzenten unterscheidet, zeigt sich erst, wenn man alle Nebenleistungen zusammenzählt. Seit 1997 versorgt es Spremberg und Hoyerswerda mit Fernwärme; 2020 bezogen noch rund 60 Prozent der Einwohner Hoyerswerdas ihre Wärme von dort. Das ist keine Randnutzung, das ist die Grundversorgung einer Stadt mit 33.000 Einwohnern. Wohnhäuser, Schulen, Krankenhäuser, alles aus demselben Prozess, der nebenan Strom erzeugt.

Gleichzeitig beliefert das Kraftwerk seit dem ersten Betriebstag das direkt benachbarte Gipswerk von Knauf. Das Werk verarbeitet 70 Prozent des bei der Rauchgasentschwefelung anfallenden REA-Gipses zu Gipskartonplatten. Die räumliche Nähe macht Transportkosten praktisch obsolet. Dieser REA-Gips ist kein Abfall, sondern ein Industrierohstoff. Bundesweit werden jährlich rund zehn Millionen Tonnen Gips benötigt. 2018 stammten noch 55 Prozent davon aus der Rauchgasentschwefelung von Kohlekraftwerken. Heute sind es noch rund 40 Prozent, Tendenz weiter sinkend mit dem laufenden Kohleausstieg.

Wenn Schwarze Pumpe 2038 vom Netz geht, endet nicht nur die Stromproduktion. Es enden gleichzeitig die Fernwärmelieferung für zwei Städte und die Gipsversorgung eines Werks, das direkt daneben gebaut wurde, weil der Rohstoff kostenlos und ohne Transportweg anfiel.

Hoyerswerda arbeitet bereits an Alternativen für seine Wärmeversorgung. Untersucht werden dabei ein regionales Konzept mit den Nachbarstädten Spremberg und Weißwasser, sowie die Wärmeauskopplung aus der Thermischen Abfallbehandlungsanlage Lauta und lokale Erzeugungsanlagen im Stadtgebiet. Welche davon sich rechnet, wer sie baut und wer sie bezahlt, ist alles offen.

Beim Gips ist die Lage ähnlich ungelöst. Recyclinggips kann bisher nur einen Bruchteil des REA-Gipses ersetzen, weshalb die Gipsindustrie zunehmend auf Naturgipsabbau setzt, vor allem im Südharz.

Für den Standort selbst plant die LEAG ein 870-Megawatt-Gas- und Dampfturbinenkraftwerk, das schrittweise auf Wasserstoff umgerüstet werden kann. Das Gelände ist vorbereitet, die Baugenehmigung beantragt. Die Planungs- und Bauzeit schätzt LEAG auf etwa sechs Jahre, ein Netzbetrieb noch vor 2030 wäre demnach möglich.

Das Gaskraftwerk, das als Nachfolge geplant ist, wäre ohnehin kein gleichwertiger Ersatz. Schwarze Pumpe läuft heute als Grundlastkraftwerk: dauerhaft, planbar, steuerbar. Das geplante Gaskraftwerk ist als Backup konzipiert und es springt ein, wenn Wind und Sonne nicht liefern. Eine andere Rolle, eine andere Einsatzhäufigkeit, eine andere wirtschaftliche Logik. Und es ist noch nicht einmal sicher, dass es kommt.

870 Megawatt ersetzen auf dem Papier einen Teil der 1.600 Megawatt, die Schwarze Pumpe heute leistet. Was sie nicht ersetzen, ist die Verlässlichkeit, mit der diese Leistung heute rund um die Uhr zur Verfügung steht.

Das Gaskraftwerk-Versprechen – und wie es gerade zerläuft

Derzeit arbeiten rund 300 Kraftwerker in Schwarze Pumpe. Von ihnen sind nach Angaben des LEAG-Betriebsrats nur etwa 40 alt genug, um bei der Stilllegung in die Regelung zum Altersanpassungsgeld zu kommen, dem sozialen Rettungsschirm des Kohleausstiegs. Die übrigen 260 brauchen neue Arbeitsplätze.

Die Antwort darauf soll ein Gaskraftwerk sein. Bundeswirtschaftsministerin Katharina Reiche besuchte im August 2025 persönlich das Kraftwerk Schwarze Pumpe und versicherte der Region, die Lausitz werde beim Bau neuer, wasserstofffähiger Gaskraftwerke berücksichtigt. Das Baufeld in Spremberg ist bereits geräumt. In der Schublade liegen fertige Pläne für ein 870-Megawatt-Gas- und Dampfturbinenkraftwerk, das später auf Wasserstoffbetrieb umgestellt werden kann.

Der LEAG-Betriebsrat sieht das Projekt als wirtschaftliche Notwendigkeit. Das geplante Gaskraftwerk sei kein Luxusprojekt, sondern ein Anker im Sozialplan der LEAG mit rund 50 Arbeitsplätzen direkt vor Ort und weiteren in der Region.

Das neue Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG), das die rechtliche Grundlage für die Ausschreibungen schaffen soll, enthält von diesem Versprechen nichts. Im Gegenteil, es enthält zwei Mechanismen, die den Standort Schwarze Pumpe strukturell benachteiligen.

Wie Südbonus und Redispatch die Lausitz bestraft

Der erste Mechanismus ist der sogenannte Südbonus. Das geplante Gesetz sieht vor, dass Kraftwerke in Bayern oder Baden-Württemberg bei den Ausschreibungen einen finanziellen Bonus erhalten und der Bund zahlt für sie praktisch einen Teil der Investition, nur weil sie im Süden stehen. Für die erwartete Ausschreibung, die am 1. September 2026 beginnen soll, hat die LEAG mit Schwarze Pumpe damit nach eigener Einschätzung derzeit keine Chance.

Der zweite Mechanismus ist struktureller Natur und erklärt, warum der Osten in diesem System seit Jahren benachteiligt ist. Im Osten wird viel Wind- und Kohlestrom produziert, der in den Süden fließen soll. Die Netztrassen nach Bayern sind jedoch oft überlastet oder noch gar nicht fertig gebaut. Um das Netz zu stabilisieren, müssen östliche Kraftwerke gedrosselt werden, weil ihr Strom buchstäblich nicht durchpasst. Im Süden entsteht dadurch Strommangel, den dortige Kraftwerke als Feuerwehr ausgleichen und dieser sogenannte Redispatch wird fürstlich vergütet. Kraftwerke im Süden verdienen also doppelt, einmal aus dem normalen Stromverkauf, einmal als Netzretter. Die Lausitz wird dagegen strukturell benachteiligt, weil die Netze hier stabiler sind. Der Südbonus würde diesen Nachteil nun gesetzlich festschreiben.

Deutschland plant, noch 2026 insgesamt 11 Gigawatt an neuer Kraftwerksleistung auszuschreiben Das Herzstück sind zwei Runden mit jeweils 4,5 Gigawatt für neue H2-ready-Gaskraftwerke. Das entspricht bundesweit nur sieben bis acht Standorten, die überhaupt einen Zuschlag erhalten können. Ministerin Reiche hat der Lausitz und Mitteldeutschland zwei dieser Standorte versprochen. Im aktuellen Gesetzestext steht davon nichts.

Die Lausitz fordert deshalb einen Transformationsbonus. Wenn der Bund den Süden fördert, weil dort Leitungen fehlen, muss er die Lausitz fördern, weil hier mit dem Kohleausstieg ein ganzer Industriezweig aufgegeben wird. Brandenburg geht noch weiter und fordert mit dem sogenannten Nordbonus eine gezielte Förderung für Standorte im Nordosten, die durch den Kohleausstieg industrielle Substanz verlieren und dennoch strukturell benachteiligt bleiben. Die Kraftwerker haben das am 8. Mai 2026 lautstark formuliert. Die Antwort aus Berlin steht noch aus.

Der Ausstiegspfad

Mit dem Kohleausstiegsgesetz von 2020 wurde festgelegt, dass die Braunkohleverstromung in der Lausitz schrittweise endet. Bis Ende 2029 sollen mehrere Gigawatt vom Netz gehen. Spätestens 2038 soll die gesamte grundlastfähige Stromerzeugung der Region verschwunden sein. Damit verschwindet nicht nur ein Energieträger, sondern ein System, das über Jahrzehnte auf kontinuierliche Verfügbarkeit ausgelegt war.

Parallel zum Rückbau entstehen Windparks, Solaranlagen, Batteriespeicher und Wasserstoffvorhaben. Der Unterschied zur abgebauten Struktur bleibt dabei erheblich. Rund 8.000 Megawatt ursprünglicher gesicherter Leistung durch installierte Kapazitäten werden schrittweise stillgelegt. Batteriespeicher können Stunden überbrücken, aber keine tagelangen sogenannte Dunkelflauten abfangen. Der Grundlaststrom aus heimischer Braunkohle wird deshalb nicht einfach ersetzt, sondern durch ein grundlegend anderes System abgelöst, das in Engpasssituationen zunehmend durch Importenergie angewiesen ist.

Kann Geld ersetzen, was mit der Kohle verschwindet?

Zur technischen Frage kommt die wirtschaftliche. Für den Kohleausstieg fließen 1,75 Milliarden Euro Ausgleichszahlungen an die Betreiber, hinzu kommen Strukturfördermittel in Milliardenhöhe für die Region. Ob diese Mittel die entfallende wirtschaftliche Substanz vollständig ersetzen können, ist offen. Die Lausitz steht deshalb nicht nur für Energiepolitik, sondern auch für die Frage, wie ein industriell geprägter Raum nach dem Rückbau seiner zentralen Wertschöpfung überhaupt neu organisiert werden kann.

Die Lausitz ist das konzentrierteste Beispiel für den Umbau der deutschen Energieversorgung. Hier wird greifbar, was verloren geht, wenn gesicherte Grundlast verschwindet, und wie schwierig es ist, dieselbe Funktion durch ein anderes System zu übernehmen. Genau deshalb ist die Lausitz mehr als eine Region. Sie ist ein Stresstest für die Energiewende.

Quellenverzeichnis

Kraftwerke
https://www.leag.de/de/standorte-technologien/kraftwerke/

Cottbus/Jänschwalde bis 2032
https://www.leag.de/de/news/details/kraftwerk-jaenschwalde-schickt-weiter-fernwaerme-nach-cottbuschosebuz/
und
https://www.zfk.de/energie/waerme/kraftwerke-jaenschwalde-beheizt-cottbus-bis-ende-2032

Cottbus Power-to-Heat-Anlage 120 MW ab 2027
https://www.niederlausitz-aktuell.de/niederlausitz-aktuell/orte/cottbus/312098/leag-baut-120-megawatt-anlage-fuer-cottbuser-fernwaerme-ab-2028.html

Boxberg – Sprengung drei Kühltürme 6. Dezember 2024 (LEAG)
https://www.leag.de/de/news/details/kuehltuerme-des-altkraftwerkes-boxberg-gesprengt-leag-schafft-platz-fuer-gruene-energie/

Boxberg – Elektrolyseur gestoppt, fehlende Planungssicherheit (pv magazine, Juni 2025)
https://www.pv-magazine.de/2025/06/25/leag-stoppt-geplanten-elektrolyseur-in-boxberg/

Kraftwerk Lippendorf
https://de.wikipedia.org/wiki/Kraftwerk_Lippendorf

Stadtratsbeschluss Leipzig 2019
https://ratsinfo.leipzig.de/bi/vo020?VOLFDNR=1014100

Grüne Fraktion Leipzig, Juni 2023
https://www.gruene-fraktion-leipzig.de/beitrag/dringliche-anfrage-fernwaermebezug-aus-lippendorf-bis-2027-widerspricht-beschluessen-des-stadtrates.html

dpa-AFX, April 2025
https://www.finanztreff.de/nachrichten/2025-04-17-leipziger-fernwaerme-soll-kuenftig-aus-leuna-kommen-141681

HKW Leipzig Süd
https://www.stadt-und-werk.de/?pdf=1&postid=68088

Spremberg/Schwarze Pumpe bis 2037
https://www.leag.de/de/news/details/stadtwerke-spremberg-und-leag-beschliessen-folgevertrag-fuer-eine-sichere-waermeversorgung/
und
https://www.niederlausitz-aktuell.de/niederlausitz-aktuell/orte/spree-neisse/spremberg/310166/stadtwerke-spremberg-leag-schliessen-neuen-fernwaermevertrag-bis-2037.html

REA-Gips Anteil 55 % (2018) und 40 % (aktuell), Gipsbedarf 10 Mio. Tonnen (Staatsanzeiger BW, Oktober 2023)
https://www.staatsanzeiger.de/nachrichten/mit-dem-kohle-aus-droht-eine-massive-gipsluecke/

REA-Gips – Rückgang auf 40 % bis 2021 (Wikipedia)
https://de.wikipedia.org/wiki/REA-Gips

Kohleausstieg und Gipsknappheit (taz, Oktober 2024)
https://taz.de/Wegen-des-Kohleausstiegs/!6042740/

Schwarze Pumpe – 870 MW Gaskraftwerk geplant (LEAG Pressemitteilung, April 2024)
https://www.leag.de/de/news/details/auf-dem-weg-zum-klimaneutralen-energierevier-leag-plant-bau-eines-h2-ready-gaskraftwerks-im-industr/

Schwarze Pumpe – Besuch Bundeswirtschaftsministerin Reiche, bis zu 850 MW (LEAG, August 2025)
https://www.leag.de/de/news/details/schwarze-pumpe-soll-erstes-lausitzer-h2-ready-gaskraftwerk-bekommen/

Lausitzer Rundschau: Leag-Kumpel proben Aufstand gegen Verrat an Lausitz
https://www.lr-online.de/lausitz/cottbus/gaskraftwerk-schwarze-pumpe-leag-kumpel-proben-aufstand-gegen-verrat-an-lausitz-78847625.html

StromVKG – 11 GW Ausschreibungen 2026, Referentenentwurf (BMWE, April 2026)
https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/20260427-entwurf-eines-gesetzes-zur-sicherung-der-versorgungssicherheit-strom-und-zur-bereitstellung-neuer-kapazitaeten.html

Nordbonus als Antwort auf Südbonus, Brandenburg (MAZ)
https://www.maz-online.de/brandenburg/nordbonus-als-antwort-auf-suedbonus-wie-gaskraftwerke-sicher-auch-im-osten-landen-sollen-CUC7AUDBRFBSFAC4XK6LA5OPKQ.html

IGBCE Lausitz – Transformationsbonus-Forderung (Presseportal, 8. Mai 2026)
https://www.presseportal.de/pm/170498/6271669

LEAG-Entschädigung 1,75 Mrd. Euro, EU-Genehmigung November 2025 (stadt-und-werk.de)
https://www.stadt-und-werk.de/k21-meldungen/eu-genehmigt-entschaedigung-fuer-kohleausstieg/

Wenn die Energiewende brennt

31. Juli 202630. Juli 2026 von Lars Schieske

Brände in Sardinien und Bautzen-Risiken von Solarparks und Batteriespeichern

Was die Brände auf Sardinien und in Bautzen über Solarparks und Batteriespeicher zeigen

Die Bilder aus Sardinien sind erschreckend. Ein gewaltiger Vegetationsbrand frisst sich über ausgetrocknete Flächen, erreicht ein Industriegebiet und greift schließlich auf einen großen Solarpark über. Dichter Rauch steigt über den Modulreihen auf, während starke Winde das Feuer immer weiter antreiben.

Nur wenige Tage später brennt mitten in Bautzen ein Batteriespeicher. Vier Container sind betroffen. Anwohner müssen ihre Wohnungen verlassen, Kindertagesstätten werden geschlossen und über viele Stunden hinweg werden Tausende Liter Wasser pro Minute eingesetzt.

Beide Ereignisse zeigen eine Seite der Energiewende, über die viel zu selten gesprochen wird. Solarparks und Batteriespeicher werden politisch meist als saubere, sichere und nahezu folgenlose Infrastruktur dargestellt. Doch auch diese Anlagen bestehen aus elektrischen Komponenten, Kabeln, Kunststoffen, Transformatoren und chemischen Energiespeichern. Sie können brennen, selbst Vegetationsbrände auslösen oder von Wald- und Flächenbränden erfasst werden.

Wer immer größere Anlagen baut, muss deshalb auch offen über deren Risiken sprechen.

Sardinien: Als der Flächenbrand den Solarpark erreichte

Mitte Juli 2026 brannte im Zentrum Sardiniens eine Fläche von mehr als 500 Hektar. Das Feuer breitete sich zwischen Noragugume, Sedilo und Ottana aus. Starker Wind trieb die Flammen bis in das Industriegebiet von Ottana, wo auch ein privater Solarpark erfasst wurde. Mehrere Löschflugzeuge, Hubschrauber und zahlreiche Einsatzkräfte am Boden waren beteiligt [1][2].

Der frühere sardische Regionalpräsident Mauro Pili sprach anschließend von Tausenden Solarmodulen, die in Flammen gestanden hätten. Diese Zahl wurde bislang jedoch nicht durch eine detaillierte amtliche Schadensbilanz bestätigt. Sicher belegt ist, dass der Solarpark vom Vegetationsbrand erreicht und beschädigt wurde [3].

Für eine sachliche Betrachtung ist diese Unterscheidung wichtig. Der Großbrand wurde nach den bislang vorliegenden Informationen nicht nachweislich durch die Solarmodule ausgelöst. Vielmehr griff ein bereits laufender Vegetationsbrand auf die technische Anlage über.

Genau darin liegt jedoch die Warnung für Deutschland und besonders für Brandenburg.

Große Solarparks stehen häufig auf freien und im Sommer trockenen Flächen. Zwischen und unter den Modulen wächst Vegetation. Wird diese nicht regelmäßig kurzgehalten und entfernt, können dürres Gras, abgestorbene Pflanzen und Gestrüpp eine zusammenhängende Brennstoffschicht bilden. Nähert sich ein Feld- oder Waldbrand, können die Flammen auf Kabel, Anschlusskästen, Wechselrichter und Transformatoren übergreifen.

Der Brandweg funktioniert auch in die andere Richtung

Dass ein Feuer nicht nur von außen auf einen Solarpark übergreifen kann, zeigt ein früherer Brand in Ottana.

Bereits im Juni 2022 kam es dort zu einem Feuer im Bereich einer Photovoltaikanlage. Nach damaligen Berichten wurde ein technischer Defekt an Teilen der Anlage als wahrscheinlicher Ausgangspunkt angesehen. Das Feuer erfasste Modulreihen, elektrische Komponenten und rund fünf Hektar trockene Vegetation [4].

Damit sind grundsätzlich beide Brandverläufe möglich: Ein Vegetations- oder Waldbrand kann einen Solarpark erreichen. Umgekehrt kann ein elektrischer Defekt in einem Solarpark die umliegende Vegetation entzünden.

Auch in Brandenburg hat es bereits technische Brände in Solarparks gegeben. Im Mai 2024 brannte beispielsweise ein Trafohaus im Solarpark Hennersdorf im Landkreis Elbe-Elster. Nach ersten Erkenntnissen wurde ein technischer Defekt als Ursache angenommen. In Rathenow geriet bereits 2018 ein Trafohaus auf dem Gelände einer Photovoltaikanlage in Brand. Wegen der starken Rauchentwicklung wurden Anwohner damals aufgefordert, Fenster und Türen geschlossen zu halten [5][6].

Das sind keine Belege dafür, dass jeder Solarpark eine unmittelbare Gefahr darstellt. Sie widerlegen aber die Vorstellung, solche Anlagen seien grundsätzlich nicht brennbar und nahezu risikolos.

Immer mehr Ackerflächen werden mit Solarmodulen bebaut

Ende 2025 waren in Deutschland Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von rund 120 Gigawatt installiert. Etwa 40 Gigawatt davon entfielen auf Freiflächenanlagen, die insgesamt ungefähr 52.000 Hektar beanspruchten.

Rund 29.000 Hektar und damit etwa 55 Prozent der deutschen Photovoltaik-Freiflächenanlagen befanden sich bereits auf landwirtschaftlich genutzten Flächen. Bis 2040 könnte der Flächenbedarf je nach Entwicklung auf etwa 150.000 bis 195.000 Hektar steigen [7].

Dabei stellt selbst das Umweltbundesamt fest, dass ausreichend bereits belastete oder versiegelte Standorte vorhanden wären. Dazu gehören Parkplätze, Gewerbe- und Industrieflächen, Deponien, ehemalige Militärflächen sowie Bereiche entlang von Autobahnen und Bahnstrecken [7].

Trotzdem werden immer wieder große Anlagen auf Ackerflächen geplant. Für Investoren ist eine zusammenhängende Freifläche häufig einfacher und günstiger zu bebauen als zahlreiche einzelne Dächer, Parkplätze oder bereits versiegelte Grundstücke.

Die Folgen werden jedoch auf die Allgemeinheit verlagert. Landwirtschaftliche Nutzflächen gehen verloren, Landschaften werden technisch überformt und die örtlichen Feuerwehren müssen zusätzliche Einsatzrisiken bewältigen.

Hochwertige Ackerböden dürfen deshalb nicht zur bloßen Verfügungsmasse einer staatlich forcierten Ausbaupolitik werden. Dächer, Parkplätze, Industrieflächen, Deponien und andere bereits belastete Standorte müssen Vorrang haben.

Brandenburg will die Solarleistung massiv ausbauen

Brandenburg verfolgt besonders ehrgeizige Ausbauziele. Die installierte Photovoltaikleistung soll nach der Energiestrategie des Landes bis 2030 auf 18 Gigawatt und bis 2040 auf 33 Gigawatt steigen [8].

Die brandenburgische Planungshilfe für Photovoltaik-Freiflächenanlagen führt Waldflächen zwar als Ausschlusskriterium auf. Das ist richtig und notwendig. Trotzdem müssen nicht nur direkte Waldrodungen betrachtet werden. Entscheidend ist auch, wie nahe große technische Anlagen an Wälder, Heideflächen, ehemalige Truppenübungsplätze oder andere stark brandgefährdete Gebiete heranrücken [9].

Brandenburg gehört aufgrund seiner trockenen Sandböden, ausgedehnten Kiefernwälder und wiederkehrenden Trockenperioden zu den besonders waldbrandgefährdeten Regionen Deutschlands. Allein 2024 wurden im Land 197 Waldbrände mit einer betroffenen Fläche von rund 223 Hektar registriert [10].

Ein Szenario wie auf Sardinien ist daher auch hier grundsätzlich möglich. Treffen trockene Vegetation, starker Wind, ein großer Solarpark und ein nahe gelegener Wald- oder Feldbrand zusammen, kann sich eine Lage sehr schnell verschärfen.

Besonders problematisch wird es, wenn Zufahrten zu schmal sind, Feuerwehrfahrzeuge die Modulreihen nicht erreichen können, keine ausreichenden Brandschutzstreifen bestehen oder die Löschwasserversorgung nur auf dem Papier geklärt wurde.

Bautzen: Vier Batteriespeichercontainer in Flammen

Wie aufwendig ein Brand moderner Energieinfrastruktur werden kann, zeigte sich am 21. Juli 2026 in Bautzen.

Um 16.06 Uhr wurde die Feuerwehr zu einem Batteriespeicher auf dem Schliebenparkplatz alarmiert. Betroffen waren vier Container einer Batteriespeicheranlage mit einer Gesamtleistung von rund 1,5 Megawatt. Die Anlage befand sich in der Nähe von Wohnbebauung und Einrichtungen für Kinder [11].

Zeitweise waren bis zu 90 Einsatzkräfte gleichzeitig vor Ort. Über den gesamten Einsatzverlauf waren nach Angaben der Stadt rund 250 Kräfte von Feuerwehr, Polizei, Technischem Hilfswerk und weiteren Hilfsorganisationen beteiligt [12].

Insgesamt mussten 42 Menschen ihre Wohnungen verlassen. Zwei Kindertagesstätten und zwei Horte blieben geschlossen [11].

Besonders auffällig war der enorme Bedarf an Löschwasser. Zunächst wurden ungefähr 3.000 Liter Wasser pro Minute eingesetzt, später zeitweise bis zu 5.000 Liter pro Minute. Das entspricht einer momentanen Durchflussleistung von bis zu 300.000 Litern in einer einzigen Stunde. Um das Trinkwassernetz zu entlasten, musste zusätzlich Wasser aus der Spree entnommen werden [11][13].

Wie viele Millionen Liter während des gesamten Einsatzes tatsächlich verbraucht wurden, wurde nicht veröffentlicht. Die genannten Durchflussmengen zeigen jedoch bereits, welche Wasserressourcen ein einzelner Batteriespeicherbrand binden kann.

Die Container wurden zunächst über Stunden von außen gekühlt. Später musste einer der Container mit einem Bagger geöffnet werden. Anschließend kam ein ferngesteuertes Löschunterstützungsfahrzeug aus Dresden zum Einsatz, das große Mengen Wasser direkt in den betroffenen Bereich einbrachte [14].

Auch nachdem die offenen Flammen gelöscht waren, mussten die beschädigten Speicher weiter überwacht werden, da sich Batteriezellen erneut erhitzen und entzünden können.

Der Einsatz zeigt, dass ein brennender Batteriespeicher kein gewöhnlicher Gebäudebrand ist. Er bindet über einen langen Zeitraum Einsatzkräfte, Spezialtechnik und enorme Wassermengen. Gleichzeitig müssen Bewohner evakuiert, Straßen gesperrt und umliegende Einrichtungen geschlossen werden.

Der Ausbau schreitet schneller voran als der Brandschutz

Batteriespeicher werden zunehmend als notwendige Ergänzung zu Wind- und Solarstrom errichtet. Dabei entstehen immer größere Anlagen, teilweise in der Nähe von Wohngebieten, Gewerbebetrieben, Straßen und landwirtschaftlichen Flächen.

Der Brand von Bautzen wirft deshalb grundlegende Fragen auf: Welche Sicherheitsabstände gelten? Wie wird verhindert, dass ein Brand von einem Container auf den nächsten übergreift? Woher kommen im Ernstfall mehrere Tausend Liter Löschwasser pro Minute? Wie können die Einsatzkräfte die Anlage erreichen? Und wer trägt die Kosten für Spezialtechnik, Evakuierungen und einen tagelangen Großeinsatz?

Es ist unverantwortlich, solche Anlagen zu errichten und anschließend darauf zu vertrauen, dass die örtlichen Feuerwehren im Ernstfall schon eine Lösung finden werden.

Was vor einer Genehmigung geklärt werden muss

Für größere Solarparks und Batteriespeicher müssen verbindliche Sicherheitsanforderungen gelten.

Bei Solarparks gehören dazu ausreichend breite Brandschutzstreifen, eine dauerhaft gepflegte Vegetation, tragfähige Feuerwehrzufahrten, innere Fahrwege, Wendemöglichkeiten sowie genügend Abstand zu Waldflächen, Gebäuden und landwirtschaftlichen Betrieben. Transformatoren, Wechselrichter und andere elektrische Betriebsmittel müssen in möglichst nicht brennbaren Sicherheitsbereichen stehen.

Für Batteriespeicher sind ausreichende Abstände zwischen den einzelnen Einheiten notwendig. Ein Brand in einem Container darf nicht ungehindert auf die gesamte Anlage übergreifen. Automatische Temperatur-, Gas- und Rauchüberwachung, frühzeitige Alarmierung und technische Trennmöglichkeiten müssen zum verbindlichen Standard gehören.

Vor der Inbetriebnahme muss geklärt sein, woher das benötigte Löschwasser kommt, welche Durchflussmenge tatsächlich verfügbar ist und ob die Feuerwehr die Anlage von mehreren Seiten erreichen kann.

Außerdem müssen Betreiber verpflichtet werden, die örtlichen Feuerwehren einzuweisen und regelmäßige Übungen zu finanzieren. Anlagenpläne, Notfallkontakte und technische Informationen müssen jederzeit verfügbar sein.

Kosten und Risiken dürfen nicht bei der Allgemeinheit landen

Die Gewinne aus Solarparks und Batteriespeichern werden privatisiert. Die Folgen eines Großbrandes trägt dagegen zunächst die Allgemeinheit.

Feuerwehrleute, Polizisten, Rettungskräfte und Mitarbeiter des Technischen Hilfswerks werden gebunden. Straßen werden gesperrt, Bewohner evakuiert, Kinderbetreuung fällt aus und erhebliche Mengen Wasser werden benötigt. Hinzu kommen die Kosten für Spezialtechnik, Nachlöscharbeiten und die tagelange Überwachung der Anlage.

Deshalb muss das Verursacherprinzip gelten. Betreiber und Investoren haben für ausreichende Brandschutzmaßnahmen, zusätzliche Löschwasserreserven, Schulungen, Spezialtechnik und sämtliche Folgekosten aufzukommen.

Diese Lasten dürfen nicht bei ehrenamtlichen Feuerwehren, Kommunen und Steuerzahlern abgeladen werden.

Eine ehrliche Energiedebatte statt grüner Werbebilder

Der Brand auf Sardinien zeigt, dass ein Wald- oder Vegetationsbrand einen großflächigen Solarpark erreichen kann.

Der frühere Brand von Ottana zeigt, dass ein technischer Defekt in einer Photovoltaikanlage umgekehrt auch trockene Vegetation entzünden kann.

Der Großbrand von Bautzen zeigt schließlich, welche Folgen ein brennender Batteriespeicher haben kann: Evakuierungen, ein mehrtägiger Einsatz, Spezialtechnik und zeitweise bis zu 5.000 Liter Löschwasser pro Minute.

Das bedeutet nicht, dass jede Solaranlage oder jeder Batteriespeicher zwangsläufig brennt. Es bedeutet aber, dass die Risiken real sind und nicht länger hinter Begriffen wie Klimaschutz, Energiewende oder grüne Technologie versteckt werden dürfen.

Wer immer mehr Ackerflächen mit Solarmodulen bebaut und immer größere Batteriespeicher errichtet, trägt eine besondere Verantwortung. Waldflächen und hochwertige landwirtschaftliche Böden müssen geschützt werden. Bereits versiegelte und industriell vorbelastete Flächen müssen Vorrang haben. Standorte in der Nähe von Wohngebieten, Schulen, Kindertagesstätten, Wäldern und brandgefährdeten Landschaften sind besonders kritisch zu prüfen.

Die Energiewende darf nicht dazu führen, dass neue technische Risiken geschaffen werden, während die Feuerwehren mit den Folgen allein gelassen werden.

Eine Anlage ist nicht allein deshalb ungefährlich, weil sie politisch als grün bezeichnet wird. Wenn sie brennt, zählen keine Werbeversprechen mehr. Dann zählen Wasser, Personal, Sicherheitsabstände, funktionierende Einsatzpläne und die Frage, ob vorher verantwortungsvoll geplant wurde.