Volllaststunde

Definition und Bedeutung

Volllaststunden sind ein Maß für den Nutzungsgrad einer technischen Anlage. Sie geben an, wie lange die Anlage bei ihrer Nennleistung betrieben werden müsste, um dieselbe Arbeit oder Energiemenge umzusetzen, die sie in einem festgelegten Zeitraum tatsächlich umgesetzt hat. Dabei werden auch Betriebspausen und Zeiten mit Teillast berücksichtigt. Meist bezieht sich die Angabe auf ein Kalenderjahr und wird vor allem für Kraftwerke verwendet.

Der Jahresnutzungsgrad, auch Kapazitätsfaktor genannt, beschreibt die relative Volllast-Nutzung innerhalb eines Jahres. Er wird berechnet, indem man die Volllaststunden durch 8760 Stunden teilt, also durch die Stundenzahl eines Jahres mit 365 Tagen. Da der Kapazitätsfaktor auf der angegebenen Nennleistung beruht, kann er ausnahmsweise über 100 % liegen. Das ist möglich, wenn technische Effizienzsteigerungen die tatsächliche Leistung erhöhen, die offizielle Nennleistung aber nicht angepasst wird. Nach Angaben der Energy Information Administration traf dies im Sommer 2021 auf 21 der damals 93 betriebenen Kernreaktoren in den USA zu.

Volllaststunden sind nicht dasselbe wie Betriebsstunden. Betriebsstunden umfassen die gesamte Zeit, in der eine Anlage arbeitet, also auch den Betrieb unter Teillast. Die Volllaststunden rechnen die tatsächlich erzeugte Arbeit dagegen in eine theoretische Betriebszeit bei durchgehender Nennleistung um.

Die Werte schwanken von Jahr zu Jahr. Ursachen sind unter anderem unterschiedlich lange Revisionen und Wartungen, ungeplante Störungen, Kraftwerkseinsatzpläne, Strompreise und die Grenzkosten eines Kraftwerks. Eine stärkere Einspeisung erneuerbarer Energien kann konventionelle Kraftwerke aus dem Markt verdrängen und deren Volllaststunden senken. Dadurch müssen deren feste Investitionskosten auf weniger erzeugte Energie verteilt werden, was die Stromgestehungskosten erhöhen und die Wirtschaftlichkeit verschlechtern kann.

Berechnung

Bei einem regelbaren Kraftwerk werden die Volllaststunden als Quotient aus dem Regelarbeitsvermögen W, also der Jahresenergieproduktion, und der Nennleistung P berechnet:

Volllaststunden = W_elektrisch / P_elektrisch

Dabei ist W_elektrisch die elektrische Arbeit in Wh oder kWh und P_elektrisch die elektrische Nennleistung in W oder kW. Weil Energie durch Leistung geteilt wird, ergibt sich als Einheit die Stunde.

Das Ergebnis beschreibt eine gedachte Betriebsweise: Die Anlage wäre ausschließlich unter Volllast gelaufen und hätte in der übrigen Zeit stillgestanden. Nach der berechneten Zahl von Stunden hätte sie genau dieselbe Jahresenergieproduktion erreicht wie im tatsächlichen Betrieb mit Volllast, Teillast und Stillständen.

Typische Werte verschiedener Kraftwerkstypen

Die erreichten Volllaststunden unterscheiden sich stark nach Technologie, Standort, Wetter, regulatorischen Bedingungen und Stellung in der Merit-Order, also der Einsatzreihenfolge von Kraftwerken am Strommarkt. Genannte Werte für Volllaststunden und Jahresnutzungsgrad sind:

• Geothermie (2008): 8300 Stunden und 94,7 %. • Kernenergie (2008): 7700 Stunden und 87,9 %. • Braunkohle (2008): 6650 Stunden und 75,9 %. • Biomasse (2008): 6000 Stunden und 68,5 %. • Wasserkraft: 4600 Stunden und 52,5 %. • Steinkohle (2008): 3550 Stunden und 40,5 %; Erdgas (2008): 3150 Stunden und 36,0 %; Mineralöl (2008): 1650 Stunden und 18,8 %; Pumpspeicher (2007): 970 Stunden und 11,1 %.

Bei Windkraft unterscheiden sich die Werte nach Standort und Anlagenbestand. Offshore-Windkraft wurde 2011 mit 2600 bis 4500 Stunden beziehungsweise 29,7 % bis 51,4 % angegeben. Onshore-Neuanlagen in den USA erreichten 2014 etwa 3600 Stunden und 41,2 %, der US-Onshore-Bestand 2020 etwa 3150 Stunden und 36,0 %. Für Deutschland wurden 2022 insgesamt 3083 Stunden und 35,2 % offshore sowie 1718 Stunden und 19,6 % onshore genannt. Deutsche Onshore-Neuanlagen seit 2013 kamen auf 2150 Stunden und 24,5 %; das deutsche Zehnjahresmittel für Onshore-Windkraft lag 2016 bei 1633 Stunden und 18,6 %.

Auch bei Photovoltaik hängt der Wert stark vom Standort und Anlagentyp ab. Für 2008 wurden in München 1010 Stunden und 11,5 %, in Hamburg 840 Stunden und 9,6 % genannt. In Deutschland erreichten 2021 Aufdachanlagen 922 Stunden und 10,3 %, Freiflächenanlagen 987 Stunden und 11,1 %. Freiflächenanlagen in den USA kamen 2017 auf 2164 Stunden und 24,7 %, in den Vereinigten Arabischen Emiraten 2023 auf 2300 Stunden und 26,2 %.

Einflussfaktoren bei Wind, Sonne und konventionellen Kraftwerken

Bei Windenergieanlagen bestimmt vor allem das Windaufkommen die Vollbenutzungsstunden, eine gleichbedeutend verwendete Bezeichnung. Für den gesamten deutschen Windpark an Land lagen die durchschnittlichen Werte zwischen 1990 und 2022 je nach Jahr zwischen 962 und 1.931 Stunden. Die Erzeugung je MW installierter Leistung konnte von einem Jahr zum nächsten wegen schwächeren Windes um bis zu 20 % sinken, obwohl innerhalb des Jahres neuere und leistungsfähigere Anlagen installiert wurden. Eine Untersuchung der Deutsche Wind Guard kam auf derselben Datengrundlage zu dem Ergebnis, dass neuere Onshore-Anlagen nach Bereinigung um die wechselnden Windbedingungen höhere Volllaststunden erreichen. Hinter den starken jährlichen Schwankungen liegt demnach ein positiver technischer Trend. Bei Photovoltaik bestimmen entsprechend die wechselnden Einstrahlungsbedingungen die Volllaststunden.

Bei konventionellen Kraftwerken sind vor allem die Marktpreise entscheidend. Ein Kraftwerk wird eingesetzt, wenn es einen positiven Deckungsbeitrag erzielen kann, seine Erlöse aus dem Stromverkauf also über den variablen Erzeugungskosten liegen. Zu diesen Kosten gehören insbesondere Brennstoffpreise und CO₂-Kosten. Als Messgrößen dienen der Clean-Spark-Spread bei Gaskraftwerken und der Clean-Dark-Spread bei Kohlekraftwerken: Beide bezeichnen die Differenz zwischen dem Marktpreis des erzeugten Stroms und den Brennstoff- sowie CO₂-Kosten. Eine hohe Einspeisung erneuerbarer Energien senkt gemäß dem Merit-Order-Modell den Marktpreis und damit häufig die Vollbenutzungsstunden konventioneller Kraftwerke.

Bei Kernkraftwerken in Deutschland begrenzten zusätzlich die gesetzlich festgelegten Elektrizitätsmengen die möglichen Volllaststunden. Jedes Kraftwerk durfte nach dem Atomgesetz nur die ihm zugeordnete Reststrommenge erzeugen; nach deren Produktion erlosch die Berechtigung zum Leistungsbetrieb. Elektrizitätsmengen konnten zwischen Atomkraftwerken übertragen werden. Deshalb bestand die wirtschaftliche Aufgabe darin, die noch verfügbare Reststrommenge innerhalb der Restlaufzeit möglichst zu Zeiten mit hohen Deckungsbeiträgen zu erzeugen.

Beispiele und Prognose

Das Kernkraftwerk Gundremmingen erzeugte jährlich ungefähr 20.000 GWh und besaß eine Leistung von 2 × 1,34 GW. Daraus ergaben sich etwa 7400 Volllaststunden und ein Nutzungsgrad von 85 %. Seine zeitliche Verfügbarkeit lag mit 92 % höher, weil Verfügbarkeit und Betriebszeit auch Phasen mit weniger als voller Leistung einschließen können.

Windenergieanlagen speisen während etwa 7500 bis 8000 Betriebsstunden pro Jahr Strom in das Netz ein, erreichen abhängig von Standortgüte und Anlagenauslegung aber nur ungefähr 1400 bis 5000 Volllaststunden. Das entspricht einem Nutzungsgrad von etwa 16 bis 57 %. Die technische Verfügbarkeit liegt bei Onshore-Anlagen über 95 % und kann ungefähr 98 % erreichen. Einige Offshore-Windparks schneiden deutlich schlechter ab; langfristig werden dort Werte von nicht deutlich mehr als 90 % erwartet.

Photovoltaikanlagen erreichen in Süddeutschland bis zu 1300 Volllaststunden pro Jahr. Der deutsche Durchschnitt liegt bei etwa 800 bis 900 h/a und damit bei einem Jahresnutzungsgrad von rund 10 %. Große Solarparks in den USA erreichen dagegen Kapazitätsfaktoren von rund 20 %, entsprechend etwa 1750 Volllaststunden.

Eine 2016 erstellte und im Artikel als veraltet gekennzeichnete Prognose des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz erwartete für Deutschland im Jahr 2025 folgende Werte: Braunkohle 7503 Stunden beziehungsweise 85,7 %, Biomasse 6616 beziehungsweise 75,5 %, Lauf- und Speicherwasser 5031 beziehungsweise 57,4 %, Steinkohle 4466 beziehungsweise 51,0 %, Offshore-Windkraft 3466 beziehungsweise 39,6 %, Onshore-Windkraft 2261 beziehungsweise 25,8 %, Erdgas 1972 beziehungsweise 22,5 %, Photovoltaik 990 beziehungsweise 11,3 %, Mineralöl 384 beziehungsweise 4,4 % und Kernenergie 0 Stunden beziehungsweise 0 %.