Volllaststunde

Volllaststunden sind ein Maß für den Nutzungsgrad einer technischen Anlage. Mit Volllaststunden wird die Zeit bezeichnet, für die eine Anlage bei Nennleistung betrieben werden müsste, um die gleiche elektrische Arbeit umzusetzen, wie die Anlage innerhalb eines festgelegten Zeitraums, in dem auch Betriebspausen oder Teillastbetrieb vorkommen können, tatsächlich umgesetzt hat. Die Angabe bezieht sich meist auf einen Zeitraum von einem Kalenderjahr und wird vor allem auf Kraftwerke angewendet.

Der aus der Zahl der Volllaststunden abgeleitete Jahresnutzungsgrad oder Kapazitätsfaktor (englisch capacity factor) ist die relative Volllast-Nutzung in einem Jahr, also der Anzahl der Volllaststunden geteilt durch 8760 Stunden, die Anzahl der Stunden in einem Jahr mit 365 Tagen.

Bedeutung

Technische Anlagen werden in der Regel nicht ständig unter Volllast, sondern zu bestimmten Zeiten auch unter Teillast betrieben oder zur Wartung außer Betrieb genommen. Die insgesamt in einem Jahr von der Anlage umgesetzte Arbeit ist deshalb kleiner als die im gleichen Zeitraum maximal mögliche.

Der Nutzungsgrad einer technischen Anlage kann in Volllaststunden ausgedrückt werden. Dies entspricht der Anzahl Stunden, in denen das Kraftwerk die insgesamt erzeugte Arbeit erreicht hätte, wenn es immer auf Volllast gefahren wäre.

Die Zahl der Volllaststunden einer Anlage schwankt von Jahr zu Jahr wegen unterschiedlicher Revisionsdauern, marktpreisabhängiger Kraftwerkseinsatzfahrpläne und ungeplanter Störungen und Ausfälle. Sie wird dabei stark von wirtschaftlichen Faktoren wie den Grenzkosten des Kraftwerks und den aktuellen Stromhandelspreisen bestimmt. Die Einspeisung von Erneuerbaren Energien verdrängt dabei konventionelle Erzeugung und lässt die Volllaststunden dieser Anlagen sinken (siehe Kraftwerksmanagement und Merit-Order-Effekt). Dies führt zu steigenden Stromgestehungskosten konventioneller Kraftwerke, da feste Investitionen in weniger Volllaststunden amortisiert werden müssen und damit potenziell zu einer sinkenden Wirtschaftlichkeit dieser Kraftwerke.

Bei Windkraftanlagen und Photovoltaikanlagen hängen die Volllaststunden von wechselnden Wind- bzw. Einstrahlungsbedingungen ab und können sehr stark schwanken.

Volllaststunden dürfen nicht mit den Betriebsstunden verwechselt werden. Diese bezeichnen den gesamten Zeitraum, in dem die Anlage betrieben worden ist und können Zeiten von Teillastbetrieb einschließen.

Berechnung

Für ein regelbares Kraftwerk berechnet sich die Anzahl der Volllaststunden als Quotient aus dem Regelarbeitsvermögen W (auch als Jahresenergieproduktion bezeichnet) und der Nennleistung P.

${\text{Volllaststunden}}={\frac {W_{\text{elektrisch}}}{P_{\text{elektrisch}}}}$

mit

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Sie gibt an, wie viele Stunden die Anlage gelaufen wäre, um die Jahresenergieproduktion zu erreichen, wenn sie

• nur unter Volllast gelaufen wäre und
• sonst stillgestanden hätte.

Volllaststunden nach Kraftwerken

Die Entwicklung der Volllaststunden hängt von der technologischen Weiterentwicklung der jeweiligen Kraftwerkstypen, regulatorischen Rahmenbedingungen wie der vorrangigen Einspeisung Erneuerbarer Energien und der Position des jeweiligen Kraftwerkstyps in der Merit-Order ab. Die folgende Tabelle zeigt Volllaststunden und Jahresnutzungsgrad für verschiedene in Deutschland installierte Kraftwerke und für Windkraft in den USA aus dem Jahr 2014.

Energieträger	Volllaststunden	Jahresnutzungsgrad
Geothermie (2008)	8300	94,7 %
Kernenergie (2008)	7700	87,9 %
Braunkohle (2008)	6650	75,9 %
Biomasse (2008)	6000	68,5 %
Wasserkraft	4600	52,5 %
Windkraft Offshore (2011)	2600–4500	29,7 %–51,4 %
Windkraft onshore (US-Neuanlagen 2014)	3600	41,2 %
Steinkohle (2008)	3550	40,5 %
Erdgas (2008)	3150	36,0 %
Windkraft onshore (deutsche Neuanlagen seit 2013)	2150	24,5 %
Windkraft onshore (10-Jahres-Mittel Deutschland 2016)	1651	18,8 %
Mineralöl (2008)	1650	18,8 %
Photovoltaik (München 2008)	1010	11,5 %
Pumpspeicher (2007)	970	11,1 %
Photovoltaik (Hamburg 2008)	840	9,6 %

Bei Windenergieanlagen ist die Zahl der Volllaststunden stark abhängig von ihrer Höhe, dem Rotordurchmesser sowie dem Verhältnis von Rotorfläche zur Nennleistung des Generators. Der mittlere Rotordurchmesser der im jeweiligen Jahr neu gebauten Anlagen hat sich von 22 m im Jahr 1992 auf über 115 m 2015 kontinuierlich erhöht und weiteres Wachstum ist möglich. Eine erste Testanlage mit 180 m Rotordurchmesser und acht Megawatt Leistung wird 2017 in Bremerhaven errichtet. Die durchschnittlichen Zahlen geben daher nur ein ungenaues Maß für die mögliche Volllastnutzung.

Die erreichten Volllaststunden sind kein Kriterium für die Güte eines Kraftwerkes:

• Grundlastkraftwerke (Kohle, Kernenergie) haben naturgemäß einen hohen Jahresnutzungsgrad
• Photovoltaikanlagen können prinzipiell keinen hohen Jahresnutzungsgrad erreichen
• Windkraftanlagen können bei stabilem Wind oder aber auch durch die Ausstattung mit einem schwachen Generator hohe Jahresnutzungsgrade erreichen
• Pumpspeicher-, Gas- und Ölkraftwerke sind Spitzenlastkraftwerke und werden wegen hoher Grenzkosten nur zu teuren Stunden gefahren

Prognosen

Eine im Jahr 2016 erstellte Prognose des BMWi für die künftige Entwicklung der Volllaststunden geht für das Jahr 2025 von folgenden Werten aus:

Energieträger	Volllaststunden	Jahresnutzungsgrad
Braunkohle	7503	85,7 %
Biomasse	6616	75,5 %
Lauf- und Speicherwasser	5031	57,4 %
Steinkohle	4466	51,0 %
Windkraft offshore	3466	39,6 %
Windkraft onshore	2261	25,8 %
Erdgas	1972	22,5 %
Photovoltaik	990	11,3 %
Mineralöl	384	4,4 %
Kernenergie	0	0 %

Beispiele

• Das Kernkraftwerk Gundremmingen erreichte mit ca. 20.000 GWh jährlich erzeugter Strommenge und seinen 2 × 1,34 GW Leistung etwa 7400 Volllaststunden. Das entspricht einem Nutzungsgrad von 85 %. Die zeitliche Verfügbarkeit lag bei 92 %.
• Windenergieanlagen erreichen zwischen 7500 und 8000 Betriebsstunden im Jahr, an denen sie Strom ins Netz einspeisen. Abhängig von verschiedenen Faktoren wie z. B. Standortgüte und Anlagenauslegung erreichen Windkraftanlagen etwa zwischen 1400 und 5000 Volllaststunden. Dies entspricht einem Nutzungsgrad von etwa 16 bis 57 %. Die technische Verfügbarkeit von Windenergieanlagen liegt bei Onshore-Anlagen über 95 %, manche Offshore-Windparks schneiden jedoch z. T. deutlich schlechter ab. Während Onshore Werte von ca. 98 % erreicht werden, geht man Offshore davon aus, dass die Werte auch langfristig nicht deutlich über 90 % steigen werden.
• Photovoltaikanlagen erreichen in Süddeutschland bis zu 1300 Volllaststunden pro Jahr, im deutschen Durchschnitt werden aber nur etwa 800 bis 900 h/a erreicht. Der Jahresnutzungsgrad liegt damit hier bei rund 10 %. In den USA erreichen große Solarparks hingegen Kapazitätsfaktoren von rund 20 %, entsprechend ca. 1750 Volllaststunden.

Siehe auch

• Energietechnik
• Kraftwerksmanagement
• Kraftwerkseinsatzoptimierung
• Leistungskredit