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'''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 Arbeit umzusetzen, wie die Anlage innerhalb eines festgelegten Zeitraums, in dem auch Betriebspausen oder [[Teillast]]betrieb vorkommen können, tatsächlich umgesetzt hat.

Die Angabe bezieht sich meist auf einen Zeitraum von einem Kalenderjahr und wird vor allem auf [[Kraftwerk]]e angewendet. Der aus der Zahl der Volllaststunden abgeleitete [[Nutzungsgrad#Jahresnutzungsgrad|'''Jahresnutzungsgrad''']] oder ''Kapazitätsfaktor'' ({{EnS|capacity factor}}) ist die relative Volllast-Nutzung in einem Jahr, also die Volllaststunden geteilt durch 8760 Stunden, die Anzahl der Stunden in einem Jahr mit 365 Tagen.

Da sich der Kapazitätsfaktor auf die [[Nennleistung]] bezieht, kann er in einigen Fällen Werte größer als 100 % annehmen. Dies ist vor allem dann der Fall, wenn Effizienzgewinne durch bessere [[Dampferzeuger]] o. ä. nicht durch eine offizielle Änderung der Nennleistung berücksichtigt werden. Im Sommer 2021 war dies zufolge der [[Energy Information Administration]] bei 21 der damals 93 in Betrieb befindlichen [[Liste der Nuklearanlagen in den Vereinigten Staaten|Kernreaktoren in den USA]] der Fall.<ref>https://www.power-eng.com/nuclear/this-nuclear-plant-had-the-highest-summer-capacity-factor-in-2021/</ref>

== 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 (Physik)|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 [[Technische Überprüfung|Revisionsdauern]], marktpreisabhängiger [[Kraftwerkseinsatzoptimierung|Kraftwerkseinsatzfahrpläne]] und ungeplanter Störungen und Ausfälle. Sie wird dabei stark von wirtschaftlichen Faktoren wie den [[Grenzkosten]] des Kraftwerks und den aktuellen [[Stromhandel]]spreisen bestimmt. Die Einspeisung von [[Erneuerbare Energien|erneuerbaren Energien]] verdrängt dabei konventionelle Erzeugung und lässt die Volllaststunden dieser Anlagen sinken (siehe [[Stromerzeugung in Deutschland#Einsatz|Kraftwerkseinsatz in Deutschland]] 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 [[Windkraftanlage]]n und [[Photovoltaikanlage]]n hängen die Volllaststunden von wechselnden Wind- bzw. Einstrahlungsbedingungen ab und können sehr stark schwanken.

Volllaststunden dürfen nicht mit den [[Betriebsstunde]]n 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''.

: <math> \text{Volllaststunden} = \frac{W_\text{elektrisch}}{P_\text{elektrisch}}</math>

mit
:<math> W_\text{elektrisch} \ldots \text{elektrische Arbeit in Wh oder kWh}</math>
:<math> P_\text{elektrisch} \ldots \text{elektrische Nennleistung in W oder kW}</math>

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.

== Erreichte 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 und den geographischen und meteorologischen Gegebenheiten ab. Die folgende Tabelle zeigt Volllaststunden und Jahresnutzungsgrad für verschiedene Kraftwerkstypen und Standorte.

{| class="wikitable sortable" style="text-align:center;"
|- class="hintergrundfarbe6"
!Energieträger
!Volllaststunden
!Jahresnutzungsgrad
|-
|style="text-align:left"| Geothermie (2008)<ref name="wbu2016">Maximilian Faltlhauser 2016. Zahlen und Fakten zur Stromversorgung in Deutschland 2016. {{Webarchiv|url=https://www.wbu.de/pdf/positionen/20160725_WBUStrom2016.pdf |wayback=20161107115038 |text=Archivierte Kopie}}, accessdate=2017-05-24</ref>|| 8300 || 94,7 %
|-
|style="text-align:left"| Kernenergie (2008)<ref name="wbu2016"/>|| 7700 || 87,9 %
|-
|style="text-align:left"| Braunkohle (2008)<ref name="wbu2016"/>|| 6650 || 75,9 %
|-
|style="text-align:left"| Biomasse (2008)<ref name="wbu2016"/>|| 6000 || 68,5 %
|-
|style="text-align:left"| Wasserkraft || 4600 || 52,5 %
|-
|style="text-align:left"| Windkraft Offshore (2011)<ref>{{Internetquelle |autor= |url=http://windmonitor.iwes.fraunhofer.de/windmonitor_de/4_Offshore/5_betriebsergebnisse/1_Volllaststunden/ |titel=Volllaststunden unterschiedlicher Windparks |werk= |hrsg=Windmonitor Fraunhofer/IWES |datum= |zugriff=2017-11-13 |sprache= |archiv-url=https://web.archive.org/web/20171113165719/http://windmonitor.iwes.fraunhofer.de/windmonitor_de/4_Offshore/5_betriebsergebnisse/1_Volllaststunden/ |archiv-datum=2017-11-13 |offline=ja}}</ref>|| 2600–4500 || 29,7 %–51,4 %
|-
|style="text-align:left"| Windkraft onshore (US-Neuanlagen 2014)<ref name="uswind">[https://emp.lbl.gov/sites/all/files/2015-windtechreport.final_.pdf ''Wind technologies Market Report''.] [[Energieministerium der Vereinigten Staaten|United States Department of Energy]]; abgerufen am 24. August 2016. Hinweis: Dies ist der Kapazitätsfaktor aller 2014 in den USA neu in Betrieb gegangenen Windkraftanlagen; jedoch gab es zu diesem Zeitpunkt noch keine Offshore-Anlagen.</ref> || 3600 || 41,2 %
|-
|style="text-align:left"| Steinkohle (2008)<ref name="wbu2016"/>|| 3550 || 40,5 %
|-
|style="text-align:left"| Erdgas (2008)<ref name="wbu2016"/>|| 3150 || 36,0 %
|-
|style="text-align:left"| Windkraft onshore (U.S. 2020)<ref>{{Internetquelle |autor= |url=https://www.energy.gov/sites/default/files/2021-08/Land-Based%20Wind%20Market%20Report%202021%20Edition_Full%20Report_FINAL.pdf |titel=Land-Based Wind Market Report: 2021 Edition |werk= |hrsg=U.S. Department of Energy |datum= |zugriff=2022-11-09 }}</ref>|| 3150 || 36,0 %
|-
|style="text-align:left"| Wind offshore (deutscher Windpark insgesamt 2022)<ref name=":0" />
|3083
|35,2 %
|-
|style="text-align:left"| Windkraft onshore (deutsche Neuanlagen seit 2013)<ref name="Hahn">Berthold Hahn, Volker Berkhout, Bernd Ponick, Cornelia Stübig, Sarina Keller, Martin Felder, Henning Jachmann 2015: [http://www.windindustrie-in-deutschland.de/fileadmin/user_upload/downloads/BWE_Whitepaper_06_2016_Windenergieforschung.pdf ''Die Grenzen des Wachstums sind noch nicht erreicht''.] (PDF) Windindustrie in Deutschland; abgerufen am 1. August 2016.</ref> || 2150 || 24,5 %
|-
|style="text-align:left"| Windkraft onshore (deutscher Windpark insgesamt 2022)<ref name=":0" />|| 1718 || 19,6 %
|-
|style="text-align:left"| Mineralöl (2008)<ref name="wbu2016"/>|| 1650 || 18,8 %
|-
|style="text-align:left"| Windkraft onshore (10-Jahres-Mittel Deutschland 2016)<ref name=":0" />
|1633
|18,6 %
|-
|style="text-align:left"| Pumpspeicher (2007)<ref>Ursprünglich zitiert als [http://www.bdew.de/internet.nsf/id/DE_Energiedaten ''Energiedaten''.] [[Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft|BDEW]]. Daten dort 2017 nicht mehr auffindbar.</ref>|| 970 || 11,1 %
|-
|style="text-align:left"| Photovoltaik (München 2008)<ref name="wbu2016"/>|| 1010 || 11,5 %
|-
|style="text-align:left"| Photovoltaik (Hamburg 2008)<ref name="wbu2016"/>|| 840 || 9,6 %
|-
|style="text-align:left"| Photovoltaik Aufdach (Deutschland 2021)<ref name="ise-2023-05-17">{{Internetquelle |url=https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/aktuelle-fakten-zur-photovoltaik-in-deutschland.pdf |titel=Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland |autor= |hrsg=ISE Fraunhofer |werk=ise.fraunhofer.de |datum=2023-05-17 |abruf=2023-06-24}}</ref>
|922
|10,3 %
|-
|style="text-align:left"| Photovoltaik Freiland (Deutschland 2021)<ref name="ise-2023-05-17" />
|987
|11,1 %
|-
|style="text-align:left"| Photovoltaik Freiland (USA 2017)<ref>{{Internetquelle |url=https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=39832 |titel=U.S. Energy Information Administration - EIA - Independent Statistics and Analysis |autor= |hrsg= |werk=eia.gov |datum=2019-06-12 |abruf=2023-06-24}}</ref>
|2164
|24,7 %
|-
|style="text-align:left"| Photovoltaik Freiland (Vereinigte Arabische Emirate, 2023)<ref>{{Internetquelle |url=https://www.golem.de/news/nach-dem-oel-der-groesste-solarpark-der-welt-liefert-nicht-nur-strom-2308-176305.html |titel=Nach dem Öl: Der größte Solarpark der Welt liefert nicht nur Strom - Golem.de |autor= |hrsg= |werk=golem.de |datum=2023-08-01 |abruf=2023-08-01}}</ref>
|2300
|26,2 %
|}

== Wovon hängen Volllaststunden ab? ==
[[Datei:Volllaststunden wind,.png|mini|449x449px|Volllaststunden der Wind- und Solareinspeisung in Deutschland von 1990 bis 2022, Daten Bundesumweltamt Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland<ref name=":0">{{Internetquelle |url=https://www.umweltbundesamt.de/dokument/zeitreihen-zur-entwicklung-der-erneuerbaren |titel=Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland |sprache=de |abruf=2024-02-25}}</ref>]]
Bei Windenergieanlagen ist die Anzahl der Vollbenutzungsstunden durch das Windaufkommen bestimmt. Für den deutschen Windpark an Land insgesamt wurden in den Jahren 1990–2022 durchschnittliche Vollbenutzungsstunden zwischen 1.931 und nur 962 Vollbenutzungsstunden erreicht. In aufeinanderfolgenden Jahren konnte die Erzeugung pro MW installierte Leistung dabei trotz unterjähriger Installation neuerer und besserer Anlagen wegen geringerem Windaufkommen bis zu 20 % sinken.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.umweltbundesamt.de/dokument/zeitreihen-zur-entwicklung-der-erneuerbaren |titel=Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland |sprache=de |abruf=2024-02-25}}</ref>

Eine Untersuchung der Deutsche Wind Guard kommt auf derselben Datengrundlage zu dem Ergebnis, dass bei Bereinigung auf ein durchschnittliches Windaufkommen neuere Anlagen an Land höhere Volllaststunden erreichen und somit der starken Streuung der Volllaststunden ein positiver Trend unterliegt.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.windguard.de/veroeffentlichungen.html?file=files/cto_layout/img/unternehmen/veroeffentlichungen/2020/Volllaststunden%20von%20Windenergieanlagen%20an%20Land%202020.pdf |titel=VOLLLASTSTUNDEN VON WINDENERGIEANLAGEN AN LAND - ENTWICKLUNG, EINFLÜSSE, AUSWIRKUNGEN |sprache=de |abruf=2024-02-25}}</ref>

Für konventionelle Kraftwerke hängen die erreichten Volllaststunden von [[Stromhandel|Marktpreisen]] ab. Ein konventionelles Kraftwerk fährt immer dann, wenn es mit seinem Einsatz einen positiven [[Deckungsbeitrag]] erzielen kann. Dies ist der Fall, wenn die Erlöse aus dem [[Stromhandel|Marktpreis]] die variablen Kosten zur Erzeugung des Stroms übersteigen. Die variablen Kosten werden dabei durch Brennstoffpreise und CO<sub>2</sub>-Kosten bestimmt. Die Messgröße für einen positiven Deckungsbeitrag ist somit der [[Spark Spread|Clean-Spark-Spread]] bzw. für ein Kohlekraftwerk der Clean-Dark-Spread, die Differenz zwischen dem Marktpreis für den erzeugten Strom abzüglich der Brennstoff- und CO<sub>2</sub>-Kosten für die Erzeugung. Eine hohe Einspeisung erneuerbarer Energien senkt den Marktpreis und damit die Vollbenutzungsstunden konventioneller Kraftwerke (siehe [[Merit-Order|Merit-Order-Modell]]).

Für Kernkraftwerke waren Volllaststunden durch die gesetzlich vorgegebenen Reststrommengen in engem Rahmen vorgegeben. Unabhängig vom konkreten spätesten Abschalttermin durfte jedes Atomkraftwerk gemäß Atomgesetz nur die ihm individuell zugeordnete Elektrizitätsmenge erzeugen. Diese Elektrizitätsmenge wurde alternativ oft als „Reststrommenge“ bezeichnet. Mit der Produktion der in der Spalte 2 der Anlage 3 zu <abbr>§</abbr> 7 Absatz 1a des [[Atomgesetz (Deutschland)|Atomgesetzes]] jeweils festgelegten Elektrizitätsmenge, erlosch die Berechtigung zum Leistungsbetrieb. Gemäß Atomgesetz war es möglich, Elektrizitätsmengen von einem auf ein anderes <abbr>AKW</abbr> zu übertragen. Somit ergab sich für Atomkraftwerke das Optimierungsproblem, die Erzeugung der noch verfügbare Reststrommenge innerhalb der zur Verfügung stehenden Restlaufzeit auf die Zeitpunkte mit den bestmöglichen Deckungsbeiträgen zu legen.<ref>{{Internetquelle |url=https://www.base.bund.de/DE/themen/kt/kta-deutschland/laufzeiten/laufzeiten.html |titel=Laufzeiten und Elektrizitätsmengen deutscher Atomkraftwerke |sprache=de |abruf=2024-02-25}}</ref>

== Prognosen ==
Eine im Jahr 2016 erstellte Prognose des [[Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz|Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz]] für die künftige Entwicklung der Volllaststunden ging für das Jahr 2025 von folgenden Werten für Deutschland aus:<ref name="bmwiprog">https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/entwicklung-der-energiemaerkte-energiereferenzprognose-endbericht.pdf?__blob=publicationFile&v=7</ref>{{Zukunft|2025}}

{| class="wikitable sortable" style="text-align:center;"
|- class="hintergrundfarbe6"
!Energieträger
!Volllaststunden
!Jahresnutzungsgrad
|-
|style="text-align:left"| Braunkohle || 7503 || 85,7 %
|-
|style="text-align:left"| Biomasse || 6616 || 75,5 %
|-
|Lauf- und Speicherwasser
|5031
|57,4 %
|-
| style="text-align:left" | Steinkohle || 4466 || 51,0 %
|-
| style="text-align:left" | Windkraft offshore || 3466 || 39,6 %
|-
| style="text-align:left" | Windkraft onshore || 2261 || 25,8 %
|-
| style="text-align:left" | Erdgas || 1972 || 22,5 %
|-
| style="text-align:left" | Photovoltaik || 990 || 11,3 %
|-
| style="text-align:left" | Mineralöl || 384 || 4,4 %
|-
| style="text-align:left" | Kernenergie || 0 || 0 %
|}

== Beispiele ==
* Das [[Kernkraftwerk]] Gundremmingen erreichte mit ca. 20.000 [[Gigawattstunde|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 %.
* [[Windenergieanlage]]n erreichen zwischen 7500 und 8000 [[Betriebsstunde]]n im Jahr<ref>Bereits 2002 lag der Durchschnitt des deutschen Windkraftanlagenparks bei etwa 7500 Betriebsstunden pro Jahr, einzelne Anlagen erreichten bis 8000 Betriebsstunden. Siehe auch: [http://www.innovations-report.de/html/berichte/umwelt_naturschutz/bericht-14579.html ''Strom aus Windenergie an bis zu 8000 Stunden pro Jahr'']. In: ''[[Innovations Report]]'', 19. November 2002; abgerufen am 15. Dezember 2012.</ref>, an denen sie Strom ins Netz einspeisen. Abhängig von verschiedenen Faktoren wie z. B. [[Windhöffigkeit|Standortgüte]] und Anlagenauslegung erreichen Windkraftanlagen etwa zwischen 1400 und 5000 Volllaststunden.<ref>[[Martin Kaltschmitt]], Wolfgang Streicher, Andreas Wiese (Hrsg.): ''Erneuerbare Energien. Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte''. Berlin / Heidelberg 2013, S. 819.</ref> 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.<ref>[http://www.wind-evw.de/fileadmin/Dokumente/Abschlussberichte/EVW_I_Abschlussbericht/EVW_Phase_I_Abschlussbericht.pdf Abschlussbericht] (PDF; 6,0 MB) für das Verbundprojekt „Erhöhung der Verfügbarkeit von Windkraftanlagen“ des [[BMUV|BMU]], S. 9</ref> Während Onshore Werte von ca. 98 % erreicht werden, geht man Offshore davon aus, dass die Werte auch langfristig nicht deutlich über 90 % steigen werden.<ref>Erich Hau: ''Windkraftanlagen – Grundlagen, Technik, Einsatz, Wirtschaftlichkeit.'' 5. Auflage. Springer, Berlin/Heidelberg 2014, S. 628–630; S. 748.</ref>
* [[Photovoltaikanlage]]n 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 [[Solarpark]]s hingegen Kapazitätsfaktoren von rund 20 %<ref>Joel Jean et al.: ''Pathways for solar photovoltaics''. In: ''[[Energy and Environmental Science]]'', 8, 2015, S. 1200–1219, {{DOI|10.1039/c4ee04073b}}.</ref>, entsprechend ca. 1750 Volllaststunden.

== Siehe auch ==
* [[Energietechnik]]
* [[Stromerzeugung in Deutschland]]
* [[Kraftwerkseinsatzoptimierung]]
* [[Leistungskredit]]

== Einzelnachweise ==
<references />

[[Kategorie:Kraftwerkstechnik]]
[[Kategorie:Energiewirtschaft]]
[[Kategorie:Stundenbegriff]]

Volllaststunde - Versionsgeschichte

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