Von Georg Küffner
08. Juni 2008 Wer in Deutschland an Sonnenenergie denkt, der meint die dunkelblauen Solarzellen, die seit Jahren dank üppiger Vergütungssätze massenhaft auf Hausdächer und ehemalige Deponien gestellt werden. Allein 2007 waren das zusätzliche rund elf Quadratkilometer Solarzellen mit einer (Nenn- oder Peak)-Leistung von 1300 Megawatt. Doch da sich im schattigen Deutschland die Ausbeute in Grenzen hält, erzeugen sie im Jahr gerade mal 1170 Gigawattstunden Strom.
Deutlich besser schneidet da das Solarrinnenkraftwerk (Andasol I) ab, das im Hochland von Andalusien am Fuße der Sierra Nevada, in der Nähe des kleinen Weilers Lacolahorra, kurz vor der Fertigstellung steht. Mit einer Leistung von 50 Megawatt will man hier von diesem Spätsommer an knapp 180 Gigawattstunden im Jahr ernten, was mehr als dem dreifachen Ertrag einer hierzulande installierten gleich großen Photovoltaikanlage entspricht. Zwei weitere 50-Megawatt-Anlagen (Andasol II und III) sind im Bau oder in der Planung.
Der patentierte „Sonnenmotor“
Für das bessere Abschneiden gibt es mehrere Gründe: Ganz entscheidend ist die deutlich höhere durchschnittliche Sonnenscheindauer. An dem mit klarer, nebelfreier Luft verwöhnten Bergstandort addiert sich die in einem Jahr auf einen Quadratmeter niedergehende Globalstrahlung auf rund 1800 Kilowattstunden (kWh), während selbst gute Standorte in Deutschland maximal 1000 kWh je Quadratmeter (und Jahr) erreichen. Außerdem liegt der Wirkungsgrad eines Solarrinnenkraftwerks über dem einer Photovoltaikanlage. Entscheidend für die höhere Ausbeute sind jedoch zwei Salzschmelzespeicher, in denen größere Mengen solar erzeugter Wärme eingelagert werden können, so dass die Anlage nicht nur während der Sonnenscheindauer (wie bei Photovoltaikanlagen) Strom erzeugt. Dank dieser Wärmepuffer kann die von der Erlanger Solar Millennium AG gemeinsam mit ACS/Cobra, dem größten spanischen Baukonzern und Anlagenbauer, errichtete, 300 Millionen Euro teure Solaranlage noch 7,5 Stunden nach Sonnenuntergang unter Volllast betrieben werden.
Die Technik der Solarrinnenkraftwerke ist nicht neu. Bereits 1861 bekam der französische Lehrer Augustin Bernard Mouchot einen „Sonnenmotor“ patentiert, eine Dampfmaschine, deren Kessel über Hohlspiegel geheizt wurde. Und drei Jahre später arbeitete in Algerien bereits eine Pumpe nach diesem Prinzip, das ständig weiterentwickelt wurde. 1882 bestaunte man in Paris eine von Abel Pifre aufgestellte Maschine: Ein Parabolspiegel von 3,5 Meter Durchmesser, in dessen Achse ein zylindrischer Kessel installiert war, trieb eine Dampfmaschine an - und die ihrerseits eine Druckpresse, auf der an sonnigen Tagen bis zu 500 Exemplare eines „Sonnenjournals“ gedruckt wurden.
Die „Rinne“ wieder neu entdeckt
Im Zuge des aufkommenden Ölbooms wurde es ruhig um diese Technik. Erst als man sich nach der ersten sogenannten Energiekrise stärker auf regenerative Verfahren konzentrierte, wurde die „Rinne“ wieder neu entdeckt. Mitte der achtziger Jahre entstanden in der Wüste Kaliforniens neun Solarrinnenkraftwerke, die es auf eine Leistung von 354 Megawatt bringen. Mit sinkenden Ölpreisen verloren diese Projekte jedoch ihre Attraktivität, und es wurden lange Zeit keine weiteren Anlagen gebaut. Die Wende kam dann im vergangenen Jahr, als in Boulder City südlich von Las Vegas mit „Nevada Solar One“ wieder ein Rinnenkraftwerk mit einer Leistung von 64 Megawatt ans Netz ging, um vor allem mittags Spitzenlaststrom für die Spielerstadt zu produzieren. Das hier verwendete Prinzip zum Einfangen der Sonnenstrahlen unterscheidet sich nicht von dem der spanischen Anlagen: Einige hundert Parabolspiegel, die permanent der Sonne nachgeführt werden, konzentrieren das Sonnenlicht auf ein vakuumisoliertes Absorberrohr in der Brennlinie, in dem erhitzt sich ein synthetisches Thermoöl auf knapp 400 Grad. Höhere Temperaturen würden das Öl zersetzen - was es zu vermeiden gilt. Nähert sich die Öltemperatur diesem kritischen Wert, werden die Spiegel entweder aus dem Fokus gedreht, oder man erhöht die Durchflussgeschwindigkeit des Öls.
Auch der Rest ist konventionelle Technik. In einem Wärmetauscher wird mit dem heißen Öl Dampf erzeugt, der dann eine Turbine und indirekt einen Generator antreibt. Wie bei jedem Wärmekraftwerk muss der Dampf, nachdem er seine Arbeit getan hat, kondensieren, was nur funktioniert, wenn gekühlt wird. In den Andasol-Anlagen bedient man sich dazu eines Nasskühlturms, der einen hohen Wasserbedarf hat: ein entscheidender Nachteil dieser vor allem in sonnenreichen und daher meist trockenen Gegenden besonders effektiven Technik. Rund 600.000 Kubikmeter werden im Jahr benötigt. Alternativ wäre auch eine Luftkühlung möglich, aber damit würde man sich einen deutlich schlechteren Wirkungsgrad, also eine geringere Stromproduktion einhandeln.
Keine triviale Angelegenheit, sondern ein Labyrinth
Ohne Ausbeuteverluste lässt sich auch die von Andasol I erstmals kommerziell realisierte Salzspeicherlösung zur Laufzeitverlängerung nicht realisieren. Um etwas mehr als einen Prozentpunkt sinkt dadurch der Wirkungsgrad. Der Grund dafür ist vor allem das Hin-und-her-Pumpen von 28.500 Tonnen Salz, die regelmäßig zwischen einem heißen (386 Grad) und einem kalten (292 Grad) Behälter bewegt werden müssen - je nachdem, ob Sonnenwärme eingelagert oder für den Nachtbetrieb abgezogen wird. Steht die Anlage wegen eines Defekts still, bleibt die Natrium- und Kaliumnitratmischung in den Speichertanks lange flüssig. Erst nach 45 Tagen würde das Salz, dessen Schmelzpunkt bei 220 Grad liegt, in einem halbvollen Behälter zu erstarren beginnen.
Dass es sich beim Aufbau des zwei Quadratkilometer großen Solarfelds nicht um eine triviale Angelegenheit handelt, zeigt das Labyrinth aus kaum zu überschauenden Spiegelreihen überdeutlich. Hier kann man sich verirren: Es gibt 156 Kreisläufe mit je 48 Kollektoreinheiten, von denen jede 28 Spiegel trägt. Addiert kommt man auf 209.664 Spiegel mit einer Fläche von zusammen 510.120 Quadratmeter. Diese genau der Sonne nachzuführen und für deren Halterungen möglichst wenig Stahl zu verwenden, um Materialkosten und Antriebsenergie zu minimieren, waren die größten Herausforderungen für die Ingenieure. Gelöst haben sie sie mit einer besonders torsionssteifen Fachwerkstruktur des Unterbaus, der auch bei Windgeschwindigkeiten von bis zu sieben Meter in der Sekunde beim Drehen der 150 Meter langen Spiegelelemente lediglich Biegeabweichungen von maximal einem Grad aufweist. Diese Präzision ist kein Selbstzweck. Um rund zehn Prozent hat sich die Sonnenausbeute dieser unter der Regie des Stuttgarter Ingenieurbüros Schlaich, Bergermann und Partner entwickelten besonders „steifen“ Euro-Trough-Rinnen im Vergleich zu älteren Konstruktionen verbessert.
Spanische Strompreisgarantie
Technisch überaus anspruchsvoll sind auch die in der Fokuslinie liegenden Receiverrohre. Sie müssen möglichst viel Sonnenenergie aufnehmen, dürfen aber nur wenig Wärme abstrahlen. Schott in Mainz hat dazu eine Lösung entwickelt, die aus einem äußeren Glasrohr und einem umschlossenen Stahlrohr besteht, in dem das Thermoöl fließt. Durch eine spezielle Beschichtung konnten beide Ziele optimiert werden. Stolz ist man bei Schott auf die Entwicklung eines Metallbalgs, mit dem man das unterschiedliche Ausdehnungsverhalten von Glas- und Metallrohr beherrschen kann, so dass das Vakuum dauerhaft erhalten bleibt.
Noch sind die Receiverrohre in der Andasol-Anlage leer. Zum Leidwesen der Inbetriebnehmer freilich nicht ganz. Denn um das kilometerlange Rohrsystem auf Dichtigkeit zu prüfen, musste es abgedrückt werden. Dazu hat man Wasser verwendet, dessen Reste jetzt mühsam mit sogenannten Molchen aus den Leitungen „gewischt“ werden müssen. Erst danach wird das Thermoöl eingefüllt, rund 2000 Kubikmeter.
Dieses hochgezüchtete Wärmeträgeröl ist nicht billig. Gern würde man daher darauf verzichten und es entweder durch Wasserdampf (Direktverdampfung) oder ein Gas (Kohlendioxid) ersetzen. Bisher laufen mit diesen „Ersatzstoffen“ erst Versuche, so dass bis auf weiteres Solarrinnenkraftwerke nicht nur in Spanien mit Thermoöl betrieben werden - mit dem Nachteil, dass die vergleichsweise hohen Kosten für das Öl die Profite mindern. Das tun auch die mit rund acht Megawatt zu Buche schlagenden Pumpen, die das Öl durch das Solarfeld treiben, sowie die Übertragungsverluste bei der Wärmeübergabe vom Öl auf das Wasser im Verdampfer. Dennoch ist das Betreiben von Solarrinnenkraftwerken lukrativ, was sechs Anlagen beweisen, die derzeit im Bau sind. Weitere rund 40 Projekte sind in der Planung. Alle sind auf eine Leistung von 50 Megawatt ausgelegt. Bis zu dieser Größe garantieren die spanischen Vergütungsrichtlinien 25 Jahre lang einen Strompreis von knapp 27 Cent je kWh.
Text: F.A.Z.
Bildmaterial: F.A.Z., SCHOTT
