Die Prototypenanlage in Manzanares, rund 150 Kilometer südlich von Madrid
11. Februar 2008 Die Kraft der Sonne steht gratis zur Verfügung. Das ist im Prinzip richtig. Daraus jedoch abzuleiten, mit Sonnenenergie erzeugter elektrischer Strom könne für nichts eingefahren werden, wäre sträflich - wird aber in Wahlkampfzeiten immer mal wieder versprochen. Das Gegenteil ist richtig. Der im schattigen Deutschland von Photovoltaikanlagen erzeugte und ins Netz eingespeiste Strom ist sehr teuer.
Auch wenn die im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) niedergeschriebenen Vergütungssätze im Zuge der anstehenden Novellierung (für auf dem Dach montierte Solaranlagen) 2009 von 44,41 auf 42,48 Cent je Kilowattstunde gesenkt werden, wird Sonnenstrom noch immer etwa das Siebenfache des Großhandelspreises kosten. Und da die Vergütung über einen Zeitraum von 20 Jahren garantiert wird, lassen sich die in die Photovoltaik fließenden Gelder recht genau hochrechnen.
Mehr Subventionen für Solarthermik braucht das Land
So hat das Rheinisch-Westfälische Institut für Wirtschaftforschung (RWI) in Essen ermittelt, dass für die bis Ende 2007 hierzulande installierten Solarmodule die Netzbetreiber in den nächsten 20 Jahren rund 31 Milliarden Euro werden zahlen müssen. „Bereinigt“ um den Börsenwert des Ökostroms, bleibt ein Subventionsbetrag von etwa 23 Milliarden Euro und damit eine Alimentierung der Arbeitsplätze in der Photovoltaikindustrie, die deutlich über der des Steinkohlebergbaus liegt.
Diese Zahlen sprechen für sich. Daher mehren sich Stimmen, die sich gegen einen weiteren (massiven) Ausbau der Photovoltaik in Deutschland wenden und fragen, warum nicht mehr Geld für den Ausbau solarthermischer Anlagen investiert wird, die, in sonnenreichen Regionen rund um das Mittelmeer aufgestellt, das Ernten von Solarstrom zu deutlich niedrigeren Gestehungskosten ermöglichen würden.
Spanien erweist sich als Vorreiter der neuen Technik
Einen ersten, wichtigen Schritt in diese Richtung macht man in Spanien. Auf der Hochebene von Guadix in der Provinz Granada wird derzeit an zwei Solarrinnenkraftwerken (Andasol I und II) mit Leistungen von jeweils 50 Megawatt gearbeitet. Die erste der beiden Anlagen - ihr Flächenbedarf liegt bei 512.000 Quadratmeter - soll noch in diesem Jahr in Betrieb gehen.
Die dabei eingesetzte Technik ist simpel und zudem in Anlagen (mit einer Leistung von 354 Megawatt) östlich von Los Angeles erprobt: Einige hundert Parabolspiegel, die dem Tagesgang der Sonne nachgeführt werden, konzentrieren die einfallende Solarstrahlung auf ein vakuumisoliertes Absorberrohr in der Brennlinie, in dem sich Thermoöl bis auf 400 Grad erhitzt. Das wird über einen Wärmetauscher geleitet, es entsteht Dampf, der Turbinen zur Stromerzeugung antreibt.
Scheint die Sonne nicht, wird Gas zugefeuert
Damit man auch in sonnenarmen Zeiten Strom erzeugen kann, wird in Spanien nicht wie in den amerikanischen Anlagen Gas „zugefeuert“. Vielmehr werden in Andalusien thermische Reservoirs installiert, die 25.000 Tonnen eines Gemischs aus Natrium- und Kaliumnitrat aufnehmen, das man bis auf rund 380 Grad erhitzen kann. Voll aufgeheizt, reicht das für einen Kraftwerksbetrieb von sechs Stunden.
Dank dieser Salzspeicher werden die spanischen Solarrinnenkraftwerke „berechenbare“ Stromerzeuger sein. Diesen Vorteil nehmen auch die Protagonisten eines anderen, bisher großtechnisch noch nicht realisierten solarthermischen Anlagentyps für sich in Anspruch. Dabei handelt es sich um das Aufwindkraftwerk, das im Wesentlichen aus drei Teilen besteht: einem hohen Turm, einem rund um den Turm sich ausbreitenden Glasdach und mehreren Turbinen.
Der Probelauf zeigt: Die Thermik-Technik funktioniert
Und so funktioniert das Ganze: Die Sonnenstrahlen erwärmen die Luft unter dem lichtdurchlässigen Kollektordach, die dann aufgrund des entstehenden Dichteunterschieds zwischen der warmen Luft unter dem Dach und der kälteren Umgebungsluft auf die im Mittelpunkt stehende Röhre zuströmt. In diesem Kamin steigt die Luft auf, und diese Luftströmung sorgt dafür, dass die am Boden der Röhre eingebauten, druckgestuften Windturbinen angetrieben werden.
Dass es sich dabei nicht um ein Hirngespinst, sondern um eine funktionierende Technik handelt, haben Jörg Schlaich und sein Büropartner Rudolf Bergermann schon zu Beginn der achtziger Jahre anhand einer Prototypenanlage gezeigt, die in Manzanares, rund 150 Kilometer südlich von Madrid, aufgestellt wurde. Das auf eine Spitzenleistung von 50 Kilowatt ausgelegte Modellkraftwerk hatte einen knapp 200 Meter hohen und zehn Meter starken (Stahlblech-)Turm.
Ein Sturm machte der Röhre den Garaus
Der Durchmesser des Kollektordachs betrug 240 Meter. Ein umfangreiches Messprogramm dokumentierte alle wesentlichen Daten. Die prognostizierte Stromausbeute wurde erreicht. Die Versuche waren so erfolgreich, dass man die Anlage länger betrieb als geplant. Nur hatte man versäumt, sie wieder abzubauen, so dass lange nach dem Ende der Tests ein orkanartiger Sturm den Turm umlegen konnte.
Dieses Missgeschick haben die Kritiker des Aufwindkraftwerks stets gern aufgegriffen. Doch Schlaich ficht das nicht an. Bei einem kommerziellen Kraftwerk werde die Röhre nicht aus „Blech“ bestehen, sondern starke Stahlbetonwände bekommen und zusätzlich durch eingezogene Speichenräder stabilisiert, so dass selbst stärkste Windlasten den Betonmantel nicht verformen könnten.
Kamine so hoch wie Wolkenkratzer
Einen 1000 Meter hohen Kamin zu bauen sei zudem keine Herausforderung mehr. Das zeigten die derzeit laufenden Arbeiten an dem nach seiner Fertigstellung höchsten Gebäude der Welt, dem Burj Dubai. Dieser Turm werde 808 Meter hoch und werde im Gegensatz zur Röhre eines Aufwindkraftwerks Menschen beherbergen.
Schlaich nennt für sein Aufwindkraftwerk Stromgestehungskosten von 8 Cent je Kilowattstunde. Möglich werde das wesentlich durch einen „nassen“ Betrieb der Anlage. Auf dem Boden unter dem Glasdachkollektor ausgelegte wassergefüllte Schläuche halten einen Teil der tagsüber eingesammelten Sonnenwärme fest und geben sie nachts wieder ab.
Da die Wärmespeicherkapazität von Wasser deutlich größer ist als die des Bodens, könnte so die immer wieder beklagte mittägliche Leistungsspitze gekappt und eine über 24 Stunden verlaufende Leistungsgerade erreicht werden.
Text: F.A.Z.
Bildmaterial: F.A.Z., Hochschule Mannheim
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