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Solarstrom zu jeder Zeit

Auf dem Solucar Complex stehen die ersten kommerziellen Solarturm-Kraftwerke. (Foto: Niels H. Petersen)
Auf dem Solucar Complex stehen die ersten kommerziellen Solarturm-Kraftwerke. (Foto: Niels H. Petersen)

Nur wenige Pflanzen halten der Sonne stand, die an 300 Tagen im Jahr vom Himmel brennt, aber Solartürme und Parabolrinnen schießen aus dem staubigen Boden. Im spanischen Andalusien, 25 km westlich von Sevilla gen portugiesischer Grenze, liegt einer der größten Solarparks in Europa: Solucar Complex.

16.01.2016 – Das Areal liegt abgesperrt hinter einem Schlagbaum. Ein Wachmann überprüft die Identität von jeder Person, die auf das Gelände des spanischen Technik-Konzerns Abengoa möchte. Anlagen mit 183 Megawatt erzeugen genug Strom, um 94.000 Haushalte in Spanien zu versorgen. Besonders Spannend: Hinter dem Zaun stehen die ersten kommerziellen Solartürme, die je gebaut wurden.

Der älteste Turm, PS10 mit elf Megawatt installierter Leistung, startete 2007 den Betrieb. Oben angekommen blickt man auf 624 Spiegel, sogenannte Heliostaten, die in einem Halbkreis um den Turm angeordnet sind. Sie bündeln das Sonnenlicht oben im Receiver des Solarturms. Da die Spiegel mittig auf einem Stab aufgesetzt sind, können sie dem Sonnenverlauf folgen. Zusammen bilden alle Heliostaten eine Fläche von 120 Quadratmetern.

Die solarthermische Stromerzeugung nennen Fachleute kurz CSP. Bei CSP-Kraftwerken wird das Sonnenlicht zunächst genutzt, um Wärme mit hohen Temperaturen zu erzeugen. Dann wird die Wärmeenergie über Dampfturbinen in elektrische Energie umgewandelt. Die thermischen Speicher nutzen Thermoöl oder flüssiges Salz, um die Wärme zwischenzuspeichern. So wird Strom auch in Zeiten ohne Sonneneinstrahlung erzeugt, wenn eine Wolke die Sonne verdeckt. Der Generator im Turm PS10 arbeitet mit dem Dampf aus dem eingebauten Wärmespeicher bis zu 45 Minuten lang weiter.

Desertec – nur eine Vision?

Dass die CSP-Technologie, die vor wenigen Jahren noch als Desertec-Vision beschrieben wurde, durchaus mit einer vollständigen Ökostromversorgung in Deutschland zu tun hat, belegt die aktuelle Studie „Flexibilitätskonzepte für die Stromversorgung 2050“ von der renommierten Technik-Akademie Acatech: Solarthermische Kraftwerke mit integrierten Wärmespeichern in Südeuropa oder Nordafrika, angebunden über transeuropäische Stromnetze, kämen insbesondere bei geringeren Wind- und Photovoltaikanteilen zum Einsatz, heißt es.

Bereits 2009 hat Abengoa den zweiten Solarturm PS20 mit 20 Megawatt Leistung errichtet. Er verfügt über 90 Minuten Speicherzeit und 1.255 Heliostaten. „Beide Solartürme liefern im Schnitt 3.000 Stunden Strom jährlich“, bilanziert Manuel Carlos Gonzales Corralejo, der den Solucar Complex von Abengoa leitet. „Beide verdichten den Dampf auf 250 Grad Celsius und 45 bar“, weiß der Manager. Heute ist ein eher seltener Tag: den die Oktobersonne scheint nicht. Dies bedeute jedoch nicht, dass Techniker und Ingenieure nichts zu tun hätten, betont Gonzales Corralejo. An den rund 60 Tagen ohne Sonne müssen sie die Anlagen reinigen, warten oder Tests durchführen.

Darüber hinaus stehen Anlagen mit Parabolrinnen und ein weiterer Forschungssolarturm auf dem Gelände. Dieser Turm speichert die Wärme in flüssigem Salz, einem sehr aussichtsreichen Speichermedium. Besonders der integrierte Speicher ist ein Vorteil gegenüber einer Photovoltaikanlage. Denn so erzeugt die Anlage an deutlich mehr Stunden Strom. Gleichzeitig wird die Versorgungssicherheit für das ganze Stromsystem erhöht.

Abengoa braucht neues Geld

In Spanien haben Ökostromanlagen Vorrang bei der Einspeisung; zudem erhalten sie eine Einspeisevergütung, die je nach Installationsjahr bei bis zu 27 Cent pro Kilowattstunde plus einem Inflationsausgleich liegt. Abengoa ist ein Pionier der CSP-Solartechnik. Der Konzern bietet ebenso diverse andere Ingenieurdienstleistungen im Bereich der Umwelttechnik an. Das bringt Abengoa derzeit an den Rand der Pleite: Die Firmenstruktur mit mehr als 600 Töchtern und über 200 Gemeinschaftsunternehmen in rund 50 Ländern ist undurchschaubar geworden. Der Konzern musste Ende November Insolvenz anmelden und hofft nun, bis Ende März 2016 neues Geld von Investoren einzusammeln.

32 große Solaranlagen betreibt der Konzern weltweit mit einer Leistung von insgesamt 1,6 Gigawatt. Eine besonders effiziente Anlage aus dem Portfolio ist der Solarturm Khi Solar One mit 50 Megawatt. Er steht im sonnigen Südafrika. Der Dampf der Anlage erreicht hier 530 Grad Celsius bei einem Druck von 120 bar. Wie teuer eine Kilowattstunde aus einer CSP-Anlage ist, haben Wissenschaftler für die Acatech-Studie ermittelt. „Zwischen 10 und 16 Cent pro Kilowatt kostet der CSP-Sonnenstrom heute, aber 2050 wird der Solarstrom nur noch zwischen 5 bis 8 Cent liegen“, sagt Professor Bernhard Hoffschmidt, Direktor des Instituts für Solarforschung vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) mit Hauptsitz in Köln. Der genaue Wert hängt natürlich vom Standort und dessen Sonnenstunden pro Jahr ab. Die günstigsten Kilowattstunden werden demnach an guten Standorten wie etwa der chilenischen Atacama-Wüste oder der Mojave-Wüste im Westen der USA erzielt.

Solarstrom fließt auch in der Nacht

Ein wichtiger Faktor, um die Kosten zu senken sei der Skaleneffekt, der bei jeder Wärmekraftmaschine auftritt. „Je größer, desto effizienter“, erklärt Hoffschmidt. Zudem gelte die Faustregel, dass ein Bauteil, das mehr als eine Million Mal gebaut wird, nur noch rund die Hälfte kostet. „Dafür ist eine Standardisierung der Technik erforderlich.“ Erst dann werden weitere Firmen weltweit in die Technologie einsteigen. Auf ähnliche Weise senkte die Photovoltaik zuvor die Kosten um teils 20 Prozent innerhalb eines Jahres.

Wichtig ist allerdings, dass CSP- und Photovoltaikanlagen künftig zusammen gebaut werden. Nur so kann eine verlässliche und sichere Einspeisung fürs System garantiert werden. Der Solarturm Atacama 1 in der gleichnamigen Wüste in Chile, garantiert Strom für 24 Stunden am Tag, frohlockt Gonzales Corralejo. CSP-Solartürme mit 110 Megawatt stehen neben einem Photovoltaikpark mit 100 Megawatt Leistung. „Der flüssige Salzspeicher ermöglicht Temperaturen von 565 Grad Celsius bei einem Druck von 130 bar.“ Eine Technologie, die auf dem Solucar Complex erforscht und entwickelt wurde.

Zusätzlich wurden bei Atacama 1 Batterien eingebaut, die es ermöglichen, zusammen mit dem innovativen Salzwärmespeicher für 17,5 Stunden Strom zu produzieren. Denn die chilenische Wüste ist eine der sonnenreichsten Gegenden der Erde, nachts liefert jedoch keine Photovoltaikanlage der Welt Strom.

Da nur direktes Sonnenlicht für die CSP-Anlagen gebündelt werden kann, eignen sich nur Standorte mit vielen wolkenlosen Sonnenstunden. „Besonders interessant sind neben Chile die Märkte in Südafrika, der Südwesten der USA, die Mena-Region sowie Mexiko, Indien und China sowie Australien“, zählt Gonzales Corralejo auf. Auch eine ausreichende Wasserversorgung ist entscheidend. Vom dem gesamten Wasserbedarf werden allerdings nur wenige Prozent für die Reinigung der Spiegel und Rinnen verwendet, das Gros braucht man, um die Anlage zu kühlen. Ob eine Anlage mit Parabolrinnen oder ein Solarturm gebaut wird, hängt von verschiedenen Faktoren ab: Sonneneinstrahlung, Staub- und Nebelbildung sowie der Untergrund des Geländes.

Auch die Bank und Investoren reden mit. Und für die ist sichtbar, dass Systeme mit Parabolrinnen seit den 80er Jahren laufen und zuverlässig Strom liefern. Damit werden die Anlagen bankable, wie es Investoren nennen. Im Prinzip ist es, wie bei einem guten Wein. Die Solartürme brauchen einfach noch etwas Zeit, um für die Geldgeber zu reifen. Niels Hendrik Petersen

   

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