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Energie & Umwelt

Sonnenschein als Konzentrat

Solarthermie ist die etwas weniger bekannte Schwester der Photovoltaik. Statt Sonnenschein direkt in Strom umzuwandeln, nutzt sie die Wärmeenergie der Strahlen. Gebündelt und konzentriert kann das Licht Temperaturen von mehreren tausend Grad erzeugen. Die Technologie steht noch am Anfang, das Potenzial ist enorm.

Im nordrhein-westfälischen Jülich liegen Vergangenheit und Zukunft der Energieversorgung nicht weit auseinander. Direkt südlich der Stadt liegt der Braunkohletagebau Inden, zum Braunkohlekraftwerk Weisweiler sind es nur wenige Autominuten. Spätestens bis 2038 will Deutschland aus der Braunkohle aussteigen, Kraftwerk und Tagebau werden nicht mehr lange gebraucht. Wo kommen danach Strom und Wärme her? Mit dieser Frage beschäftigt sich das Institut für Solarforschung des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR), das in Jülich das einzige Solarturmkraftwerk Mitteleuropas betreibt.

Gleich vor der Stadt stehen auf einem etwa zehn Hektar großen Feld über 2.000 sogenannte Heliostate, präzise gefertigte und bewegliche Spiegel, die Sonnenlicht auf zwei Türme am Feldrand lenken. Der mit 60 Metern höhere Turm ist seit 2011 in Betrieb, seit Sommer 2020 steht ihm der etwas kleinere Turm mit drei Versuchsebenen zur Seite. Eine ausgeklügelte Software kann Teilgruppen von Spiegeln auf verschiedene Zielbereiche der Türme ausrichten, so können mehrere Experimente gleichzeitig stattfinden. Denn darum geht es im Jülicher Solarkraftwerk: Hier werden Technologien zur kommerziellen Nutzung von Sonnenwärme erforscht.

Die zwei Türme in Jülich: Im einzigen Solarturmkraftwerke Mitteleuropas erprobt das DLR die Zukunft der Sonnenenergie. DLR (CC-BY 3.0)

Langsame Marktentwicklung

„Solarthermie kann als komplementäre Technologie einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung der Energieversorgung leisten“, sagt Professor Robert Pitz-Paal, seit 2011 Direktor des DLR-Instituts für Solarforschung. „Aber die Marktentwicklung ist noch langsam, Solarthermie hat heute in etwa einen Stand wie die Photovoltaik vor 15 Jahren.“

Anders als bei der Photovoltaik entsteht Strom aus Sonnenwärme über Zwischenschritte: Spiegel konzentrieren die Lichtstrahlen, international spricht man deshalb auch von „Concentrated Solar Power“, kurz „CSP“. So erhitzt die Sonne ein flüssiges Trägermedium und erzeugt Dampf. Der treibt eine Turbine an, die schließlich mit einem Generator Strom erzeugt. Neben Solarturmkraftwerken wie in Jülich kommen heute in kommerziellen Anlagen vor allem sogenannte Parabolrinnenkraftwerke zum Einsatz, bei denen eine Spiegelrinne ein spezielles Öl in einem Rohr erhitzt. Im Vergleich zu Photovoltaik ist CSP-Strom teurer: Er kostet etwa doppelt so viel wie Strom aus Solarzellen.

Salz speichert Sonnenwärme

„Bei den Kosten für die Speicherung der Energie liegt CSP aber schon heute vorne“, erklärt Pitz-Paal, „und mittelfristig hat CSP auf jeden Fall weiteres Potenzial zur Kostensenkung.“ Der Grund: Wärme lässt sich – anders als Strom – relativ einfach und günstig speichern. Die Speicherung erneuerbarer Energien ist wesentlich für das Gelingen der Energiewende, nur mit Speicher kann die fluktuierende Ausbeute von Wind und Sonne zuverlässig auch dann Strom und Wärme liefern, wenn Flaute herrscht und keine Sonne scheint. In Solarthermischen Kraftwerken kommen dafür in der Regel Tanks mit Flüssigsalz zum Einsatz. Sie bewahren die konzentrierte Hitze der Sonne über viele Stunden, so kann das Solarkraftwerk auch nachts weiter Strom erzeugen, wenn die Sonne längst untergegangen ist.

Um solarthermische Kraftwerke wirtschaftlich betreiben zu können, ist eine möglichst lange und möglichst starke Sonneneinstrahlung entscheidend. Günstiger CSP-Strom wird also auf absehbare Zeit nicht in Deutschland selbst hergestellt werden können, auch wenn die Technik zu großen Teilen „Made in Germany“ ist. Solarkraftwerke, ganz gleich welcher Bauart, brauchen außerdem viel Platz: Das Spiegelfeld des solarthermischen Kraftwerkskomplexes Andasol nahe der andalusischen Stadt Guadix mit seiner Leistung von 150 Megawatt erstreckt sich zum Beispiel über 200 Hektar, das entspricht der Fläche von 280 Fußballfeldern. Solare Großkraftwerke entstehen deshalb vor allem da, wo Platz ist und die Sonne zuverlässig scheint. Zum Beispiel in Marokko. Dort steht mit Noor Ouarzazate der größte solarthermische Komplex der Welt. Der erste Teil der Anlage ging 2016 ans Netz, heute leisten zwei Parabolrinnenkraftwerke und ein Solarturmkraftwerk zusammen mehr als 500 Megawatt, immerhin etwa ein Fünftel der Leistung des Braunkohlekraftwerks Weisweiler. Eine Photovoltaikanlage soll die Leistung bald um 70 Megawatt erweitern. Die Anlage versorgt 1,3 Millionen Menschen in Marokko mit Strom, dank thermischer Speicher auch zu Spitzenlastzeiten am Abend.

Prof. Robert Pitz-Paal
Prof. Robert Pitz-Paal

Das Ziel: Kosten senken

Ein noch größeres Kraftwerk ist bereits in Planung: Noor Midelt I wird nach seiner Fertigstellung 800 Megawatt leisten – und das zu einem bisher unerreicht günstigen Preis. „Durch die Ausführung als Hybridkraftwerk mit Photovoltaik und CSP können wir die Kilowattstunde zu sechs Eurocent erzeugen, das ist geradezu sensationell“, erklärt Professor Pitz-Paal. „Damit kann regelbarer Solarstrom zum ersten Mal mit Strom aus Gaskraftwerken konkurrieren.“

Aber CSP-Strom soll noch günstiger werden: 2030 soll die Kilowattstunde nicht mehr als 5 Eurocent kosten. Potenziale zum Sparen sieht Pitz-Paal noch einige. Bei den Kosten für das Solarfeld zum Beispiel: Die Spiegel müssen optisch sehr genau sein, diese Präzision ist sehr teuer in der Fertigung. Auch die Ausrichtung der Spiegel ist sehr aufwändig. „Wenn wir die Steuermechanismen der Spiegel mit Intelligenz ausstatten, könnten die selbst lernen, wo ein Fertigungsfehler ist und ob sie etwas schief stehen“, so Pitz-Paal. Die Ausrichtung des Spiegels würde sich dann automatisch anpassen. Eine solche Intelligenz wäre vergleichsweise günstig.

Hoffnung auf Skaleneffekte

Ein weiterer Ansatz ist, den Wirkungsgrad der Kraftwerke zu erhöhen. Studien sagen für die Umwandlung von Wärme in Strom eine Steigerung von heute 42 auf 50 Prozent im Jahr 2030 voraus. Dabei spielt vor allem die Erhöhung der Betriebstemperatur eine Rolle, alle Kraftwerksprozesse funktionieren effizienter, je höher die Temperaturen sind. Das wirkt sich auch auf die Speicherung aus: „Alleine durch eine höhere Temperaturdifferenz kann man mit derselben Technik mehr Energie speichern“, so Pitz-Paal.

Und dann werde es auch Skaleneffekte geben, wie man sie für die Photovoltaik gesehen habe: „Vor allem bei den Solarfeldern rechnen wir mit günstigeren Preisen, wenn die Produktionsvolumina höher werden“, erklärt der DLR-Experte. „Heute kostet so ein Feld etwa 100 Euro pro Quadratmeter, Ziel ist es, den Preis zu halbieren.“

Keramische Partikel aus gesintertem Bauxit halten Sonnenwärme besser als Salzspeicher, das Material sieht dann aus wie dieser schwarze Sand.

Energie aus schwarzem Sand

Bei anderen Entwicklungen ist der Weg zur Marktreife noch weiter. So erforscht das DLR die Verwendung von dunklen Partikeln als Wärmeträger und Speichermedium: Aus einer rotierenden Trommel an der Spitze eines Solarturms rutscht langsam eine Art schwarzer Sand. Konzentrierte Sonnenstrahlen erhitzen ihn dabei auf 900 Grad und mehr. Der heiße Sand wird in einen großen Behälter gefüllt. Bei Bedarf wird die Wärmeenergie wieder nutzbar gemacht, zum Beispiel, indem der Sand Wasser erwärmt, dass dann zum Heizen genutzt wird oder als Dampf mittels Turbine und Generator Strom erzeugt.

Im Rahmen eines EU-Projekts findet gerade ein erster Praxistest der neuen Technologie statt: Eine Pasta-Fabrik in Italien soll mit 2,5 Megawatt Energie für Wärme und Strom versorgt werden. „Wenn alles gut geht, haben wir hier eine neue Generation von CSP-Technologie, die im Vergleich zu heutigen Salzspeichern besser, günstiger und mit höheren Temperaturen arbeitet“, erklärt Pitz-Paal.

Hitze statt Elektrolyse

Ein weiterer Schwerpunkt der Jülicher Forscher könnte dabei helfen, konzentrierte Sonnenwärme – zum Beispiel aus Marokko – in einen transportablen Energieträger zu verwandeln, der dann auch in Deutschland genutzt werden könnte. Dafür erprobt das DLR die Herstellung von Wasserstoff in einem thermochemischen Kreisprozess. Grüner Wasserstoff, also Wasserstoff, der mit erneuerbaren Energien erzeugt wurde, gilt als Schlüsseltechnologie für die Energiewende. Bisher ist die Elektrolyse das Mittel der Wahl für seine Herstellung. Dabei zerlegt man Wasser mithilfe von elektrischem Strom in seine Bestandteile Sauerstoff und Wasserstoff. In solarthermischen Kraftwerken könnte man Wasser mit Hitze statt Strom aufspalten, dabei würde man sich die vorherige Umwandlung der Sonnenwärme in Elektrizität sparen, theoretisch kann das Verfahren so günstiger sein als die Elektrolyse.

„Das Konzept befindet sich noch in einer vergleichsweise frühen Entwicklungsphase“, räumt Pitz-Paal ein. Doch in der Forschung gehe es zunächst darum, verschiedene Optionen auszuprobieren. „Da darf auch mal was schief gehen“, betont Pitz-Paal. Am Anfang wisse man meist noch nicht, was die beste Lösung ist und am Ende gebe es immer einen Wettbewerb zwischen Technologien. Dass konzentrierte Solarthermie eine wichtige Rolle für die Energieversorgung spielen wird, davon ist Pitz-Paal aber überzeugt.


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