Buch der Synergie
 |
 |
TEIL C
Solare Hochtemperatursysteme
Das Prinzip dieser Anlagen beruht auf einer durch Spiegelsysteme erfoltgen Konzentrierung der Sonnenwärme auf eine kleine Fläche (Receiver), wo bei relativ kleinen thermischen Verlusten hohe Temperaturen erzielt werden. Diese Hochtemperatursysteme können in Sonnenfarmen, Sonnentürme und Sonnenöfen unterteilt werden. Bei allen Anlagen dieser Art ist eine mehrachsige Sonnennachführung sehr wichtig. Da in den nördlichen Breiten der Anteil der direkten Sonnenstrahlung relativ gering ist, werden diese Systeme wohl nur in einstrahlungsreichen Ländern zum Einsatz kommen, wo die Direktstrahlung größer ist als 1.800 kW/m2.
Zwar sind derartige Kraftwerke noch relativ teuer, ihre Funktionsweise ist dagegen äußerst einfach. Die dünn gestreut einfallenden Sonnenstrahlen werden mit optischen Hilfsmitteln (Spiegel, Linsen) konzentriert und auf den Verdampferkessel gerichtet (Brennfleck) – oder auf eine große Zahl von wasser- oder öldurchflossenen Rohren (Brennlinie). Bei Parabolspiegel-Systemen (Dish) wird oft auch ein Heißluft-nutzender Stirling-Motor eingesetzt.
Anwendungen derartiger Konzentrationsprinzipien gab es auch schon früher, erinnern wir uns an die eingangs erwähnten 'Kampfstrahlen' der alten Griechen. Und in vielen Ländern der 3. Welt kann beobachtet werden, wie Einheimische kleine Lupen oder gar Brillengläser zum Anzünden von Zigaretten nutzten – während in Amerika und Europa während der letzten Jahre veschiedentlich Mini-Parabolspiegel aus verspiegeltem Plastik auf den Markt gekommen sind, die dem gleichen Zweck dienen.
In den 1970ern und 1980ern werden die Entwicklungen und Pilotprojekte durch verschiedene Institutionen gefördert, darunter auch durch das BMFT. Mitte 1998 beginnt man dort jedoch, die Forschungsgelder für die Hochtemperatur-Solarthermie bis 2000 auf Null herunterzufahren. Schließlich seien die Systeme nach Investitionen von mehr als 400 Mio. DM marktreif – die Markteinführung müsse nun die Industrie besorgen. Deutschland kündigt sogar den Kooperationsvertrag mit Spanien (s.u. Almería-Anlage).
In den Jahren 2002 und 2003 wird im Rahmen des Zukunftsinvestitionsprogramms (ZIP) die Markteinführung solarthermischer Kraftwerke dann doch noch mit rund 10 Mio. € gefördert – weitere Förderungen sollen danach allerdings nur noch im Rahmen der allgemeinen Forschungsförderung erfolgen. Im Juni 2002 findet in Berlin die vom BMU und der KfW organisierte internationale Konferenz zur Markteinführung solarthermischer Kraftwerke statt – gefolgt von einer zweiten Konferenz zur globalen Einführung in Palm Springs/USA im Herbst 2003, die ebenfalls von der Bundesrepublik Deutschland unterstützt wird, und bei der 80 Teilnehmer aus 13 Ländern die notwendigen Strategien diskutierten. Im Abschlussdokument dieser Konferenz wird u.a. festgehalten:
Über eine Amortisationszeit von 7 bis 8 Jahren sollen Solarkraftwerke im Laufe ihrer Lebensdauer mindestens eine 20-fache Energiemenge abgegeben als für Herstellung, Errichtung und Betrieb aufgewendet wurde (Stand 1977). Zum Vergleich: Ein Kernkraftwerk gibt maximal 4 Mal soviel Energie ab, wie zu seiner Erstellung und zum weiteren Betrieb aufgewendet wurde – wobei in dieser Rechnung der Energiefaktor aller nachfolgenden Ausgaben wie Transporte, Endlagerung, Dekontaminierung, Stillegung, Sicherung u.ä.m. noch nicht einmal mit einbezogen worden ist. Den Weltrekord an Ineffizienz hält wohl das Kernkraftwerk Niederaichbach: Während seiner 12-jährigen 'Existenz' schaffte es ganze 18 Betriebstage...!
Ich verweise hier auch schon einmal auf das Mittelmeer-Projekt, das weiter unten noch ausführlich dargestellt wird.
Technisch gesehen gibt es hauptsächlich drei Modelle von Solarkraftwerken, die ich nun im Einzelnen beschreiben werde: die Sonnenfarmen mit Parabolrinnen- oder Fresnel-Spiegel-Kollektoren, Dish-Anlagen mit Stirlingmotoren sowie Solartürme bzw. -öfen, durch deren Spiegelfelder die höchsten Temperaturen erreicht werden.
Sonnenfarm (Parabolrinnen-Kollektoren)
Eine sehr frühe Darstellung eines Parabolrinnen-Kollektors fand ich auf dem Titelbild der Popular Science vom Februar 1940.
Heutzutage werden Sonnenfarmen mit einer großen Zahl von trog- oder rinnenförmigen Parabolspiegel-Kollektoren errichtet, in deren Brennlinien schwarz gefärbte Kollektorrohre verlaufen. Seit einigen Jahren werden alternativ auch Fresnel-Kollektoren mit flachen Spiegelfacetten eingesetzt, auf die ich weiter unten noch zu sprechen komme.
Je nach Verweilzeit und Art des Wärmemittelträgers (Wassers, Öl usw.) sind durch den Konzentrationsfaktor 80 mit dieser Methode 400°C – 600°C erreichbar. Diese Anlagenart ist einfach, preisgünstig, leicht zu handhaben und zu warten. Ihr Wirkungsgrad liegt bei etwa 10 %, wobei in Einzelfällen sogar Maximalwirkungsgrade von 15 % erreicht werden.
An die Parabol-Reflektoren werden bei diesem System hohe konstruktive Anforderungen gestellt, denn die erforderliche geometrische Präzision muß gegen alle Windlasten hinreichend widerstandsfähig sein. Eisenarmes Glas mit rückseitiger Verspiegelung ist als Reflektor bestens geeignet.
Schon 1976 berichtet die Presse über ein 10 kW Kraftwerk der Firma MAN, das diese in Zusammenarbeit mit der DFVLR entwickelt hat. Für den genannten Output sind dabei etwa 60 Rinnen-Kollektoren nötig, die zusammen eine Fläche von 150 m2 haben. Auch hier verlaufen die Rohre in den Brennlinien der Hohlspiegel. Für eine Anlage dieser Größeordnung wird ein Gesamtpreis von rund 70.000 DM veranschlagt, ein Ausbau in den Megawatt-Bereich hinein soll leicht möglich sein.
Im gleichen Jahr 1976 präsentiert das Alternativ-Magazin ‚Motherearth’ einen sehr speziellen Rinnenkollektor, den ein Dan Lightfoot bereits ein Jahrzehnt zuvor erfunden hatte. Sein Hot-Line Kollektor zeichnet sich durch eine Geometrie aus die es nicht mehr erforderlich macht, den Kollektor der Sonne nachzuführen, da sie die Strahlen über einen Ost-West-Winkel von 150° und einer vertikalen Bewegung um 50° trotzdem fast unverändert auf eine zentrale Brennlinie konzentriert.
Gefunden habe Mr. Lightfoot diese Geometrie durch mehrjährige Versuche nach dem ‚trial and error’ Verfahren. Später hätte er die Exklusivrechte an die NRG Corp. in Iowa verkauft und selbst eine Firma namens Alternate Energy Resources Company (Aerco) gegründet. Aerco und NRG hätten dann gemeinsam 18 Hot-line Einheiten in Iowa installiert, die nicht zur Wasser- sondern zur Lufterhitzung genutzt wurden. Obwohl man damals schon von einer Großproduktion sprach, ist die besondere Geometrie danach wohl in Vergessenheit geraten, denn gehört hat man nie wieder davon.
1982 wird in der westaustralischen Kleinstadt Meekatharra eine 100 kW Solarfarm in Betrieb genommen, die 2,5 Mio. DM kostet und aus 960 m2 konzentrierender Kollektoren des Typs Helioman der Firma MAN besteht.
(Mojave)
Bis 1984 werden weltweit mehr als 10 Test- und Demonstrationsanlagen gebaut. Während bei den ersten Anlagen die Spiegelflächen der Sonne zweiachsig nachgeführt wurden, wird bei den neueren Entwicklungen aus Kostengründen die Kollektorfläche nur um die horizontale Achse geschwenkt, da der zusätzliche Energiegewinn durch eine zweiachsige Nachführung (ca. 25 %) die hohen Investitionen nicht rechtfertigt.
Ende 1984 stellt die private Firma LUZ International im kalifornischen Daggett die erste Solarfarm mit 14 MW (andere Quellen: 45 MW) fertig, und 1985 geht dieses weltweit erste kommerzielle Solarfarm-Kraftwerk ans Netz. Kunde ist das Southern California Edison Electricity Network. Die Kosten der Farm in der Mojave-Wüste betragen etwa 200 Mio. DM, welche durch die private Firma LUZ International finanziert werden. Das in den Kollektorrohren auf 350°C – 450°C erhitzte synthetische Spezialöl treibt über einen Wärmetauscher einen Dampfturbogenerator der schweizerischen ABB an. Die SEGS I + II genannte Anlage (Solar Electric Generating System) besitzt eine Reflektorfläche von 80.000 m2 in Form von 37.000 silberbeschichteten großflächigen Parabolspiegeln, die mit einer besonderen Versiegelung und einer Sonnennachführung ausgestattet sind. Diese Spiegel werden vom größten europäischen Hersteller, der Fürther Flabeg hergestellt, einer Tochter der Flachglas-Tochter, Gelsenkirchen, sie sind 2,5 m breit und 50 m lang. Die Kollektorröhren bestehen aus schwarzem Chromstahl und sind in evakuierte Glasröhren vom Borosilikattyp eingebaut, die eine gute Transmission, Gasdichtigkeit, thermische Belastbarkeit und Dauerhaftigkeit aufweisen.
Einen weiteren Parabolrinnen-Kollektor, der nicht der Sonne nachgeführt werden braucht, erfindet Roland Winston 1985 an der University of Chicago – während er eine Vorrichtung entwickelt, mit der er die Cerenkov-Strahlung nachweisen will, die bestimmte Elementarteilchen beim Durchgang durch Materie aussenden. Der compound parabolic concentrator beruht auf der Geometrie zweier sich überschneidender Parabeln. Winston leitet später, ab 2003, das Programm für Erneuerbare Energie am Campus Merced der University of California.
1987 kommen in der 2. Ausbaustufe in dem etwa 60 km entfernten Kramer Junction (SEGS III + IV jeweils 100 Mio. $) noch einmal 130.000 Spiegel dazu, die eine Reflektorfläche von insgesamt 300.000 m2 besitzen. Die Gesamtanlage erreicht 1988 einen Output von 194 MW, und 1989 verkauft LUZ International Solarstrom für 155 Mio. $, was dem Verbrauch von etwa 250.000 Menschen (in Amerika) entspricht.
1989 liefert Flabeg weitere 200.000 Spiegel für insgesamt fünf 80 MW Kraftwerke, die wiederum einige Kilometer entfernt in Harper Lake errichtet werden. Bis zu diesem Zeitpunkt hat LUZ International etwa 1 Mrd. $ investiert, und man plant weitere Anlagen in Nevada und Texas, in Brasilien, Marokko und Indien. 1990 bestehen in Südkalifornien damit bereits acht LUZ-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 274 MW. Sie stellen das weltweit größte Solarkraftwerk dar, das zu dieser Zeit in Betrieb ist, und erreichen eine technische Verfügbarkeit von über 98 %. Langfristig arbeitet man an einer Einheitsleistung der Anlagen von 1.200 MW. Die Anlagen SEGS VI – VIII erreichen schon Wirkungsgrade bis 13 %. Im Jahr 1991 erwirtschaften die neun LUZ-Solarfarmen einen Output von 354 MW, und bis Ende 1993 sollten es sogar über 600 MW werden, doch dazu kommt es nicht mehr.
Anfang der 1990er Jahre gerät das Unternehmen in wirtschaftliche Schwierigkeit, so daß der weitere Ausbau während den Arbeiten an der zehnten SEGS gestoppt werden muß, außerdem wird die Fertigung der Absorberrohre stillgelegt. Ausschlaggebend hierfür sind vor allem die gesunkenen Öl- und Gaspreise, an denen sich die Vergütung des eingespeisten Solarstromes in das kalifornische Netz bemißt. 1991 betrug diese ‚avoided energy cost’ Vergütung nur noch 22 % aus der Vergütung von 1981. Ein weiterer Grund war die Verschleppung des Genehmigungsverfahrens, was zu erheblichen Baumehraufwendungen führte und eine rechtzeitige Fertigstellung der Anlage zu dem Stichtag (31.12.1991), der für den Erhalt von Tax-Credits einzuhalten war, nicht mehr erlaubte. LUZ International geht in Konkurs. Und bis 2002 wird weltweit kein weiteres Rinnenkollektor-Kraftwerk mehr gebaut.
Bereits 1990 wird von LUZ International eine 30 MW Solarfarm in der israelischen Negev-Wüste nahe Eilat geplant. Außerdem arbeitet man in dem Unternehmen an einer kleinen, standardisierten 1 MW Anlage für den Einsatz in entlegenen Gebieten. Ein anderes israelisches Unternehmen entwickelt gleichzeitig ein Spiegelfeld-System, in dem Öl aufgeheizt, und mit einem Brennstoff-Brenner noch weiter beheizt wird, bis Wasserdampf mit genügendem Druck entsteht, um eine Turbine zu betreiben. Man arbeitet Anfang der 1990er Jahre am Bau einer 30 MW Demonstrationsanlage in der 1987 geschaffenen Sde-Boker-Prüfstelle für Solarstromtechnologien in Israel.
An der weiteren Verbesserung der Parabolrinnen-Technologie engagiert sich die Flachglas-Gruppe zusammen mit europäischen und amerikanischen Partnern mit dem Ziel, die Stromerzeugungskosten künftiger Anlagen von heute 9 – 10 auf 6 – 7 US-Cents/kWh zu senken. Das Anfang 1990 gemeinsam mit der DLR begonnene und BMFT-geförderte Entwicklungsprogramm wird bis 1995 weitergeführt. Eines der Ziele dabei ist, das Know-how der LUZ International zu erhalten, die um 1992 herum aufgelöst wird (s.u.).
Gute Chancen werden noch 1996 einem Projekt in Indien eingeräumt, für dessen Finanzierung bereits Zusagen der Weltbank, der indischen Regierung und der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) vorliegen. Geplant ist ein solares Hybridkraftwerk mit insgesamt 130 – 160 MW, bei dem die Rinnenkollektoren ca. 40 MW erzielen, während den größeren Anteil eine Gas- oder Dampfturbine liefert. Realisieren würde es die Kölner Firma Pilkington Solar International. Die frühere Flachglas Solar, die insgesamt 2 Mio. m2 Parabolspiegel nach Kalifornien geliefert hat, ist inzwischen eine Tochter des englischen Pilkington-Lonzerns.
Weitere Hybridprojekte gibt es für Marokko (ca. 130 MW konventionell / Solaranteil 20 – 40 MW), Ägypten (100 – 200 MW / ca. 40 MW), Nord-Mexiko (312 MW / 40 – 50 MW) und Namibia am Oranje-Fluß (300 MW / 60 – 80 MW). Weitere Standortvorschläge gibt es für Jordanien, Spanien und den Iran.
Schon weiter fortgeschritten sind 1998 die Vorbereitungen einer 55 MW Rinnenkollektor-Anlage, die nahe Frangokastello, im Süden der Insel Kreta errichtet werden soll. Mit der Theseus-Anlage (Thermal Solar European Power Station), die 2002 in Betrieb gehen soll, wird auch untersucht, wie derartige solarthermische Kraftwerke möglichst billig hergestellt werden können. Das Projekt wird von der EU gefördert, an den Planung sind neben Pilkington Solar u.a. auch Fichtner, PreussenElektra und die italienische ENEL beteiligt. Die EU-Kommission will 1998 überhaupt verstärkt in die Förderung der Solarthermie einsteigen, außerdem stellt die Weltbank bis zu 200 Mio. DM zur Realisierung drei bis vier ‚marktnaher’ Demonstrationsprojekte zur Verfügung.
Die Kreta-Anlage wird in ihren 300.000 m2 Spiegelfläche einen Konzentrationsfaktor von 30 erreichen, die Rinnen werden einachsig der Sonne nachgeführt, und das Thermoöl in den vakuumisolierten Kollektorrohren erreicht eine Temperatur von 400°C. Pilkington Solar bzw. der Vorgänger Flachglas hatte bereits 1994 den Plan für ein thermisches Solarkraftwerk auf Kreta entwickelt – am vorgesehenen Standort erreicht die Sonneneinstrahlung mit 2.400 kWh/m2 Werte wie in der Sahara. Maßgebliche Schubkraft erhält das Projekt Ende der 1990er Jahre durch einen Fond privater Kapitalgeber aus Deutschland, der Solar Millennium AG, die auch die Mehrheit an der Theseus S.A. hält. Theseus soll 20 % bis 30 % der Gesamtkosten von 250 Mio. DM als Eigenkapital zur Verfügung stellen, weitere 100 Mio. DM sollen die Banken aufbringen. Von der EU erwartet man 40 %.
Die Solar Millennium AG hat 1999 noch ein weiteres Projekt in Spanien in Arbeit, da dort seit 1998 eine relativ hohe Einspeisevergütung gezahlt wird. Gesellschafter der AG sind das Ingenieurbüro Schlaich, Bergermann & Partner, Pilkington Solar International, die Fichtner-Gruppe, die DLR und das israelische Unternehmen Solel Solar Systems Ltd., der Nachfolger von LUZ Industries.
1999 wird in Almería eine neue Versuchsanlage gebaut, die nach dem DISS-Verfahren arbeitet (Direct Solar Steam), bei dem Ölpumpe und Wärmetauscher überflüssig sind (s.d.).
In einem Szenario der DLR und der Ludwig-Bölkow-Stiftung könnte bis 2010 etwa 5 % des deutschen Stroms aus solarthermischen Anlagen kommen – allerdings müßten dafür 50 Solarfarmen mit einer Spiegelfläche von insgesamt 10 km2 errichtet werden.
Im Rahmen einer Zusammenarbeit der Industriepartner Abengoa, Flabeg Solar, der DLR und dem Ingenieurbüro Schlaich, Bergermann & Partner wird Ende der 90er Jahre ein ‚EuroTrough’-Kollektor entwickelt, der in Almería getestet wird (s.d.). Ab 2003 werden diese Kollektoren im Rahmen des BMU-Projektes SKAL-ET in einem 800 m langen Strang des kalifornischen Solarkraftwerks SEGS V auf ihre Zuverlässigkeit und ihr Optimierungspotential hin untersucht. Federführend ist die Kölner Firma Flagsol GmbH. Diese neuen Kollektoren überzeugen bei den Tests mit einer Wirkungssteigerung von 5 % – 10 % gegenüber der bestehenden Technologie.
Als neuerlicher Durchbruch gilt dann die 2003 im indischen Rajasthan errichtete Hybrid-Anlage (Sonne/Erdgas) mit einem Output von 140 MW.
Aufgrund der hohen Einspeisevergütung in Spanien ab 2002 (die allerdings nur für reine Solaranlagen gilt), werden 2003 neben zwei Solarturm-Projekten auch zwei große Parabolrinnen-Projekte gestartet: AndaSol 1 und AndaSol 2. Die beiden 50 MW Anlagen südöstlich von Granada werden mit ‚EuroTrough’-Kollektoren mit einer Solarfeld-Gesamtfläche von jeweils 510.120 m2 bestückt. Zur Steigerung der Wirtschaftlichkeit werden Flüssigsalzspeicher mit einer thermischen Kapazität von 6 Vollaststunden eingebunden. Der Baubeginn ist für 2004 geplant, je Kraftwerk wird mit Kosten von ca. 200 Mio. € gerechnet. Beteiligte Firmen sind Solar Millennium, Flabeg und Schlaich, Bergermann & Partner.
Ein weiteres Vorhaben in Spanien ist die EuroSEGS-Anlage, ein auf 15 MW ausgelegtes Kraftwerk in der Provinz Navarra in der Nähe von Pamplona. Die Realisierung des Projektes, an dem die Unternehmen EHN, Duke Solar und CIEMAT beteiligt sind, ist Ende 2003 allerdings fraglich.
Die SCHOTT-Rohrglas GmbH liefert im Februar 2004 an solarthermische Großanlagen in Kalifornien 165.000 Absorberröhren aus Borosilicatglas, die zur Entspiegelung mit einer nur 110 Nanometer dicken Schicht aus porösem Siliciumdioxid ummantelt sind, was die Lichtdurchlässigkeit der Glasröhren um bis zu 7 % erhöht. Die Röhren unter der Markenbezeichnung DURAN werden die herkömmlichen Gläser ersetzen, die bei Parabolrinnen-Receivern die in der Brennlinie liegenden schwarzen Rohre ummanteln. Die Produktentwicklung erfolgte in Kooperation mit der Universität Clausthal.
Die SOLITEM GmbH von Dr.-Ing. Ahmet Lokurlu ist nach eigenem Bekunden die einzige europäische Firma, die dachintegrierbare Parabolrinnen-Kollektoren für den privaten Gebrauch entwickelt und herstellt. Im April 2004 erhält das innovative Unternehmen den Energy Globe Award.
Am 23.03.2005 veröffentlicht der Glashersteller Schott das ‚SCHOTT Memorandum zur solarthermischen Kraftwerkstechnologie’, mit welchem das Unternehmen Entscheidungsträger in Politik und Wirtschaft mit dieser Technik vertraut machen und die notwendigen Schritte zur Markteinführung anstoßen will.
Im Mai 2005 unterzeichnet Solar Millennium mit zwei chinesischen Unternehmen ein Rahmenabkommen für den Bau mehrerer solarthermischer Kraftwerke. Bis 2020 will das Konsortium Parabolrinnen-Kraftwerke mit einer Leistung von insgesamt einem Gigawatt installieren. Das erste 50 MW Kraftwerk ist in der Inneren Mongolei geplant. Ab dem Herbst 2005 werden dann gemeinsam mit dem chinesischen Energieministerium Standortuntersuchungen in insgesamt drei chinesischen Provinzen durchgeführt.
Die Solar Millennium AG geht bereits im Juli 2005 an die Börse. Das Unternehmen projektiert mit internationalen Partnern weitere Parabolrinnen- und Aufwindkraftwerke. Es verfügt derzeit über ein Grundkapital von rund 10 Mio. € und eine ebenso große Zahl an Aktien. 54,7 % davon befinden sich in den Händen von 1.750 Privatinvestoren, 45,3 % gehören den Organmitgliedern.
Im Oktober 2005 erhält der Mainzer Technologiekonzern Schott den ersten Großauftrag für seinen neuen Parabolrinnen-Solar-Receiver. Für das Kraftwerk Nevada Solar One in Eldorado Valley nahe Boulder City und dem Hoover Staudamm im US-Bundesstaat Nevada bestellt das US-Unternehmen Solargenix über 19.000 Stück der Receiver. Im Februar 2006 wird der Grundstein für die Anlage gelegt. Das 64 MW Kraftwerk soll im Juni 2007 an das Stromnetz der Nevada Power und der Sierra Pacific Power Company gehen und 40.000 Haushalte mit Strom versorgen.
Tatsächlich liefern die insgesamt 219.000 Parabol-Einzelspiegel mit einer Gesamtlänge von 76 km der Nevada Solar One Anlage ab Juni 2007 Energie für (nur) 14.000 Haushalte, wie es nun heißt, obwohl der Output tatsächlich 64 MW Strom erreicht. Die Dampfturbinen liefert der Bereich Power Generation (PG) von Siemens. Das 130 ha große und 266 Mio. $ kostende solarthermische Kraftwerk wird übrigens von der spanischen Firma Acciona Energy in Betrieb genommen, die außerdem ein weiteres, mit 200 MW genau drei Mal so großes Parabolrinnen-Krafwerk im Westen der USA plant, mit dessen Bau in drei Jahren begonnen werden soll. Als Standort kommen New Mexico, Arizona oder Nevada in Frage.
Im Dezember 2005 geht – nach fast zwei Jahrzehnten ohne weitere Bautätigkeit – in Arizona, knapp 50 km nördlich von Tucson eine neue, allerdings eher ‚symbolische’ 1 MW Anlage der Arizona Public Service in Betrieb. Die Saguaro Solar Generating Station wurde von Solargenix aus Raleigh gebaut, einer Tochter der spanischen ACCIONA Energy, und ist mit mehreren Hundert SCHOTT PTR 70 Parabolrinnen-Kollektoren ausgestattet. [Die zur ACCIONA Group gehörige ACCIONA Energy gilt 2005 als einer der Weltmarktführer im Bereich der erneuerbaren Energie – mit 3.720 MW installierter Leistung, hauptsächlich in Form von 131 Windfarmen, die in 9 Ländern installiert sind.]
Die 1992 gegründete Solel Solar Systems Ltd. in Beit Shemesh, Israel, besteht aus den Managern, Ingenieuren und Wissenschaftlern der früheren LUZ Industries, die bis 1984 die damals weltgrößten Solarthermie-Anlagen in Südkalifornien gebaut hatte (354 MW aus 9 Einzelanlagen). Solel kauft auch alle Rechte von LUZ, und bekommt dadurch die Kontrolle über die drei größten Anlagen dort.
Anfang 2006 gewinnt Solel den Auftrag der amerikanischen Solargenix, Thermosolar-Komponenten im Wert von 10,6 Mio. $ nach Nevada zu liefern. Im März gibt Solel bekannt, daß es den Auftrag zum Bau eines 150 MW Kraftwerks in der Gegend von Ashalim in der Negev Wüste, südlich vom Kernkraftwerksstandort Dimona, im Wert von 350 Mio. $ erhalten habe. Im Laufe von 10 Jahren soll die Kapazität dann bis auf 500 MW erhöht werden, was einer Investitionssumme von 1 Mrd. $ entspricht. Dabei wird allerdings nur 70 % von der Sonne stammen, die übrigen 30 % werden von Erdgas-betriebenen Dampfturbinen gedeckt.
Im Juni unterzeichnet Solel einen 24 Mio. $ Vertrag mit der spanischen Cobra Instalaciones y Servicios, um die erste Solarthermie-Anlage mit den neuen Rinnenkollektoren von Solel in Spanien zu errichten. Cobra ist eine Tochter von Europas zweitgrößter Baufirma, der spanischen ACS. Die neuen ,Solel 6’ Kollektoren erzielen im Jahresmittel eine Steigerung der Stromproduktion um 30 % verglichen mit die früheren ‚SEGS’ Kollektoren. Das 332 Mio. $ Cobra-Projekt beginnt im Juli 2006 und soll innerhalb von 24 Monaten abgeschlossen sein.
Im Juli 2006 beginnt Solar Millennium (endlich) mit dem Bau des ersten Parabolrinnen-Kraftwerkes in Europa. Das Andasol 1 getaufte Projekt in der Sierra Nevada im spanischen Andalusien – rund eine Autostunde von den Urlaubsorten der Costa del Sol entfernt – wird mit seiner Kollektorfläche von mehr als 510.000 m2 und einer elektrischen Leistung von 50 MW nach seiner Fertigstellung 2008 das größte Solarkraftwerk der Welt sein. Mit 179 Gigawattstunden Strom pro Jahr soll es rund 200.000 Menschen versorgen.
Die Parabolspiegel stammen aus dem Hause des bayrischen Glasspezialisten Flabeg. In den armdicken Röhren, auf die das Sonnenlicht fokussiert wird, zirkuliert ein spezielles Öl, das sich dabei auf knapp 400°C aufheizt und seine Hitze anschließend über einen Wärmetauscher an einen Wasserkreislauf abgibt. Der entstehende Wasserdampf treibt dann die Turbine an. Über die Abwärme eines Wärmespeichertank mit geschmolzenen Salzen kann der Stromfluss auch bei Bewölkung und sogar während der Nachtstunden aufrecht erhalten werden.
Solar Millennium arbeitet mit Unterstützung des Bundesumweltministeriums und des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) bereits seit sieben Jahren an der Realisierung des Projektes. Als Partner hat Solar Millennium mit der ACS/Cobra-Gruppe Spaniens größten Baukonzern und Anlagenbauer gewinnen können, der auch 75 % aller Anteile hält.
Solar Millennium plant weltweit eine Vielzahl weiterer solarer Großkraftwerke. Allein am Standort in Andalusien werden insgesamt drei Solarkraftwerke entstehen.
Im Juli 2006 macht auch das Beispiel von zwei Studentenguppen des MIT Furore, die aus gebrauchten Autoteilen und Wasserrohren gut funktionierende Parabolrinnen-Kollektoren herstellen, um daraus Elektrizität zu erzeugen. Unter der Leitung von Professor Harold Hemond hatte Matthew Orosz im südafrikanischen Lesotho und im Rahmen seines Einsatzes im amerikanischen Peace Corps bereits einen Kollektor entwickelt, mit dem Brot gebacken werden konnte. Das neue und gemeinsam mit Amy Mueller entwickelte System hat eine Gesamtfläche von 15 m2, und in den Rohren im Brennpunkt fließt konventionelles Motoröl, das über einen Wärmetauscher Dampf erzeugt, der wiederum eine kleine Turbine antreibt. Ein System mit einem Output von 1 kW Strom und rund 10 kW Wärme ist dadurch für einen Preis von nur wenigen 1.000 $ herstellbar, sogar inklusive einer Batterie zur Stromspeicherung. Interessanterweise wird hier statt eines konventionellen Turbinenmodells eine viel leichter herzustellende und auch wesentlich robustere Tesla-Turbine genutzt, die sonst jedoch fast unbekannt ist. Dieses Turbinen-Modell habe ich im Kapitel über Wasserenergie dargestellt (s.d.).
Mitte 2007 wird bekannt, daß die Gruppe des MIT eine Unterstützung von 100.000 $ durch die Weltbank erhalten hat. Das System erhält den Namen Promethean Power und soll nun auch kommerziell verwertet werden. Zu diesem Zeitpunkt werden die Herstellungskosten mit 5.000 $ beziffert, bei einer Massenproduktion soll dieser Preis dann auf 3000 $ sinken. Die entstehende Überschußwärme wird übrigens mittels eines Gas-Absorptionsprozeßes und flüssigen Ammoniaks zur Kühlung genutzt.
Nachdem SCHOTT im August 2006 im bayerischen Mitterteich eine erste industrielle Produktionsanlage für Rinnenkollektoren in Betrieb genommen hat, gibt das Unternehmen im November bekannt, in Spanien eine zweite Fabrik für 22 Mio. € bauen zu wollen, um den Ausstoß ab 2008 verdoppeln zu können.
Im November 2006 wird zwischen der Solel Solar Systems Ltd. und der spanischen Sacyr-Vallehermoso die Vereinbarung zur Errichtung von drei Solarthermischen Parabolrinnen-Kraftwerken mit einer Gesamtleistung von 150 MW in Spanien geschlossen. Das Projekt soll etwa 890 Mio. $ kosten.
Ende 2006 gibt auch das sonnenreiche Ägypten bekannt, eine kommerzielle und hybride Parabolspiegelanlage errichten zu wollen, die nachts mit Gas betrieben wird.
Im Mai 2007 stellt Rich Diver, ein Wissenschaftler der Sandia National Laboratories, unter dem Namen ,theoretical overlay photographic’ (TOP) eine neue Technologie vor, durch welche die Parabolform der Spiegel optimiert und ihr Ertrag maximiert werden kann. Er arbeitet mit einem Set aus fünf Kameras, um die Spiegel optimal auszurichten.
Im Juli 2007 meldet die Presse, daß in der Mojave-Wüste neben den bereits neun vorhandenen Solaranlagen mit ihrer Gesamtkapazität von 354 MW nun ein weiteres Solarprojekt geplant ist, das mit einer Kapazität von 553 MW zu diesem Zeitpunkt als das größte der Welt bezeichnet wird. Ähnlich wie bei den früheren Anlagen handelt es sich auch hier um eine thermische Parabolrinnen-Solaranlage, die aufgrund der technologischen Entwicklung der vergangenen Jahre bei den Spiegeln und Absorberrohren allerdings eine um 20 % gesteigerte Effizienz aufweist.
Bei dem Projekt des Stromversorgers Pacific Gas & Electric (PG&E) sollen insgesamt 1,2 Millionen Spiegel installiert werden, während die Gesamtlänge der Absorberrohre 317 Meilen beträgt. Die Errichtung der Anlage soll wiederum das israelische Unternehmen Solel Solar Systems aus Beit Shemes (= Haus der Sonne) übernehmen, mit dem PG&E eine Vereinbarung mit einer Laufzeit von 25 Jahren unterzeichnet. Bei Inbetriebnahme im 2011 wird die Anlage elektrischen Strom für insgesamt 400.000 Haushalte liefern können.
Zu diesem Zeitpunkt – also Mitte 2007 – scheint sich eine neue Ära im Bereich der Parabolrinnen-Solaranlagen anzukündigen, denn man hört aus diversen Ländern von immer mehr Plänen, diese Technologie auf kommerzieller Ebene umzusetzen.
Auch der Grundstein für die zweite europäische 50 MW Anlage AndaSol 2 wird im Juli 2007 gelegt. Das 260 Mio. € Projekt (lt. andere Quellen 300 Mio. €) hat die Erlanger Solar Millennium AG entwickelt, der Bau, den die spanische ACS/Cobra-Gruppe durchführt, die auch 75 % der Projektgesellschaft übernimmt, wird zwei Jahre dauern.
Die Andasol-Kraftwerke mit ihrer Kollektorfläche von jeweils 512.000 m2 sollen dabei helfen, die Nachfragespitzen im spanischen Stromnetz in den Sommermonaten abzudecken, die vor allem durch den hohen Energiebedarf der Klimaanlagen verursacht werden. Mittels ihrer Technologie der tagsüber stattfindenden Energiespeicherung werden sie auch nach Sonnenuntergang für 7,5 Stunden Strom liefern können.
Ebenfalls im Juli 2007 beginnt in Algerien, das sich 2002 entschlossen hatte, verstärkt erneuerbare Energien zu nutzen, der Bau eines Erdgas-Solar-Hybridkraftwerkes bei Hassi R’mel, etwa 420 km südlich von Algir – und zwar unter der Leitung von New Energy Algeria (NEAL), einem vom algerischen Staat gegründeten Konsortium der staatlichen Unternehmen Sonatrech und Sonelgaz mit dem Privatunternehmen SIM zur Förderung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien. Errichtet wird diese Anlage für 315 Mio. € von dem spanischen Unternehmen Abener.
Das Parabolrinnen-Solarfeld wird eine Fläche von 180.000 m2 einnehmen und 25 MW Strom erzeugen. Gemeinsam mit den Gasturbinen sollen ab 2009 oder 2010 dann insgesamt 150 MW produziert werden. Für die nächsten Jahre sind außerdem drei weitere Hybridkraftwerke mit einer Leistung von jeweils 400 MW in Planung. Langfristig möchte das Land den Solarstrom ebenso wie die aus den großen Gasressourcen erzeugte Energie nach Europa exportieren. Aus diesem Grund sind bereits zwei Stromleitungen durch das Mittelmeer nach Spanien und Italien geplant. Langfristig will Algerien 6.000 MW ‚saubere Energie’ nach Europa exportieren.
Im Rahmen einer Algerisch-Deutschen Kooperation zwischen der NEAL und der deutschen DLR wird im März 2008 außerdem von einer 200 MW Anlage gesprochen, die gleichzeitig Wasser für den Verbrauch von 50.000 Menschen entsalzen soll.
Nur einen Monat später, im August 2007, wird der Plan für den Bau eines 50 MW Parabolrinnenkraftwerks in China bekanntgegeben. Der Baubeginn soll der Inner Mongolia STP Development Co. Ltd. zufolge bereits 2008 erfolgen. Das Projekt wird in den aktuellen Fünf-Jahres-Plan Chinas aufgenommen und soll auch Vorbild für den weiteren Einsatz dieser Solartechnologie in China sein. An dem Unternehmen sind der Erlanger Projektentwickler Solar Millennium und die chinesische Inner Mongolia Lvneng New Energy Co. Ltd jeweils zur Hälfte beteiligt. Das deutsch-chinesische Rahmenabkommen, das bereits 2006 unterzeichnet wurde, sieht sogar den Bau von solarthermischen Kraftwerken mit einer Leistung von insgesamt 1.000 MW vor.
Eine etwas kleinere Version, die auch auf einem Hausdach Platz findet, wird im September 2007 in verschiedenen Blogs vorgestellt. Die MicroCSP Kollektoren der bereits 2002 gegründeten Firma Sopogy in Honolulu auf Hawaii produzieren jeweils 500 W und lassen sich entsprechend dem privaten oder kleinindustriellen Bedarf zusammenschließen.
Im Dezember 2007 meldet die Presse, daß im Südwesten der USA Verträge für solarthermische Anlagen mit einer Gesamtleistung von 3.000 MW unterschrieben worden sind. US-weit befinden sich bis zu 5.000 MW in konkreter Planung und alleine für die Wüste im Süden des Bundesstaates Kalifornien gibt es bereits 34 Anfragen von Planern, die Solarkraftwerke errichten wollen.
Neben der oben genannten Erweiterung der Mojave-Anlagen arbeitet Anfang 2008 ein internationales Konsortium gemeinsam mit Stromversorgern im Südwesten der USA an Plänen für die größte Einzelanlage mit einem Output von 250 MW. Beteiligt sind u.a. die Unternehmen Arizona Electric Power Cooperative, Arizona Public Service, Salt River Project, Southern California Public Power Authority, Tucson Electric Power und Xcel Energy.
Die Flagsol GmbH – inzwischen Tochter der Solar Millennium AG – arbeitet derweil an einer neuen Generation von Parabolrinnen-Kollektoren, die größer, im Aufbau kostengünstiger und auch effizienter sind als bisherige Kollektordesigns. Die Investitionskosten lassen sich damit um 15 – 20 % senken. Im Februar 2008 wird damit begonnen, das Montagekonzept zu testen und die geometrische Präzision zu überprüfen. Ab dem Herbst sollen die neuen Kollektoren dann in ein bestehendes kommerzielles Parabolrinnen-Kraftwerk eingebaut werden, um ihre Einsatz- und Leistungsfähigkeit unter realen Bedingungen aufzeigen.
(Grafik)
Ebenfalls im Februar 2008 informiert das spanische Unternehmen Abengoa Solar, daß es bis 2011 in Gila Bend, in der Nähe von Phenix im US-Bundesstaat Arizona, ein Solarkraftwerk mit 280 MW errichten will, bei dem ein Teil der Wärme in geschmolzenem Salz gespeichert wird, um auch nach Sonnenuntergang und in den frühen Morgenstunden Strom erzeugen zu können. Die Spiegel der Solana Generating Station, die von der Arizona Public Service (APS) betrieben werden soll, werden eine Fläche rund 7,7 km2 einnehmen und bis zu 70.000 Haushalte versorgen können. Die Absicherung der Investition erfolgt durch einen über 30 Jahre laufenden Liefervertrag mit einem örtlichen Stromversorgungsunternehmen.
Derzeit betreibt Abengoa in Spanien zwei kleinere Kraftwerke mit Parabolrinnen sowie zwei Kraftwerke, die mit Solartürmen arbeiten (s.d.). Außerdem baut das Unternehmen in Marokko und Algerien solarthermische Gas-Hybridkraftwerke, bei denen ebenfalls Parabolrinnen zum Einsatz kommen.
Ein besonders Interessantes Konzept entwickelt das private und bereits 1984 gegründete Forschungs- und Entwicklungszentrum Centre Suisse d’Electronique et de Microtechnique (CSEM) in Alpnach, das im Mai 2007 mit der Regierung des Emirates Ras Al Khaimah der Vereinigten Arabischen Emirate (VAE) einen Vertrag zur Entwicklung von mit Solarpanelen bestückten schwimmenden Solar-Inseln unterzeichnet, deren Konzept auf Patenten des CSEM basiert. Ich habe darüber schon im Kapitel Maritime Solarinseln berichtet (s.d.)
Im Rahmen des 5 Mio. $ Projektes der Ras Al Khaimah Investment Authority (RAKIA) soll Solarenergie in Wasserstoff und Elektrizität umgewandelt werden – großflächig und zu sehr niedrigen Kosten. Ein mit thermosolaren Panelen bestückter kreisförmiger Prototyp mit einem Durchmesser von 100 m wird ab Mitte 2007 in den VAE aufgebaut und getestet.
Diese erste Insel wird in der Wüste konstruiert, sie ‚schwebt’ über dem Wüstenboden und richtet sich drehend der Sonne nach. Dabei erlaubt es ein mit Wasser gefüllter Kanal dem äußeren Ring der Prototyp-Insel, die Ende 2008 in Betrieb gehen soll, zu schwimmen. Unter anderem beinhaltet dieser Prototyp ein thermisches Energiereservoir, wodurch er unabhängig von der Tages- oder Nachtzeit 24 h pro Tag Energie liefern kann. Die Zielkosten der Anlage sind auf unter 100 $/m2 angesetzt, während die Spitzenleistung 1 MW, und die mittlere Leistung ca. 250 kW betragen wird. Man rechnet einer jährlichen Energieproduktion von 2,2 GW/h. Für die praktische Umsetzung wird im Oktober 2007 das Start-up Unternehmen Nolaris SA gegründet.
Im Jahr 2010 soll die erste industrielle Solar-Insel zu Wasser gelassen werden – mit einem Durchmesser von 500 m, während die kommerzielle Umsetzung mit Inseln von einem Durchmesser bis zu 5 km, deren solarthermischen Paneele auf einer 20 m hohen und durch Überdruck stabilisierten Membrane installiert sind, ab 2011 erfolgen wird.
Die US-Firma Martifer Renewables, Tochter eines portugiesischen Unternehmens, und das Planungsbüro Spinnaker Energy gegeben im Juni 2008 bekannt, daß sie in der Nähe von Coalinga, in Fresno County, eine neuartige Kombinationsanlage errichten werden, die aus einer großen thermischen Solarfarm (Parabolrinnen der Luz solar thermal technology) sowie einem Generator zur Verbrennung organischer Abfälle besteht, welcher den Nachtbetrieb der 106,8 MW Anlage gewährleistet. Der ab 2011 produzierte Strom wird an die Pacific Gas and Electric Co. verkauft.
Sonnenfarm (Flachspiegel-Kollektoren)
Eine Variante der Parabolspiegel-Hochtemperatursysteme bilden kompakte Fresnel-Kollektoren mit flachen Spiegelfacetten. Die Spiegel sind parallel angeordnet und konzentrieren das Sonnenlicht auf ein mehrere Meter darüber liegendes Absorberrohr. Ein Sekundär-Reflektor oberhalb des Absorberrohres lenkt zusätzliche Strahlung in die Brennlinie. Ein Kollektor mit 24 m Breite in 1.000 m Länge kann im Absorberrohr Dampf mit mehr als 500°C für eine Stromleistung von ca. 5 MW produzieren.
Die Vorteile dieses Systems: Der Kollektoraufbau ist einfach und für die Massenfertigung gut geeignet, die geschlossene Anordnung der Spiegel erfordert weniger Raum und bietet unter der Konstruktion eine partiell verschattete Fläche, die sich z.B. für den Gemüseanbau gut eignet.
Die linearen Fresnel-Reflektoren gehen auf den Italiener Giovanni Francia im Jahr 1964 zurück, der unter anderem auch die Anti-blockier-Bremse für Fahrzeuge erfunden hat. Durch die zu jener Zeit noch mindere Qualität der Reflektoroberflächen ist die Effektivität des Systems allerdings unbefriedigend. Seine damals angefertigten futuristischen Entwürfe werden erst 2005 wiedergefunden.
Die ersten Untersuchungen an dieser Compact Linear Fresnel Reflector (CLFR) Technologie werden Anfang der 1990er Jahre an der Sydney University und gemeinsam mit der Solsearch Pty Ltd. durchgeführt.
Die australischen Unternehmen Ausra Energy Corporation und Stanwell Corporation erhalten dann vom australischen Greenhouse Office einen Betrag von 2 Mio. $, um mit der Errichtung einer 5 MW Anlage auf dem Gelände des Stanwell-Kraftwerks in Queensland zu beginnen. Die Inbetriebnahme ist für 2001 geplant, scheint sich dann jedoch zu verzögern.
Es dauert nämlich noch ein paar Jahre, bis die Technologie so weit ausgereift ist, daß sie auch großtechnisch zu Einsatz kommen kann. Darum verdient macht sich insbesondere die Solar Heat and Power Pty Ltd. im Jahr 2004 in Australien. Ab diesem Zeitpunkt produziert ein Prototyp in New South Wales 1 MW. Eine wesentliche Komponente des Gesamtsystems - die Wärmespeicherung, die auch einen nächtlichen Betrieb möglich macht - soll bis 2009 fertig sein.
Nach 2004 wird die Entwicklung der Fresnelkollektoren von dem australischen Unternehmen Ausra weiterverfolgt - daneben beschäftigt sich aber auch die in Belgien beheimatete Firma Solarmundo mit dieser Technologie.
Im September 2007 verkündet die Presse, daß die im kalifornischen Palo Alto beheimatete amerikanische Filiale der Ausra nun den konventionellen Parabolrinnenkollektoren (wie die der israelischen Firma Solel) Konkurrenz machen wird. Die Ausra-Anlagen sind zwar nicht so effizient wie jene mit den Parabolspiegeln – dafür verzichten sie aber auf die aufwendigen Wärmetauscher, indem sich in den Sammlerrohren Wasser befindet, das zu Dampf erhitzt die Turbinen dirket antreibt. Zusammen mit den einfachen und in Massenproduktion herstellbaren flachen Spiegeln sind die Anlagen dadurch wesentlich preisgünstiger.
Schon im November 2007 kann das Unternehmen den ersten Vertragsabschluß bekanntgeben: Gemeinsam mit der kalifornischen Pacific Gas and Electric Company (PG&E) wird ein 177 MW Kraftwerk gebaut, das über 120.000 Haushalte mit Strom versorgen kann.
Im Dezember 2007 errichtet Ausra in Las Vegas eine hochautomatische Produktionsanlage, in der die Reflektoren, Absorberrohre und andere Schlüsselkomponenten hergestellt werden. Die Kapazität beträgt ab April 2008 vier Quadratmeilen Kollektoren mit einer Gesamteistung von über 700 MW pro Jahr – also jeweils ausreichend zur Versorgung von mindestens 500.000 Haushalten. Das Unternehmen befindet sich inzwischen zu großen Teilen im Besitz von Khosla Ventures und Kleiner, Perkins, Caufield & Byers.
Im März 2008 legt Ausra eine Studie vor, derzufolge seine thermischen Solarkraftwerke über 90 % des US-weiten Strombedarfs inklusive dem Bedarf einer großen Flotte von Elektrofahrzeugen decken könnten.
Ebenfalls im März 2008 meldet die französische Wissenschaftspresse, daß man nun auch dort in die Errichtung solarthermischer Kraftwerke nach dem Parabolspiegel-Prinzip einsteigen will. Im Rahmen des Projektes ‚Solenha’, das als nationaler Impulsgeber für die Entwicklung weiterer Hochleistungs-Solartechnologien gesehen wird, soll eine erste 12 MW Anlage mit einer Fläche von 40 bis 80 Hektar gebaut werden, die den Strombedarf einer Stadt mit zirka 37.000 Einwohnern deckt. Der Baubeginn für das 80 Mio. € Projekt ist für 2008 und die Inbetriebnahme für 2010 vorgesehen, es soll dann bis 2040 in Betrieb bleiben. Die Durchführung erfolgt in Zusammenarbeit mit dem Promes-Labor des Wissenschaftszentrums CNRS, der in Europa führenden Innovationstechnologie-Gruppe Bertin, dem Ingenieurbüro Sciences Environnement und dem Beratungsunternehmen Ernst & Young.
Solar Euromed wurde bereits 2006 gegründet, mit dem Ziel, solarthermische Großkraftwerke im Mittelmeerraum zu entwickeln, zu bauen und zu betreiben. Diese erste Betriebserfahrung soll die Basis zur Einführung einer Partnerschaftspolitik mit verschiedenen Mittelmeer-Ländern bilden.
Im Juli 2008 soll in Südostspanien in der Nähe von Murcia eines der ersten kommerziellen thermischen Solarkraftwerke mit Fresnelkollektoren in Betrieb gehen. Die 2 MW Anlage mit rund 18.000 m2 Spiegelfläche wird von den Unternehmen M+W Zander und Novatec Biosol errichtet, nachdem man die Technologie ab 2006 auf einem 200 m2 Testfeld optimiert hatte. Der Receiver in der Brennlinie wird von acht Spiegelreihen angestrahlt, wodurch das in ihm enthaltene Wasser verdampft und eine Stromturbine antreibt.
Eine weitere Form der solaren Hochtemperaturnutzung erfolgt mittels der sogenannten Dish-Technologie, die als nächstes vorgestellt wird.