TEIL C

Weitere Einsatzformen der Photovoltaik

Hybridsystem-Anlagen

Unter Hybridsystemen oder Hybridsystem-Anlagen verstehe ich an dieser Stelle solarelektrische Großanlagen im oberen kW- bzw. im MW-Bereich, bei denen die Photovoltaik mit anderen Energien kombiniert wird, häufig, um Inselnetze zu versorgen oder Meerwasser-Entsalzungsanlagen zu betreiben. Diese Energien sind oftmals der Wind, nachwachsende Rohstoffe oder Biogas (z.B. aus Kläranlagen), aber auch Erdgas und andere Brennstoffe.

Kombinierte photovoltaisch-solarthermische Kleinanlagen behandle ich dagegen im Kapitelteil Solarthermie unter Hybrid-Kollektoren. Andere kleine und kleinste Hybridanlagen sind entweder dem Kapitel Windenergie (Neue Designs und Rotorformen) oder den photovoltaischen Umsetzungen (Entwicklung der photovoltaischen Nutzung) zugeordnet. Einsatz finden sie zunehmend in ländlichen, abgelegenen Gebieten, in erster Linie in Afrika und Asien (3.-Welt-Systeme).

Das vermutlich weltweit erste Hybridsystem wird 1988 in Burg auf der Insel Fehmarn errichtet, wo im Rahmen eines 7 Mio. DM Projektes zur Stromversorgung des Klärwerks eine Solarzellenanlage, ein Windkraftwerk sowie ein Biogas-Motor installiert werden, der mit Klärgas betrieben wird. Das BMFT fördert dieses noch relativ kleine Projekt zu 38 %.

1991 wird für rund 8 Mio. DM das zu diesem Zeitpunkt europaweit größte Hybrid-Kraftwerk auf dem Gelände des erst 1990 neu gebauten Klärwerks im mecklenburgischen Körkwitz, Kreis Riebnitz-Dammgarten, errichtet. Das BMFT beteiligt sich mit 6,1 Mio. DM, und das Land Mecklenburg-Vorpommern mit 1,6 Mio. DM an den Gesamtkosten des Modellprojektes am Saaler Bodden. Die 5.000 Solarzellen-Module haben eine Fläche von 3.000 m² und erzeugen 250 kW.

Ab 1992 wird ein 300 kW Windkraftwerk integriert, und 1993 folgt der Bau einer Biogasanlage für den Klärschlamm, deren Gas zwei Blockheizkraftwerke betreibt, jeweils mit 30 kW elektrischer und 60 kW thermischer Leistung. Ab 2009 beklagen sich einige Anwohner allerdings, daß das Klärwerk laut sei und stinken würde.

Die Solar-Großanlage auf Pellworm gilt 1992 nach der Installation von Windkraftwerken ebenso als Hybridanlage, wie die 1994 in Betrieb gehende Großanlage in Toledo, bei der die Photovoltaik mit einem Wasserkraftwerk kombiniert wird (s.d.).

Im März 1998 legen die Solarexperten des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) Franz Trieb, Bernhard Milow, Joachim Nitsch sowie Gerhard Knies, der Vorsitzende des Hamburger Klimaschutz-Fonds und wissenschaftlicher Mitarbeiter des Deutschen Elektronen-Synchrotron (DESY) in Hamburg, einen Bericht vor mit dem Titel: ‚Einführung solarthermischer Kraftwerke auf dem Weltenergiemarkt - eine Chance für die Arbeitsmarkt- und Klimapolitik Deutschlands’.

Hierin geben die Autoren schon recht früh eine sinnvolle Marschrichtung vor: „Solarkraftwerke können zunächst als solar/fossil befeuerte Hybridsysteme konzipiert werden, um die wirtschaftlichen Barrieren zu senken“ ... und damit den Übergang zur solaren Energiewirtschaft erleichtern. Ein Jahr zuvor war bereits ein sehr ausführlicher Artikel über die Systemaspekte hybrider Solaranlagen erschienen, in dem eine Vielzahl von Kombinationsmöglichkeiten analysiert wird.

Im August 1999 beginnen die Unternehmen Parker Ranch und PowerLight Corp. die gemeinsame Planung eines Solar/Wind-Hybridkraftwerkes auf Hawaii, das 2005 in Betrieb gehen soll. Es handelt sich um das gegenwärtig weltweit größte entsprechende Projekt.

Auf  Hawaii gibt es bereits fünf größere Windparks sowie eine nicht netzverbundene kombinierte Photovoltaik-, Wind- und Diesel-Anlage. Diese besteht aus einem 10 kW PV-Array, drei 10 kW Windkraftanlagen von Bergey und einem 30 kW Diesel-Generator, die mit einer Batterie-Bank und einem Pumpspeicher-System verbunden sind. Die kleine Hybridanlage versorgt ein Gewächshaus sowie elf Häuser und Geschäfte auf einer Ranch.

Anfang 2001 startet ein von der EU-Kommission gefördertes Forschungsprojekt unter dem Titel Solar Hybrid Gas Turbine Electric Power System (SOLGATE), bei dem bis zum März 2003 ein solarhybrides Energie-System entwickelt werden soll.

Bei diesem System soll die Druckluft, die einer Gasturbine zugeführt wird, durch direkte Sonneneinstrahlung erwärmt werden. Neben den notwendigen Änderungen der Gasturbine selbst sollen auch die Hochtemperatur-Receiver-Technologie weiterentwickelt und das Thema Systemintegration behandelt werden.

Die beteiligten Wissenschaftler und Ingenieure planen, eine Gasturbine mit 280 kW Wellenleistung für die externe, solare Luftbeheizung zu modifizieren. Außerdem soll ein Druck-Empfänger-Modul für eine Temperatur von 1.000°C entwickelt und gebaut werden, bei dem der Keramik-Absorber mit aktiven Kühlungsmaßnahmen kombiniert ist. Anschließend sollen die Komponenten zu einem kompletten Solar-Hybrid-System zusammengebaut und mindestens für acht Monate in die PSA-Solarturm-Anlage im spanischen Almería integriert werden.

Ein wesentliches Entwicklungsziel ist auch die Entwicklung von Software-Tools, welche die Simulation der Einzelkomponenten und der Gesamtleistung des Systems, und damit die Gestaltung kommerzieller solarhybrider Gasturbinen-Kraftwerke mit Turbinenleistungen zwischen 1,4 MW und 17 MW ermöglichen sollen. Ebenfalls geplant wird die Errichtung einer Demonstrationsanlage (s.u. Mitte 2010).

Im April 2002 gibt die Weltbank bekannt, daß sie bis zu 50 Mio. $ für den Bau von Solar-Hybrid-Anlagen in Ägypten, Indien, Mexiko und Marokko bereit gestellt hat, bei denen die Parabolrinnen-Technologie mit der Erdgasverbrennung verbunden wird, bereitgestellt hat.

Bei der International Executive Conference on Concentrating Solar Power (CSP) in Berlin im Juni 2002 wird der Plan des Königreichs Jordanien bekannt, in der Region Quwairah im Süden des Landes, für 200 – 300 Mio. $ eine 100 - 150 MW Solarhybridanlage zu errichten. Tatsächlich hat das deutsche Unternehmen Solar Millennium bereits im Vorjahr ein Angebot zur Umsetzung des Jordanian IPP Solar Power Project unterbreitet, das Ende 2005 in Betrieb gehen soll.

Über die Parabolrinnen-Technologie (engl. Concentrated Solar Power, CSP), um die es auf der genannten Konferenz ging, gibt es im Buch der Synergie ein eigenes Kapitel, ebenso über das Desertec-Projekt, bei dem die Firma Solar Millennium eine maßgebliche Rolle spielt (s.d.).

Über ein ähnliches Projekt wird im Jahr 2002 auch aus Indien berichtet, wo in Mathania, nahe Jodhpur in der Provinz Rajasthan, ein Flüssigbrennstoff/Solar-Hybridkraftwerk mit einer elektrischen Leistung von 140 MW errichtet werden soll, von denen 35 – 40 MW von einem 219.000 m² großen Parabolrinnen-Feld stammen werden. Die Kostenschätzung für das SOLIN-1 genannte Projekt beläuft sich auf konkurrenzfähige 1 Mio. $/MW. Das zuständige Ministry of Non-Conventional Energy Sources (MNES), eine weltweit bislang einmalige Einrichtung, plant außerdem ein 35 MW starkes solarthermisches Kraftwerk, ebenfalls in dem ariden und relativ dünn besiedelten Rajasthan.

Beim Update Mitte 2011 stellt sich allerdings heraus, daß es für dieses von der Global Environment Facility (GEF) geförderte Solarhybrid-Projekt bislang erst eine Machbarkeitsstudie gibt, welche die 1999 gegründete deutsche Firma Fichtner Solar GmbH aus Stuttgart erarbeitet hat. Inzwischen wird über eine reduzierte Kraftwerksgröße von nur 30 – 80 MW gesprochen.

Der nativ-amerikanische Hualapai Stamm erhält im Juli 2004 vom US-Landwirtschaftsministerium einen Zuschuß in Höhe von 2 Mio. $, um in seinem isolierten, 3.600 Hektar großen Tourismusunternehmen in Grand Canyon West (GCW) die Infrastruktur zur Stromerzeugung und -verteilung zu schaffen. Das Gebiet ist nicht an das nationale Stromnetz angeschlossen und nutzt Dieselgeneratoren, um den Flughafen und andere Einrichtungen mit Strom zu versorgen. Der Stamm betreibt seit 1997 die längste solarbetriebene Wasserleitung Nordamerikas, um Wasser nach GCW zu pumpen, und im Jahr 2000 wird ein kleines 7 kW PV/Wind-Hybridsystem mit Batteriespeicher installiert.

Der Stamm plant nun ein Solar-Hybrid-System von zunächst 250 kW, das zukünftig bis auf 2 MW erweitert werden kann. Das Projekt wäre eine Gelegenheit zur Demonstration der fortschrittlichen Solarthermie, Wasserstofferzeugung und Brennstoffzellen-Technologie. Die Projektierung übernimmt die Firma Daystar Consulting LLC aus Seattle.

Für ein ähnliches Projekt erhält auch die Navajo Nation in New Mexico eine Förderung des Ministeriums. 2008 gehen in GCW dann zwei 100 kW Solar/Diesel-Hybridanlagen in Betrieb, die allerdings nur PV-Paneele mit einer Leistung von 16 kW haben, während die Leistung der integrierten Batteriebank 5.400 Ah beträgt.

Ende 2004 geht in China die landesweit erste Solar/Wind-Hybridanlage ans Netz. Das 100 kW PV-Array befindet sich in der Huaneng Nan’ao Windfarm und gilt auch als erste netzverbundene Solarzellen-Anlage Chinas. Kleinere Kombi-Systeme im Bereich bis zu 20 kW werden zu diesem Zeitpunkt schon kommerziell angeboten, z.B. von der Suzhou Yueniao Machinery & Electronics Imp. & Exp. Co. Ltd. in Suzhou.

Die Huayuan New Energy Project Co. Ltd. wiederum, in dem seit 2005 als Chinas Solar City bezeichneten Dezhou angesiedelt, bietet ebenfalls eine ganze Palette an neuen Energiesystemen an, angefangen von kleinen Windladern, über Vakuumröhren bis hin zu Parabolrinnen-Reflektoren aus Glas oder Metall, wie sie bei großen Solarthermie-Kraftwerken eingesetzt werden. Im Bereich der Hybridsysteme werden Solar/Biogas-Anlagen angeboten.

Die 1981 gegründete SMATechnologie AG aus Niestetal, ein führender Hersteller von Photovoltaik-Wechselrichtern realisiert 2006/2007 im Rahmen des bilateralen deutsch-chinesischen Solarenergie-Programms ein Solarhybrid-System in China, mit dem die Lebensqualität der Menschen in abgelegenen Gebieten der westchinesischen Provinzen Yunnan, Xinjiang, Qinghai und Gansu verbessert werden soll.

Das deutsche Interesse besteht darin, bei diesem Projekt PV-Paneele von Shell Solar GmbH and Schott Solar einzusetzen. Die Anlagen sind mit Solarzellen zwischen 4,5 und 18 kW, Dieselgeneratoren von 10 bis 30 kW und Batteriesätze zwischen 72 und 190 kWh ausgerüstet.

Ein interessantes Modell aus Afrika ist die Solar/Pflanzenöl-Hybridanlage der Vincentian Sisters in Mbinga in Tansania, welche die 1983 gegründete deutsche Firma Energiebau Solarstromsysteme GmbH aus Köln im Jahr 2006 realisiert – mit eigenhändiger Hilfe der Schwestern.

Auf dem Kirchendach befinden sich – gottgefällig ein weißes Kreuz umrahmend – 81 Solarmodule vom Typ Schott ASE 100 mit einer Fläche von rund 80 m² und einer Gesamt-Spitzenleistung von 8,1 kW, welche die Hauptlast übernehmen, während der auf 30 kW ausgelegte Pflanzenöl-Generator des Herstellers Kuboto nur bei besonders hohem Stromverbrauch zugeschaltet wird, pro Tag für etwa 2,5 Stunden.

Dieser Generator ist von der Kölner Firma auf Jatropha-Öl umgerüstet worden, was den Schwestern pro Liter im Vergleich zum Diesel fast einen Euro einspart. Gekostet hat das Gesamtsystem rund 100.000 €. Im Januar 2007 erhalten die Projektpartner dafür den Roy Family Award der John F. Kennedy School of Government an der Harvard University.

Die Kölner Energiebau hat das Konzept der dezentralen Elektrifizierung auch schon in anderen Ländern umgesetzt, zumeist in Kooperation mit InWEnt und gefördert vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi). In Busunu in Ghana beispielsweise vorsorgt eine Solar-Hybrid-Anlage mit Pflanzenöl-Generator ein Dorf mit 360 Häusern, während eine ähnliche Anlage ein Ausbildungszentrum auf Sumba Island in Indonesien zum unabhängigen Stromproduzenten macht.

Eine moderne und semi-mobile Hybridanlage bildet das von der Ecosphere Technologies Inc. in Stuart, Florida, entwickelte System, das aus zwei 7 m langen Containern besteht und mit ausklappbaren Solarzellen sowie einem zusätzlichen Windlader bestückt ist. Das 2007 vorgestellte Modell Ecos LifeLink liefert 16 kW Elektrizität, kann verseuchtes oder verunreinigtes Wasser filtern und bietet eine Internetanbindung über eine Entfernung von bis zu 50 km. Die Anlage ist speziell für Notfalleinsätze entwickelt worden.

Mit der Zeit werden die Anlagen immer größer – zumindest die Planungen für diese.

Im Juni 2008 gibt beispielsweise die Firma San Joaquin Solar LLC aus San Diego, eine Tochter der Martifer Renewables, bekannt, daß sie von dem Stromversorger PG&E den Auftrag erhalten habe, nahe Coalinga in Kalifornien zwei Solarthermie/Biokraftstoff-Hybridanlagen zu errichten.

Jede der beiden Dampfturbinen-Anlagen wird aus dem mit Parabolrinnen versehenen solarthermischen Teil 53,4 MW beziehen, die von 40 MW aus der Biomasse-Verbrennung ergänzt werden. Die zum Betrieb erforderlichen 250.000 Tonnen Biokraftstoff pro Jahr werden aus lokalen Abfällen der Landwirtschaft und Viehzucht kommen. Starten sollen die Hybrid-Anlagen im ersten Quartal 2011.

Im Juni 2009 geht im israelischen Kibbuz Samar nahe Eilat eine patentierte, neue Solaranlage in Betrieb, nachdem es dem Unternehmen gelungen war, in einer Finanzierungsrunde 5 Mio. $ Investitionsmittel zu bekommen, und zwar in erster Linie durch EZKlein Partners, EDIG Construction und L&Q Solar.

Im Grunde handelt es sich bei dem Projekt der 1998 gegründeten Firma Aora Solar Energy Co. (früher: EDIG Solar) aus Rehovot um eine kleine Solarturm-Anlage, bei der 30 Heliostate – sonnennachgeführte Spiegel – die Sonnenstrahlen auf die Spitze des 30 m hohen Turms konzentrieren, wo sich ein spezieller Receiver sowie eine 100 kW Gasturbine befinden. Tagsüber treibt die bis auf 1.000°C erhitzte Luft die Mikroturbine direkt an, in der Nacht wird diese mit Biodiesel oder Naturgas betrieben. Das Kraftwerk kann 100 kW Strom und 170 kW thermale Energie erzeugen.

Die Schlüsselkomponenten der Aora Power Conversion Unit (PCU), die Mikroturbine und der Solar-Receiver, sind in Zusammenarbeit mit dem Weizmann-Institut und der Firma Rotem Industries entstanden. Als Preis der Gesamtanlage werden rund 500.000 $ genannt. In der Zukunft plant das Unternehmen, Kraftwerke im Maßstab von 5 MW und mehr zu entwickeln.

Im Dezember 2009 meldet die Presse, daß das amerikanische Electric Power Research Institute (EPRI) zu Demonstrationszwecken den Bau von zwei Solar-Hybridanlagen zu plant, bei denen fossil befeuerte Kraftwerke mit Solarenergie nachgerüstet werden. Dabei soll der solarthermisch erzeugte Wasserdampf dem Dampf-Kreislauf des herkömmlichen Kraftwerks hinzugefügt werden, was zu reduzierten Emissionen und Treibstoffkosten führen soll. Bei den zwei Anlagen handelt es sich um das 245 MW Escalante-Kohlekraftwerk der Tri-State Generation and Transmission Association Inc. in Prewitt, New Mexico, sowie um das 1.102 MW Chuck Lenzie-Naturgas-Kraftwerk der NV Energy nahe Las Vegas.

Im April 2010 starten der Energy Investors Funds aus Massachusetts und der Energie-Projektentwickler NTE Energie aus Florida ein Joint Venture, das sich auf hybride Erneuerbare Energien/Erdgas-Projekte konzentrieren wird. Die neue EIF NTE Hybrid Renewable Energy will Projekte in Florida, South Carolina und Alabama entwickeln, bei denen Solar-, Biomasse- und andere erneuerbaren Technologien mit der Erdgasturbinen-Technologie verbunden werden.

Die Solarthermie-Firma eSolar gibt im Mai 2010 bekannt, daß sie von der chinesischen Regierung einen Auftrag über 2 GW ihrer Solarturm-Installationen erhalten habe, die in erster Linie als hybride Komponente von Biomasse-Kraftwerken eingesetzt werden sollen. Ich konnte bislang noch nicht verifizieren, ob dieses Geschäft tatsächlich zur Abwicklung gelangt ist, oder nicht.

Gemeinsam mit Partnern aus Europa, Brasilien und Mexiko nehmen Forscher des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) im Mitte 2010 das solarhybride Versuchskraftwerk SOLHYCO in Betrieb, das auf dem großen Solarturm CESA-1 der südspanischen Plataforma Solar de Almería installiert ist.

Die gebündelte Sonnenstrahlung erhitzt die im Strahlungsempfänger angebrachten, metallischen Absorberrohre auf über 800°C. Mit dieser Hitze wird die durch die Absorberrohre strömende Luft erwärmt, die dann eine 100-Kilowatt-Mikrogasturbine mit angeschlossenem Generator zur Stromproduktion antreibt. Bei Sonnenschein wird das Kraftwerk mit Solarenergie betrieben, in der Nacht und bei Bewölkung kann Dieseltreibstoff zugefeuert werden.

Nach Abschluß der Entwicklung sollen künftige Betreiber unterschiedliche Kraftstoffe wie Biogas, Biodiesel, Erdgas oder Diesel verwenden können. Bei einem typischen Dauerbetrieb von etwa 4.000 Volllaststunden pro Jahr wird eine Brennstoffeinsparung von ca. 36 % erwartet. Das hybride Kleinkraftwerk ist nach Berechnung des DLR in der Lage, rund 50 Haushalte mit Strom zu versorgen. Die Forscher planen nun, das Prinzip des Hybridkraftwerkes weiterzuentwickeln und ein 5 MW Kraftwerk zu konzipieren.

In der Nähe von Palisade in Colorado geht im Juli 2010 das weltweit erste Solar/Kohle-Hybridkraftwerk in Betrieb. Die 1 MW Cameo-Demonstrationsanlage der Unternehmen Xcel Energy und Abengoa Solar kostet 4,5 Mio. $ und nutzt 8 Reihen Parabolrinnen-Kollektoren mit einer Gesamtlänge von 150 m.

Das dort solarerhitzte Mineralöl wird durch einen Wärmetauscher geleitet, wo es zum Vorwärmen des Wassers für die kohlebefeuerte Turbine des 49 MW Kraftwerks verwendet wird. Damit sollen der Brennstoffverbrauch des Kohlekraftwerks um 2 – 3 %, und die Emissionen um bis zu 10 % verringert werden.

Inzwischen haben sich mehrere US-Stromversorger mit dem Electric Power Research Institute (EPRI) zusammengetan, um die Möglichkeiten der Solar/Kohle-Hybridtechnologie in North Carolina und New Mexico zu studieren. In Florida befindet sich außerdem eine  Solar/Erdgas-Hybridanlage im Bau.

Im August 2010 geht in Marble Bar in der Region Pilbara in Westaustralien das offiziell weltweit erste Solar/Diesel-Kraftwerk in Betrieb, das diesen Namen auch verdient. Die Ortswahl ist sinnvoll, denn Marble Bar hält einen Weltrekord für die meisten aufeinander folgenden Tage mit Höchsttemperaturen.

Die Pippunyah Power Station von Horizon Power ist mit 1.350 einachsig sonnennachgeführten Solar-Arrays mit einer Gesamtleistung von 1,16 MW ausgestattet. Es wird erwartet, daß die Anlage in der Hochsaison im Sommer bis zu 89 % des städtischen Strombedarfs decken kann und übers Jahr den Diesel-Verbrauch um 35 – 40 % senkt. Sehr interessant: Die von der Anlage erzeugte Energie wird in einem innovativen Schwungrad-Speichersystem gespeichert. Das Projekt wird von der Bundesregierung unterstützt und vom westaustralischen Office of Energy durchgeführt.

Eine weitere Anlage mit der gleichen Technologie und 900 Solar-Arrays ist in Nullagine im Bau, 88 km südlich von Marble Bar gelegen; sie soll im Oktober in Betrieb gehen. Außerdem plant Horizon Power solche Solar/Diesel-Hybridkraftwerke in den abgelegenen Aborigine-Gemeinden Kalumburu und Yungngora zu errichten.

Auch die internationale Überzeugungsarbeit trägt nun erste Früchte: Die Firmen Abener Energía S.A. und Teyma, beide im Besitz der Abengoa Group, beginnen im September 2010 mit den Bauarbeiten an einem Hybrid-Solarkraftwerk in Algerien, in der Nähe des Erdgasreservoirs Hassi R’Mel, dem größten Afrikas. Die Anlage wird 150 MW Strom produzieren, von denen 25 MW aus dem solarthermischen Anlagenteil stammen, der aus 224 Parabolrinnen-Kollektoren mit zusammen 600.000 m² Spiegelfläche besteht.

Ansonsten ist das Kraftwerk, das die sogenannte Integrated Solar Combined Cycle (ISCC) Technologie nutzt, noch mit zwei 40 MW Erdgas-Turbinen und einer 80 MW Dampfturbine ausgestattet. Im Juli 2011 erfolgt die offizielle Einweihung unter Anwesenheit des spanischen Energieministers und seines algerischen Amtskollegen, die Inbetriebnahme erfolgt im September.

Bereits im Dezember 2010 geht das erste solarthermische Hybridkraftwerk in Ägypten mit einer elektrischen Gesamtleistung von 150 MW in Betrieb. Das 30 MW Solarfeld der in Kuraymat, rund 100 km südlich von Kairo, gelegenen Anlage besteht aus 2.000 Parabolrinnen-Kollektoren von jeweils 12 m Länge und 6 m Breite, die zusammen eine Gesamtfläche von 130.000 m² haben.

Aufgrund des Vorbildcharakters des Solarfeld-Projektes wird dieses von der Global Environmental Facility (GEF) mit einem Zuschuß in Höhe von rund 50 Mio. $ gefördert. Die Gesamtkosten des Hybridkraftwerks belaufen sich auf über 250 Mio. €, von denen auf das Solarfeld etwa 30 % entfallen.

Die technische Auslegung des Solar-Hybrid-Kraftwerks, das Erdgas zur Stromerzeugung nutzt, erarbeitet das o.e. deutsche Unternehmen Fichtner Solar. Die Errichtung und Inbetriebnahme des Solarfelds erfolgt in Zusammenarbeit mit dem ägyptischen Unternehmen Orascom Construction Industries, während die Flagsol GmbH, ein Tochterunternehmen der Erlanger Solar Millennium AG und der Essener Ferrostaal AG, die Solartechnologie für das Projekt liefert.

Im Anschluß an die Inbetriebnahme werden Flagsol und Orascom den Solarteil des Kraftwerks nun zwei Jahre lang selbst betreiben, bevor er endgültig dem Auftraggeber, der Egyptian New and Renewable Energy Authority, übergeben wird. Für Deutschland gilt das Projekt als Versuchslauf für die internationale Desertec Initiative. 

Im November 2010 wird in den USA der Ende 2008 begonnene Bau der bislang weltweit größten Solar-Hybridanlage abgeschlossen. Das sogenannte Martin Next Generation Solar Energy Center in Indiantown, Florida, kostet 476 Mio. $ und verbindet das gegenwärtig zweitgrößte Solarthermalfeld der Welt mit dem größten Erdgaskraftwerk der USA (3,8 GW). Ebenfalls weltweit zum ersten Mal wird bei der Hybridanlage des Stromversorgers Florida Power & Light (FPL) ein solarer Anlagenteil in ein bereits bestehendes Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerk integriert.

Bei der 75 MW Anlage im westlichen Martin County, nördlich von West Palm Beach und in der Nähe des Okeechobee Sees gelegen, bedecken mehr als 190.000 Parabolspiegel eine Fläche von rund 200 Hektar (etwa 80 Fußballfelder). Die Spiegel konzentrieren die Sonnenstrahlen auf Vakuumröhren, in denen ein synthetisches Öl auf 400°C aufgeheizt wird. Der damit erzeugte Dampf wird mit dem Dampf aus der Abwärme von vier Erdgas-Anlagen vermischt und anschließend zur Stromerzeugung in eine bereits bestehende Dampfturbine eingespeist.

Der Betreiber erwartet, mit der neuen Technologie den Verbrauch fossiler Brennstoffe um rund 1,16 Mrd. m³ Erdgas und mehr als 600.000 Barrel Erdöl zu reduzieren, um während der geschätzten 30-jährigen Lebensdauer der Anlage rund 178 Mio. $ an Treibstoffkosten zu sparen. Die restlichen Investitionskosten werden vermutlich mit Emissionsrechten verrechnet.

Die mit 310 MW derzeit größte Parabolrinnen-Anlage der Welt in der Mojave-Wüste gehört ebenfalls der FPL, deren umweltbewußte Firmenpolitik erfolgreich dabei war, seit 1980 den Bau neuer fossiler Kraftwerke zu vermeiden. Die neue Anlage in Florida basiert im Wesentlichen auf der Technologie des 30 Jahre alten Mojave-Systems, wobei sie allerdings mit weitaus stärkeren Trägern, Rahmen und Spiegeln ausgestattet wurde, um auch Hurrikan-Windgeschwindigkeiten bis zu 200 km/h standzuhalten. In diesem Fall drehen sich die Spiegel nach unten.

Ebenfalls im November 2010 beginnt das von der Abengoa Solar S.A. gebaute 240 MW (andere Quellen: 470 MW) Solar-Hybrid-Kraftwerk Ain Beni Mathar im Nordosten von Marokko, Strom in das nationale Stromnetz einzuspeisen. Baubeginn war Ende 2007. Die Anlage nahe der algerischen Grenze wurde mit einem Zuschuß der Global Environment Facility (GEF) und der Weltbank in Höhe von 43,2 Mio. $ finanziert, ergänzt durch Kredite der Afrikanischen Entwicklungsbank, des Instituto de Credito Official (Spanien) und Eigenkapital des staatlichen marokkanischen Versorgungsunternehmens Office National de l’Electricité (ONE).

Das Hybridkraftwerk, dessen Planung und Projektabwicklung ebenfalls durch die deutsche Fichtner Solar erfolgt, besteht aus zwei Gas- und einer Dampfturbine, die ihr Gas aus Algerien bekommen. Das Solarfeld aus 224 Parabolrinnen-Kollektoren hat eine Fläche von über 183.000 m² und soll im Jahr etwa 40 GWh Strom produzieren.

Die marokkanische Regierung hatte im November 2009 einen nationalen Solarplan ausgerufen, dem zufolge bis 2020 eine Produktionskapazität von zusätzlichen 2.000 MW Solarstrom geschaffen werden soll. Hierfür wird eine marokkanische Agentur für Solare Energiesysteme gegründet. Die erste Anlage dieses Plans, ein 500 MW Solarkraftwerk in Ouarzazate, soll bis 2014/2015 verwirklicht werden. Sie bildet einen integralen Bestandteil des solaren Erweiterungs- und Investitionsplans für solarthermische Anlagen im Nahen Ostens und Nordafrika, für den der Clean Technology Fund im Dezember 2009 eine Summe von 750 Mio. $ genehmigt hat. Allerdings ist aus diesem Sektor bislang noch nichts über Hybridkraftwerke zu hören.

Die weiteren Pläne Marokkos sind eine 400 MW Solaranlage in der Nähe von Ain Beni Mathar plant (bis 2016), eine 500 MW Anlage in Foum Al Ouad (bis 2017), eine weitere 500 MW Anlage in Boujdour (bis 2018) und eine 100 MW Anlage in Sebkhat Tah (bis 2019). Über diese Anlagen berichte ich ausführlicher im Kapitel der solaren Hochtemperatursysteme.

Im Juni 2011 beginnt die Abengoa Solar S.A. mit dem Bau der ersten Solar/Erdgas-Hybridanlage in Mexiko. Das Kraftwerk Agua Prieta II im Bundesstaat Sonora wird in zwei Phasen errichtet, wobei im ersten Schritt 12 MW Parabolrinnen-Kollektoren installiert werden. In der zweiten Phase erhält das Kraftwerk eine Kombination aus zwei Gas- und einer Dampfturbine, einen Wärmetauscher und andere Ausstattungen. Dieser Anlagenteil kommt auf insgesamt 464,4 MW Leistung. Nach den bereits erwähnten Solarhybrid-Kraftwerken in Marokko und Algerien ist dies die dritte Anlage der Abengoa.

Mitte 2011 befindet sich auch eine 1 MW Solar/Erdgas-Hybridanlage in Frankreich im Bau. Sie basiert auf der seit 1983 bestehenden 2 MW THEMIS Solarturm-Anlage in Cerdanya im Département Pyrénées-Orientales, nahe der spanischen Grenze im Südwesten des Landes.

Die Anlage des Conseil Général des Pyrénées-Orientales, die aus 201 Heliostaten mit einer Gesamtspiegelfläche von 11.800 m² sowie einem 104 m hohen Turm besteht, wurde damals nur bis 1986 betrieben, da es Probleme mit dem Kühlkreislauf gab – und zu geringe politische und finanzielle Unterstützung. Die 1979 begonnene Konstruktion kostete damals umgerechnet rund 45 Mio. € und wurde von dem Stromversorger Électricité de France (EDF) durchgeführt.

Nach einem mehr als 20-jährigen ‚Winterschlaf’ wird die Anlage vom CERN übernommen, die ein Tscherenkow-Teleskop zur Beobachtung von Gammastrahlen installiert, und im Jahr 2004 beginnt das Conseil Général mit dem Wideraufbau der Anlage zur Stromerzeugung, wobei gleichzeitig gemeinsam mit dem Centre national de la recherche scientifique (CNRS) und Tecsol, einem lokalen Ingenieurbüro, ein Forschungs- und Entwicklungszentrum für Solarenergie aufgebaut wird.

THEMIS besitzt noch immer seine 201 sonnennachgeführten – gegenwärtig allerdings nicht betriebsbereiten – Heliostate, von denen die meisten sogar noch mit Spiegeln ausgestattet sind, während der Solar-Receiver inzwischen Teil einer Ausstellung in der Nähe des Sonnenofens von Odeillo ist (s.d.). Bei drei Reihen von Heliostaten wurden die Spiegel durch Photovoltaik-Zellen ersetzt.

Nun soll im Rahmen eines Sanierungsprojekts die Hälfte der Heliostaten repariert werden, um mittels einer Gasturbine an der Spitze des Turms ein erstes, kleines Hybridkraftwerk in Betrieb nehmen zu können, während die andere Hälfte mit Solarzellen versehen wird.

In Planung befindet sich aktuell eine ganze Reihe neuer Anlagen. Für das Electric Power Research Centers (MATN) des Energieministeriums im Iran erarbeitet Fichtner Solar eine detaillierte Machbarkeitsstudie für ein 400 MW Solar-Hybrid-Kraftwerk mit 65 MW solarem Anteil in Yazd.

In Kalifornien sind gleich drei Hybridanlagen geplant: eine 107 MW Solar/Biomasse-Anlage in Fresno County (San Joaquin Solar 1&2), eine 62 MW Solar/Erdgas-Anlage in Palmdale (City of Palmdale Hybrid Power Project) sowie eine ebenfalls Solar/Erdgas-Hybridanlage mit 50 MW in Victorville (Victorville 2 Hybrid Power Project).

Im Herbst 2011 startet die Serienfertigung einer autarken, hybriden Stromerzeugungsanlage für den Einsatz in unterversorgten Regionen und Krisengebieten. Der mobile, ca. 6 m lange EnergyContainer der in Gießen ansässigen Firma Johannes Hübner ist in erster Linie für Hilfsmannschaften, Rettungs- und Bautrupps gedacht, und das Exemplar Nr. 1 geht als Spende an das Technische Hilfswerk (THW). Zwei Personen können die Anlage innerhalb von einem Tag aufbauen.

Die Energie wird vorwiegend aus Sonnen- und Windkraft erzeugt und von einem smarten Energiemanagement in Verbindung mit einer Batteriebank gesteuert. Die PV-Anlage setzt sich aus 27 monokristallinen Solarmodulen mit zusammen ca. 5 kW zusammen, ebensoviel, wie die Windturbine WESpe leistet (s.d.).

Diese ist nicht in all ihre Komponenten zerlegt, sondern die komplette Gondel ist auf einem Wagen befestigt und kann mit ihren 250 kg Gewicht direkt zum Mastende gefahren werden. Nachdem die vier Rotorblätter an die Nabe angebracht und der Mast aus handlichen Segmenten zusammengesetzt ist, werden die Abspannseile befestigt und der 15 m hohe Mast dann innerhalb einer Minute über ein Zugseil und die Seilwinde elektrisch aufgerichtet.

Die Batterie des EnergyContainer besteht aus 24 in Reihe geschalteten 2 V Zellen, wodurch die Gesamtspannung bei 48 V liegt. Bei einer Kapazität von 1.200 Ah kann die Batterie 52 kWh elektrische Energie speichern. Kernstück des Ganzen ist ein bidirektionaler Multikanalwechselrichter, der die Energie sowohl in die Batterie leiten als auch die Gleichspannung aus der Batterie in eine ein- oder dreiphasige Wechselspannung umformen kann. Als Backup ist noch ein Dieselgenerator an Bord. Schätzungen des Herstellers zufolge könnte ein voll ausgestatteter Container eine Hilfsmannschaft monatelang mit Energie versorgen.

 

Als Nächstes geht es ins Weltall, das Einsatzgebiet von Solarenergiesatelliten, die im andauernden Sonnenlicht palziert Strom an andere Raumfahrzeuge und/oder Empfangsanlagen auf der Erde bzw. dem Mond senden sollen.

 

Weiter mit Solarsatelliten...