15.04.2016, 14:42 Uhr

40 Jahre DLR-Energieforschung: Ideenschmiede für Solarkraftwerke

Solarkraftwerksexperte Michael Geyer (Foto: copyright DLR: Quelle: Michael Geyer)
DLR Donnerstag, 14. April 2016
Das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) feiert 2016 40 Jahre Energieforschung und lässt Entscheider zurückblicken.

Einer davon ist Michael Geyer, Physiker, Ingenieur und Experte für Solarthermische Kraftwerke. Für das DLR forschte er mehrere Jahre am Forschungszentrum Plataforma Solar in der spanischen Provinz Almería. Zudem war er für deutsche und internationale Industrieunternehmen tätig, bevor er im Jahr 2007 zum spanischen Energieunternehmen Abengoa Solar wechselte. Als Direktor für internationale Geschäftsentwicklung ist er dort für die Abwicklung von großen solaren Kraftwerksprojekten weltweit tätig. An der Fachhochschule Regensburg hatte Geyer in den 1990er-Jahren eine Professur für Energie, Kraftwerkstechnologie und Prozesstechnik inne. Mit ihm sprach Wissenschaftsjournalist Tim Schröder.

Herr Geyer, die Idee, Solarwärmekraftwerke für die Energiegewinnung zu nutzen, ist schon mindestens 100 Jahre alt. Kurz vor dem Ersten Weltkrieg hatten Ingenieure in Nordafrika eine erste Anlage errichtet. Den Durchbruch aber hat die Technologie erst Anfang dieses Jahrhunderts geschafft - warum so spät?

Dafür gibt es eine ganze Reihe von Gründen. Zunächst einmal, weil natürlich bis heute die fossilen Rohstoffe dominieren. Erstaunlicherweise baute tatsächlich schon 1912 der US-amerikanische Erfinder Frank Shuman in Ägypten das erste Parabolrinnenkraftwerk, um Nilwasser zur Bewässerung auf die Baumwollfelder zu pumpen. Damals wollte er mit der Sonnenenergie die Kohle ersetzen, die Ägypten zu dieser Zeit aus England importierte. Mit dem 1. Weltkrieg begann die Ära des Öls, und von der Sonnenenergie war lange keine Rede mehr. Erst mit der Ölkrise 1973 bekam die Nutzung der fossilen Energieträger einen ersten Dämpfer. Die Ölkrise gab in den USA und in Europa den Anstoss, sich wieder mit der Idee zu befassen, Sonnenenergie in der Kraftwerkstechnik zu nutzen. Ende der 1970er-Jahre begann in den USA und in Europa dann der Bau der ersten solarthermischen Pilotanlagen mit wenigen Megawatt Leistung. Doch von den ersten Pilotanlagen bis zum kommerziellen Einsatz der Technologie war es dann noch ein langer Weg, weil noch viele technische Fragen offen waren.

Wie begann die Ära der solarthermischen Kraftwerke?


Ein Meilenstein war ein Entwicklungs- und Demonstrationsprogramm, das die Internationale Energieagentur, die IEA, 1976 gemeinsam mit zehn ihrer Mitgliedsländer auflegte: der Bau von zwei solarthermischen Pilotanlagen in der einzigen Wüste Europas, in der Wüste von Tabernas in der spanischen Provinz Almería. Das Projekt hieß IEA-SPSS, wobei SPSS für Small Solar Power Systems steht. Das Ziel war es, zwei verschiedene Technologien von Solarkraftwerken zu testen - die Parabolrinnentechnologie und die Solarturmtechnologie. Beide Pilotanlagen sollten jeweils eine elektrische Leistung von 500 Kilowatt haben. Das war im Vergleich zu heutigen Anlagen, die 100 Megawatt und mehr liefern, natürlich relativ wenig. Aber zunächst einmal mussten diese neuen Technologien ja erprobt werden. An dem Projekt waren Firmen und Wissenschaftler aus zehn Ländern beteiligt - aus Belgien, Deutschland, Frankreich, Griechenland, Italien, Österreich, Schweiz, Schweden, Spanien und den USA. Das zeigt, wie groß das Interesse an diesen Technologien damals war. Die damalige DFVLR hatte als "Operating Agent" die Projektleitung. Der Bau der beiden Anlagen war 1984 abgeschlossen...

• Solarkraftwerke

Solarkraftwerke nutzen die direkte Sonnenstrahlung der Sonne, indem sie diese mit Spiegeln einfangen, konzentrieren und damit Hitze erzeugen. Die Hitze wird in einem Trägermedium gespeichert, das zur Erzeugung von Wasserdampf genutzt wird. Der Wasserdampf treibt wie in einem gewöhnlichen Kraftwerk eine Turbine zur Stromerzeugung an. Ihr Einsatzgebiet sind daher die trockenen Regionen im sogenannten Sonnengürtel zwischen 35. Grad nördlicher und südlicher Breite. Der Vorteil der solarthermischen Kraftwerkstechnologien gegenüber Photovoltaik besteht darin, dass die Wärme in Trägermedien gespeichert wird. So kann auch bei Bewölkung und sogar nachts Strom erzeugt werden. Man unterscheidet zwischen Parabolrinnenkraftwerken und Solarturmkraftwerken. Solarkraftwerke benötigen direkte Sonnenstrahlung, die nicht durch Wolken oder Luftfeuchtigkeit gestreut wird.

• Parabolrinnenkraftwerke

Bei den Parabolrinnenkraftwerken wird die Sonnenstrahlung von gebogenen Spiegeln auf ein langes Rohr gelenkt, das entlang der Rinne verläuft und das Wärmespeichermedium transportiert. Parabolrinnenkraftwerke erreichen eine Betriebstemperatur von 420 Grad Celsius.

• Solarturmkraftwerke

Bei Solarturmkraftwerken wird die Sonnenstrahlung von vielen einzelnen Spiegeln auf einen Punkt an der Spitze eines Turmes gelenkt, durch den das Wärmespeichermedium zirkuliert. Die Sonnenenergie wird hier besser fokussiert als bei den Parabolrinnen, sodass Solarturmkraftwerke Betriebstemperaturen von 600 Grad erreichen können.

...also etwa zu der Zeit, als Sie für die DFVLR nach Almería gingen?

Ja. Nach meinem Physikstudium begann ich 1981 beim DFVLR in der Arbeitsgruppe von Joachim Nitsch. Dort beschäftigten wir uns vor allem theoretisch mit der Frage, wie man die Energieversorgung künftig auf erneuerbare Energien umstellen könnte. Meine Aufgabe war es, das Potential solarthermischer Kraftwerke zu untersuchen. Nach dieser Studienanalyse hatte ich den Wunsch, die solarthermischen Technologien in der Praxis zu erproben - und so nahm ich 1985 das Angebot an, für die DFVLR nach Tabernas zu gehen und dort die Anlagen kennenzulernen. Die IEA-SSPS Pilotanlagen und auch das spanische Pilotkraftwerk CESA-I waren zu diesem Zeitpunkt bereits fertig gestellt. Damals ging gerade das IEA-SSPS-Projekt zu Ende. Die Arbeiten wurden von da an in einem neuen spanisch-deutschen Kooperationsvertrag weitergeführt und zu gleichen Teilen von Spanien und Deutschland finanziert und gelenkt. Der Standort Almería erhielt den Namen Plataforma Solar.

Worin bestand die Forschungsarbeit in ihren ersten Jahren in Almería?

Anfangs haben wir vor allem die Optik der verschiedenen Konzentratortechnologien untersucht - Heliostaten, Parabolrinnen und Parabolspiegel samt ihrer Stützkonstruktion und Nachführung. Es ist ja so, dass die Spiegel im Laufe des Tages dem Stand der Sonne folgen müssen. Vor Ort arbeiteten wir von der DFVLR eng mit den Wissenschaftlern der spanischen Forschungsanstalt CIEMAT (Red.: Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológica) und den beteiligten Industrieunternehmen zusammen. Wir haben dort auch verschiedene Strahlungsempfänger, die sogenannten Receiver, erforscht, in denen die von den Spiegeln reflektierte Sonnenstrahlung konzentriert wird. Die Receiver enthalten die Wärmeträgermedien, die die Wärme der hochkonzentrierten Solarstrahlung aufnehmen. Ich selbst habe mich auf der Plataforma Solar vor allem auf die Speicherung der solaren Wärme konzentriert.

Die Plataforma Solar erregte in den 1980er-Jahren Aufsehen, als es einen Brand gab. Ursache soll damals das Trägermedium gewesen sein. Was war passiert?

Anfangs hatte man im IEA-SSPS-Projekt vor allem auf Natrium als Wärmeträger in Solarturmkraftwerken gesetzt, da es Wärme hervorragend absorbieren, transportieren und speichern kann. Deutschland hatte dazu im IEA-SSPS Projekt die Natrium-Technologie des Schnellen Brüters SNR 300 aus Kalkar eingebracht, eines seinerzeit modernen Atomkraftwerks. Allerdings reagiert Natrium im Kontakt mit Wasser sehr heftig und ist auch schon bei geringster Luftfeuchtigkeit hoch entzündlich. Bei der Wartung eines Ventils trat 1986 Natrium aus und reagierte mit der Luftfeuchtigkeit. In der Folge kam es zum Großbrand. Dieser Großbrand trug sicher dazu bei, dass in Deutschland die Technologie des natriumgekühlten Schnellen Brüters nicht weiter verfolgt wurde. Und in der solarthermischen Technik stiegen wir von Natrium auf Schmelzsalze um - eine Variante, die seinerzeit in der US-amerikanischen Solaranlage "Solar Two" und in Frankreich im Solarforschungszentrum "Themis" in den Pyrenäen erprobt wurde.

War die Plataforma Solar damals die wichtigste Anlage weltweit?


Die Plataforma Solar war damals die einzige internationale Anlage, an der sich mehrere Länder beteiligten. Etwa zeitgleich mit dem IEA-SSPS Projekt erprobten mehrere Länder eigene solarthermische Technologien, unter anderem Frankreich, die Sowjetunion, Japan und die USA. Alle diese Anlagen und auch die Plataforma Solar dienten nur zu Forschungs- und Demonstrationszwecken. Einzig in Kalifornien entwickelte sich ein erster kommerzieller Markt für solarthermische Kraftwerke: Dort hatte die Ölkrise die Gaspreise stark ansteigen lassen. Um die Stromversorgung auch während der Sommerhitze sicherzustellen, wenn in Kalifornien Tausende von Klimaanlagen in Betrieb sind, suchten die lokalen Stromversorger nach erneuerbaren Kraftwerkslösungen. In Süd-Kalifornien bot der örtliche Stromversorger, die Southern California Edison, den Betreibern zuverlässiger nichtfossiler Anlagen Stromabnahmeverträge an, die sogenannten "Standard Offers". Damit gab es zum ersten Mal einen marktwirtschaftlichen Anreiz für den Bau großer solarthermischer Anlagen. Die israelisch-kalifornische Firma Luz entwickelte und baute damals das mit 354 Megawatt ausgesprochen große kommerzielle solarthermische Kraftwerke. Luz setzte dabei auf die Parabolrinnentechnologie. Dabei muss man betonen, dass sich die Ingenieure von Luz zuvor auf der Plataforma Solar von der Marktreife dieser Technologie überzeugt hatten. Die Solarspiegeltechnik stammte von einer deutschen Firma und war in Almería getestet und optimiert worden. Luz übernahm die Technik für alle ihre Kraftwerke. Tatsächlich blieb Kalifornien von 1985 bis 2005 der einzige kommerzielle Markt für solarthermische Kraftwerke.

Einen weiteren Aufschwung erlebten die solarthermischen Kraftwerke aber auch dort lange Zeit nicht...

...was vor allem daran lag, dass die Öl- und Gaspreise in den 1990er-Jahren wieder deutlich sanken und die Wettbewerbsfähigkeit der erneuerbaren Energien entsprechend abnahm. Nach dem Ende des IEA-SSPS Projektes Mitte der 1980er Jahre stiegen auch die meisten Mitgliedsländer aus der Finanzierung der Plataforma Solar aus - nur Deutschland und Spanien setzten weiterhin auf die Weiterentwicklung der solathermischen Technologien. Die SSPS-Anlagen wurden von der IEA an Spanien übertragen. Deutschland und Spanien handelten ein bilaterales Abkommen aus, das die gemeinsame Finanzierung und wissenschaftliche Nutzung der Plataforma Solar regelte.

Sie selbst verabschiedeten sich zwischenzeitlich auch von der Plataforma Solar.


Richtig. Ich ging 1989 zunächst aus Almería zurück nach Deutschland, um dort auf Industrieseite die Entwicklung kommerzieller solarthermischer Kraftwerksprojekte voranzubringen. Ich habe für die Flachglas-Gruppe gearbeitet, den deutschen Lieferanten der Spiegel, die die Firma Luz in den Kraftwerken in Kalifornien installiert hat. 1995 kehrte ich dann für das DLR als deutscher Kodirektor der Plataforma Solar zurück nach Almería.

Mit welchem Ziel?

Während meiner Zeit bei der deutschen Industrie war mir klar geworden, dass wir in Europa nur Komponentenlieferant für solarthermische Kraftwerke waren. Was uns fehlte, war eine eigene Kollektortechnologie. Daher war es mein Ziel, auf der Plataforma Solar im Verbund von Forschung und Industrie einen eigenen europäischen Parabolrinnenkollektor zu entwickeln - den "Eurotrough", der übrigens später zur Mutter der meisten bis heute gebauten Parabolrinnenkollektor-Felder wurde. Für diesen Kollektor haben wir mithilfe von Windkanaluntersuchungen eine ganz neue Tragstruktur entwickelt, die verhindert, dass sich die Spiegel im Wind zu stark bewegen und dabei von ihrem Fokus abweichen. Gemeinsam mit der Industrie haben wir zu diesem Kollektor auch neue Absorberrohre entwickelt. Inzwischen ist dieser erste "Eurotrough" der Plataforma Solar industriell weiterentwickelt worden und eine dritte Generation von Parabolrinnenkollektoren auf dem Markt.

Eine vielversprechende Technologie wie der Eurotrough ist das eine. Es braucht aber auch einen Markt, der solche Anlagen haben will.

Der hat sich in den letzten zehn Jahren tatsächlich entwickelt - heute sind weltweit fast 5000 Megawatt im Betrieb oder im Bau. In Europa war zweifellos die EU-Richtlinie 2001/77/EG ein wesentlicher Treiber. Um die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen zu fördern, wurden die Mitgliedstaaten damit verpflichtet, nationale Ziele für den Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch festzulegen. Mit welchen Fördersystemen diese Ziele erreicht werden sollten, durften die Staaten selbst bestimmen. In Spanien wurde die EU-Richtlinie ab 2002 durch mehrere "Real Decretos", staatliche Verordnungen, umgesetzt. Darüber hinaus hatten sich die Spanier bereits 1999 in einem ersten nationalen Plan zur Förderung der erneuerbaren Energien das Ziel gesetzt, bis 2010 solarthermische Kraftwerke mit einer Leistung von insgesamt 200 Megawatt zu errichten. Und damit begann der Entwicklungsboom der Solarkraftwerke in Spanien. Bis heute wurden vor allem in Andalusien und sogar weiter im Norden nahe Madrid 50 Solarkraftwerke mit insgesamt mehr als 2300 Megawatt Leistung errichtet.

Im Jahr 2007 wechselten Sie zum spanischen Kraftwerksbauer Abengoa.
Seitdem haben Sie zahlreiche Projekte vor allem auch im Ausland betreut. Wie hat sich der internationale Markt allgemein entwickelt?.


Tatsächlich habe ich mit meinem Einstieg bei Abengoa die weltweite Entwicklung solarthermischer Kraftwerksprojekte gestartet. Die ersten solarthermischen Projekte waren sogenannte "Integrierte solare kombinierte Gas- und Dampfkraftwerke" in Algerien und Marokko. Gas- und Dampfkraftwerke werden meist konventionell mit Erdgas betrieben, in diesem Fall wurden sie um "Eurotrough"-Parabolrinnenfelder ergänzt. Mein nächstes Projekt war das 100-Megawatt Parabolrinnenkraftwerk "Shams" in Abu Dhabi, das Abengoa gebaut hat und zusammen mit Total betreibt. Besonders erfolgreich aber ist die solarthermische Kraftwerkstechnik in Südafrika. Während wir in Europa ein Überangebot an Strom haben, gibt es in Südafrika wie in vielen anderen Schwellenländern einen Strommangel. Seit zwei Jahren kommt es dort zu regelmäßigen Stromabschaltungen, zu einem sogenannten "load shedding", weil die Kraftwerkskapazität nicht ausreicht. Planmäßig wird dort reihum in verschiedenen Regionen, Städten und Stadtteilen für bestimmte Zeit der Strom abgeschaltet. Die südafrikanische Regierung hat deshalb 2011 ein sehr erfolgreiches Programm zum Bau privat finanzierter und betriebener erneuerbarer Stromerzeugungsanlagen gestartet. Für Abengoa habe ich dort den Auftrag für den Bau von drei solarthermischen Kraftwerken mit insgesamt 250 Megawatt erhalten. Zwei Kraftwerke sind bereits am Netz. In den USA hat Abengoa in den letzten Jahren die zwei weltgrößten Parabolrinnenkraftwerke "Solana" und "Mojave" mit je 280 Megawatt Leistung gebaut. "Solana" verfügt zusätzlich über den weltgrößten Wärmespeicher, der bei Dunkelheit bis zu sechs Stunden Vollast-Kapazität liefern kann. In Chile werden wir ein Kraftwerk bauen, das das ganze Jahr über ununterbrochen Grundlaststrom liefern kann.

Wie sieht es mit Asien und anderen Regionen aus?

Viele Anfragen kommen inzwischen aus dem übrigen Afrika, aus China und Indien. Ich bin davon überzeugt, dass hier nicht zuletzt auch die deutsche Energiewende weltweit Schule macht. In vielen Ländern sind die erneuerbaren Energien heute eine feste Größe in der Ausbauplanung der Versorgungsunternehmen. Vor zehn Jahren sah das noch ganz anders aus. Das DLR hat über all die Jahre dank seiner ständigen Präsenz auf der Plataforma Solar herausragende Forschungs- und Entwicklungsarbeit geleistet und damit wesentlich zum Fortschritt bei der solarthermischen Kraftwerkstechnik beigetragen. Meine Kollegen vom DLR sind heute weltweit als Berater von Regierungen, Investoren, Industriefirmen und Stromversorgern gefragt - dank der 40 Jahre Fachwissen.

Ein Blick in die Zukunft: Wie wird die Entwicklung der Solarkraft-Technologie in Almeria weitergehen?

Mehr als 95 Prozent der heute installierten Anlagen sind Parabolrinnenkraftwerke. Vielversprechend sind für mich aber vor allem die Solartürme mit Schmelzsalzspeichern. Sie können die Sonnenstrahlung noch stärker als die Parabolrinnen konzentrieren und damit höhere Betriebstemperaturen erreichen - damit erzielen die angeschlossenen Turbinen höhere Wirkungsgrade und liefern mehr Strom. Die Solartürme nutzen die gleiche Schmelzsalz-Speichertechnologie wie die heutigen kommerziellen Parabolrinnenkraftwerke, können dank ihrer höheren Betriebstemperatur aber fast die doppelte Energiemenge in den gleichen Speichertanks speichern. Seit einigen Jahren ist ein erstes 17-Megawatt Turmkraftwerk in Spanien in Betrieb, das mit Schmelzsalz arbeitet. In den USA ist gerade ein technisch vergleichbares Kraftwerk mit 110 Megawatt in Betrieb gegangen. Und Abengoa hat in Chile mit dem Bau eines weiteren 110 Megawatt Turmkraftwerks begonnen. Es tut sich also einiges. Diese ersten Projekte mit neuer Schmelzsalztechnologie benötigen allerdings eine Projektfinanzierung von staatlichen Banken oder zumindest staatliche Finanzierungsgarantien. Denn kommerzielle Banken wollen als Kreditgeber das Technologierisiko in der Regel nicht übernehmen. Sie steigen erst ein, wenn eine neue Technologie über mehrere Jahre ihre Marktreife bewiesen hat.

Brauchen die Turmkraftwerke also auch weiterhin eine Art Anschubhilfe?


In gewisser Weise ja: Ich plädiere an dieser Stelle dafür, dass die Technologieförderung nicht bei der Entwicklung und beim Bau kleiner Pilotanlagen im 1-Megawatt-Bereich endet. Eine Förderung ist vor allem auch für das Hochskalieren einer neuen Demonstrationsanlage von Bedeutung - im Idealfall bis zum kommerziellen Maßstab von 100 Megawatt. Andernfalls kann eine neue Technologie nicht in den Markt finden. Sinnvolle Förderinstrumente wären für mich erste Kredit-Garantien, wie sie die US- Regierung seinerzeit für die erste Generation erneuerbarer Kraftwerke gegeben hatte; oder direkte Projektfinanzierungen durch staatliche Banken oder Entwicklungsbanken. Sicher ist, dass die solarthermischen Kraftwerke mit ihren inzwischen fast 5000 Megawatt weltweit im Vergleich mit der Photovoltaik und der Windkraft noch am Anfang der Lernkurve stehen. Der nächste große Innovationsschritt, der zu einer deutlichen Senkung der Kosten führen würde, wäre die kommerzielle Einführung der Schmelzsalz-Solarturmkraftwerke weltweit. Und ein Vorteil macht die solarthermischen Kraftwerke für mich unschlagbar: Dank ihrer Speicher können sie Strom liefern, wenn er gebraucht wird - nicht nur wenn die Sonne scheint oder der Wind weht.
2
Diesen Mitgliedern gefällt das:
2 Kommentareausblenden
3.647
Gerhard Heising aus Stubai-Wipptal | 16.04.2016 | 18:52   Melden
3.647
Gerhard Heising aus Stubai-Wipptal | 27.04.2016 | 09:51   Melden
Schon dabei? Hier anmelden!
Schreiben Sie einen Kommentar zum Beitrag:
Spam und Eigenwerbung sind nicht gestattet.
Mehr dazu in unserem Verhaltenskodex.