Perspektiven der Solar- und Geothermie

Die Perspektiven der energiewirtschaftlichen Nutzung von Solarthermie und Geothermie, sowie konkrete Projekte standen im Mittelpunkt des 2. Informationstags der Stiftung Energie & Klimaschutz Baden-Württemberg zu erneuerbaren Großprojekten.

Großtechnische Erzeugungsanlagen im Bereich Erneuerbare Energien sind derzeit ein prominentes Thema auf allen politischen Ebenen, so Stefan Thiele, Sprecher der Geschäftsführung der EnBW Erneuerbare Energien GmbH bei der Begrüßung der rund 40 Teilnehmer aus Politik, Wissenschaft und Wirtschaft. Er widersprach öffentlich geäußerten Meinungen, wonach Kernenergie und Erneuerbare Energien nicht zusammenpassen. Für die EnBW sei dies keine Frage des „Entweder-oder“, sondern des „Sowohl-als-auch“. „Wir sind der Meinung, dass sich ein nukleares und ein wachsendes Erneuerbare Energien Portfolio sehr gut ergänzen.“ Die EnBW plant, den Anteil der Erneuerbaren im Portfolio bis 2020 auf mindestens 20 Prozent auszubauen. Dazu seien Investitionen in Höhe von sieben Milliarden Euro vorgesehen. Neben dem weiteren Ausbau der Wasserkraft investiert die EnBW in großem Maßstab vor allem in offshore Windparks und treibt auch Fotovoltaik- und Biomasseprojekte voran. So sollen beispielsweise im Rahmen eines „EnBW Dächer Programms Baden-Württemberg“ große Industriedachflächen mit Fotovoltaikanlagen belegt werden. „Für die EnBW sind Erneuerbare Energien ein Thema, das sich betriebswirtschaftlich und energiewirtschaftlich rechnet und hoch sinnvoll ist.“

Der Hauptenergieträger sind auch in den nächsten 30 bis 40 Jahren die fossilen Energieträger, betonte Manfred Volker Haberzettel aus dem Vorstand der Stiftung Energie & Klimaschutz. „Wir stehen nicht vor einem Jahrhundert der Kernenergie oder der Erneuerbaren Energien, sondern vor einem Jahrhundert der Kohleverstromung.“ Damit die politischen Klimaschutzziele nicht scheitern, müsse man sich über Alternativen unterhalten – dazu gehörten neben der Kernenergie und einer klimaverträglichen fossilen Energieerzeugung vor allem die Erneuerbaren Energien. Die zentrale Frage, die man bei dieser Veranstaltung diskutieren wolle, sei, wie das theoretische Potenzial der Erneuerbaren technisch und energiewirtschaftlich in praktische Erzeugung umgewandelt werden kann. „Wie bekomme ich Erneuerbare Energien noch schneller in eine bessere Marktposition?“

Kann Europa mit Solarstrom aus der Wüste versorgt werden?

Wie solarthermisch erzeugter Strom aus der Wüste zu einer nachhaltigen und klimaverträglichen Energieversorgung beitragen kann, war Thema des Vortrags von Prof. Dr. Dr.-Ing. Hans Müller-Steinhagen, Direktor des Instituts für Technische Thermodynamik des Deutschen Zentrum für Luft und Raumfahrt e.V. (DLR).

Prof. Hans Müller-Steinhagen

Mit einer Fläche von etwa einem halben bis einem Prozent der Sahara könne mit solarthermischen Kraftwerken der Energiebedarf der Welt gedeckt werden, so das Szenario des DLR. In Zusammenarbeit mit Organisationen in Europa und in den MENA-Ländern (Middle East, North Africa) hat das DLR 50 Länder hinsichtlich des Strombedarfs, der Ressourcen und der Kraftwerks-, Netz- und Infrastruktur sowie den politischen, energiewirtschaftlichen, sozialen und ökologischen Rahmenbedingungen analysiert. Demnach wird sich der Strombedarf in den MENA-Ländern in den nächsten 30-40 Jahren etwa verdreifachen und 2050 das heutige europäische Niveau erreichen. In Europa werde der Strombedarf zwar nicht so stark ansteigen, aber auch hier müssten Kraftwerkskapazitäten ersetzt werden, da sich ansonsten eine Differenz zwischen Bedarf und Verfügbarkeit ergeben würde, so Müller-Steinhagen. Das DLR hat vor diesem Hintergrund untersucht, wie das große energetische Potenzial der Sonneneinstrahlung in Nordafrika und im Mittleren Osten genutzt werden kann und wie die EU und die MENA-Länder beim Aufbau einer nachhaltigen und modernen Versorgungsinfrastruktur zusammenarbeiten können. Erfolgreich und wirtschaftlich laufende solarthermische Anlagen in Spanien und Kalifornien zeigten, dass eine funktionierende Technologie vorhanden sei. Insgesamt werden derzeit weltweit solarthermische Kraftwerke mit einer Kapazität von etwa 10 Gigawatt projektiert, etwa 500 Megawatt sind bereits in Betrieb, weitere 500 Megawatt sind im Bau.

„Solarthermische Kraftwerke können bereits in zehn bis 15 Jahren wettbewerbsfähig sein“

Im Unterschied zur Fotovoltaik erfolgt mit solarthermischen Kraftwerken nicht die direkte Umwandlung von Solarstrahlung in Strom, sondern über die Wärmegewinnung. Mittels Parabolrinnenkollektoren oder einem Solarturm, in dem eine große Zahl flacher Heliostaten Strahlung auf einen zentralen Receiver fokussiert, werden Temperaturen von bis zu 400 °C, beziehungsweise bis zu 1000°C erzeugt. In einem konventionellen Kraftwerkskreislauf wird diese Energie mit Dampfturbinen in Strom umgewandelt. Diese Technologie habe erhebliche Vorteile für die Energiewirtschaft, so Müller-Steinhagen: Sie basiert auf effizienten und bekannten Kraftwerkskreisläufen und ermöglicht mit Wärmespeichern eine planbare Strombereitstellung. Bereits heute könne die erzeugte Wärme in großem Umfang gespeichert und damit bis zu acht Stunden nach Sonnenuntergang unter Volllast genutzt werden. Eine Hybridisierung, beispielsweise mit Gas, ermöglicht es, dass diese Kraftwerke 24 Stunden Strom liefern. „Nach derzeitigen Kostenszenarien können solarthermische Kraftwerke bereits in zehn bis 15 Jahren wettbewerbsfähig mit konventionellen Kraftwerken im Mittellastbereich sein."

Strom aus solarthermischen Kraftwerken in den MENA-Ländern könne sowohl zur Deckung des Grund-, als auch des Mittel- und Spitzenlastbedarfs eingesetzt werden. „Das ist technisch möglich.“ Mit Hochspannungsgleichstromleitungen von 600-800 KV könne der Strom effizient nach Mitteleuropa transportiert werden. Bei einem Transport über 3.000 Kilometer betrügen die Leitungs- und Umspannungsverluste zusammen nur etwa 10 Prozent. „Der Transport in Unterseekabeln ist Stand der Technik. In China werden gerade Leitungen mit 2.000 Kilometern und 6,4 Gigawatt Kapazität und nur sieben Prozent Verlusten gebaut.“

Etwa 15 Prozent des europäischen Stombedarfs könnten nach dem Szenario des DLR bis 2050 durch Stromimporte aus den MENA-Ländern gedeckt werden. Dazu wären 20 Leitungen à 5 Gigawatt nötig, die etwa 700 TWh pro Jahr transferieren würden. Müller-Steinhagen bezifferte die noch nicht inflationsbereinigten Gesamtkosten auf etwa 400 Milliarden Euro heutiger Kaufkraft.

Es gebe in der Industrie und Forschung bereits eine klare Roadmap, wie die vorhandene Technologie weiter verbessert werden kann. „Aber Technologie kann nur einen Weg zeigen. Umsetzen und realisieren müssen es Menschen.“ In den MENA-Ländern sei das Interesse an einem „Mediterranean Solar Plan“ durchaus vorhanden. „Ohne starke politische Unterstützung wird es aber nicht möglich sein, ein solches transnationales Netz zu realisieren.“

Europas erstes kommerzielles Parabolrinnen-Kraftwerk und größtes Solarkraftwerk der Welt

Über Europas erstes kommerzielles Parabolrinnen-Kraftwerk am Netz, Andasol I, referierte Dr. Henner Gladen, Technologievorstand der Solar Millennium AG. Das Unternehmen initiierte und projektierte die Andasol-Projekte in Andalusien in der spanischen Provinz Granada. Parabolrinnen-Kraftwerke hätten sich seit 25 Jahren in der Praxis bewährt und seien bankenfinanzierbar, so Gladen. Effektiv genutzt werden könne die Technologie im sogenannten Sonnengürtel der Erde, also z. B. in Nordafrika, dem Südwesten der USA, Spanien, China oder Australien. Die Kraftwerke Andasol I, II und III liefern mit jeweils 50 MW Leistung Strom für eine halbe Million Menschen und haben ein CO2 Einsparpotenzial von rund 450.000 Tonnen. Die Anlagen bestehen aus einem jeweils ca. 500.000 qm großen Solarfeld, dessen Kollektoren der Sonne nachgeführt werden. „Zum spezifischen Know-how gehört unter anderem, einen solchen Kollektor hoch präzise zu bauen, die Spiegel auf den Millimeter genau zu justieren und ihn exakt der Sonne nachzuführen, um optimale Wirkungsgrade zu erzielen“, erklärte Gladen. Die Andasol-Kraftwerke verfügen darüber hinaus über thermische Speicher in Form eines Zweitank-Salzschmelzesystems mit je 28.000 Tonnen Volumen. Dieser Speicher ermöglicht es, den Output der Anlage in den bestbezahlten Tarifbereich hineinzufahren und auch dann Solarstrom zu produzieren, wenn keine Sonne scheint. Parabolrinnen-Anlagen bewegten sich in den Dimensionen von Großkraftwerken, so Gladen. „In großen Dimensionen müssen wir aber auch denken, wenn wir zur Energieversorgung im 10 oder 100 GW-Bereich beitragen wollen. Und das wird den Erneuerbaren Energien in Zukunft abverlangt werden.“ Die Technologie habe einen sehr reifen, bankenfähigen Status erreicht. Es gelte nun, den Wirkungsgrad weiter zu steigern und Kosten weiter zu senken, beispielsweise mit neuen Kollektorgenerationen, wie sie die Solar Millennium Gruppe entwickelt.

Dr. Henner Gladen

 Der Flächenbedarf von Parabolrinnen-Kraftwerken sei nur auf den ersten Blick hoch, da die Technologie die bei Weitem höchste Energiedichte bei der Nutzung der Solarenergie habe. Ein Problem sei dabei in manchen Regionen das Länderrisiko. „Ein 300 - 500 Millionen Euro Projekt im Jemen oder Burkina Faso zu finanzieren, ist ausgesprochen schwierig.“ Schwierigkeiten ergäben sich in vielen Ländern auch bei der Genehmigung eines neuen Verfahrens. „Wenn der Prozess, wie in Spanien, aber erst einmal etabliert ist, ist es kein großer Aufwand mehr.“ Insgesamt seien die Marktaussichten für solarthermische Kraftwerke exzellent. Weltweit rechnet Gladen, vor allem in den USA, mit einem signifikanten Marktwachstum, das bis 2020 mehr als 20.000 MW installierter solarthermischer Kraftwerksleistung erreicht.

Langzeitwärmespeicherung – Schlüsselkomponente bei der Solarthermie

Die Langzeitwärmespeicherung ist eine Schlüsselkomponente bei der solarthermischen Energiewandlung zur Wärmebereitstellung, erklärte Dr. Wolfgang Heidemann, Leiter der Abteilung Rationelle Energienutzung am Institut für Thermodynamik und Wärmtechnik der Universität Stuttgart. Wärme mache mehr als die Hälfte des Endenergieverbrauchs aus. Bei privaten Haushalten sind es bis zu 90 Prozent, typischerweise in einem Temperaturbereich von 30 - 100°C, „einem Energiebereich, der ideal für solarthermische Energieanwendung geeignet ist.“ Herausforderung bei der Deckung des Wärmebedarfs ist es, das große Ungleichgewicht zwischen dem Wärmebedarf in der Heizungsperiode und den strahlungsreichen Zeiten zwischen Mai bis September auszugleichen. Mit großen, im Nutzungsverbund betriebenen Systemen können bis zu 50 Prozent des Gesamtwärmebedarfs durch Solarwärme gedeckt werden, so Heidemann.

Dr. Wolfgang Heidemann

Bestandteile sind große „Solardächer“, bei denen das Dach neben der schützenden Dachhautfunktion zusätzlich die solarthermische Energieumwandlung übernimmt, ein Nahwärmenetz sowie sehr große Wärmespeicher, die Solarwärme in heißem Wasser, im Untergrund oder einer Kombination aus Wasser und Untergrund speichern. Solche Großanlagen bieten ein großes Potenzial für CO2 Reduktionen. Es wird prognostiziert, dass ab 2020 die Bedeutung und der Umfang solcher Anlagen bis 2050 stetig wachsen werden. Bis heute gibt es in Deutschland elf Pilotanlagen für solar unterstützte Nahwärmeversorgung
„In den letzten 15 Jahren wurde die Machbarkeit und Funktionsfähigkeit derartiger Großanlagen gezeigt“, so Heidemann. Demnach sind solare Deckungsraten von 50 Prozent möglich. Die noch vergleichsweise hohen spezifischen Wärmekosten werden durch eine Weiterentwicklung der Langzeitwärmespeichertechnologie weiter gesenkt. Während die solaren Nutzwärmekosten in Pilotanlagen der ersten und zweiten Generation bis 2002 noch 0,17 bis 0,40 Euro/kWh betrugen, sind es bei neueren Anlagen der dritten Generation 0,21 bis 0,24 Euro/kWh. Das Ziel derzeitiger Forschung und Entwicklung sei es, die Marktfähigkeit von Langzeitwärmespeichern bis 2020 zu erreichen.

Bei der Weiterentwicklung der Speichertechnologie gibt es zwei große Entwicklungsbereiche: Neben der Steigerung der Energieeffizienz, vor allem durch die Reduktion von Wärmeverlusten und Steigerung des Speichernutzungsgrades, ist dies die Reduzierung der Speicherkosten, etwa durch modifizierte Speichertechniken und eine Vereinfachung des Bauablaufs.

Nutzung der Erdwärme noch in der Startphase

Auch die Geothermie könne zu einer CO2-ärmeren Energieversorgung beitragen, leitete Dr. Ernst Huenges vom Helmholtz Zentrum Potsdam, Deutsches GeoForschungsZentrum GFZ, zum zweiten Thema der Veranstaltung über. Die Nutzung der Erdwärme bietet demnach als dezentral einsetzbarer, grundlastfähiger, heimischer Energieträger ein sehr großes, noch unerschlossenes Potenzial für nachhaltige Energieversorgung als Teil des „Energiemix der Zukunft“. Vorteile sind, so Huenges, die CO2-arme Bereitstellung von Wärme und Strom, potenzielle Nutzbarkeit geothermischer Reservoire für CCS, die Kombinierbarkeit mit anderen grundlastfähigen und nicht grundlastfähigen Energieträgern wie Biomasse, Braunkohle, Solarthermie und Windenergie sowie eine hohe Akzeptanz. Als Nachteile nannte Huenges hohe Anfangsinvestitionen und lange Entwicklungszeiten. Die Industrie sei mit Investitionen noch zurückhaltend - die EnBW sei hier der einzige Vorreiter unter den großen Unternehmen. Die Tiefengeothermie befinde sich noch in der Startphase, es gebe noch keine Best-Practice-Beispiele. „Mit dem Ausbau der Geothermie sind Einsparungen von ein oder mehreren Gigatonnen CO2-Emissionen jährlich möglich“, so das Fazit des Referenten. Das könne zu einem vertretbaren Preis realisiert werden. Es gebe gegenwärtig noch Bedarf an Forschungs-, Entwicklungs- und Demonstrationsprojekten. „Wir brauchen Geduld und einen langen Atem.“

Dr. Ernst Huenges

Geothermie Projekt in Soultz-sous-Forêts

Über praktische Erfahrungen bei der Entwicklung der HOT-DRY-ROCK (HDR) Technologie in Soultz-sous-Forêts im Elsass berichtete Pia Herzberger, die im Bereich Forschung und Innovation der EnBW tätig ist. Seit 1987 wird hier in länderübergreifender Zusammenarbeit untersucht, wie Energie aus 200°C heißen Tiefengesteinen in 5.000 Meter Tiefe genutzt werden kann. Dazu werden mit einem EGS (Enhanced Geothermal System) -Verfahren Risse im Untergrund durch hydraulische Stimulation geweitet, beziehungsweise neu erzeugt, um ein künstliches Reservoir im Untergrund zu schaffen. Darin soll Wasser zirkulieren und sich in einem geologischen Wärmetauscher erhitzen. An der Oberfläche lässt sich die so gewonnene Energie zur Stromproduktion, beziehungsweise Wärmeversorgung nutzen. 2008 wurde bei diesem Projekt erstmals Strom erzeugt. „Wir haben eine gute Zirkulation des Reservoirs“, so Herzberger.

Pia Herzberger

Die Anlage sei bereit für den Testbetrieb. Für die Zukunft sind eine weitere Langzeitbegleitung sowie die Optimierung des Kraftwerksbetriebes und der Energieausbeute geplant. Mit verstärkter Pumpleistung sollen die derzeit 1,5 MW installierte Leistung auf 5 bis 6 MW ausgebaut werden.

Bruchsal: erstes Geothermie-Kraftwerk in Baden-Württemberg

Über das erste Geothermie-Kraftwerk in Baden-Württemberg berichtete Dipl.-Ing. Johannes Schopp, Geschäftsführer der Energie- und Wasserversorgung Bruchsal GmbH (ewb). Mit dem Pilotprojekt wollen die ewb und die EnBW demonstrieren, dass eine langfristig wirtschaftliche Nutzung der Geothermie zur Stromerzeugung möglich ist.

Anders als in Soultz-sous-Forêts wird in Bruchsal ein bereits vorhandenes Thermalwasservorkommen mit rund 130 °C heißem Wasser genutzt. Das Projekt zur Erschließung dieser Wärmeenergie wurde bereits 1983 mit finanzieller Unterstützung durch die Europäische Union, den Bund und das Land Baden-Württemberg initiiert. Nach ersten Bohrungen ruhte das Projekt ab 1990 wegen fehlender Zuschüsse und wurde erst 2001 vor dem Hintergrund des Erneuerbaren-Energien- Gesetzes wieder aufgenommen.

Dipl.-Ing. Johannes Schopp

Eine Schwierigkeit ist das stark salz- und mineralhaltige und damit sehr aggressive Wassers und die damit verbundenen extremen Ausfällungen in den Leitungen, berichtete Schopp. Um dieses Problem in den Griff zu bekommen, wird in den Leitungen ein hoher Druck von ca. 20 bar bei einer Fließrate von ca. 24 l/s gehalten. Bei der Energieumwandlung kommt eine neuartige Kraftwerkstechnik nach dem „Kalina“-Verfahren  zum Einsatz: Weil die Wassertemperaturen von bis zu 120°C nicht für einen konventionellen Wasser-Dampfkreislauf ausreichen, wird in dem Bruchsaler Kraftwerk ein Ammoniak-Wasser-Gemisch als Medium verwendet, um Wärmeübertragungsverluste zu reduzieren und die Effizienz zu erhöhen. „Wir sind auf den letzten Metern der Zielgeraden“, so Schopp. Ziel sei es, nach 26 Jahren in eine konkrete Nutzung einzusteigen. „Geothermie braucht einen langen Atem, der Teufel steckt im Detail“, lautete Schopps Fazit zum Bruchsaler Geothermieprojekt.