erneuerbare Energien: Nutzung der Sonnenenergie

erneuerbare Energien: Nutzung der Sonnenenergie

 

Es gäbe kein Leben auf der Erde ohne die Sonne. Die Pflanzen, die Tiere, der Mensch — sie existierten nicht ohne Sonnenenergie. Die Geschichte der Sonne zählt 4,5 Milliarden Jahre, noch einmal so lange wird es dauern, bis sie erlischt. Das ist es, was legitimiert, von Erneuerbarkeit und Unerschöpflichkeit der Sonnenenergie zu sprechen.

 

Das globale Gleichgewicht der Sonnenenergie

 

Die Sonneneinstrahlung, die auf die Erde trifft, wird zu gut einem Drittel ihrer Leistung von etwa 1370 Watt pro Quadratmeter am oberen Rand der Atmosphäre in den Raum reflektiert, zwei Drittel dringen in die Atmosphäre ein, erwärmen sie und verdampfen Wasser, und nur ein Prozent facht Wind, Wellen und Wasserströmungen an und dient der Erzeugung von Biomasse durch Photosynthese. An der gesamten auf der Erde umgesetzten Energie hat die Sonnenenergie einen Anteil von mehr als 99,9 Prozent. Die Leistungsdichten der beiden nichtsolaren erneuerbaren Energien, der Geothermie (0,018 Prozent der Sonnenstrahlungsleistung) und der Gezeiten (0,0017 Prozent), fallen dagegen ab, und der derzeitige Verbrauch der Menschen an fossilen und nuklearen Energierohstoffen ist, gemessen an der solaren Strahlungsleistung, mit 0,006 Prozent sehr gering — welch außerordentlich großes Potenzial bietet also die Sonne!

 

Da die mittlere Temperatur in der Atmosphäre im Wesentlichen bei circa 15 Grad Celsius konstant bleibt, müssen — über einen längeren Zeitraum gemittelt — die eingestrahlten und abgestrahlten Leistungen gleich sein; folglich verlassen jene zwei Drittel der Sonneneinstrahlung, die nicht sogleich wieder reflektiert wurden, zusammen mit Abwärme aus der menschlichen Energienutzung als Wärmestrahlung die Erde wieder.

 

Genug Sonne für alle?

 

Alles Vorstehende sind globale Betrachtungen. Wie aber sehen die solaren Energieflussdichten (Leistungsdichten) auf jedem Quadratmeter Erdboden aus? Das Kornfeld in Mitteleuropa hat ja nichts davon, wenn das Mittelmeer gut besonnt ist, der Windmüller braucht den Wind an seinem Standort und nicht anderswo, und der Betreiber eines Sonnenkraftwerks wünscht sich die maximale Einstrahlung genau über seiner Anlage.

 

Von den zwei Dritteln der in die Atmosphäre eindringenden Sonnenstrahlung kommt der überwiegende Teil, im Mittel weniger als 300 Watt pro Quadratmeter (W/m²), am Erdboden an; in Deutschland sind es 110, auf der Arabischen Halbinsel 300 W/m². Das sind die Ausgangswerte, mit denen alle solaren Energiewandler rechnen müssen: die solarthermischen, die Sonnenstrahlung in Wärme umwandeln, die photovoltaischen, die direkt elektrischen Strom aus Licht erzeugen, und die solarchemischen, die die Strahlungsenergie in chemische Energie umsetzen. Ein solarthermischer Kollektor mit einem Wirkungsgrad von 50 Prozent macht daraus Brauchwasserwärme von 50—150 W/m², eine Photovoltaikanlage mit einem Wirkungsgrad von zwölf Prozent elektrischen Strom von 12—36 W/m², schließlich bringen es biogene Energiewandler in Feld und Wald, welche die Sonnenenergie mithilfe von Photosynthese chemisch speichern, gerade einmal auf wenige W/m².

 

Damit liegt das solare Leistungsangebot um einen Faktor hundert bis tausend unter dem, was dicht besiedelte Gebiete und Großverbraucher, wie sie sich im Zuge der Industrialisierung herausgebildet haben, etwa Stahlwerke, benötigen. Dass die nicht mit der Sonne gewachsenen, sondern von Kohle, Öl und Erdgas geprägten Industrie- und Siedlungsstrukturen nicht vollständig mit Sonnenenergie versorgt werden können, gehört zu den Grunderkenntnissen solarer Energiewirtschaftspolitik.

 

Ländliche Gebiete hingegen können sehr wohl mit Sonnenenergie vollständig autark werden, ihr Leistungsbedarf liegt ein bis zwei Größenordnungen unter dem, was die Sonne anbietet. In Deutschland beispielsweise leben 40 Prozent der Bevölkerung in solchen ländlichen Gebieten, und sie haben auch etwa 40 Prozent des Energiebedarfs des Landes. Von den 500 Millionen Tonnen Steinkohleeinheiten der frühen 1990er-Jahre könnten also 200 Millionen Tonnen solar gedeckt werden.

 

Dies gilt aber nur unter den Bedingungen, dass die Gebiete, in denen die Energie gebraucht wird, einigermaßen mit den Gebieten übereinstimmen, in denen sie erzeugt wird, sodass sie nicht transportiert werden muss, und dass die zeitliche und mengenmäßige Energienachfrage vom zeitlichen und mengenmäßigen solaren Energieangebot befriedigt werden kann. In all jenen Fällen, in denen dies nicht zutrifft, müssten solarer Strom oder solarchemische Sekundärenergieträger wie Wasserstoff oder Methanol herantransportiert werden, aus Weltgegenden, in denen das solare Energieangebot nun umgekehrt die örtliche Energienachfrage übersteigt. Strom etwa aus solarthermischen Kraftwerken in Nordafrika oder Wasserstoff aus kanadischer Wasserkraft müsste nach Mitteleuropa verschifft werden.

 

Die kleinste Einheit jedoch, die im zweiten solaren Zeitalter autark sein könnte, sind die vier Wände, die uns umgeben: das Haus.

 

 Bauen mit der Sonne - Solararchitektur

 

Die meisten Häuser sind sehr große Energieverbraucher. 1996 bestand in Deutschland ein Bedarf an Endenergie von etwa 2,7 Milliarden Megawattstunden (Millionen Wattstunden, kurz MWh). Jeweils 25—30 Prozent entfielen davon auf die Industrie, die Haushalte und den Verkehr, schließlich 18 Prozent auf die Kleinverbraucher, zu denen Handwerk, Landwirtschaft und Militär gerechnet werden. Um den Energiebedarf aller Häuser zusammen — gleich ob Wohnhaus, Gewerbegebäude oder Industriebau — abschätzen zu können, rechnet man zu den Haushalten die Hälfte des Kleinverbrauchs und 10 Prozent des Industriebedarfs hinzu; das ist dann mit 40 Prozent der größte Einzelbrocken auf dem Markt für Endenergie. Davon ist Wärme zur Raumheizung und Brauchwassererwärmung (unter 100 Grad Celsius) sowie Prozesswärme (unter 250 Grad Celsius) der weitaus überwiegende Anteil, nämlich drei bis vier Fünftel. Dieser Anteil wird größtenteils durch Öl und Erdgas aufgebracht. Der Bedarf an mechanischer Energie (etwa um Pumpen oder Waschmaschinen anzutreiben) und Beleuchtung tritt dagegen sehr zurück, er wird durch elektrische Energie gedeckt.

 

Energiebilanz eines Solarhauses

 

Das durchschnittliche Gebäude in Deutschland hat einen spezifischen Energiebedarf von 200 bis 400 Kilowattstunden pro Quadratmeter und Jahr (kWh/m²a). Die seit 1995 in Kraft befindliche Wärmeschutzverordnung erlaubt für Neubauten nur mehr 54 bis 100 kWh/m²a. Es gibt bereits Niedrigenergiehäuser, deren spezifischer Energiebedarf zwischen 30 und 50 kWh/m²a liegt. Nutzen Häuser die Sonnenstrahlung passiv, so kann ihr Energiebedarf zwischen 10 und 30 kWh/m²a liegen. Inzwischen denken Ingenieure bereits über Nullenergiehäuser nach, deren Jahresbedarf an Betriebsenergie, die vom Endenergiemarkt beschafft werden muss, null ist. Selbst Negativenergiehäuser, die lebensdauerlang mehr Sonnenenergie einsammeln, als sie für ihren Eigenbedarf brauchen, sind keine Illusion. Häuser träten am Markt dann nicht mehr als Energienachfrager auf, sondern als Energielieferanten — gewiss eine gewöhnungsbedürftige Vorstellung, aber sicher auch eine begrüßenswerte.

 

Das aber ist nur die eine Seite der Medaille. Die Energiebilanz eines Hauses — wie die jedes Energiewandlers — hat immer zwei Seiten, die lebensdauerlang aufzubringende Betriebsenergie einerseits — Öl für die Heizung, Strom für Beleuchtung, Sonnenstrahlung für einen Kollektor — und andererseits die Investivenergie für den Bau des Hauses, seine Betriebsbereithaltung, seinen Abriss bei Lebensdauerende, gegebenenfalls seine Wiederverwendung, das Rezyklieren, die Endlagerung.

 

Da für die meisten Maßnahmen, Betriebsenergie zu sparen, zusätzliche Investivenergie aufgebracht werden muss, sollte sorgfältig darauf geachtet werden, dass unter dem Strich auch tatsächlich Energie gespart wird. Aus heutiger Sicht scheint das Optimum dessen, was möglich ist, dann erreicht, wenn sich lebensdauerlang aufzubringende Betriebsenergie und Investivenergie in etwa die Waage halten. Dabei ist ein wichtiger Punkt, dass bei der Wiederverwendung oder Rezyklierung vieler Materialien — etwa bei der Herstellung von Sekundärbeton oder beim Einschmelzen von Glas und Metallen — wesentlich weniger Energie aufzuwenden ist als bei ihrer Neuproduktion.

 

Das Sonnenhaus der Zukunft

 

Sonnenhäuser sind ja nichts eigentlich Neues. Noch heute werden in New Mexico oder Arizona im Südwesten der Vereinigten Staaten Pueblos bewohnt, die nur mit Mitteln der passiven Sonnenenergienutzung in ihrem Inneren angenehme Temperaturen von 15 bis 25 Grad Celsius schaffen, obwohl das Thermometer draußen in heißen Sommern auf 50 Grad Celsius steigen oder in bitterkalten Wintern auf —15 Grad Celsius fallen kann.

 

Wie haben wir uns das Sonnenhaus, die Sonnenstadt der Zukunft vorzustellen? Das moderne Haus wird als Niedrigenergiehaus gebaut werden, dessen Restenergiebedarf von der Sonne kommt. Dach, Wände und Kellerdecke sind exzellent wärmegedämmt, die Fenster enthalten Wärmeschutzgläser mit besonders niedrigem Wärmedurchgang, aus der Abluft des Hauses wird die Wärme zurückgewonnen, die elektrischen Geräte sind besonders effizient. Das Haus ist nach Süden ausgerichtet, die Südfassade erhält transparente Wärmedämmung, die bei Sonneneinstrahlung selbst im Winter bei tiefen Außentemperaturen für einen Wärmezustrom von außen nach innen sorgt, der den Wärmeverluststrom von innen nach außen übersteigt. In Abhängigkeit des Flächenverhältnisses von Fenstern und Fassade im Süden lassen sich unter europäischen Verhältnissen nur durch den solaren Strahlungszustrom passiv zwischen acht und 23 Prozent weniger Heizenergiebedarf erreichen.

 

Aktive Nutzung der Solarenergie

 

Alle zuvor beschriebenen Maßnahmen zur Nutzung der Sonnenenergie sind passiver Art, sie brauchen keinerlei weitere Betriebsenergie. Aktive Sonnenenergiewandler benötigen zusätzliche Energie, um betriebsfähig zu sein.

 

Für die Deckung des Spitzenbedarfs an elektrischer Energie und für die Brauchwassererwärmung wird auf dem Dach ein solarthermischer Kollektor montiert oder im Keller eine Wärmepumpe aufgestellt. Für elektrischen Strom sorgt eine Photovoltaikanlage auf dem Dach oder in der Fassade des Hauses. Wenn alle diese Möglichkeiten zusammengenommen werden, können auch unter den Einstrahlungsbedingungen Mitteleuropas energieautarke Sonnenhäuser betrieben werden, deren Bedarf an Betriebsenergie vom Markt null ist (Nullenergiehaus).

 

Industrielle Prozesswärme

 

Alle bisher beschriebenen architektonischen Mittel der passiven Sonnenenergienutzung, solarthermische Kollektoren, Wärmepumpen oder Photovoltaikanlagen, nutzen das solare Energieangebot gerade so, wie es von der Natur geliefert wird. Dann ist der Konzentrationsfaktor als Verhältnis der aufkonzentrierten Ausgangsenergie des jeweiligen Energiewandlers zur natürlich angebotenen Sonnenenergie gleich eins oder nur wenig verschieden von eins, vielleicht zwei oder drei. Das reicht aber nicht aus, um die von gewerblichen oder industriellen Nutzern wie Molkereien, Gärtnereien oder Wäschereien benötigte Prozesswärme mit Temperaturen von 100 bis 250 Grad Celsius zu erzeugen. Sie kann nur von konzentrierenden Kollektoren mit hohen Wirkungsgraden — etwa Parabolrinnen — geliefert werden, wie sie in den solarthermischen Kraftwerken zum Einsatz kommen. Mit ihrer Hilfe kann das von Gewerbe oder Industrie nachgefragte Temperaturspektrum bis etwa 400 Grad Celsius abgedeckt werden — vorausgesetzt, am Standort ist die direkte Sonnenstrahlung stark genug, was jedoch in Mitteleuropa selten der Fall ist. Die Sonnenstrahlung hat zwei Anteile, die direkte Strahlung, die umweglos von der Sonne kommt, und die diffuse Strahlung, die durch Streuung von Sonnenlicht in der Atmosphäre entsteht und die Erdoberfläche indirekt erreicht. In Mitteleuropa übersteigt der diffuse Anteil mit im Jahresmittel etwa 60 Prozent den direkten; im Winter besteht die Sonnenstrahlung fast ausschließlich aus diffuser Strahlung. Nur der direkte Anteil jedoch lässt sich mithilfe von Kollektoren konzentrieren.

 

 Solarthermische Kraftwerke

 

Die Primärenergie Sonnenstrahlung ist ein freies Gut. Solarthermische Kraftwerke nutzen diese Energie zur Erzeugung von Wärme, mit deren Hilfe ein Turbogenerator zur Stromerzeugung betrieben wird. Ein solarthermisches Kraftwerk gleich welchen Entwurfs besteht prinzipiell aus drei Teilen: dem Kollektorfeld, dem Absorber, Speicher und Wärmetauscher sowie dem Turbogenerator. Die Kollektoren »fangen« die Sonnenstrahlung ein und leiten sie in den Absorber, in dem die Strahlungsenergie in Wärme umgesetzt wird. Sehr vereinfacht kann man sich ein Solarkraftwerk als ein fossiles Kraftwerk vorstellen, dessen Kesselanlage durch Kollektorfeld und Strahlungsabsorber ersetzt wurde.

 

Da die meisten solarthermischen Energiewandler nur den direkten Anteil der Sonnenstrahlung nutzen, ist ihre Ausbeute umso größer, je größer und beständiger die direkte Strahlung ist. Bevorzugte Standorte liegen daher im äquatorialen Gürtel mit einer nördlichen und südlichen Breite von etwa 30 bis 40 Grad. Die Anlagen überdecken ein Leistungsspektrum von wenigen Kilowatt (kW) bis etwa 150 Megawatt (MW) — das sind fünf Größenordnungen. Mit Temperaturen bis etwa 2500 Grad Celsius können nahezu alle thermischen industriellen Prozesse mit der nötigen Prozesswärme versorgt werden.

 

Das Solarturmkraftwerk ist — wie auch das Paraboloidkraftwerk und das Aufwindkraftwerk — bisher nicht über das Experimentalstadium hinausgekommen. Je nach Betriebsmedium — Wasserdampf, Salzschmelzen, Natrium oder Luft — hat es Konzentrationsfaktoren von bis zu 1000 und kann Betriebstemperaturen von bis zu 1000 Grad Celsius sowie elektrische Leistungen von mehr als 150 MW erreichen. An seinem Beispiel werden die wesentlichen Baugruppen und Eigenschaften eines solarthermischen Kraftwerks beschrieben.

 

Das Solarturmkraftwerk

 

Beim Solarturmkraftwerk übernimmt ein ganzes Feld von Spiegeln, das Heliostatenfeld, die Aufgabe, das Sonnenlicht einzufangen, zu konzentrieren und auf den Strahlungsabsorber zu fokussieren, der sich auf der Spitze eines Turms befindet — daher der Name Solarturmkraftwerk. Ein Solarturmkraftwerk mit einer elektrischen Leistung von 100 Megawatt hat etwa 10 000 Heliostaten mit einer jeweiligen Oberfläche von bis zu 150 Quadratmetern. Mit elektrischen Schrittmotoren werden sie dem jährlichen und täglichen Sonnengang zweiachsig nachgeführt, sodass sie das Sonnenlicht stets genau auf den Absorber lenken. Die Entfernung zwischen Heliostat und Absorber kann mehrere Hundert Meter betragen, die Temperaturen können im Brennpunkt über 1000 Grad Celsius liegen. Nachts und bei Stürmen gehen die Heliostaten in »Schlafstellung«, sie stehen dann waagerecht, die Spiegelfläche sieht nach unten. Bei Sonnenaufgang richten sie sich automatisch wieder auf.

 

Verluste ergeben sich durch die verminderte Reflexion infolge Verschmutzung der Spiegeloberflächen, durch die ungenaue Nachführung der Heliostaten, sodass die konzentrierte Strahlung an der Absorberapertur vorbeizielt, schließlich durch die gegenseitige Verschattung der Heliostaten sowie durch die Abschwächung beim Durchgang der Strahlung durch die Atmosphäre auf dem Weg vom Heliostat zum Absorber.

 

Um der Verschmutzung entgegenzuwirken, werden die Spiegel regelmäßig gewaschen; die nur in Grenzen zu verbessernde Nachführung wird kompensiert durch größere Absorberflächen; die gegenseitige Verschattung hingegen wird nie ganz zu vermeiden sein, weil mit den vorhandenen Flächen ökonomisch umgegangen werden muss und die einzelnen Heliostaten nicht beliebig weit voneinander entfernt aufgestellt werden können. Auf die atmosphärische Strahlungsabminderung hat der Mensch keinen Einfluss.

 

Unter Berücksichtigung dieser Verluste ergibt sich mit einem solchen Heliostatenfeld ein Wirkungsgrad von 80 bis 85 Prozent.

 

Im Absorber wird die konzentrierte Strahlungsenergie auf ein strömendes Wärmeträgermedium wie Thermoöl oder Wasserdampf übertragen, das in Rohrbündeln zirkuliert. Dieses Medium transportiert die Wärme zum Wärmetauscher, wo sie an den Turbinenkreislauf zur Stromerzeugung übergeben wird. Das abgekühlte Wärmeträgermedium strömt zum Absorber zurück, der Kreislauf ist geschlossen. Bei diesem Vorgang kommt es zu Verlusten durch Reflexion der Sonnenstrahlung an der Oberfläche der Rohrbündel sowie durch Wärmeabstrahlung, Wärmekonvektion und Wärmeleitung. Trotz der hohen Temperaturen von 600 bis 1000 Grad Celsius — je heißer ein Körper ist, desto mehr Energie strahlt er ab — sind diese Verluste recht klein, sodass die Absorber gute Wirkungsgrade von bis zu 90 Prozent erzielen können. Moderne Ausführungen können sehr hohe Einstrahlungsleistungen bis zu einigen Megawatt pro Quadratmeter verkraften.

 

In der Regel hat ein solarthermisches Kraftwerk einen Speicher, in dem ein Teil der vom Absorber gelieferten Wärme zwischengespeichert wird, um eine Wolkenphase mit verminderter Einstrahlung zu überwinden oder das Kraftwerk in den Abend hinein weiterbetreiben zu können, wenn die Sonne längst untergegangen ist. Es wurde gezeigt, dass sich ein Kraftwerk auf diese Weise über die vollen 24 Stunden des Tages betreiben lässt. Dabei ist jedoch zu berücksichtigen, dass das Heliostatenfeld umso größer sein muss, je mehr Stunden das Kraftwerk nachts aus dem Speicher gefahren werden soll.

 

Der sich an Heliostatenfeld, Absorber und Speicher anschließende Teil eines solarthermischen Kraftwerks unterscheidet sich kaum von dem eines konventionellen Kraftwerks: Turbine, Generator, Kondensator, elektrische Energieaufbereitung, Schaltwarte.

 

 Auf dem Weg zur kommerziellen Nutzung solarthermischer Energie

 

Damit die solarthermischen Kraftwerke das Experimentierstadium endgültig hinter sich lassen können, müssen noch einige Hürden genommen werden: Die Kollektorfelder, gleich ob Parabolrinnen, Heliostaten oder Paraboloide, müssen billiger werden, weil sie den größten Einzelposten in der Kalkulation ausmachen; die Kraftwerke müssen um thermische Speicher oder fossile Zusatzfeuerungen erweitert werden, damit sie mehr Stunden im Jahr liefern können; und schließlich sollten aus energetischen Gründen höhere Turbineneingangstemperaturen erreicht werden.

 

Bessere und billigere Kollektoren

 

Der Energiegewinn eines Kollektors steht in direkter Abhängigkeit zur Spiegeloberfläche: Je größer die der Sonnenstrahlung entgegengestellte Oberfläche und je höher und beständiger ihre Reflektivität sind, umso größer die Leistung der eingesammelten Strahlungsenergie.

 

Die maximal mögliche Größe wird durch das Gewicht der Stützkonstruktion und die Windbelastung begrenzt. Parabolrinnen sind heute bis zu 530 Quadratmeter groß, Heliostaten bis zu 150 Quadratmeter und Paraboloide bis zu 450 Quadratmeter. Heutige Kollektoren sind reine Metall-Glas-Konstruktionen.

 

Die Kollektorspiegel bestehen aus dünnem, sehr lichtdurchlässigem Glas mit rückseitiger Versilberung, die ihrerseits wieder durch eine dünne Glasschicht geschützt ist. Diese Konstruktion hat sich zwar bewährt, aber Glas ist schwer. Deswegen wird ein anderer Entwurf erprobt, der eine Folienmembran vorsieht, die durch rückseitiges Vakuum in die paraboloide Form gespannt wird und jetzt auf der Vorderseite versilbert ist. Zwar sinkt das Gewicht drastisch, aber Folie und Silberschicht sind Wind und Wetter ausgesetzt.

 

Alle Tragkonstruktionen müssen nach den Gesetzen des Leichtbaus entworfen werden, wie er im Flugzeugbau üblich ist, um die erforderliche spezifische Steifigkeit und Festigkeit bei geringstem Gewicht zu gewährleisten.

 

Und nicht zuletzt muss die Produktion der Kollektoren automatisiert werden, um die Stückkosten zu minimieren; dazu ist die bisherige Stückzahl aber noch viel zu gering. Ein etwas ungewöhnlicher Vergleich mag das erläutern: Ein durchschnittliches Automobil wiegt etwa 1000 Kilogramm und kostet, je nach Fabrikat, 20 bis 100 DM pro Kilogramm Gewicht, wenn es in Stückzahlen von 200 000 pro Jahr automatisiert gefertigt wird. Die Herstellung eines Heliostaten, einer Parabolrinne, eines Paraboloiden ist, was den technischen und den Materialaufwand anbelangt, dem Auto so unähnlich nicht — Metallstruktur, Glas, Elektronik und Stellmotoren sind beiden zu eigen. Der wesentliche Unterschied liegt in der Stückzahl: Die wenigen 1000 Stück Solarkollektoren, die heute gebaut werden, rechtfertigen die Automatisierung nicht und haben daher Preise von bis zu 1000 DM pro Kilogramm und mehr zur Folge. Kommt es erst zu den signifikanten jährlichen Zubauraten solarthermischer Kraftwerke, wie sie in der Weltenergiewirtschaft mit mehreren 10 000 MW pro Jahr üblich sind, darf guten Gewissens mit einem steilen Abfall der Kollektorkosten gerechnet werden.

 

Solarstrom nachts durch Speicher und Zusatzfeuerung

 

Strom lässt sich nur sehr begrenzt speichern, muss also gerade dann erzeugt werden, wenn Nachfrage nach elektrischer Energie besteht. Dadurch ergeben sich Zeiten niedrigen, mittleren oder hohen Bedarfs an elektrischer Energie. Einen gewissen Grundbedarf gibt es immer — er wird von Grundlastkraftwerken gedeckt, die praktisch ständig in Betrieb sind (sie haben einen Kapazitätsfaktor von nahezu 100 Prozent). Andere Kraftwerke — die Mittellast- und die Spitzenlastkraftwerke — haben kürzere Laufzeiten.

 

Mit einem Kapazitätsfaktor von 25 Prozent, also etwa 2000 Jahresnutzungsstunden, dürfen solarthermische Kraftwerke nicht den Spitzenlastkraftwerken zugerechnet werden. Erst wenn sie mit einem thermischen Speicher oder einer fossilen Zusatzfeuerung versehen sind, können sie auch über Wolkenphasen hinweg sichere Leistung anbieten und sind sie lieferfähig auch zu Zeiten, wenn die Sonne schon untergegangen ist und der Strommarkt hohe Preise gewährt.

 

Speicher, vor allem Langzeitspeicher, kosten zwar Geld — viel mehr als fossile Zusatzfeuerungen —, aber ihr Vorteil gegenüber den Hybridkraftwerken ist offensichtlich: Deren Zusatzfeuerung bewirkt, dass das eigentlich emissionsfreie Solarkraftwerk doch wieder zur Kohlendioxidemission beiträgt.

 

Höhere Betriebstemperaturen, bessere Wärmeträger

 

Die stromerzeugenden Turbogeneratoren der solarthermischen Kraftwerke sind Wärmekraftmaschinen, deren Wirkungsgrad nach den Gesetzen der Thermodynamik umso höher ist, je höher die Betriebstemperatur des Wärmemediums und der nachfolgenden Prozesse ist. Diese Temperaturen aber finden ihre konstruktionstechnischen Grenzen. Es wird immer schwieriger — und teurer! —, hochtemperaturfeste Werkstoffe zu entwickeln, die über eine lange Zeitdauer stabil sind.

 

Das Wärmeträgermedium wird je nach Prozesstemperatur ausgewählt. Bei Parabolrinnenkraftwerken wird typischerweise bis 400 Grad Celsius Thermoöl eingesetzt; für höhere Prozesstemperaturen wird derzeit mit Wasserdampf unter hohem Druck experimentiert.

 

Bei Solarturmkraftwerken sind mehrere Wärmeträgermedien ausprobiert worden: Luft, das Alkalimetall Natrium, Wasserdampf, schließlich Salzschmelzen aus Kalium- und Natriumnitrat.

 

Luft ist einfach zu handhaben, erfordert aber bei Atmosphärendruck recht voluminöse Konstruktionen. Höhere Drücke machen das System zwar kompakter, dann aber muss der Absorber geschlossen sein und mit hochtemperaturfesten Quarzfenstern für den Strahlungsdurchgang versehen werden, die es nur bis zu Durchmessern von etwa einem Meter gibt.

 

Natrium hat sich nicht bewährt, weil es spontan entflammt, wenn es mit Luft oder Feuchtigkeit in Berührung kommt. Das ganze ausgedehnte Kraftwerkssystem müsste unter allen Betriebsbedingungen hermetisch dicht sein. Wie wenig dies zu gewährleisten ist, mag man daran erkennen, dass es im natriumgekühlten Solarturmkraftwerk in Spanien wie auch in den schnellen Brutreaktoren Phénix in Frankreich und Monju in Japan bereits Natriumbrände gegeben hat.

 

Die Kombination aus Salzschmelzen im Primärkreislauf und Wasserdampf im Sekundärkreislauf scheint ein Optimum zu sein. Geschmolzene Salze sind kompakt, haben gute Wärmeübertragungseigenschaften und lassen sich verhältnismäßig einfach speichern. Ihr Preis ist moderat, und sie sind ökologisch unbedenklich. Wasserdampf im Sekundärkreislauf ist ein lang bewährtes Medium, alle Kohlekraftwerke der Welt haben Wasserdampfkreisläufe.

 

1996 ist in Kalifornien ein erstes Solarturmkraftwerk (»Solar Two«) mit der Wärmeträgerkombination Salzschmelzen/Wasserdampf in Betrieb genommen worden; mit ihm ist mehrere Jahre lang experimentiert worden.

 

 Solarzellen und photovoltaische Anlagen

 

Die Energie der Sonne muss nicht den Umweg über Wärme nehmen; die Strahlung kann auch direkt in elektrischen Strom gewandelt werden. Das Instrument hierfür ist die Solarzelle, die Methode heißt Photovoltaik.

 

Dass an Elektroden in alkalischen Flüssigkeiten unter Lichteinfall eine elektrische Spannung aufgebaut wird, wurde schon vor anderthalb Jahrhunderten beobachtet. Erste technische Anwendungen dieses photovoltaischen Effekts aber finden sich erst in den 1930er-Jahren, als Selenzellen zur Lichtmessung verwendet wurden, und dann in den 1950er-Jahren, als »Vanguard 1«, der erste Satellit mit einem solarautarken photovoltaischen Stromgenerator aus Solarzellen an Bord, in den Weltraum flog. Die Idee hat bis heute nicht an Reiz verloren. Kaum mehr ein Satellit, der seine elektrische Energie nicht aus einem Photovoltaikgenerator bezieht, kaum ein Industrieland, das nicht Photovoltaikanlagen produziert, kaum ein Land der Erde, das nicht Photovoltaikstrom nutzt.

 

Wie funktioniert eine Solarzelle?

 

Die physikalische Grundlage der Solarzellen ist der innere Photoeffekt, wie er in Halbleitern auftritt: Das Sonnenlicht erhöht die Energie eines Teils der Elektronen, die dadurch zum elektrischen Stromfluss beitragen können.

 

Der Photoeffekt allein liefert aber noch keine Photospannung; normalerweise würden die durch Sonnenstrahlung ins Leitungsband gehobenen Elektronen nach sehr kurzer Zeit in ihren Grundzustand zurückfallen. Dem kann mittels einer geeigneten Konstruktion aus dotierten Halbleiterschichten entgegengewirkt werden.

 

Eine Solarzelle ist vereinfacht aus einer n-halbleitenden und einer p-halbleitenden Schicht aufgebaut. Dort, wo die Schichten sich berühren, im p-n-Übergang, entsteht ein inneres elektrisches Feld, weil Elektronen in den p-Halbleiter und Löcher in den n-Halbleiter wandern, um das Gefälle der Ladungsträger in der Grenzschicht auszugleichen.

 

Erzeugt die Sonnenstrahlung durch den inneren Photoeffekt ein Elektron-Loch-Paar in der Nähe des p-n-Übergangs, so wandert unter dem inneren Feld das Elektron zum n- und das Loch zum p-Halbleiter. Dadurch entsteht eine dem inneren Feld entgegengesetzt gerichtete Photospannung von etwa 0,5 Volt, die mittels Kontaktierungen auf Vorder- und Rückseite der Zelle abgegriffen werden kann.

 

Herstellung von Solarzellen

 

Im Detail unterscheiden sich die Solarzellen durch die Art der eingesetzten Halbleiter. Bei Siliciumsolarzellen bildet in der Praxis die n-leitende Schicht die Oberseite; sie wird dem Licht ausgesetzt. Darunter liegt eine p-leitende Schicht, die auf der ganzen Fläche mit einem metallischen Kontakt versehen wird. Der Kontakt auf der Oberseite muss so geformt sein, dass möglichst viel Licht auf die n-Schicht fallen kann. Das Basismaterial der gegenwärtigen industriellen Solarzellenproduktion ist nahezu ausschließlich Silicium, die Herstellungstechnologie stützt sich im Wesentlichen auf Verfahren, wie sie in der Halbleiterindustrie zum Einsatz kommen. Durch konstruktive Maßnahmen versucht die Forschung, den Wirkungsgrad zu optimieren.

 

In einem ersten Schritt werden aus höchstreinem polykristallinem Silicium, üblicherweise unter Zugabe eines Dotiermaterials (Bor, Aluminium, Gallium oder Indium), p-dotierte Einkristalle gezüchtet, meist in Form von zwei bis drei Meter langen Zylindern mit einem Durchmesser von etwa 20 Zentimetern. Aus diesen Zylindern werden Scheiben (»Wafer«) gesägt, in die von einer Seite bei 850 Grad Celsius Phosphor eindiffundiert wird, wodurch auf dieser Seite des p-leitenden Wafers eine Schicht n-leitendes Silicium entsteht. Im Siebdruckverfahren werden dann Metallpasten in der gewünschten Form aufgetragen, die für die elektrische Kontaktierung sorgen. Eine Antireflexbeschichtung aus Titansuboxid (TiO_0,5—1,9) — sie gibt den Solarzellen die charakteristische blaue Oberfläche — beschließt den Herstellungsprozess. Die so hergestellten Solarzellen haben in der Serienfertigung Wirkungsgrade von 14 bis 15 Prozent. Die Energieverluste entstehen dadurch, dass nicht alles Sonnenlicht absorbiert wird, das absorbierte Licht sich teilweise in Wärme umwandelt, und dadurch, dass bei einem Teil der Elektron-Loch-Paare das Elektron und das Loch sich wieder vereinen, bevor sie ihre jeweiligen Kontakte erreichen. Höhere Wirkungsgrade sind im Labor mit Wafern höchster Qualität und zusätzlichen, teuren Prozessschritten erzielt worden.

 

Die höchsten bisher erreichten Wirkungsgrade liegen bei 24 Prozent, die theoretische Obergrenze für unkonzentriert bestrahlte Siliciumzellen liegt bei 29 Prozent. Mit konzentrierter Sonnenstrahlung wären im Prinzip bis zu 33 Prozent erreichbar.

 

Entwicklungsperspektiven für Solarzellen

 

Der Wirkungsgrad kristalliner Siliciumsolarzellen ist kaum mehr zu steigern. Die Hauptaufgabe bei der technologischen Weiterentwicklung von Solarzellen ist daher die Kostensenkung.

 

Vier prinzipielle Ansätze sind gangbar: zunächst die Reduktion der Zahl der Produktionsschritte, dann die Übertragung der Herstellungsverfahren für hocheffiziente Zellen auf billige einkristalline, multikristalline und bandgezogene Wafer, darüber hinaus der Einsatz typischer Dünnschichtverfahren, und schließlich die Verwendung anderer Halbleitermaterialien, etwa Kupfer-Indium-Diselenid, Cadmium-Tellurid oder amorphes Silicium. Den Dünnschichttechniken wird hierbei das größte Potenzial zur Kostensenkung eingeräumt.

 

Alles zusammengenommen wird über technologische Fortschritte und nicht zuletzt über den Effekt der Massenfertigung mit einer Kostensenkung von gegenwärtig sechs bis acht DM pro Watt Spitzenleistung (W_p) auf die »Schallgrenze« von einer DM/W_p gerechnet, wenn pro Fabrik und Jahr kristalline Siliciumzellen mit einer Leistung von 500 MW_p sowie Dünnschichtzellen mit einer Leistung von 50 bis60 MW_p produziert werden. Zum Vergleich: Die Weltjahresproduktion aller Solarzellentypen zusammen lag 1997 bei 120 MW_p.

 

Photovoltaische Anlagen

 

Die elektrische Leistung einer einzelnen Solarzelle ist zu klein, um sie einzeln zu betreiben. In Photovoltaikanlagen sind daher viele Solarzellen zu Modulen zusammengeschaltet. Mehrere Module zusammen bilden einen Photovoltaikgenerator.

 

Eine typische Photovoltaikanlage hat drei Teile: den Photovoltaikgenerator, der aus mehreren Modulen besteht, den Wechselrichter bei Netzanschluss oder Stromaufbereitung und Speicher bei netzunabhängigem Betrieb (»Inselbetrieb«) und schließlich das Montagegerüst.

 

Der Photovoltaikgenerator ist entweder fest auf dem Gerüst installiert — dann ist er nach dem jahresmittleren Sonnenstand ausgerichtet — oder er wird auf Trackern — das sind Vorrichtungen, die dem Nachführsystem der Heliostaten ähnlich sind —, nach dem aktuellen Sonnenstand ausgerichtet, sodass die direkte Sonnenstrahlung immer senkrecht auf dem Photovoltaikgenerator auftrifft und ihm dadurch ihr Maximum anbietet. Photovoltaikanlagen von Sonnenhäusern sind in der Regel nicht nachgeführt, als Montagegerüst dient hier die Außenhaut des Hauses: das Dach und die Wände. Da ein Sonnenhaus, wenn es nicht um die Stromversorgung im Inselbetrieb geht, auch keine Batterie benötigt, reduziert sich seine Anlage im Grunde auf den Photovoltaikgenerator und den Wechselrichter.

 

Da höhere Temperaturen, gleich ob durch den Aufstellungsort bedingt oder als Folge innerer Verluste, schädlich sind — der Photovoltaikwirkungsgrad sinkt, wenn die Temperatur steigt —, sollte rückseitig Luftzirkulation zur Wärmeabfuhr möglich sein.

 

Der Wirkungsgrad einer Photovoltaikanlage beträgt nach einem Daumenwert etwa 70 Prozent des Wirkungsgrads einer einzelnen Solarzelle. Die Verluste gegenüber der einzelnen Zelle sind hauptsächlich Leiterverluste, und auch die Umrichtung von Gleichspannung auf Wechselspannung geht nicht verlustfrei vonstatten. Damit hat eine typische Photovoltaikanlage einen Wirkungsgrad von etwa knapp 10 Prozent.

 

Einsatzmöglichkeiten der Photovoltaik

 

Weltweit sind photovoltaische Anlagen mit einer Leistung von 800 bis 1000 MW_p installiert, und die jährlichen prozentualen Produktionszuwächse sind zweistellig; allein 1997 wurden Anlagen mit einer Leistung von insgesamt 120 MW_pproduziert (zum Vergleich: Ein mittleres Kohlekraftwerk hat eine Leistung von 500 MW_p bei einer etwa achtmal größeren Zahl an jährlichen Volllaststunden). Da photovoltaische Anlagen — dies im Gegensatz zu den solarthermischen Kraftwerken — auch mit sehr kleinen Ausgangsleistungen effizient betrieben werden können und zudem geräuschlos arbeiten, weil sie keine Turbinen zur Stromerzeugung brauchen, ist ihr Anwendungsspektrum sehr breit. Die Anlagenleistungen beginnen im Milliwattbereich — etwa in Taschenrechnern oder Uhren — und enden bisher bei einigen MW, sie überdecken damit neun Zehnerpotenzen. Insbesondere die kleinen Anlagen eignen sich für den Inselbetrieb ohne Anschluss an das Stromnetz. Da sie zudem von der Zulieferung von Energierohstoffen unabhängig sind, sind sie prädestiniert für die Aufstellung in Gebieten ohne Infrastruktur. In Entwicklungsländern gibt es Anlagen im Inselbetrieb für den netzunabhängigen Anschluss von medizinischen Kühlschränken, Wasserpumpen und Fernsehgeräten. In den Industrieländern beschränkt sich der Inselbetrieb von Photovoltaikanlagen auf abgelegene Weiler, Berghütten, Wochenendhäuser und Einzelverbraucher wie beleuchtete Verkehrsschilder oder Parkuhren; für den Nachtbetrieb wird der Strom in Batterien gepuffert, künftig vielleicht auch in Schwungradspeichern, sowie sie in ihrer Entwicklung so weit sind. Speicher sind jedoch teuer und erfordern einen gewissen Wartungsaufwand.

 

Zurzeit (1999) werden 80 Prozent der Weltjahresproduktion von Photovoltaikmodulen für den Inselbetrieb hergestellt; das Marktpotenzial für Inselanlagen wird auf rund 20 Gigawatt geschätzt!

 

Darüber hinaus werden Photovoltaikanlagen in großem Stil netzgekoppelt ihren Einsatz finden. Das Gros der heutigen Einzelanlagen liegt bei Leistungen von einigen Kilowatt bis zu einigen Zehn Kilowatt und ist auf Dächern oder Hauswänden installiert. Für den Netzanschluss sind sie mit Wechselrichtern zu versehen, welche die erzeugte Gleichspannung auf die Netzspannung umrichten. Das Netz dient bei Überproduktion als »Speicher«.

 

Noch ist der Anteil von Photovoltaikstrom in den Netzen verschwindend klein. Bei höheren Anteilen bis zu etwa 20 wird es zu Problemen kommen, da dann die technische Fähigkeit des Netzes »zu speichern« erschöpft sein wird. Die konventionellen Kraftwerke können nicht beliebig weit heruntergeregelt werden; bei Teillasten weit unter der Nennlast, für die sie ausgelegt sind, wird der Kraftwerkswirkungsgrad so schlecht, dass sie abgeschaltet werden müssten. Noch jedoch ist Photovoltaik von dieser Entwicklung meilenweit entfernt.

 

Energieamortisation und Flächenbedarf von Photovoltaikanlagen

 

Es gibt spezifische Kennwerte, die Rückschlüsse auf die relative Qualität von Energiewandlern zulassen. Zwei solcher Kennwerte sind die energetische Amortisationszeit und der Flächenbedarf. Die Amortisationszeit ist die Zeitspanne, die der Energiewandler betrieben werden muss, bis er so viel Energie erzeugt hat, wie in ihn investiert werden musste, um ihn zu bauen, betriebsbereit zu halten, bei Lebensdauerende abzureißen, zu rezyklieren oder endzulagern. Gelegentlich werden Amortisationszeiten von Energiewandlern erneuerbarer Energie mit solchen nicht erneuerbarer Energie verglichen. Das Ergebnis kann allerdings nur zu Trugschlüssen führen, denn anders als Energiewandler erneuerbarer Energien zahlen fossile oder nukleare Kraftwerke nichts zurück, sie tragen schlicht zur fortschreitenden Erschöpfung ihrer Energierohstoffe bei!

 

Eine Photovoltaikanlage heutiger Technik muss etwa 4,5 Jahre lang betrieben werden, um alle im Wesentlichen nicht erneuerbare Energie wieder zurückgezahlt zu haben, die in sie investiert wurde; danach liefert sie additiv elektrische Energie, die nicht zuvor als Investivenergie für sie hatte aufgebracht werden müssen. Von angenommenen 20 Jahren Lebensdauer sind also 15,5 Jahre aktive Betriebszeit, in der die Energiebilanz der Photovoltaikanlage positiv ist. Da die Photovoltaik eine noch junge Technik ist, darf erwartet werden, dass mit fortschreitender technologischer Entwicklung die Amortisationszeiten noch kürzer werden.

 

Ein weiterer wichtiger Kennwert ist der Flächenbedarf von Energiewandlern sowie ihrer vorgelagerten und nachgelagerten Stationen in der Energiewandlungskette. Die Frage lautet, wie viel Erdoberfläche wie lange besetzt ist, um eine Einheit Nutzenergie pro Jahr bereitzustellen. Beispielsweise beträgt der spezifische Flächenbedarf von Braunkohle acht, der von Photovoltaik je nach Standort zwischen 13 und 40 und der von Kernenergie 77 Quadratmeter pro MWh jährlicher Energieproduktion. Der verhältnismäßig kleine Wert für die Photovoltaik erklärt sich aus der Kürze der Energiewandlungskette. Der hohe Wert für die Kernenergie ergibt sich aus der im Vergleich sehr langen Energiewandlungskette — die Flächen für Uranmine, Anreicherungsanlagen, Brennelementefabrik, Reaktor, Aufarbeitung der abgebrannten Brennelemente, gegebenenfalls Plutoniumextraktion und Mischoxid-Brennelementefabrikation sowie Endlagerung müssen berücksichtigt werden — und die lange Zeit, innerhalb der die Flächen auch nach Gebrauch noch radioaktiv kontaminiert sind. Die aufgelassenen Uranminen der Wismut AG sind ein bekanntes Beispiel.

 

 Solarthermie oder Photovoltaik?

 

Ein potenzieller Investor will wissen, in welche Technik er investieren soll, in solarthermische Kraftwerke oder photovoltaische Anlagen. Bei dieser Fragestellung ist es sinnvoll, zwei Leistungsklassen von photovoltaischen Anlagen und Kraftwerken zu unterscheiden: solche mit einer Leistung von weniger als einem Megawatt und solche darüber. Die Technik der solarthermischen Kraftwerke — man denke an ihre konventionellen Komponenten Dampfturbine und Generator — bringt es mit sich, dass ihre Wirtschaftlichkeit mit zunehmender Kraftwerksgröße steigt. Die Photovoltaik hingegen zeichnet sich durch ihre Modularität aus: ein großes Photovoltaikkraftwerk besteht im Prinzip aus einer Vielzahl kleiner autonomer Einheiten. Demzufolge unterscheiden sich die Kosten pro installierter Leistungseinheit bei kleinen und bei großen Photovoltaikkraftwerken nur geringfügig; auch kleine Anlagen können, wie oben erwähnt, effizient betrieben werden.

 

Im Leistungsbereich unter einem Megawatt ist daher der Einsatz der Photovoltaik praktikabler und auch auf längere Sicht wohl wirtschaftlicher. Bei größeren Leistungseinheiten — die in Kalifornien errichteten Parabolrinnenkraftwerke demonstrieren dies — sind solarthermische Kraftwerke bislang bezüglich Wirtschaftlichkeit deutlich überlegen. Sie arbeiten jedoch ausschließlich mit direkter Sonnenstrahlung und werden daher nur im einstrahlungsintensiven Gürtel, der sich 30 bis 40 Grad in nördlicher und südlicher Breite um den Äquator erstreckt, stehen können, nicht also in den bevölkerungsreichen Breiten der nördlichen Hemisphäre, wo die Stromnachfrage besonders hoch ist. Diese Einschränkung gilt für photovoltaische Anlagen nicht im selben Maße, da sie auch den diffusen Strahlungsanteil nutzen können.

 

Diese Einzelaspekte lassen sich so zusammenfassen, dass Photovoltaikanlagen mit ihrem großen Leistungsspektrum ein sehr breites Anwendungsfeld abdecken können. In der vorhandenen Bebauung untergebracht, sparen sie Kosten für die Aufstellung und Leitungskosten für den erzeugten Strom. Dort aber, wo der Einsatz von solarthermischen Anlagen möglich ist, haben es photovoltaische Anlagen schwer, mit ihnen in den wirtschaftlichen Wettbewerb zu treten.

 

 Solare Chemie

 

Von den drei prinzipiellen Möglichkeiten der solaren Energieumwandlung wurden die solarthermische und die solarelektrische bereits behandelt; es fehlt noch die solarchemische Energieumwandlung.

 

Es können drei Umwandlungspfade eingeschlagen werden, um die Energie der Sonnenstrahlung in chemische Energie zu wandeln. Beim thermochemischen Pfad wird die in einer solarthermischen Anlage erzeugte Wärme statt zur Stromerzeugung für den Antrieb chemischer Reaktionen eingesetzt, die nur unter Energiezufuhr ablaufen. Auch der elektrochemische Pfad macht zunächst einen Zwischenschritt nötig, den der photovoltaischen Energiewandlung. Die gewonnene elektrische Energie dient anschließend der Erzeugung chemischer Energie durch Elektrolyse. Der dritte Pfad schließlich, die photochemische Energiewandlung, geht keinen Umweg. Sie nutzt den von der Sonne kommenden Photonenstrom direkt, etwa in der Photosynthese der Pflanzen.

 

Photochemie

 

Keiner der drei Pfade ist heute bereits energiewirtschaftlich nutzbar; der Stand der Entwicklung ist aber sehr unterschiedlich.

 

Für den photochemischen Pfad ist die natürliche Photosynthese das große Vorbild. Ohne sie wüchsen keine Nahrungsmittel auf den Feldern, kein Holz in den Wäldern, keine Algen in den Meeren, hätten Menschen und Tiere keinen Sauerstoff zum Atmen, und es gäbe die natürlichen Kohlendioxidspeicher in den Pflanzen nicht. Die technische Nachahmung der Photosynthese ist jedoch heute nach wie vor nicht letztlich gelungen.

 

Hingegen ist die energetische Nutzung nachwachsender Biomasse in Holzkraftwerken, Müllkraftwerken, Deponie- und Klärgaskraftwerken sowie als Biodiesel im Markt fest etabliert, die ersten Strohkraftwerke sind soeben entstanden, Biomassevergasung oder ihre Umwandlung in Bioöle stecken noch im Experiment.

 

Die Forschung verfolgt bei der Photochemie zwei Ziele von weit reichender energieökonomischer und energieökologischer Bedeutung: die Anhebung des bescheidenen Wirkungsgrades der natürlichen Biomassen-Energiewandlungskette und die Vergrößerung des Kohlendioxidspeichers.

 

Die Biomassenkette

 

Die Biomassenkette ist sehr lang: Von der Bodenvorbereitung, über die Aussaat, die Feldpflege, gegebenenfalls Bewässerung, Düngung und Schädlingsbekämpfung bis zur Ernte, vielleicht ihrer Trocknung und Speicherung sowie der nachfolgenden Verbrennung oder Vergasung zur Gewinnung der Endenergie haben alle Schritte relativ großen Energiebedarf. Der energetische Erntefaktor ist folglich klein, besonders bei der in Industrieländern üblichen hoch technisierten Landwirtschaft. Günstiger ist es, wenn Menschen oder Nutztiere auf den Feldern arbeiten; Menschen und Tiere sind energetisch genügsamer als ein großer Maschinenpark!

 

Alles zusammengenommen ergeben sich Gesamtwirkungsgrade im Bereich einiger Promille, die nur für Pflanzenarten wie Mais, Maniok oder Teichhyazinthen auf wenige Prozent anwachsen können. Ein enormer Flächenbedarf ist die Folge. Ein herkömmliches Kraftwerk von 1000 Megawatt elektrischer Leistung entspricht einer Anbaufläche von mehr als 1000 Quadratkilometern. Bei solchen Anbauflächen kann nur mit intelligenter Planung und Regelung verhindert werden, dass die Energiebilanz negativ wird.

 

Thermochemie

 

Der thermochemische Pfad der Sonnenenergienutzung besteht darin, mithilfe konzentrierter Sonnenstrahlung chemische Prozesse mit hohem Energiebedarf in Gang zu bringen und zu unterhalten. Alle derartigen Bemühungen sind über Labor- oder Feldexperimente bisher nicht hinausgekommen.

 

Das Problem liegt nicht etwa darin, mit Sonnenlicht ausreichend hohe Temperaturen zu erzeugen: Mit Mitteln der Zweifachreflexion — mit einem Heliostat und einem nachgeschalteten Paraboloid — gelingt es recht einfach, Temperaturen von einigen Tausend Grad Celsius zu erreichen (zum Vergleich: die Oberflächentemperatur der Sonne beträgt etwa 5800 Grad Celsius). Damit können die wichtigsten der industriellen Hochtemperaturprozesse betrieben werden, unter denen die solare Wasserdampfreformierung von Methan besondere energietechnische Bedeutung hat.

 

Die Wasserdampfreformierung von Methan ist ein chemischer Prozess, bei dem sich Methan (CH₄) mit Wasser (H₂O) zu Kohlenmonoxid (CO) und Wasserstoff (H₂) umwandelt. Die Reaktionsgleichung lautet: CH₄ + H₂O → CO + 3 H₂. Diese Reaktion läuft nur unter Energiezufuhr ab. Bei der Rückreaktion — der Bildung von Methan und Wasser aus Kohlenmonoxid und Wasserstoff, der Wiedermethanisierung — wird hingegen Energie frei.

 

Die Wasserdampfreformierung kann zur Speicherung und zum Transport der Sonnenenergie genutzt werden: Solarthermisch gewonnene Wärme treibt die Reformierung an; die gespeicherte Energie steckt dann als chemische Energie in dem Sekundärenergieträger Wasserstoff und im Kohlenmonoxid und kann bei Bedarf durch die Wiedermethanisierung freigesetzt werden. Das Methan, das dabei entsteht, kann erneut zur Wasserdampfreformierung genutzt werden, der Kreis ist geschlossen.

 

Das große Problem der solarchemischen Sonnenenergienutzung ist das zeitlich schwankende Energieangebot der Sonne. Sollen chemische Reaktionen angetrieben werden, so muss die Energie in der Regel gleichförmig zufließen, damit die Reaktion nicht abbricht. Eine solche Verstetigung wird aber bei solarer Energie ohne einen weiteren vorherigen Energiewandlungsschritt nicht möglich sein. Hier ist eine überzeugende technische Lösung noch nicht gefunden.

 

 Der elektrochemische Pfad

 

Sonnenenergie und solarer Wasserstoff sind ein Begriffspaar, das unter der Überschrift der solaren Wasserstoffenergiewirtschaft immer häufiger in der Literatur zu finden ist. Was verbirgt sich dahinter?

 

Soll eine bestimmte Energie am Weltenergiehandelssystem teilnehmen, muss sie speicherbar und transportierbar sein. Sonnenenergie als Primärenergie und Wärme, eine ihrer Sekundärenergien, sind dies nicht; eine andere Sekundärenergie, der elektrische Strom, ist zwar über kontinentale Entfernungen einiger 1000 Kilometer einigermaßen verlustarm transportierbar, aber nicht speicherbar; schließlich die dritte Sekundärenergie, chemische Energie, hat alle Voraussetzungen für beides, verlustfrei über lange Zeiträume und in nahezu beliebigen Mengen speicherbar zu sein sowie verlustarm und gleichfalls ohne Mengenbeschränkungen über globale Entfernungen transportiert werden zu können.

 

Der Kreislauf der Wasserstoffenergiewirtschaft

 

Die fossilen Energierohstoffe sind gute Beispiele für Träger chemischer Energie, ihre exzellente Speicherbarkeit und Transportierbarkeit in festem, flüssigem oder gasförmigem Zustand haben mitgeholfen, das heutige Weltenergiehandelssystem mit Kohlenwasserstoffen entstehen zu lassen; etwas Ähnliches muss man sich unter dem künftigen Welthandelssystem mit solarem Wasserstoff vorstellen.

 

Anstelle der Kohlebergwerke, der Ölplattformen oder der Bohrtürme über den Erdgasfeldern hat man sich Kraftwerke erneuerbarer Energie zu denken, die elektrischen Strom liefern, mit dessen Hilfe in nachgeschalteten Elektrolyseanlagen Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff zerlegt wird. Der Wasserstoff wird gasförmig in Pipelines oder, in Verflüssigungsanlagen verflüssigt, an Bord von Tankschiffen in die Verbraucherzentren transportiert und dort unter Energieabgabe mit Luftsauerstoff zu Wasser rekombiniert, in der Katalyse zur Wärmeerzeugung, in Turboanlagen oder Brennstoffzellen zur Stromerzeugung und schließlich an Bord von Automobilen im Verkehr genutzt.

 

Es gibt also große Ähnlichkeiten zwischen den heutigen, auf Kohlenwasserstoffen als Energieträger basierenden Energiewandlungsketten und einer zukünftigen Kette, in der Wasserstoff der Energieträger ist.

 

Aber es gibt auch signifikante Unterschiede: Das fossil-nukleare System ist ein zur Umwelt hin offenes System; es nimmt Erschöpfliches aus der Erdkruste, wandelt es chemisch oder nuklear vielfältig um und gibt Rest- und Schadstoffe an die Geosphäre zurück. Bei den fossilen Energien geht dieser Prozess mit der Emission von Treibhausgasen in die Atmosphäre einher, beim nuklearen System ist er mit der Abgabe von radioaktiven Spaltprodukten und radiotoxischem Plutonium verbunden, und bei beiden ist er entsprechend dem Energieinhalt der eingesetzten Energierohstoffe mit einer zusätzlichen Erwärmung der Geosphäre verknüpft; das System ist risikobehaftet und von einer dauerhaften und durchhaltbaren Entwicklung weit entfernt.

 

Anders das solare Wasserstoffenergiesystem, es ist ein über den Wasserkreislauf der Erde geschlossener Stoffkreislauf. Entmineralisiertes Wasser aus dem irdischen Wasserhaushalt wird nach Auftrennung in Wasserstoff und Sauerstoff und nachfolgender Rekombination quantitativ und qualitativ unverändert in den Wasserhaushalt zurückgegeben. Solarer Wasserstoff ist erneuerbar, unerschöpflich, umweltverantwortbar und risikoarm. Damit sind die Voraussetzungen gegeben, Wasserstoff zu einem tragenden Element einer nachhaltigen Energieversorgung zu machen, sofern er sich als wirtschaftlich erweist.

 

Erzeugung und Speicherung von Wasserstoff

 

Die Wasserelektrolyse ist eine bewährte Technik, mit der bereits viele Jahrzehnte lang Erfahrungen gesammelt wurden. Große Anlagen stehen in der Nähe von Wasserkraftwerken. Der gewonnene Wasserstoff wird bis heute kaum energetisch genutzt, sondern in der Düngemittelherstellung, bei der Fetthärtung, in der Elektronikfertigung oder der Methanolherstellung eingesetzt; nur in einer Branche ist Wasserstoff wegen seiner großen massenspezifischen Energiedichte als Energieträger unverzichtbar: in der Raumfahrt; keine der Raumfahrtnationen, die nicht Wasserstoff als Treibstoff an Bord ihrer Raketen einsetzte.

 

Wasserstoffspeicherung bietet kaum mehr wirklich ernsthafte Probleme. Erfahrungen liegen vor aus 100 Jahren Wasserstoffchemie, aus 50 Jahren Raumfahrt und vielen Jahrzehnten der Herstellung und industriellen Nutzung technischer Gase; auch die Automobilindustrie experimentiert seit 20 Jahren mit Wasserstoff. Wasserstoffgasflaschen, Container mit Wasserstoff-Metall-Verbindungen (Metallhydriden) oder Flüssigwasserstofftanks wurden inzwischen erprobt. Mit der Wasserstoffspeicherung in Graphitnanostrukturen wird experimentiert.

 

Einsatzmöglichkeiten

 

Die Energiedichte von Wasserstoff prädestiniert ihn für den Einsatz in Transport und Verkehr, in Luftfahrt und in Raumfahrt. Seine massenspezifische Energiedichte ist knapp dreimal so groß wie die von Benzin, wenn auch die volumenspezifische von Flüssigwasserstoff bei nur gut einem Viertel liegt. Bei sonst unveränderten Bedingungen der zu bewältigenden Transportaufgabe wird die erforderliche Menge Wasserstoff folglich weniger wiegen, dafür aber voluminöser sein. Alle Transport- und Speichereinrichtungen wie Tanks, Pipelines oder Kompressoren müssen demnach im Vergleich zu denen für die Kohlenwasserstoffe geometrisch größer sein, oder der Wasserstoff muss unter höherem Druck stehen.

 

In der Nutzung unterscheidet sich Wasserstoff in der Regel nicht wesentlich von den gebräuchlichen Energieträgern. Vieles von dem, was mit ihnen an Erfahrung gewonnen wurde, kann auch dem Umgang mit Wasserstoff dienen. Der Übergang von Erdgas, das großenteils aus wasserstoffreichem Methan (CH₄) besteht, auf einen Erdgas-Wasserstoff-Verschnitt, später auf Wasserstoff, wird ebenso problemlos durchzuführen sein wie der nur wenige Jahrzehnte zurückliegende Übergang von Stadtgas auf Erdgas. Bereits das Stadtgas, mit dem noch zu Anfang des 20. Jahrhunderts die Gaslaternen betrieben wurden, bestand zu 60 bis 70 Prozent aus Wasserstoff.

 

Die Infrastrukturen im Wärmemarkt und im Strommarkt können im Großen und Ganzen erhalten bleiben; Lager- und Betankungseinrichtungen für gasförmigen oder flüssigen Wasserstoff kämen hinzu. Wirklich neue Komponenten werden die Brennstoffzellen im Strom- und Wärmemarkt sowie im Verkehr sein. Aber auch sie werden Nutzen ziehen aus den im Gange befindlichen Entwicklungen zu stationären erdgasbefeuerten Brennstoffzellen, die jahrzehntelang in Betrieb gewesen sein werden, wenn die Wasserstoffära beginnt.

 

Der Wirkungsgrad des solaren Wasserstoffenergiesystems

 

Eine entscheidende Eigenschaft eines Energiesystems ist seine Wirkungsgradkette. Der Wirkungsgrad der meisten Wandlungsketten, die solaren Wasserstoff enthalten, ist im Vergleich zu den fossilen Ketten recht bescheiden; eine Ausnahme bildet die Kette mit Wasserkraft als erstem Glied. Das mag zwar im Hinblick auf die Unerschöpflichkeit der Sonnenenergie irrelevant erscheinen, ist es jedoch nicht, wenn die Investivenergie berücksichtigt wird, die für jeden Kraftwerkstyp anfällt. Es muss das Ziel bleiben, die Amortisationszeiten der Energiewandler, gleich ob fossil, nuklear oder solar, so kurz wie möglich zu halten.

 

Prof. Dr.-Ing. Carl-Jochen Winter

 

Weiterführende Erläuterungen finden Sie auch unter:

 

erneuerbare Energien: Windenergie

 

Grundlegende Informationen finden Sie unter:

 

erneuerbare Energien: Aufbruch ins solare Zeitalter

 

Literatur:

 

Alt, Franz: Die Sonne schickt uns keine Rechnung. Die Energiewende ist möglich. München u. a. ⁶1996.

 

Energie aus Biomasse. Eine Chance für die Landwirtschaft, herausgegeben von Holger Flaig und Hans Mohr. Berlin u. a. 1993.

 Goetzberger, Adolf / Wittwer, Volker: Sonnenenergie. Physikalische Grundlagen und thermische Anwendungen. Stuttgart ³1993.

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 Hadamovsky, Hans-Friedrich / Jonas, Dieter: Solarstrom - Solarwärme. Technik der Photovoltaik und Solarthermie. Würzburg 1996.

 Hoffmann, Volker: Energie aus Sonne, Wind und Meer. Möglichkeiten und Grenzen der erneuerbaren Energiequellen. Leipzig u. a. 1990.

 Hoffmann, Volker: Wasserstoff - Energie mit Zukunft. Stuttgart u. a. 1994.

 Karamanolis, Stratis: Sonnenenergie. Ausweg aus dem Öko-Energie-Dilemma. Neubiberg 1991.

 Khartchenko, Nikolai V.: Thermische Solaranlagen. Grundlagen, Planung und Auslegung. Berlin u. a. 1995.

 Lewerenz, Hans-Joachim / Jungblut, Helmut: Photovoltaik. Grundlagen und Anwendungen. Berlin u. a. 1995.

 Metzner, Helmut: Solarenergie und Atomstrom. Energiequellen, Umweltbelastung und das CO₂-Problem. Stuttgart u. a. 1999.

 Müller, Friedrich Udo: Thermische Solarenergie erfolgreich nutzen. Aktive thermische Solartechnik in Mitteleuropa. Feldkirchen 1997.

 

Photovoltaik. Strom aus der Sonne. Technologie, Wirtschaftlichkeit und Marktentwicklung, herausgegeben von Jürgen Schmid. Heidelberg ⁴1999.

 

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 Stahl, Wilhelm u. a.: Das energieautarke Solarhaus. Mit der Sonne wohnen. Heidelberg 1997.

 Wagemann, Hans-Günther / Eschrich, Heinz: Grundlagen der photovoltaischen Energiewandlung. Solarstrahlung, Halbleitereigenschaften und Solarzellenkonzepte. Stuttgart 1994.

 Winter, Carl-Jochen: Die Energie der Zukunft heißt Sonnenenergie. Taschenbuchausgabe München 1995.

 Winter, Carl-Jochen: Sonnenenergie nutzen. Technik, Wirtschaft, Umwelt, Klima. Berlin u. a. 1997.