RWE baut sein erstes Solar-Kraftwerk / Die Technik verspricht eine hohe Ausbeute, ist aber noch zu teuer Sauberer Strom aus Spaniens Sonnen

Guadix. Wenn die Sonne über die Gipfel der Sierra Nevada klettert, erwachen die silbrigen Ungetüme in der kargen Ebene zum Leben. Von Sensoren gesteuert, richten 7300 Kollektoren ihre gekrümmten Spiegel dem Licht entgegen, fangen die Sonnenstrahlen ein und bündeln sie 80-fach verstärkt auf ein mit Öl gefülltes Rohr. Auf 400 Grad erhitzt wird es Wasser verdampfen, eine Turbine in Gang setzen und Strom erzeugen. 150 Megawatt können die Anlagen von Andasol im Süden Spaniens künftig ins Netz einspeisen - es wird das größte Solarkraftwerk Europas.
15.10.2010, 05:00
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Von Krischan Förster

Guadix. Wenn die Sonne über die Gipfel der Sierra Nevada klettert, erwachen die silbrigen Ungetüme in der kargen Ebene zum Leben. Von Sensoren gesteuert, richten 7300 Kollektoren ihre gekrümmten Spiegel dem Licht entgegen, fangen die Sonnenstrahlen ein und bündeln sie 80-fach verstärkt auf ein mit Öl gefülltes Rohr. Auf 400 Grad erhitzt wird es Wasser verdampfen, eine Turbine in Gang setzen und Strom erzeugen. 150 Megawatt können die Anlagen von Andasol im Süden Spaniens künftig ins Netz einspeisen - es wird das größte Solarkraftwerk Europas.

Die geografische Lange im Hinterland der Mittelmeerküste ist geradezu ideal. Während die Sonne in Norddeutschland weniger als 1000 Kilowatt pro Jahr und Quadratmeter auf die Erde bringt, sind es in der spanischen Provinz Granada knapp 2200. Ermuntert und gefördert von der spanischen Regierung baut die einheimische Ökobranche immer mehr Solar-Kraftwerke in eine Gegend, in der es außer Olivenbäumen und Schafen nicht viel gibt. Das lockt auch Investoren aus Deutschland.

Die drei Parks von Andasol wurden vom Erlanger Unternehmen Solar Millennium geplant. Das Geld für die ersten beiden 50-Megawatt-Projekte stammt vom spanischen Bauriesen ACS. Den dritten Park errichtet dagegen ein deutsches Konsortium um den Essener Energiekonzern RWE. Rund 400 Millionen Euro kostet die Installation von acht Kollektorfeldern, einem Kraftwerk und zwei Salzspeichern. Letztere spielen eine Schlüsselrolle in dem Konzept. 'Dank der Speicher können wir auch dann noch Strom erzeugen, wenn die Sonne gar nicht mehr scheint', sagt Frank Dinter, Leiter der Abteilung Solar bei RWE.

Mit den kleinen Photovoltaik-Anlagen auf deutschen Hausdächern haben solche solarthermischen Kraftwerke wenig zu tun. Fritz Vahrenholt, Chef der RWE-Ökosparte, setzte bislang vor allem auf Windenergie. In den kommenden Jahren entstehen mehrere große Offshore-Parks vor der deutschen und der britischen Küste. Auch Pumpspeicherwerke und Biomasse-Anlagen sollen helfen, den Anteil der erneuerbaren Energien am Strommix von fünf auf 30 Prozent bis 2025 zu steigern. Nun kommt Sonnenenergie hinzu. 'Ein sehr interessantes Projekt', sagt Vahrenholt.

So groß wie 120 Fußballfelder

Der Fahrplan der Internationalen Energieagentur IEA sieht vor, dass bis 2050 elf Prozent des weltweiten Energiebedarfs aus Sonnenenergie bestritten werden sollen, in Ländern mit bis zu 3000 Sonnenstunden im Jahr soll die Technologie bereits ab 2020 in der Lage sein, Spitzenlasten abzudecken und damit konventionelle Kraftwerke abzulösen. Spanien hat bereits 480 Megawatt in Betrieb, weitere 650 im Bau und 1350 Megawatt in Planung. In den Staaten Nordafrikas und des Mittleren Ostens sollen in den kommenden Jahren sogar 10000 Megawatt ans Netz gehen.

Das RWE-Projekt 'Andasol3' entsteht auf einer Fläche von rund 120 Fußballfeldern in der Hochebene von Guadix, gut 1000 Meter über dem Meeresspiegel. Hier ist die Luft klar, Regen eher selten. Beste Voraussetzungen also, um möglichst viel Energie aus den Sonnenstrahlen zu zapfen. 210000 Parabolspiegel wurden in den vergangenen Monaten in einem Quadranten mit einer Kantenlänge von 1,5 mal 1,3 Kilometern montiert und installiert. Noch sind sie in Schlafstellung und von einer dicken Staubschicht bedeckt. Es fehlen die Leitungen, die das Öl zu Speichern und Kraftwerk bringen werden. Erst in acht Monaten soll 'Andasol 3' in Betrieb gehen.

Die beiden benachbarten Parks laufen dagegen schon, nach anfänglichen Schwierigkeiten inzwischen mit Erfolg. Gelbe Schilder warnen vor der Kraft der Sonne. Wer hier nicht aufpasst, hat binnen Minuten einen Sonnenbrand oder einen Brandfleck in der neongelben Schutzweste. Beim RWE-Projekt wurden Konzept und Anlagen noch einmal verfeinert, um Zuverlässigkeit und Stromausbeute zu erhöhen.

Wenn die Sonnenstrahlen auf die mehr als 300 Reihen aus verspiegeltem Glas treffen, die elektronisch gesteuert dem Lauf des Gestirns folgen, werden sie auf ein dickes, vakuumgedämmtes Stahlrohr in der Längsachse reflektiert. Ein spezielles Thermo-Öl wird dabei von 300 auf 400 Grad erwärmt und fließt zurück zum Kraftwerk, wo es über einen Wärmeaustauscher Wasser verdampft. Der Dampf treibt eine konventionelle Turbine an, ein angeschlossener Generator erzeugt den Strom.

Rund sieben Millionen Euro kostet es, jedes einzelne Megawatt zu installieren. Solar-Kraftwerke sind nur deshalb ein lohnendes Geschäft, weil die spanische Regierung die Anlagen kräftig subventioniert. 25 Jahre lang garantiert sie eine Einspeisevergütung von 28 Cent pro Kilowattstunde. Schon das liegt deutlich über Herstellungs- plus Betriebskosten. Frei an der Börse gehandelt, können noch einmal bis zu sieben Cent dazukommen. Zum Vergleich: In Deutschland ist Strom aus Windkraft an Land nur neun Cent und demnächst auf hoher See 15 Cent wert. Schon während der ersten 25 Betriebsjahre wird eine Rendite von mehr als acht Prozent erwartet. Danach ist der Solar-Park refinanziert - kann aber weitere 15 Jahre in Betrieb bleiben.

Vorerst ist die Stromabgabe auf maximal 50 Megawatt begrenzt. Bewusst wurde das Kollektorfeld vom deutschen Baukonsortium dennoch überdimensioniert und könnte fast 100 Megawatt erzeugen. Denn am Tag soll die überschüssige Energie insgesamt 28000 Tonnen eines speziellen, verflüssigten Salzes in den Speichern erwärmen, dem nachts oder bei bedecktem Himmel über denselben Öl-Kreislauf wieder Wärme entzogen werden kann, bis zu 7,5 Stunden lang. 'Damit können wir fast rund um die Uhr Strom bereitstellen', erklärt Dinter. Also auch Geld verdienen. Von 8670 möglichen soll 'Andasol 3' etwa 4000 Betriebsstunden unter Volllast laufen, weitere 2000 Stunden mit eingeschränkter Leistung. Da können weder die in der Nähe laufenden Windräder noch Photovoltaik-Anlagen mithalten.

Lernen für 'Desertec'

Dank der hohen Vergütung und der stabilen Ausbeute lohnt es sich betriebswirtschaftlich schon heute, Sonnenenergie abzuschöpfen. Trotz des verhältnismäßig niedrigen Wirkungsgrades von 15 Prozent im Jahresschnitt. Konventionelle Kraftwerke (Kohle, Gas) schaffen 40 bis 55 Prozent. Noch kostet es zudem bis zu 25 Cent, eine Kilowattstunde Strom zu produzieren. 'Wir arbeiten daran, diesen Betrag bis 2020 zu halbieren', sagt Dinter.

Das wird nötig sein, wenn sich die Technologie auch ohne üppige Subventionen durchsetzen soll. In Spanien lernen die Deutschen für das milliardenschwere 'Desertec'-Projekt eines deutschen Industriekonsortiums, bei dem auch RWE dabei ist. In der nordafrikanischen Sahara, in der die Sonne noch häufiger scheint als in Granada, sollen gigantische Solarparks gebaut werden, die nicht nur die Region selbst versorgen sollen, sondern auch große Stromkontingente nach Europa liefern könnten. Zuvor aber müssen die Anlagen billiger in der Herstellung und effektiver im Betrieb werden. 'Wir müssen dahin kommen, dass solche Anlagen für 10 bis 15 Cent die Kilowattstunde produzieren können', nennt Vahrenholt das Ziel. Denn nur dann seien Solar-Kraftwerke auf Dauer konkurrenzfähig mit anderen Technologien.

Nur wenige Kilometer entfernt von 'Andasol' wird an der einst vom Deutschen Institut für Luft- und Raumfahrt (DLR) mitbegründeten Plataforma Solar de Almeria genau an diesen Problemen geforscht. Wie lassen sich teurer Stahl einsparen, die Reflektion der Spiegel verbessern, die Kosten im Betrieb verringern und die Effektivität der gesamten Anlage steigern?

Eine mögliche Lösung: Statt des teuren Spezialöls, das auf maximal 400 Grad Celsius erhitzt werden kann, könnte Wasser durch die Receiver-Rohre fließen. Bei der sogenannten Direktverdampfung gäbe es weitaus höhere Temperaturen und damit mehr Dampf auf der Turbine. Eine Alternative, die auch bei RWE erwogen wird, wäre es, statt Wasser das flüssige Salz zu verwenden. Auch das würde Geld sparen und die Leistung erhöhen, zumal bei größeren Anlagen. Die optimale Leistung werde mit einem Solar-Kraftwerk von 250 bis 300 Megawatt erreicht. 'Wir haben da noch viel Potenzial', meint Dinter.

Vorerst hat RWE genug mit dem ersten Projekt zu tun. Über Folgevorhaben ist noch nicht entschieden, es soll sie aber erklärtermaßen geben. Vielleicht wieder in Spanien. Solar-Chef Dinter ist da offen. 'Auch Sizilien oder eine größere griechische Insel können wir uns vorstellen.'

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