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Sonnenkraft – Photothermik

 

Quelle: Achmed A. W. Khammas (Buch der Synergie)

Photothermische Nutzung

Solare Niedertemperatursysteme

Im Rahmen der Niedertemperatursysteme wird die Sonnenenergie am häufigsten zum Erhitzen von Brauchwasser für den Haushalt (Waschen, Baden, Spülen usw.) sowie zu Heizzwecken angewendet, wobei hier die Kopplung mit entsprechend effektiven Speichersystemen eine besonders wichtige Rolle spielt. Viele weitere Anwendungsbereiche und -methoden, auf die ich später noch ausführlich eingehen werde, lassen sich besonders gut in Ländern der 3. Welt umsetzen.

Inzwischen wird die Konzentrator-Technologie auch für thermische Systeme genutzt. Ein gutes Beispiel dafür bildet der Suncone-Konzentrator, den ich dem entsprechenden Kapitel der Verstärkungstechniken zugeordnet habe (s.d.).

Doch wenden wir uns zunächst den konventionellen solaren Niedertemperatur-Systemen zu.

Luftkollektor

Es gibt viele Arten von Luftkollektoren, und im Allgemeinen wird zwischen offenen und geschlossenen Varianten unterschieden. Bei den ersteren speist die Umgebungsluft den Kollektorvorlauf, bei den anderen hingegen Luft, die in einem geschlossenen Kanalsystem zirkuliert.

Die ersten offenen Systeme bestehen aus schwarz lackierten Stahl-Absorberplatten mit einer transparenten Kunststoffabdeckung. Ein solches System wird 1986 in den USA an einer Fabrik des Autokonzerns Ford erprobt, wo sich allerdings Probleme mit der Abdeckung ergeben: Sie fordert hohe Wartungskosten und reduziert obendrein den Wirkungsgrad.

Die meisten Luftkollektoren bestehen im Grunde aus ein- oder mehrlagigen Hohlkammerprofilen. Ein besonders weit entwickeltes Modell ist der MECO-Kollektor von 1987, dessen Kunststoffprofil mehrere Funktionen in sich vereinigt: Die transparente Abdeckung, das ruhende wärmedämmende Luftpolster, die Absorberfläche, die Wärmeträgerkanäle und der Tragrahmen bilden ein einziges Bauteil.

1990 erprobt McDonnel-Douglas ein weiteres, sehr simples Luftkollektor-System, das eigentlich nur aus einem Fassaden-Anstrich mit besonders hohem Strahlenabsorptions-Koeffizienten besteht, wobei die an der Wand aufsteigende Warmluft durch eine unten offene Überdachung abgesaugt wird. Diese Methode erweist sich als sehr billig, hat aber nur einen geringen Wirkungsgrad.

In der ehemaligen UdSSR wurde ein solarer Luftkollektor zum Beschleunigen des Aushärtens von Beton entwickelt – insbesondere auch zum Ausgleich zwischen den Tages- und den Nachttemperaturen während des Aushärteprozesses.

Um 1996 erproben die Unternehmen Ford und GM Luftkollektoren mit perforierten Absorberblechen und erreichen damit Rekord-Wirkungsgrade bis 80 %. Die erwärmte Luft wird mittels einer Grenzschichtabsaugung durch die Perforation hindurch hereingeholt, womit die Verluste durch freie Konvektion vermieden werden. Außerdem kann bei dieser Methode auf teure, transparente Abdeckungen verzichtet werden.

Eine neue Form von offenen Luftkollektoren wird 1997 vom Institut für Thermodynamik und Wärmetechnik der Universität Stuttgart vorgestellt. Bei den Solar Walls handelt sich um Absaugfassaden zur solaren Lufterwärmung, die z.B. Prozesswärme niedriger Temperatur für Trocknungsanlagen liefern können – bzw. Verbrennungs- oder Lüftungsluft kostengünstig vorwärmen. Am Heizkraftwerk Göttingen wird eine 343 m2 große Fläche mit einem zusätzlichen Luftsammelkanal an der Oberseite installiert. Der hier gemessene Wirkungsgrad beträgt etwa 40 %.

Bierdosen-Luftkollektor

Bierdosen-Luftkollektor

1998 wird in einem bundesweit einmaligen Modell in Köpenick die transparente Wärmedämmung eingesetzt. Auf schwarz gestrichenes Mauerwerk werden in Glasputz waagrechte Bündel kleinster Glasröhrchen verschlossen. Das vom Forschungsministerium geförderte Projekt der Köwoge Wohnungsbaugesellschaft wird an drei Plattenbauten im Ortsteil Friedrichhagen umgesetzt, man versprichst sich 75 % Heizkostenersparnis. Die Auswertung des Projektes soll 2001 erfolgen. Ich komme weiter unten unter Solararchitektur noch einmal darauf zurück.

Im Februar 2007 berichtet die australische Presse über den Sun Lizard Solar Heater von Colin Gillam und seiner Firma Alternative Fuels and Energy (AFE) in Boronia, Victoria, der außerdem auch zum Beheizen UND Kühlen von Gebäuden eingesetzt werden kann.

Es handelt sich dabei um einen Luftkollektor, dessen Warmluft im Winter mittels eines Ventilators in das Haus geblasen wird. Der selbe Ventilator – der durch ein kleines PV-Paneel betrieben wird – sorgt im Sommer wiederum für die Abfuhr der Warmluft aus dem Gebäude hinaus. Das System, das derzeit noch 2.500 $ kostet, soll bei einer Massenproduktion in Zukuft merklich günstiger werden – hofft der Erfinder, der 16 Jahre in seine Entwicklung gesteckt hat.

Ende 2007 kann das Unternehmen, das inzwischen Sun Lizard Pty Ltd. heißt, bereits 230 installierte Anlagen vorweisen, es wird im ‚New Inventors’-Programm des Australia ABC TV vorgestellt und gewinnt dort auch einen ersten Preis.

Ein ganz einfacher Luftkollektor aus geschwärzten Bierdosen und einer Plexiglasabdeckung wird bereits im April 2007 in verschiedenen Blogs vorgestellt. Die Konstruktion schafft es immerhin, die Temperatur der einströmenden Luft um 15° anzuheben.

Es ist klar, daß bei dem ‚Rohstoff Bierdose’ weitere Nachbauten nicht lange auf sich warten lassen…

Solartrockner

Eine Abart der Luftkollektoren bilden die Solartrockner für die Landwirtschaft, welche ohne große Investitionskosten und fast keinen Betriebskosten die Trockenluft um 30°C – 35°C erwärmen können. Diese Systeme werden sowohl großtechnisch (z.B. in Schweden für Heu und Getreide)  als auch im 3.-Welt-Maßstab angewendet (s.d.). In Mitteleuropa ist schon durch die einfache Installation von lichtdurchlässigen Kunststoffplatten als Dach eine 5°C – 15°C betragende Wärmesteigerung zu erzielen.

Die Universität Hohenheim bei Stuttgart erhält 1992 den Innovationspreis des deutschen Gartenbaus für die BMFT-geförderte Entwicklung eines solarbetriebenen Gewächshaustrockners, der besonders für voluminöse Güter wie Heil- und Gewürzpflanzen geeignet ist und etwa 2 l Heizöl pro kg Trockenware einspart. Zusätzlich schützt der Gewächshaustrockner das Trockengut vor UV-Strahlung und dem Ausbleichen der Pflanzen. Die Qualität der mit Solarenergie getrockneten Früchten ist weitaus besser als beim bisher üblichen Trocknen auf dem Erdboden, auch kommt es zu keinem Schimmelbefall (Mykotoxinbildung) und die Lebensmittel sind vor Staub und Regen, Insekten und Nagetieren geschützt.

Industrieller Solartrockner

Industrieller Solartrockner

Da das Gewächshaus außerhalb der Trocknungssaison zur Pflanzenzucht verwendet werden kann, ist das System auch wirtschaftlicher als konventionelle Trockner. Durch die ganzjährige Nutzungsmöglichkeit ergeben sich wesentliche Vorteile gegenüber Anlagen, die nur wenige Monate im Jahr ausgelastet werden können. In einer vierjährigen Entwicklungs- und Testphase wurde der solare Gewächshaustrockner zur Marktreife geführt – erste Systeme sind in Kooperation mit der Gesellschaft für technische Zusammenarbeit (GTZ) in Slowenien, Ägypten, Chile, Mali, Äthiopien, Saudi-Arabien, Korea und in der Türkei erfolgreich im Einsatz. In Deutschland arbeiten bereits zwei Anlagen in Limburg und Worms.

In Hohenheim arbeitet das Institut für Agrartechnik in den Tropen und Subtropen außerdem an solaren Flachtrocknern für aride Gebiete (eine Rosinen-trocknende Anlage in Griechenland amortisiert sich in nur zwei Jahren) und an solaren Tunneltrocknern, die mit warmer Luft stückige Güter wie Trauben, Aprikosen, Datteln, Kakao und Reis trocknen.

1996 entwickelt die Universität Hohenheim im Auftrag einer der größten brasilianischen Forstbetriebe CAF Santa Barbara den weltgrößten Solar-Holztrockner, der dann Anfang 1997 im Bundesstaat Minas Gerais in Betrieb geht. Er fasst 200 m3 (Eukalyptus-)Holz und kostet nur ein Viertel herkömmlicher, fossil beheizter Trockner. Durch eine gesprühte Feuchtigkeitszugabe, einer Prozessor-Steuerung und einer Holzabfälle nutzenden Zusatzheizung für die Nacht gelingt es, das Holz ohne Rissbildung zu trocknen. Bis Jahresende soll die Anlage auf 1.200 m2 ausgebaut werden.

Die Hohenheimer Tunneltrockner haben sich bis 2000 zu einem Exportschlager entwickelt, allein in Indonesien bestehen bereits 13 Anlagen für Kaffee, Kakao und Getreide.

Das Institut für Kreislaufwirtschaft erstellt im Auftrag der Klimaschutzagentur Bremer Energie-Konsens eine Machbarkeitsstudie zur solaren Klärschlammtrocknung. Die im Dezember 2005 vorgelegte Studie vergleicht verschiedene Methoden: ausschließlich solare Klärschlammtrocknung, solare Trocknung mit Abwärmenutzung und konventionelle thermische Trocknungsverfahren. Für die beiden Varianten der solaren Klärschlammtrocknung ergeben sich deutlich niedrigere spezifische Trocknungskosten als für konventionelle Trocknungsverfahren. Zudem entstehen bei ihnen wegen des Einsatzes erneuerbarer Energien wesentlich geringere klimarelevante Kohlendioxid-Emissionen.

Anfang 2006 geht auf der Verbandskläranlage des WAAV Abwasserverband Leibnitzerfeld Süd in der Steiermark die mit 126,3 m weltlängste thermosolare Klärschlammtrocknungsanlage mit vollautomatisierter Verladung des Trockengranulates in Betrieb. Zur Anwendung kommt dabei das patentierte ‚Wendewolf’-Verfahren der steirischen Firma Ing. Jakob Strassegger aus Kainbach bei Graz, mit dem sich das Wasser mit nur wenig Zusatzenergie austreiben läßt, so daß nur noch die Feststoffe übrig bleiben. Mit der Kraft der Sonne werden jährlich aus 1.700 t Klärschlammabfall rund 460 t hochwertiger Brennstoff in Form eines Trockengranulates hergestellt, das in der Zementindustrie eingesetzt wird.

Warmwasser-Solarkollektor

Bei Warmwasser-Solarkollektoren handelt es sich fast ausnahmslos um fest installierte Flachkollektoren ohne Sonnennachführung.

Bei diesen Verfahren trifft das Sonnenlicht, nachdem es durch eine reflexionsarme, durchsichtige und abschirmende Glasscheibe oder Plastikschicht hindurchstrahlt, auf die schwarz gestrichenen Kollektorplatten, die häufig aus Kupfer oder Aluminium bestehen und mit Kunststoffschaum o.ä. nach außen hin gut isoliert sind. Um auch noch bei ungünstigen Witterungsverhältnissen einen wirtschaftlich interessanten Wärmeertrag zu bekommen, experimentieren Firmen wie z.B. Phillips mit Vakuumröhren, welche innen mit einen silbernen Verspiegelung belegt sind und eher zu den Hochleistungskollektoren zu zählen sind (s.u.).

Heliostar Sonenkollektor

Heliostar Sonenkollektor

Wird das aufzuheizende Wasser einfach über die geschwärzten Platten geleitet, so spricht man von einem offenen Kollektor. Wird das Wasser dagegen durch ein Röhrensystem hindurch geleitet, das sich zwischen Glasscheibe und Isolationsschicht befindet, so gilt das System als geschlossener Kollektor.

Viele Schätzungen treffen sich in der Aussage, daß weltweit etwa ein Drittel des Energiebedarfs für Wärmegrade verbraucht wird, die schon ein einfacher Plattenkollektor erzeugen kann (!). Selbst im mitteleuropäischen Klima ist im Jahresdurchschnitt eine Deckung des Brauchwasser-Wärmebedarfs zu 50 % leicht erzielbar. Mit sehr guten und stark isolierten Kollektoren – und bei ausreichendem Sonnenschein selbstverständlich – sind auch hierzulande Temperaturen bis zu 100°C erreichbar.

Die Entwicklung von solaren Wassererhitzern wird schon seit den 1960er Jahren von der zypriotischen Regierung unterstützt, es werden an Hauseigentümer und Hotelbesitzer günstige Kredite vergeben. Der Erfolg spricht für sich: 1999 besitzt die Insel weltweit die meisten Kollektoren pro Einwohner: Über 90 % der Privathaushalte und über 50 % der Hotels erwärmen ihr Wasser mit Sonnenenergie.

Die sich in Deutschland im Handel befindlichen Flachkollektoren haben zumeist Wirkungsgrade zwischen 50 % und 80 % (Stand 1985). Doch die Entwicklungen zur Erzielung eines verbesserten Absorptionsverhaltens gehen weiter. So sind beispielsweise selektiv wirkende Absorberflächen möglich, wobei selektiv bedeutet, daß diese von der Sonne angestrahlten Oberflächen möglichst wenig Wärme zurückstrahlen, was einen Verlust bedeuten würde. Es gibt außerdem die Möglichkeit, die Glasabdeckplatten mit lichtdurchlässigen Absorptionssubstanzen zu beschichten, wodurch der Reflektionsindex derartiger halbleitenden Schichten um 40 % – 60 % größer wird als der von rein transparenten Trägern wie z.B. Glas. Zum Beschichten eignen sich beispielsweise Kupferoxid, Cadmiumoxid, Zinnoxid, Indiumoxid und Cadmiumstannat.

Zur Steigerung des Gesamtwirkungsgrades wird neben der Nutzung von Wasser als Wärmeträgermedium auch mit Öl und mit Wasser-Glycol-Mischungen experimentiert; ebenso wie mit einer zusätzlichen ‚Innenverglasung’ aus einer Teflon-FEP-Flourkohlenstoff-Folie, die dem Kollektor eine um 30 % gesteigerte Energiesammelfähigkeit verleiht.

Nimmt man alle diese Techniken zusammen, d.h. hohe Selektivitätsgrade, optimale Isolation und Hochvakuumeinschluß, dann lassen sich Betriebstemperaturen bis zu 600°C erwarten – womit diese Kollektoren dann allerdings schon eher dem Bereich der Hochtemperatursysteme zuzuordnen wären.

Im Gegensatz zu diesen recht teuren Apparaten verspricht bereits 1975 der Einsatz einer neuen Rotationsgießmaschine bei Krauss-Maffei, mit welcher Kunststoffkollektoren ohne das aufwendige Hochdruckverfahren hergestellt werden können, den Quadratmeterpreis auf unter 100 DM zu senken.

1976 stellt die VW AG erstmals einen einfachen aufrollbaren Sonnenkollektor aus verschweißter Plastikfolie vor, der große Ähnlichkeit mit einer Luftmatratze hat und besonders für die Beheizung von Schwimmbadwasser geeignet ist. Bei geringen Strömungsgeschwindigkeiten in dem relativ robusten Mattenwerk gelingt es, das Wasser auf 70°C zu erwärmen. Doch über das Thema Schwimmbadbeheizung werde ich noch gesondert zu sprechen kommen.

1978 erreicht der deutsche Erfinder Hans-Joachim Dietzsch mit seinem rekupierenden Solarabsorber sehr hohe Wirkungsgrade bis zu 60 %. Mittels eines nur 4 cm dicken Kapillarkörpers aus einem zusammengeschweißten Gespinst von Polykarbonat-Röhrchen nutzt er den Raum – statt nur der Fläche, wie die anderen Kollektoren. Bei einem Test erreicht sein Kollektor eine Lufttemperatur von 132,6°C, bei einer Außentemperatur von minus 5°C. An 1981 beschäftigt sich die Firma Diveno ebenfalls mit einer derartigen Kapillartechnik, allerdings mit Glasröhrchen, was Temperaturen bis zu 180°C möglich machen soll.

Ein anderes, sehr viel einfacheres System mit einem trotzdem erstaunlich hohen Wirkungsgrad entwickelt der Österreicher Walter Freller aus Sierming. Seine ‚Solar-Bombe‘ ist nichts anderes als ein schwarz eingefärbter 35 l Wassertank, der wie in einer Thermosflasche von einer Glaskugel umhüllt ist. Die Sonneneinstrahlung kann aus allen Richtungen erfolgen, so daß sich das System besonders für den mobilen Einsatz, beispielsweise auf Schiffen gut eignet.

In den USA gehören die robusten Wabenelemente, die Jerry Plunketts aus Papier und Phenolmasse in Sandwichbauweise hergestellt hat, und die sich wie Dachpappe ausrollen lassen, zu den preisgünstigsten Kollektoren, ebenso wie die Sunmat-Systeme der Calmac Corp. aus New Jersey oder die EPDM-Absorbermatten, die später in Lizenz von der österreichischen Firma Solkav hergestellt werden, und mit denen ich selbst auch sehr gute Erfahrungen machen konnte (s.u.).

Allerdings arbeitet auch eine stets größer werdende Zahl von Hobby- und Alternativbastlern an Eigenproduktionen, die meist wesentlich preisgünstiger sind als die Markenprodukte: Oft bestehen diese Selbstbaukollektoren aus Kupferröhren, Bierdosen und manchmal auch aus Plattenheizkörpern.

In der Bundesrepublik Deutschland werden 1977/1978 Solaranlagen mit einer Gesamtfläche von etwa 30.000 m2 verkauft, und 1979 gibt es einen quantitativen Höhepunkt mit 80.000 m2 installierter Fläche. Danach gehen die Verkäufe drastisch zurück, 1983 z.B. werden nur noch 15.000 m2 verkauft.

Mein erster Sonnenkollektor

Unser erster Sonnenkollektor

Nach vorbereitenden Arbeiten, dem Anwerben und Anlernen von Mitarbeitern, sowie der Entwicklung eines flexiblen Produktionsablaufs beginne ich selber 1980 in Damaskus, Syrien, mit dem kommerziellen Bau von Solarkollektoren – auf Manufaktur-Niveau.

Das größte Problem, mit dem wir hier zu kämpfen haben, ist die Materialbeschaffung. Ich habe in der Publikation TU-International (Nr. 8/9 vom Dezember 1989), sowie in dem Fachblatt Sonnenenergie und inzwischen auch in dem im März 2007 erschienenen Buch Die Lifesyle-Falle – Der Klimawandel als Chance für ein neues Lebensgefühl entsprechende Erfahrungsberichte veröffentlicht.

Die Anlagen mit dem Label ‚Al-Faiha’ (einer der blumigen Namen der Oasen-Stadt Damaskus = ‚die duftende’) sind zwar sehr erfolgreich – aber durch das Ausbleiben jeglicher Unterstützung bleibt unsere Arbeit auf eine solvente Schicht von ‚Upperclass-Kunden‘ beschränkt.

Später baue ich in den Jahren 2000/2001 noch einmal Solaranlagen in Syrien, diesmal auch zur Erwärmung von privaten Swimmingpools (s.u.).

Auf dem deutschen Markt drängeln sich inzwischen zunehmend mehr und mehr Anbieter, und die Anwendung der Solarthermie verbreitet sich rapide. Noch vor den bisher bekanntesten Anwenderländern Australien und Israel, in denen es 1984 jeweils etwa 100.000 Haushalte gibt, die Kollektoren zur Warmwassererzeugung besitzen,  scheint in den 1980er Jahren Japan mit der Installation von über 5 Mio. Warmwasserkollektoren das Rennen zu machen. Doch auch in China soll es 1985 bereits über 40.000 Anlagen geben, und der Zuwachs ist rapide.

Bereits 1985 entwickelt der österreichische Vöst-Alpine-Konzern ein ‚Mondsee Energiedach‘, dessen Elemente von ca. 0,4 m2 Fläche aus hochwertigen beschichteten, wellenförmig gepressten und rückseitig isolierten Blechen nebst passender Polycarbonat-Abdeckung bestehen. Das System wird drucklos gefahren, d.h. nach dem Hochpumpen auf den First erwärmt es sich beim Abfließen durch die Wellentäler und wird an der Dachtraufe über Sammlermodule in den Speicher zurückgeführt. Außerdem haben die Elemente ein sehr geringes Gewicht, absolute Hagelsicherheit, eine variable Farbgebung und sind unbeschränkt begehbar. Trotzdem hört man später nichts mehr über diese Entwicklung.

1985 gibt es in der BRD rund 20.000 Solaranlagen, was einer Gesamtfläche von ca. 200.000 m2 entspricht.

Ende der 1980er Jahre untersucht man an der Universität München eine neuartige selektive Absorberschicht, die durch das Aufdampfen von Titan erzeugt wird. Die Weiterentwicklung dieser Technologie wird später durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie gefördert.

Nach der Wiedervereinigung Deutschlands besteht in den neuen Bundesländern ein starker Nachholbedarf, doch erst Mitte 1991 werde dort die ersten Brauchwasser-Solaranlagen installiert, meist als Demonstrations- und Anschauungsprojekte.

Seltsamerweise sinkt die Zahl der statistisch erfassten Anlagen im Jahr 1991 auf 12.300 Anlagen (?).

Bei einem Test des Öko-Magazin 1992, bei dem 58 Solarkollektoren untersucht werden, erweist sich kein einziger als uneingeschränkt empfehlenswert. Besonders schlecht schnitten viele Kollektoren wegen der Wahl ihrer Dämm-Materialien ab, einige der Isolieren werden sogar noch mit FCKWs aufgeschäumt (darüber schreibe ich gesondert im Teil A dieser Arbeit). Doch auch die Polyurethane werden kritisiert, da diese aus dem giftigen und allergieauslösenden Diisocyanten hergestellt werden. An der TU Berlin wird ein Vergleichstest für Absorbermaterialien gemacht, bei dem ein Stahlabsorber am besten bewertet wurde, gefolgt von Aluminium und an dritter Stelle Kupfer, da die Rohstoffvorräte dieses Materials in wenigen Jahrzehnten erschöpft sein werden. Aluminium dagegen hat den Nachteil, daß zu seiner Herstellung besonders viel Energie benötigt wird.

Nachdem von 1983 bis 1993 in Österreich bereits über 16.000 Solaranlagen (= ca. 160.000 m2) zur Gewinnung des Warmwassers und der Heizenergie von Selbstbaugruppen unter der Anleitung der mehrfach ausgezeichneten Arbeitsgruppe erneuerbare Energien (ARGE EE) aufgestellt worden sind, wird das Konzept auch in der Schweiz eingeführt. Durch den Selbstbau beträgt die Investitionseinsparung rund 50 %. Das Konzept funktioniert mit der Methode, daß die ARGE Baugruppen aus 10 bis 50 Personen mit Plänen, Werkzeugen und Know-how unterstützt. Nach dem eigenständigen Materialeinkauf werden die Kollektoren dann gemeinsam gefertigt, wobei den Baugruppen die dazu notwendigen Werkzeuge wie Sickenpresse, Biege- und Löttische gegen eine Mietgebühr zur Verfügung gestellt werden. Diese Werkzeuge sind speziell für den dezentralen Einsatz konzipiert und können leicht auf PKW-Anhängern transportiert werden. Die Montage erfolgt dann entweder in Eigenleistung oder unter Einbezug des örtlichen Installationsgewerbes.

Nach einer Befragung Ende 1993 durch das Ministerium für Wissenschaft und Forschung gaben 91 % der österreichischen Anlagenbetreiber an, sie würden auch aus heutiger Sicht noch einmal eine Solaranlage in einer Selbstbaugruppe fertigen. Auf einer Zufriedenheitsskala von 0 bis 20 Punkten bewerteten 70 % der Befragten ihre Anlage mit der maximalen Punktezahl 20, weitere 16 % stuften ihre Anlagen zwischen 16 und 19 ein. 1998 sind in Österreich fast 1,7 Mio. m2 Sonnenkollektoren in Betrieb – was fast der Hälfte der Fläche des Fürstentums Monaco entspricht.

Im europäischen Vergleich kommt Griechenland 1992 mit fast 12 m2 installierter Kollektorfläche je 1.000 Einwohnern auf Platz 2, knapp hinter Österreich mit fast 13 m2. Die Schweiz und Dänemark liegen mit knapp 3 m2 bzw. 2,5 m2 noch weit vor Deutschland mit nur etwa 1 m2 pro 1.000 Einwohner.

1993 gibt es in Deutschland 46.300 Solaranlagen.

Die 1994 in Berlin gegründete Firma KBB Kollektorbau entwickelt mit dem Solector einen neuartigen Kollektor, der aus einer großflächigen Platte besteht, die aus einem Stück hergestellt wird – und nicht mehr wie bisher aus mehreren Einzelteilen. Und eine 1994/1995 vom Test- und Entwicklungszentrum für Solaranlagen am ITW, Universität Stuttgart, durchgeführte Untersuchung bescheinigt den Solaranlagen: „Systeme und Komponenten sind ausgereift“ – die Anlagen der inzwischen dritten Generation sind wirtschaftlich sinnvoll dimensioniert, die Kollektoren und Speicher genau aufeinander abgestimmt.

Warmwasser-Solarkollektor (Fortsetzung)

1995 werden bundesweit rund 300.000 m2 Kollektorfläche verkauft. Die Solarkollektoren erreichen inzwischen mittels Diffusoren, Reflektoren und Wärmeschutzschichten einen Wirkungsgrad von 60 % – 75  %. Ende des Jahres gibt es in Deutschland Solarthermische Anlagen mit einer Gesamtfläche von 1,4 Mio. m2, die Statistik zählt 102.300 Anlagen.

Im September 1995 ergänzt das Abgeordnetenhaus von Berlin das Energiespargesetz mit einer Solaranlagenverordnung (SolVO). Demnach darf der Senat eine Rechtsverordnung erlassen, die bei Neubauten die solare Erwärmung von 60 % des Brauchwassers vorschreibt. Bislang hat noch kein anderes Bundesland eine derartige Vorschrift. Das Gesetz gilt allerdings nur für Neubauten mit zentraler Wasseraufbereitung. Bauherren könnten daher versucht sein, das Warmwasser dezentral elektrisch zu bereiten – womit sich der erhoffte ökologische Nutzen ins Gegenteil verkehren würde. Bis Januar 1996 will die Umweltverwaltung eine entsprechende Verordnung erarbeiten, in die auch die Ergebnisse von Anhörungen der Verbände und Verwaltungen einfließen sollen. Tatsächlich wird dann aber erst im Oktober 1997 (!) eine ‚freiwillige Vereinbarung’ zwischen dem damaligen Umweltsenator Peter Strieder und Vertretern der Berliner Wirtschaft unterzeichnet: Bei 75 % aller Neubauten werden künftig der SolVO entsprechende Solarkollektor-Flächen realisiert, wobei je Wohneinheit eine Kollektorfläche von  1,5 m2 installiert wird. Bis Ende 1998 rechnet man mit 3.500 m2. Außerdem soll der Kohlendioxidausstoß durch fossilie Heizungen jährlich um 15.000 t gesenkt werden. Die Vereinbarung gilt für fünf Jahre – werden die Ziele nicht erreicht, kommt 2002 die Verordnung.

Eine Kollektorfeldanlage, die den Warmwasserbedarf der 270 Bewohner eines Senioren- und Pflegeheims in Jena-Lobeda deckt, wird 1996 vom BMFT gefördert. Im Vergleich zur Photovoltaik sind die Preise derartiger Anlagen eher moderat: Die gesamte Solartechnik mit 28 Großkollektoren und einer Gesamtfläche von 201 m2 kostet 182.000 DM, inklusive der Planung und der Umsatzsteuer kommt man auf einen Endpreis von 240.500 DM. Die Anlage wird mehrere Jahre lang wissenschaftlich von der TU Ilmenau begleitet.

Ebenfalls 1996 wird auf Aeroe in Dänemark eine große thermische Solaranlage mit über 8.000 m2 errichtet, die ein anliegendes Wohngebiet versorgt.

Da die Solarkollektoren noch immer zumeist in Manufakturarbeit hergestellt werden, zieht die 1993 gegründete Firma UFE Solar GmbH 1996 nach Eberswalde. In einer modernen Produktionsanlage, die intern Brandenburger Solarwerk genannt wird, soll in 2 – 3 Jahren die Herstellung auf automatisierten Fertigungsstraßen erfolgen. Das Unternehmen konzentriert sich gemeinsam mit dem Fraunhofer Institut für Solarenergie (ISE) in Freiburg aber auch auf die Entwicklung eines kleinvolumigen Adsorptionsspeichers, der die Solarwärme fast verlustfrei über einen langen Zeitraum speichern kann. Verwendet wird dabei das mineralische Trockenmittel Silikatgel, das an seiner Oberfläche Wasserdampf binden kann (s.u. thermische Energiespeicherung). Der saisonale Wärmespeicher wird dann ab März 2000 in Österreich und Finnland Feldversuchen unterzogen, bei denen es in erster Linie darum geht, die computergesteuerte Ventilsteuerung zu optimieren, die bei dieser Speichermethode den Wasserdampf-Durchfluß steuern. Die Speicher sollen 2001 auf den Markt kommen. Außerdem arbeitet man bei UFE Solar an einer neuen Generation von Absorbern, bei denen statt der bedenklichen Galvanisierung eine Titan/Nitrit-Beschichtung eingesetzt wird, was die Leistung um 10 % – 15 % steigert.

Ebenfalls 1996 gründet sich in Berlin die Firma Alligator Sunshine Technologies, die den Marktpreis von Solarkollektoranlagen um 20 % unterbieten will: Mit einem stabilen und gut isolierenden Kollektorgehäuse aus geschäumtem Kalksandstein, das sich auch komplett recyceln läßt, außerdem wird ein Art Solarziegel entwickelt. 1997 wird Alligator mit dem Innovationspreis Berlin-Brandenburg ausgezeichnet und 1999 wird das Unternehmen Landessieger bei den Gründertagen – und gibt bekannt, in Deutschland Marktführer werden zu wollen. Eine Kooperation mit dem Dachziegelhersteller Eternit  eröffnet Alligator ein weit ausgebautes Vertriebsnetz. Im Jahr 2000 beginnt die Serienproduktion des Cuadro-Kollektors in Berlin-Rudow, das Unternehmen schreibt schwarze Zahlen, und es wird eine Kooperation mit der Deutschen Shell vereinbart, bei der es um die Erweiterung der Geschäftstätigkeit auf den Bereich Photovoltaik geht (s.d.). An die Börse will man 2002 gehen.

1996 werden bundesweit fast 500.000 m2 Solarkollektorfläche verbaut, um 2000 rechnet man mit einer Fläche von 1 Mio. m2, und bis 2005 können es sogar schon 10 Mio. m2 pro Jahr sein – wie in einer Untersuchung der Enquête-Kommission des Bundestages festgestellt wird.

1997 soll es bereits 185.300 thermische Solaranlagen in Deutschland geben.

Die Deutsche Bundesstiftung Umwelt fördert ab 1997 einen Verfahrensentwurf der TiNOX Gesellschaft für Energieforschung und Entwicklung mbH in München – mit dem Ziel der Entwicklung einer automatisierten umweltverträglichen Vakuumbeschichtungstechnik. Die TiNOX-Schicht hat einen Absorptionsgrad von 95 % und besteht aus den natürlichen, unbedenklichen Rohstoffen Titannitrit und Titanoxid. Bereits 1999 wird der Marktanteil dieser Absorber in Deutschland auf 25 % – 30 % geschätzt.

Ende 1997 erscheint eine Marktübersicht Solaranlagen, in der 180 Angebote von 83 Herstellern aufgeführt werden. Zwar verfügen bereits 7 % aller neu errichteten Fertighäuser über eine thermische Solaranlage – doch wenn man die Gesamtheit aller bundesweit neu errichteten Wohnhäuser betrachtet beträgt dieser Prozentsatz nur 1 %. Eine 1998  veröffentlichte Langzeituntersuchung der ZfS Rationelle Energietechnik GmbH in Hilden nennt bei den derzeitigen Solarkollektoranlagen eine Lebensdauer von 20 – 25 Jahren, wobei hier alle Systemkomponenten der Anlage, und nicht nur die Kollektoren selbst, zugrunde gelegt werden. Die Effizienz der Systeme verringert sich bei Anlagen, die über 15 Jahre in Betrieb sind, um etwa 5 %.

Nach einjähriger Bauzeit wird 1998 die größte dachintegrierte solarthermische Anlage Berlins mit 350 kW (thermisch) eingeweiht: Bei dem Handwerker- und Gewerbezentrum Wilhelminenhof wird erstmals ein Absorber aus der Schweiz eingebaut, der nicht mehr mit Glas eingedeckt und trotzdem wetterfest ist – außerdem folgt er der Krümmung des Daches. Man rechnet damit, daß dieser Absorber etwa 80 % des Warmwasserbedarfs des Zentrum decken wird.

1999 gibt es in Österreich je 1.000 Einwohner bereits 180 m2 installierte Kollektorfläche – in der BRD sind es dagegen erst 21 m2 und in Brandenburg magere 5 m2. Die Steigerungsraten der letzten fünf Jahre werden in Deutschland allerdings mit 25 % angegeben, alleine 1998 sollen so rund 400.000 m2 an Solarkollektor-Fläche hinzugekommen sein, wodurch sich eine Gesamtfläche von 2 Mio. m2 bei etwa 450.000 deutschen Haushalten ergibt. (andere Quellen sprechen von nur 289.300 Anlagen – bzw. im September 1999 schon von einer Fläche von 2,5 bzw. von mehr als 3 Mio. m2 – es ist sehr schwer, die tatsächlichen Zahlen festzustellen). Genutzt werden könnte jedoch eine solargeneigte Gesamtfläche von 800 Mio. m2.

An der neuen Solarkampagne Solar na klar ! beteiligen sich zunehmend auch Industrie- und Handwerksbetriebe – über diese und andere Initiativen berichte ich unter dem Oberbegriff Förderung der Solarenergie.

Mitte 1999 wird eine Übersicht der aktuellen Absorberbeschichtungen veröffentlicht, an denen seit Mitte der 1970er geforscht wird. Bis vor wenigen Jahre dominierten die galvanisch beschichteten Schwarzchrom- und Schwarznickel-Absorberbleche aus Kupfer oder Aluminium. Während der 1990er Jahre werden physikalische Hochvakuum-Verdampfungsverfahren im industriellen Maßstab beherrschbar. Die Titan-Nitrit-Oxid-Absorber (TiNOX), die ab 1996/1997 auf den Markt kommen, bekommen nun Konkurrenz durch eine Reihe neuartiger Beschichtungen:

Produktname TiNOX Eco-Select Sunselect Diamanta Sunstrip
Schicht TiNxOy Cerments (*) a-C:H-Metall Ni-NiO
Substrat Cu Cu Cu (Al, Edelstahl) AL
Absorption 95 % (TiNOX)
92 % (eco-Select)
95 % k.A. 96 %
Entwicklung Uni München &
Fa. TiNOX
ISE Freiburg &
Fa. INTERPANE
Uni Basel und SPF Rapperswil &
Fa. Ikarus Solar
Uni Uppsala &
TeknoTerm
Hersteller TiNOX GmbH (eco-Select seit 1999) (seit 1998) Solar INTERPANE Ikarus Solar (seit 1997) TeknoTerm (S)
Produktions-verfahren PVD Sputter Kombiniertes Sputter-CVD Sputter

(*) Cerment = Keramik-Metall-Struktur

Die Fertigung der TiNOX-Absorber erfolgt in einer Hochvakuumkammer, in der eine 0,2 mm starke Kupferfolie auf 400°C erhitzt und dadurch von Schmutzpartikeln befreit wird. In die Reaktionskammer wird Sauerstoff und Stickstoff eingeleitet, während reines Titan mit einer Elektronenstrahlkanone bei einer Temperatur von 2.500°C verdampft wird. Die hochangeregten Titan-Atome reagieren zu TiNxOy, einem Gemisch aus Titandioxid und den beiden metallischen Substanzen Titanmonoxid und Titannitrit. Die energiereichen Teilchen gelangen auf die erhitzte Kupferoberfläche und haften dort in Form eines Gittergerüsts. Durch die Abscheidung von Quarzdampf auf das TiNOx-CU-Substrat läßt sich in einem zweiten Arbeitsschritt der Absorptionsgrad der Kupferfolie von 85 % auf 95 % steigern. Übrigens erwies sich das TiNOX-Material als biokompatibel, so daß in mehreren europäischen Forschungslabors an seinen Einsatz als blutgerinnungshemmende Beschichtung für Körperimplantate gearbeitet wird.

Das Kürzel PVD (physical vapour deposition) bezeichnet dabei ein Verfahren, bei dem ein hochenergetischer Elektronenstrahl in einen Tiegel mit Beschichtungsmaterial gelenkt wird, worauf dieses verdampft und auf dem zu beschichtenden Substrat kondensiert. In Sputter- oder Kathodenzerstäubungsanlagen werden Ionen des Plasmas eines Inertgases (z.B. Argon) mit Hilfe eines elektrischen Feldes zum Beschichtungsmaterial hin beschleunigt. Die dort herausgeschlagenen Atome bleiben dann auf der Zieloberfläche haften. Je nach Energie der Beschichtungsmaterialteilchen lassen sich verschiedene Substrat-Eindringtiefen und Haftstärken realisieren. Beim CVD-Prozeß (chemical vapour deposition) werden die verdampften, hochangeregten Ausgangsmaterialien nicht durch Kondensation auf der Oberfläche abgeschieden, sondern mittels eines chemischen Prozesses. Die mit den Absorberplatten rückseitig verbundenen Kupferrohre werden heute zumeist ultraschallverschweißt, einige Firmen nutzen aber auch schon Plasma- oder Laserschweißverfahren.

Seit 1998 wir außerdem ein Absorbertyp importiert, der ebenfalls hochselektive Eigenschaften aufweist (93,7 %). Auf galvanisch vernickeltem Kupfer wird mit einem physikalischen Verfahren eine nickelhaltige kristalline Funktionsschicht gezüchtet. Die als Black Crystal bezeichnete Schicht ist recht unempfindlich.

1999 nimmt auf dem Dach des Bundesverkehrsministerium in Berlin eine Kollektoranlage mit 125 Kollektoren der badischen Firma Solar Energie Technik GmbH (SET) und einer Gesamtfläche von 250 m2 den Betrieb auf. Das Warmwasser mit einer Vorlauftemperatur zwischen 75°C und 100°C speist im Sommer eine Absorptionskältemaschine von York, im Winter wird Brauchwasser bereitet und die Heizanlage des Gebäudes unterstützt.

Im Jahr 2001 gibt es in Deutschland bereits 461.300 Solaranlagen, und bis 2003 sollen es 620.300 Stück werden.

Zwischen Dezember 2001 und Dezember 2003 beauftragt das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit die DLR, das ISE und das Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie mit dem Projekt ‚Sokrates’ (Solarthermische Kraftwerkstechnologie für den Schutz des Erdklimas), bei dem es um die Erweiterung und Verbesserung der Evaluierungsinstrumente STEPS (flächendeckende Analyse der solaren Energieressource sowie der Erträge und Kosten solarthermischer Kraftwerke) und greenius (vergleichende Analyse verschiedener Technologien für Einzelstandorte) geht, mit denen eine effizientere und kostengünstigere Bearbeitung solarthermischer Kraftwerksprojekte möglich ist. Außerdem werden Finanzierungsinstrumente und Technologiemodelle analysiert, sowie eine geografische Datenbank der Solarenergieressourcen erstellt. Im März 2004 wird der Projektbericht veröffentlicht, der auch einen ausführlichen Vergleich der Parabolrinnen- und der Fresnel-Technologie beinhaltet.

Bereits 2003 präsentiert Alex Kee aus Malaysia seine solare ,Thermoskanne’, die als mobile Einheit konzipiert ist und überall für heißes und sogar desinfizertes Wasser sorgen kann. Dabei handelt es sich um ein Doppelrohr aus Glas mit einer dazwischeliegenden Vakuum-Isolation, die genauso aufgebaut ist wie die Vakuumröhren-Kollektoren, auf die ich noch zu sprechen kome.

Allerdings hat die ,Solar Kettle-Thermos Flask’ (SK-TF) nur eine einzige (verschließbare) Öffnung, durch die das Gefäß befüllt und auch wieder entleert wird. Durch die schwarze Beschichtung des inneren Glasrohres heizt sich das Wasser – sobald die Sonne darauf scheint – so schnell auf, daß es bereits nach ein bis zwei Stunden zu kochen beginnt. Kee entwirft auch einen zusammenklappbaren Ständer und eine gepolsterte Transporttasche, so daß die Lebenszeit des Geräts im Prinzip einige Tausend Jahre betragen kann – sofern es nicht durch mechanische Einwirkungen vorher zerbricht.

2004 findet man erstmals auch Solaranlagen in Baumärkten, wobei die Preise dieser Solarbausätze recht moderat ausfallen: Eine Kollektorfläche von 6,3 m2 nebst einem 300 l Speicher (was für 3 –5 Personen ausreicht) kostet 2.499 €, von denen 770 € durch die derzeitige öffentliche Förderung gedeckt werden.

Ein System, bei dem thermische Solarkollektoren auch bei einem totalen Netzausfall weiter betrieben werden können wird im März 2004 von der Firma Soli fer (aus dem Lateinischen ‚die Sonne bringend’) in Freiberg/Sachsen vorgestellt. Dabei werden in die Glasfelder der Kollektoren Photovoltaik-Module integriert. Der Solarstrom wird per Akku gespeichert und mit Hilfe eines Wechselrichters auf Netzfrequenz transformiert. Bei einem Netzausfall schaltet sich das Gerät automatisch ein und versorgt die Pumpen der Kollektor-Anlage weiterhin mit Energie. Diese Technik bietet auch die Möglichkeit, Kollektor-Anlagen grundsätzlich ohne Netzanschluß zu betreiben.

Der europäische Solarwärmemarkt wächst 2004 um 12 %. In den 25 EU-Staaten sowie der Schweiz wurden Sonnenkollektoren mit einer Wärmeleistung von 1.110 Megawatt und einer Fläche von fast 1,6 Mio. m2 installiert. Knapp die Hälfte der Sonnenkollektoren wurden auf deutsche Hausdächern montiert (47 %). Danach folgen Griechenland (14 %), Österreich (12 %) und Spanien (6 %). Europameister bei der pro Kopf installierten Kollektorfläche ist Zypern mit 431 Kilowattstunden Wärmeleistung pro Tausend Einwohner, gefolgt von Griechenland und Österreich (je 179 kW).

Frankreich hat Mitte 2005 ein ehrgeiziges Ziel: Im Jahr 2010 soll die Fläche der installierten Sonnenkollektoren in Frankreich die Grenze von einer Million Quadratmeter überschreiten. Vor allem im Elsass macht die französische Solarbranche gute Geschäfte. Seit 1999 fördert die französische Regierung mit dem Programm ‚Plan Soleil’ die Sonnenenergie: 40 % der Investitionskosten für erneuerbare Energien können von der Einkommenssteuer abgezogen werden. Alleine 2004 wurden daraufhin Solarwärmeanlagen mit einer Kollektorfläche von 54.000 m2 installiert, und für 2005 rechnete man mit einer neu installierten Kollektorfläche zwischen 70.000 und 80.000 m2.

Fireball Leichtkollektor

Fireball 10-01

Im Juli 2005 präsentiert die SolarRoofs.com aus Carmichael, Kalifornia, mit ihrem Fireball 10-01 einen Solarkollektor von knapp einem Quadratmeter, der dabei nur 8,5 kg wiegt, obwohl er mit Kupferabsorbern und einer zweifachen Abdeckung aus Polycarbon bestückt ist. Als Preis werden 295 $ genannt.

Für die Unternehmensvereinigung Solarwirtschaft UVS ist es Ende 2005 „höchste Zeit, den schlafenden Riesen Solarthermie (ST) zu wecken“ – so deren Geschäftsführer Carsten Körnig. Denn obwohl die ST-Branche auch heute schon 10.000 Arbeitsplätze, eine Milliarde Euro Jahresumsatz und 20 bis 30 % Wachstum aufweist, sei leider festzustellen: „Nur fünf Prozent aller Eigenheime haben Sonnenwärmeanlagen; nur jede zehnte Heizungssanierung wird für Sonnenwärme genutzt“. Die UVS hofft auf das ‚regenerative Wärmenutzungsgesetz’. In spätestens zwei Jahren, so die Schätzung aus dem Bundesumweltministerium, würden Sonnenkollektoren oder Biomasseheizungen zumindest bei Neubauten Pflicht.

2005 werden in Deutschland 100.000 Solarwärmeanlagen und damit 25 % mehr als im Vorjahr installiert. Mit einer Fläche von 950.000 m2 liefern die neu montierten Sonnenfänger eine Wärmeleistung von 665 MW. Die Solarwärmebranche hat damit einen Jahresumsatz von 750 Mio. € erzielt. Insgesamt gibt es bereits 800.000 solarthermische Anlagen in Deutschland, doch trotzdem gibt es einen enormen Nachholbedarf, da Ende 2005 erst 4,5 % der Heizwärme regenerativ gewonnen wird. Beim Strom sind es bereits 10 %.

Um die bislang ortsgebundenen, schweren Systeme leichter und billiger und damit auch mobil einsetzbar zu machen, entwickeln 2006 Ingenieure vom Institut für Textil- und Verfahrenstechnik in Denkendorf für eine neue Solarkollektorform eine transparente Wärmedämmung auf Textilbasis.

Auftraggeber ist Jannis Stefanakis, Geschäftsführer der Firma Solarenergie Stefanakis in Stadecken-Elsheim, die seit 1976 mobile halbkugel- und kugelförmige Sonnenkollektoren herstellt: geschwärzte Edelstahl- oder Kupfer-Tankabsorber, über die transparente Plexiglashauben gestülpt sind.

Die Idee für den Dämmstoff entnahmen die Techniker der Natur, denn der Pate für das flexible, transparente Textil aus Polyesterfasern, das die bislang starren Wärmedämmstoffe in den Kollektoren ablösen soll, ist das gelblich-weiße Eisbärfell, bei dem die zwischen den Haaren eingeschlossene Luft als Isolierschicht wirkt. Das 2 cm dicke Polyesterfasergeflecht wird auf einer Spezialwebmaschine gefertigt und anschließend mit Silikonkautschuk beschichtet und thermisch fixiert. Die Luft in dem Fasernetzwerk wirkt genau wie bei den Fellhaaren als Isolierschicht. Der Polyester-Wärmedämmstoff für die kugelförmigen Sonnenkollektoren ist leicht und lässt sich flexibel verformen. Messungen zufolge besitzt das Material einen Wärmedurchgangskoeffizienten von 2,2 bis 3,0.

Sobald ein Investor gefunden ist soll die Vermarktung der neuen Kollektoren beginnen. Ein Halbkugelkollektor mit einer Grundfläche von 0,6 m2 und einer Kapazität von 60 l soll etwa 800 € kosten.

Anfang 2006 stellen die Spezialisten der Firma Alten aus Moskau unter der Leitung von Dr. Boris Kazandzhan vom Moscow Institute of Energetics einen hocheffizienten Kollektor vor, dessen Absorberoberfläche aus einer Mehrfachbeschichtung mit Titankarbid besteht. Trotz der tiefschwarzen Einfärbung, die neben dem sichtbaren Spektrum auch die Strahlung nahe dem Infrarotbereich absorbiert – und im Gegensatz zu allen anderen mir bekannten Systemen – strahlt diese Absorberbeschichtung selbst jedoch keine Wärme ab. Es ist geplant, in Kürze eine Gebäudefassade in der Stadt Sochi im Süden Rußlands mit den neuen Kollektoren auszustatten, die eine ganzjährige Versorgung mit Heißwasser ermöglichen – doch leider erfährt man später nichts mehr über diese interessante Innovation.

Mitte 2006 sollen bereits 30 Millionen chinesische Haushalte Solarkollektoren besitzen, der jährliche Zuwachs beträgt zwischen 15 und 20 % und die günstigsten Anlagen kosten zu diesem Zeitpunkt umgerechnet 190 $. In den kälteren Regionen haben sich insbesondere die zwar teureren aber auch effektiveren Vakuumröhren-Kollektoren bewährt. Ende 2007 wird bekannt, daß Chinas Markt für solarthermische Anlagen zur Warmwasserbereitung bereits der mit Abstand weltweit größte ist und auch kräftig weiter wächst – insgesamt gibt es zwischen 3.000 und 4.000 Unternehmen, die sich mit der Herstellung und Installation beschäftigen. Die Planung der Pekinger Regierung sieht vor, bis 2020 die derzeitigen Flächen mit Solarkollektoren von insgesamt 80 Mio. m² auf 300 Mio. m² auszudehnen.

Ende Mai 2006 wird mit Unterstützung der EU-Kommission in Brüssel eine europäische Solarthermie-Technologie-Plattform gegründet, in der Forschung, Industrie und Politik zusammenwirken, um eine gemeinsame europäische Forschungsstrategie für den Breiteneinsatz der Solarwärme zu erarbeiten (s.u. Solarheizung). Aus meiner Sicht kommt das mit einer 30-jährigen Verspätung!

Gleichzeitig verkündet das Bundesumweltministerium (BMU), daß man bestrebt sei bis zum Jahr 2020 die installierte thermische Kollektorleistung von 5 auf 50 GW zu erhöhen.

Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW) rechnet etwas realistischer – und für 2006 mit einem Marktwachstum von 30 % und einer installierten Solarkollektorfläche von über 1,2 Mio. m2. Inzwischen leben bereits über 2 Mio. Bürger in Häusern mit Solaranlagenanschluß, zunehmend auch zur Heizungsunterstützung (s.u.). Der Marktanteil derartiger Kombisysteme ist binnen eines Jahres von 25 auf 45 % gestiegen. 2006 produzieren etwa 100 Unternehmen solarthermische Anlagen, die von 4.000 Unternehmen verkauft und installiert werden. Mitte des Jahres sind in Deutschland etwa 10 Mio. m2 Sonnenkollektoren auf ca. 2 Mio. Häusern installiert, wie der Umweltaktivist Franz Alt errechnet hat. Der Bundesverband Solarwirtschaft kommt allerdings zu etwas anderen Zahlen. Ihm zufolge hat jeder zehnte Hauseigentümer bereits Sonnenkollektoren auf dem Dach: „In Deutschland gibt es insgesamt etwa 900.000 Solarwärmeanlagen und rund 200.000 Photovoltaikanlagen für Sonnenstrom.“

Aus dem vom IEA Solar Heating & Cooling Program ebenfalls im Mai 2006 herausgegebenen Jahresreport geht hervor, daß Ende 2004 die thermischen Solaranlagen – weltweit zusammengerechnet – eine Leistung von 98,416 MW (thermisch) haben. Dies führt zu einer Einsparung von 9,3 Milliarden Liter Öl. Die Nutzung verteilt sich im Einzelnen auf 175 MW verglaste Luftkollektoren, 641 MW unverglaste Luftkollektoren, 23.117 MW unverglaste Wasserkollektoren, 34.184 MW verglaste Wasserkollektoren, und 40.299 MW Vakuum- Röhrenkollektoren. Die Gesamtkollektorfläche der 25,8 Millionen Systeme beträgt 139 Mio. m2, wobei China mit 15,5 Millionen Anlagen an der Spitze steht (Franz Alt spricht zu dieser Zeit davon, daß es dort sogar schon auf 37 Mio. Dächern solarthermische Anlagen gibt), gefolgt von Japan (1,8 Mio.), der Türkei (1,6 Mio.), Israel und Griechenland (jeweils 1,2 Mio.). Der weltweite Markt für Solarwärmeanlagen sei in den letzten fünf Jahren zehnmal so stark gewachsen wie die restliche Weltwirtschaft.

Tobias Boström verteidigt am 20.10.2006 an der Universität Uppsala seine Doktorarbeit, in der es um die Entwicklung einer neuen spektralselektiven Beschichtung für thermische Solarabsorber geht – die eine Effizienz von 97 % hat! Die Technologie ist patentiert und die Kooperation mit einem (nicht genannten) Industriepartner beginnt ebenfalls umgehend. Die Beschichtung besteht aus drei dünnen Filmen, die nach ihrer theoretischen Errechnung praktisch umgesetzt und anschließend umfassend untersucht wurden. Dabei wurde auch eine Wärmeabstrahlung von nur 0,05 % gemessen. Die Konfiguration besteht aus einem unteren Film aus 80 % Nickel und 20 % Aluminium, einem Film aus 40 % Nickel und 60 % Aluminium in der Mitte, und einem Siliziumfilm oben.

Bierflaschen-Selbstbau-Kollektor

Bierflaschen-Kollektor

Die spanische Regierung gibt im November 2006 bekannt, daß der Einbau von Solaranlagen ab März 2007 Pflicht in allen neuen und renovierten Häusern ist. Neu gebaute Wohnhäuser müssen je nach Lage und dem zu erwartenden Wasserverbrauch zwischen 30 und 70 % ihrer Warmwasserversorgung durch Solaranlagen decken. Und Neubauten, die beispielsweise als Einkaufszentren und Krankenhäuser genutzt werden, müssen einen Teil ihrer Energie aus Solarstrom gewinnen. Das Umwelt- und das Bauministerium erwarten von den neuen Standards Energieeinsparungen von 30 – 40 % bei jedem Gebäude sowie eine Verminderung des Kohlendioxid-Ausstoßes um 40 bis 55 %.

Daß es mit dem Kollektorbau sogar noch viel einfacher geht, beweist im Juni 2007 der Selbstbau des chinesischen Landwirts Ma Yanjun – der aus 66 leeren Bierflaschen und einigen Metern Gartenschlauch besteht. Immerhin reicht das damit erzeugte warme Wasser, damit die drei Personen in seinem Haushalt täglich duschen können. Inzwischen haben bereits 10 weitere Familien in Ma’s Ortschaft Qiqiao, Provinz Shaanxi, diesen Recycling-Kollektor nachgebaut.

Ebenfalls im Rahmen der do-it-yourself Bewegung wird im August 2007 in den USA ein Kollektor samt Bauanleitung vorgestellt, der weniger als 5 $ kostet. Das Konzept erhält dafür sogar den ersten Preis bei dem ,Go Green!’-Wettbewerb. Allerdings erfordert das Konzept Zugang zu Mülldeponien, auf denen es ausrangierte Kühlschränke gibt, da der Absorber des Kollektors in erster Linie aus den Kühlrippen eines solchen besteht, wie man auf dem Foto gut erkennen kann.

Während meiner Zeit in Syrien (s.o.) haben wir im Rahmen eines Filmes, der für das dortige Fernsehen gedreht wurde, in unserer Solarwerkstatt und direkt vor der Kamera schon Mitte der 1980er einen Kollektor gebaut, der gar nichts gekostet hat, da alle Komponenten aus entsorgten Materialien bzw. Abfall bestanden: Schläuche, schwarze Plastikfolie, Lumpen als Islolationsmaterial, Holzlatten und ein zerbrochenes und von uns zurechtgeschnittenes Stück Schaufensterglas. Leider habe ich nie erfahren, ob unser Vorschlag jemanden motiviert hat, selbst Hand anzulegen um sich kostenlos mit warmem Wasser zu versorgen.

An der TU-Berlin hat die Gruppe PROKOL sogar schon Anfang der 1970er Jahre einen Recycling-Kollektor entwickelt, bei dem alte Kühlschränke ausgeschlachet und genutzt wurden – nur gab es damals keine Preise dafür, sondern nur Häme…

Der inzwischen bereits 98-jährige Harold Hay arbeitet bereits seit über 40 Jahren daran, Häuser solar zu erwärmen und zu kühlen. In den 1960er nannte er seine Erfindung Skytherm system – und verblüffte die Fachwelt mit dem ambivalenten Nutzen. Dabei handelte es sich um einen Kollektor für Flachdächer, der u.a. mit einem verschiebbaren Wärmeschutz zur nächtlichen Isolation des integrierten Warmwasserspeichers versehen war. 1973 wird dann sein Skytherm-Haus in Kalifornien bekannt. Doch erst 2007 bekommt er dann wieder Presse, als sich wegen der steigenden Ölpreise eine Menge ‚Trüffelschweine’ auf den Weg machen um nie umgesetzte bzw. längst abgelaufene Patente auzugraben. Von diesen vielen Patenten, die es im Bereich der (gleichzeitigen) solaren Erwärmung und Kühlung gibt, nenne ich hier nur das Europa Patent EP0045821 von Dr. Eckhard Schulze-Fielitz aus Essen vom 17.02.1982, das mit einem multifunktionalen Rinnendach arbeitet und eigentlich ein viel größeres Interesse verdient, als ihm tatsächlich zuteil wurde.

SolaSyphon

SolaSyphon

John Willis, Nachfahre des Erfinders des ,Willis Immersion Heater’, der in den 1960ern und 1970ern in fast jedem nordirischen Haushalt zu finden war, stellt im September 2007 eine weitere Erfindung vor, den Willis SolaSyphon zur solaren Brauchwassererwärmung, der die Kosten für Warmwasser um bis zu 50 % senken kann – wohlgemerkt, im relativ kalten Norden Irlands. Das System kann bereits Minuten, nachdem die ersten Sonnenstrahlen darauf fallen, das erste warme Wasser liefern.

Zwischen der Idee und dem ersten funktionierenden Prototypen dauerte es nur zwei Tage – wobei anzumerken ist, daß es sich bei der Willis Heating and Plumbing Co Ltd. um eines der ältesten nordirischen Familienunternehmen überhaupt handelt, gegründet 1887. Man rechnet nun damit, noch im Laufe dieses Jahres zwischen 2.000 und 3.000 dieser Plug-in Anlagen installieren zu können, die sich von anderen insbesondere durch einen ausgetüftelten Wärmetauscher – eben den ‚Syphon’ – auszeichnen.

Im November 2007 beginnt Wagner & Co., einer der führenden deutschen Kollektorhersteller, mit dem Bau einer neuen Fertigung im hessischen Kirchhain, wo im Frühsommer 2008 der Produktionsstart erfolgen soll. Hier werden dann auf fünf parallelen Produktionslinien bis zu 200.000 Sonnenkollektoren pro Jahr hergestellt.

Im Februar 2008 versendet die Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie e.V. (DGS) den ersten Newsletter ihres Projektes SOLPOOL (SOLar energy use in outdoor swimming POOLs = Solarenergienutzung in Freibädern). Ich freue mich, daß ich auch an dieser Stelle die DGS – die sich gegenüber dem Buch der Synergie ansonsten in nicht nachvollziehbares Schweigen hüllt – überholt habe, denn bereit im Jahr 2000 haben meine Mitarbeiter und ich in Damaskus den ersten (privaten) Swimming Pool sehr erfolgreich mit einer solaren Wassererwärmung ausgerüstet (s.d.).

Im März 2008 erscheint das Handbuch ‚Solarenergie für Campingplätze’ als Ergebnis des SOLCAMP-Projekts der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie e.V. (DGS) und dem Bundesverband der Campingwirtschaft in Deutschland (BVCD). Es ist auch in Englisch, Spanisch, Italienisch, Portugiesisch, Polnisch und Slowenisch erhältlich. Außerdem existiert eine deutschsprachige Version, die auf die Verhältnisse in Österreich angepasst ist. Die Broschüre wird in einer Auflage von jeweils 1.500 Exemplaren gedruckt und ist kostenlos.

Unter dem Namen SolarStore kündigt die britische Firma Industrial Design-Consulting (IDC) im April 2008 ihre neueste Produkt-Entwicklung an: Einen doppelwandigen, aufblasbaren Sonnenkollektor nach dem Modell einer Luftmatratze, der bis zu 80°C erreicht. Die Frage ist, wieso hat es lange gedauert, bis jemand auf diese naheliegende Idee kam? Das 2 x 2 m große Teil mit einer Füllkapazität von 30 l Wasser, das zusammengefaltet in einen Rucksack paßt, kostet 150 € und armotisiert sich in nur 6 Monaten.

Ebenfalls im April 2008 erhält Michael Hermann den ersten internationalen Bionic Award der Schauenburg-Stiftung. Von den fraktalen Strukturen der Natur inspiriert entwickelt er am Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme, und im Rahmen eines Promotionsstipendiums der Deutschen Bundesstiftung Umwelt, einen Algorithmus mit dem es möglich ist, effiziente Strukturen aus der Natur auf die Technik zu übertragen. Einsatzbereich seines Frac Therm-Verfahrens sind die Strömungskanäle der von ihm entwickelten Solarabsorber, die verzweigten Strukturen aus der Natur ähneln. Auch Wärmetauscher, die in der Regel seriell oder parallel angeordnete Kanalstrukturen aufweisen, was zu hohen Druckverlusten oder ungleichmäßigen Durchströmungen führen kann, lassen sich damit leistungsfähiger gestalten.

Im Mai 2008 besucht Louis Palmer mit seinem Solartaxi (s.d.) die Firma Himin in Dezhou, dem weltweit größten Produzenten für Warmwasser-Sonnenkollektoren in China. Eine Anlage für ein Einfamilienhaus kostet 400 $, die Garantiezeit beträgt drei Jahre und die Lebensdauer wird mit 12 Jahren angegeben. In China werden zu diesem Zeitpunkt etwa 76 % des Weltbedarfs derartiger Solaranlagen verbaut – und fast jeder Neubau hat Solarkollektoren auf dem Dach.

Solardusche

solar fizz Dusche

Ebenfalls im Mai 2008 beginnt man in der Hofmühl-Brauerei in Eichstätt am Aufbau der weltweit ersten thermischen Solarbayer-Röhrenkollektoranlage zur Prozesswärmegewinnung (> 100°C). Europas größte Röhrenkollektoranlage hat eine Fläche von 1.389 m2 und zwei Schichtleit-Pufferspeicher mit jeweils 60 m3 Fassungsvolumen, wobei hier unterschiedliche Temperaturniveaus genutzt werden, um den Energiebedarf der Brauerei von der Flaschenwaschanlage über Entkeimungsanlagen bis zur Heizungsunterstützung zu einem Großteil mit Solarenergie zu decken.

Die seit „über 30 Jahren erste grundlegend neue Innovation auf dem Sektor der thermischen Solarkollektoren“ wird im Mai 2008 in verschiedenen Blogs präsentiert. Die Entwicklung von Neal Cramer, Patentinhaber und Besitzer der Firma Helios Products, sowie Dr. Kevin Dahm und einigen seiner Studenten am Rowan College NJ wird als der erste 3 D Kollektor der Welt präsentiert. Weitere Details konnte ich bislang noch nicht eruieren.

Im Juni 2008 erreicht den Markt eine optimierte Solardusche für 200 $, die einfach an einen Wasserhahn angeschlossen werden kann. Bereits nach 1 – 2 Stunden Sonnenschein sind die je nach Modell 15 oder 30 Liter Wasser warm genug. Die in der Schweiz entwickelte solar fizz Dusche besitzt auch eine Mischarmatur. Noch einfacher, leichter und auch preiswerter sind die Modelle aus schwarzem Plastikmaterial, die man einfach irgendwo in der Sonne an einen Haken hängen kann. Die Preise dieser Modelle variieren je nach Größe und Qualität zwischen 5 und 15 €.

Im Sommer 2010 erreicht mich eine Mail aus Thailand. Leser Rainer Mogwitz hat dort ein kleines Haus und Anfang 2009 eine einfache und kostengünstige Solaranlage gebaut, die aus einem alten ausgeschlachteten Kühlschrankgehäuse besteht. Unter der Glasabdeckung befindet sich ein äußerlich geschwärzter Edelstahl-Boiler, der es auf Warmwassertemperaturen von bis zu 70° bringt. Selbst in den Wintermonaten werden Temperaturen bis zu 55° erreicht.

Die geniale Recycling-Anlage kommt auch ohne zusätzliche Pumpe aus, da es einen eigenen Brunnen gibt, dessen Brauchwasserpumpe ca. 1 bar erzeugt und das kalte Wasser durch den Boiler drückt. Gekostet hat das ganze umgerechnet etwa 200 €.

Eine gesonderte Darstellung verdient das Phönix-Projekt, das hier als nächstes kurz beschrieben werden soll, bevor es danach mit der Solarheizung weiter geht.

Das Phönix-Projekt

Die besondere Bedeutung dieses Projekts liegt in der Quantität an Anlagen, die im Zuge der Aktivitäten von Phönix errichtet wurden. Deshalb habe ich es hier gesondert aufgeführt.

Der Bund der Energieverbraucher startet im April 1994 die Phönix Solarinitiative, bei der durch bundesweite Großeinkäufe standardisierter Solaranlagen die Preise für den Endverbraucher um ein Drittel gesenkt werden können (auf 5.000 bis 8.000 DM). Das Gründerteam besteht u.a. aus Experten vom Fraunhofer Institut, dem Öko-Institut und der Deutschen Gesellschaft für Solarenergie.

Der Einbau der Solaranlagen in Eigenregie und auf Basis gegenseitiger Nachbarschaftshilfe bringt ebenfalls eine Kostenreduzierung. In dem Projekt engagieren sich zahlreiche Solargruppen und bringen ihre jahrelangen Erfahrungen mit ein. Ein großes ehrenamtliches Beraternetz informiert die Interessenten durch Vorträge, Gespräche, Videofilme und Besichtigungen gut funktionierender Anlagen. Die Berater vermitteln den Bezug der Anlagen und organisieren oder leiten die Selbstmontage, wenn sich dafür – ähnlich wie in Österreich und der Schweiz (s.o.) – Gruppen zusammenfinden. Außerdem arbeitet Phönix ohne jegliche staatliche Förderungen, Zuschüsse oder Subventionen, das Projekt wird aber von allen großen Umweltverbänden wie dem BUND, Naturschutzbund, WWD, Greenpeace, Eurosolar usw. aktiv unterstützt.

Nach einer öffentlichen Ausschreibung werden von einem unabhängigen Fachgremium drei hochwertige und zugleich günstige Anlagen ausgesucht, die auch schnell und einfach zu montieren sind. Sie sind für die Warmwasserbereitung von 4- bis 5-Personen-Haushalten geeignet:

Name Phönix 1 Phönix 2 Phönix 3
  ‚Die preisgünstige Anlage’ ‚Die kompakte Anlage’ ‚Die größere Anlage’
Eignung 4-Personen-Haushalt 4-Personen-Haushalt 4- bis 5-Personen-Haushalt
Größe 2 Kollektoren à 2,3 m2 1 Kollektor mit 4,4 m2 3 Kollektoren à 2 m2
Speicher 300 l 300 l 400 l
Preis 4.800 DM inkl. MWSt. 5.300 DM inkl. MWSt. 5.900 DM inkl. MWSt.
Anbieter Solarbau, Waldburg SE-System, Merzig Viva-Solar, Koblenz

Im Juni 1994 geht die erste Anlage in Betrieb, und im August stehen bereits 170 Berater und Installateure zur Verfügung. Doch viele Solarhändler und Hersteller sehen sich durch das Phönix-Projekt in ihrer Existenz bedroht. Durch Preisdumping, Ausschaltung des Handels und ehrenamtliche, unbezahlte Tätigkeit erobert Phönix den Markt, macht die Preise kaputt und zerstört das, was in jahrelanger entbehrungsvoller Tätigkeit aufgebaut worden ist, lauteten die Befürchtungen. Da sich Phönix neben der Aufforderung zur Eigenleistung aber auf die o.g. Standardanlagen beschränkt, erschließt das Projekt vielmehr neue Käuferschichten, und die Sorgen erweisen sich bald als unbegründet. Außerdem bewirkt die aktive Öffentlichkeitsarbeit von Phönix eine Stimulierung des Gesamtmarktes.

Nach einem Jahr gibt es schon 300 Berater, es sind bereits über 1.000 Anlagen installiert, und täglich werden etwa 12 neue bestellt. 1996 hat Phönix bereits 500 Berater und über 6.000 zufriedene Kunden. Außerdem wird für die kleine und die mittlere Anlage eine erneute Ausschreibung durchgeführt. Es werden 400 Hersteller im In- und Ausland angeschrieben, von denen allerdings nur 19 Angebote eingehen. Nach der Endauswahl stehen für 1997 nun folgende Anlagen zur Auswahl, wobei auffält, das die Unterschiedlichkeit der verschiedeen Modelle zugenommen hat – und entsprechend natürlich auch der Preis:

Name Phönix A Phönix B Phönix C
  ‚Die ökologische Anlage’ ‚Die kompakte Anlage’ ‚Die große Anlage’
Eignung 4-Personen-Haushalt 5- bis 6-Personen-Haushalt 4- bis 5-Personen-Haushalt
Größe 2 Kollektoren à 2,4 m2 3 Kollektor mit 2,3 m2 3 Kollektoren à 2,7 m2
Speicher 300 l 400 l 500 l
Preis 4.900 DM inkl. MWSt. 6.500 DM inkl. MWSt. 7.700 DM inkl. MWSt.
Anbieter Kasterka, Saarbrücken Solar-Projekt, Weingarten SolarVison, Karlsbad

Bis Ende 1997 hat Phönix bereits über 8.000 Solaranlagen vermittelt, und inzwischen unterstützen viele Städte die Initiative durch Partnerschaften, darunter Sindelfingen, Memmingen, St. Wendel und Frankfurt/Main. Später kommen noch Stuttgart, Düsseldorf und Saarbrücken dazu.

Farbige Phönix-Designelemente an Solaranlage

Phönix-Designelemente

Durch diesen überwältigenden Erfolg ist Phönix bald die größte Solarinitiative Europas. Und was 1994 mit thermischen Solaranlagen begann, wird ab 1998 – unterstützt von der EU – mit Solarstromanlagen weitergeführt: Angefangen von kleinen Anlagen unter 100 W bis zu großen Anlagen mit fast 2 kW (s.d.). Außerdem werden Mitte 1998 auch bunte Design-Elemente eingeführt, mit denen sich die Anlagen zum ‚Zentrum einer künstlerischen Gestaltung von Dach und Gebäude’ werden.

Nach fünf Jahren gibt Phönix bekannt, daß die inzwischen 450 Berater bislang über 13.000 Anlagen vermittelt habe. Mit 16,3 % Marktanteil ist das Projekt vor seinen Mitbewerbern weit führend. Zu den 10 am stärksten vertretenen Kollektor-Systemlieferanten zählen noch: Solar Diamant (mit 8,5 %), Viva Solar (8,1 %), Wagner & Co. (6,9 %), Viessmann (6,8 %), Paradigma (5,1 %), Elco Klöckner (4,9 %), pro solar (4,7 %), Stiebel Eltron (4,5 %) und Solvis (3,7 %).

Ab 1999 wird in Zusammenarbeit mit der Firma Solar Projekt Energiesysteme GmbH in Weingarten eine neuartige Low-Flow-Anlage entwickelt. Statt eine große Wassermenge im Kollektor nur geringfügig zu erwärmen, wird bei der Low-Flow-Technik eine geringe Wassermenge schneller und stärker erwärmt. Durch die schlangenförmige Anordnung sehr dünner Röhrchen ist der Fließwiderstand hoch, der Wasserdurchsatz ist um 70 % geringer als bei herkömmlichen Kollektoren, und die Flüssigkeit wird stark verwirbelt. Dadurch wird die Wärmeübertragung vom Absorber auf das Wasser wesentlich verbessert. Nach den Messungen des Testinstituts Rapperswil entspricht die Leistung der ‚Amadeo-Anlage’ der einer guten Vakuumröhren-Kollektoranlage. Sie gilt als eine der modernsten Anlagen überhaupt, ist besonders einfach zu montieren und wird zu diesem Zeitpunkt mit zusätzlich 300 DM gefördert, da sie über ein integriertes Funktionskontrollgerät (sprich Wärmemengenzähler) verfügt.

Um auf die sich wandelnden Ansprüche besser eingehen zu können und mit der Marktentwicklung Schritt zu halten, wird 1999 aus der Phönix Solarinitiative heraus die Phönix SonnenWärme AG in Berlin gegründet. Phönix tritt seitdem selbst als Hersteller auf, und die Ingenieure und Techniker des Unternehmens entwickeln, planen, berechnen und beraten. Eine eigenständige Forschungsabteilung entwickelt eine solar angetriebene Kältemaschine, die 2006 kurz vor der Marktreife steht. Parallel dazu ist das Unternehmen heute in Frankreich, Spanien, Belgien und Polen vertreten.

Ebenfalls 1999 geht aus der Phönix Solarinitiative übrigens die Phönix SonnenStrom AG in Sulzemoos bei München hervor.

Phönix zählt mit der Erfahrung von weit über 24.000 verkauften Anlagen der verschiedensten Leistungsklassen zu den kompetentesten Solarunternehmen weltweit (Stand 2006).

Solarheizung und Vakuumröhren

Kollektorfelder zur Brauchwassererwärmung oder zur Vorwärmung großer Heizungssysteme sind technisch gesehen den Warmwasser-Kollektoren ähnlich, sie sind aber meist großflächiger und aufwendiger. Außerdem ist bei Solarheizungen ein großer und sehr gut gedämmter Wärmespeicher, sowie – besonders in mitteleuropäischem Klima – eine Zusatzheizung erforderlich. Solarheizungen werden daher lange als eher zusätzliche Energiequelle für eine konventionelle Warmwasser-Zentralheizung betrachtet, welche besonders in den Übergangszeiten eine günstige Vorlauftemperatur bis zu 50°C verfügbar macht. Als optimal wird die Verbindung mit einer Fußbodenheizung betrachtet. In der BRD werden rund 40 % des Endenergieverbrauchs für die Wärmeversorgung von Gebäuden eingesetzt.

Systeme solarer Art, die als Vollheizungen eingesetzt werden, sind aufwendig und lassen sich meist nur gemeinsam mit anderen Energietransformationssystemen einsetzen (Wärmepumpen, Windkonverter, u.s.w.). Eine ausführliche Betrachtung dazu folgt später unter dem Oberbegriff Sonnenhäuser. Auf die Nutzung der Sonnenenergie zur Beheizung von Schwimmbädern werde ich ebenfalls gesondert eingehen (s.u.).

Die Beheizung von Wohnraum alleine nur mit Sonnenenergie stellt den Architekten vor ganz besondere Anforderungen, denn die optimale Anordnung und Formgebung der Kollektoren ist nur unter Beachtung der günstigsten Dachneigung und Ausrichtung zu verwirklichen. Außerdem muß eine sehr hochwertige Wärmedämmung erreicht werden. Zwar läßt sich die Mindestanforderung an eine Solarheizung – die Speicherung der Tageswärme für den Abend, die Nacht und die frühen Morgenstunden – mit tragbarem Aufwand realisieren, und auch die Wärmespeicherung über mehrere Tage hinweg zum Ausgleich kurzfristiger Wetterveränderungen ist machbar, doch eine langfristige, d.h. saisonale Speicherung der Sonnenwärme zur Nutzung im Winter scheiterte lange an den zu hohen Kosten. Obwohl in der Forschung schon physikalische Optimallösungen erreicht werden, kommt es für den Markt doch eher auf technisch-wirtschaftliche Lösungen mit dem Ergebnis eines annehmbaren Wärmepreises an. Erst Mitte der 1990er Jahre werden in Deutschland die ersten Pilotprojekte mit Langzeitspeichern durchgeführt.

Um Solarheizungen wirtschaftlicher zu machen, kann man natürlich auch die Investitionskosten senken, z.B. durch einfache, mit Asphalt beschichtete Aluminiumbleche mit integrierten Stahlröhren für den Wärmemittel-Transportstrom aus einem Wasser/Alkohol- oder Wasser/Azeton-Gemisch. Der Quadratmeterpreis eines derartigen ‚Primitivsystems’ beträgt 1974 etwa 65.- DM.

Zu erwähnen ist ebenfalls, daß sich Systeme zur Raumbeheizung häufig auch zur Raumkühlung einsetzen lassen. So soll es 1978 in den USA schon etwa 40.000 Solaranlagen geben, mit denen man abwechselnd heizen und kühlen kann.

Ab 1986 wird besonders in Schweden durch eine Reihe von Pilotanlagen demonstriert, daß die Kosten solarer Großanlagen deutlich günstiger sind als die von kleinen dezentralen Solaranlagen. Zehn Jahre später betragen die Investitionskosten bei Kleinanlagen in Deutschland noch vielfach um 2.000 DM/m2 installierter Kollektorfläche, während sie bei größeren Anlagen ohne Speicher 1.000 DM/m2 – und bei einzelnen Pilotanlagen sogar nur noch 500 DM/m2 betragen.

Vakuum-Röhren Kollektor

Vakuum-Röhren Kollektor

In Ostdeutschland wird bereits 1993 die erste solar betriebene Fußweg-Heizung installiert. Ein etwa 50 m langer Bürgersteig der Bahnhofstraße des westsächsischen Städtchens Mutzschen, Landkreis Grimma, wird dadurch im Winter Schnee- und Eisfrei gehalten. Auf einem nahe gelegenen Haus werden hierfür 10 m2 Solarkollektoren installiert, deren warmes Wasser in ein nach unten gedämmtes Rohrsystem unter den Gehsteig gepumpt wird. Im gleichen Jahr geht in Köngen eine 160 m2 Solaranlage in Betrieb, die 12 Reihenhäuser und 60 Wohneinheiten mit Brauchwärme versorgt.

Zu dieser Zeit kommen in Deutschland auch die ersten Vakuumröhren-Kollektoren für Heizzwecke auf den Markt – z.B. die Sydney-Vakuum-Röhren von Microtherm.

1994 startet das BMFT sein Programm Solarthermie 2000, das drei Schwerpunkte hat:

In das Programm werden auch alle Aktivitäten der solaren Nahwärme – also die Wärmeversorgung ganzer Wohnkomplexe durch mehr als 100 m2 große Solarkollektoren – integriert; die Laufzeit des Programms geht bis 2002. Die messtechnische Begleitung der Projekte übernimmt das Institut für Thermodynamik und Wärmetechnik (ITW) der Universität Stuttgart. Im Vorfeld waren vier Pilotprojekte evaluiert worden: Ravensburg I (Baujahr 1992 / Kollektorfläche 115 m2 / 29 Reihenhäuser), Ravensburg II (1992 / 190 m2 / 107 Wohneinheiten), Göttingen (1992 – 1993 / 847 m2) und Neckarsulm (1993 – 1994 / 700 m2 / 325 WE u. RH).

Es wird zwischen solar unterstützten Nahwärmesystemen ohne und mit Langzeitwärmespeicher unterschieden. Folgende Eckdaten sind charakteristisch für die Auslegung der beiden Systemkonzepte:

Zentrale solare Brauchwassererwärmung ohne Langzeitspeicher:

  1. Kollektorfläche: 0,9 m2 – 1,2 m2 pro Person
  2. Speichervolumen: 40 l – 60 l pro m2 Kollektorfläche

Zentrale solare Brauchwassererwärmung mit Langzeit-Heißwasserspeicher:

In Schwäbisch Gmünd wird 1994/1995 eine Solaranlage mit 100 m2 installiert, die 64 WE versorgt. Hier werden erstmals Vakuumröhren-Kollektoren eingesetzt.

Eine 5.600 m2 große Sonnenkollektorfläche wird 1995 im Rahmen des Programms Solarthermie 2000 in dem Neubaugebiet Wiggenhausen Süd in Friedrichshafen am Bodensee installiert und geht (zum Teil) im Oktober 1996 in Betrieb. Das von Bund, Land und Stadt geförderte größte entsprechende Pilotprojekt Deutschlands soll solare Nahwärme für 570 Wohneinheiten (WE) mit einer Gesamtfläche von 39.500 m2 liefern. Die im Sommer anfallende Wärme wird hier erstmals in einen mit 12.000 m3 Wasser gefüllten unterirdischen Wärmespeicher eingebracht, der sich dabei bis zu 95 °C aufheizt. Eine außenliegende Wärmedämmung (Seitenwände und Decke) aus Mineralwolle reduziert die Wärmeverluste; innen ist der Speicher mit einer Edelstahlfolie abgedichtet. Der Speicher ist zu ca. drei Vierteln in den Boden gebaut. Durch die ebenfalls hohe Wärmedämmung der Gebäude soll 47 % des Jahreswärmebedarfs des Wohngebiets solar gedeckt werden, die restliche Heizenergie liefert ein Erdgas-Brennwertkessel. Die Kosten der gesamten Anlage betragen 8,4 Mio. DM, von denen das Solarsystem mit 6,3 Mio. DM zu Buche schlägt. Bis Ende 1999 ist allerdings erst 50 % der geplanten Kollektorfläche installiert – bei voller Speichergröße. Es gelingt dadurch nur 280 WE und einen Kindergarten mit insgesamt 21.380 m2 Gesamtfläche zu versorgen, was einem solaren Deckungsanteil von 21 % – 28 % entspricht.

In Hamburg wird 1996 eine Großanlage mit 3.000 m2 Kollektoren für 124 WE errichtet, die einen Langzeitspeicher von 4.500 m3 Volumen besitzt. Durch Blitzeinschlag wird die Messtechnik der 4,3 Mio. DM Anlage allerdings so stark beschädigt, daß es fast keine Meßergebnisse mehr gibt.

Kleinere Anlagen entstehen 1995/1996 in Reinbek (150 m2 / 72 WE in einem Hochhaus), sowie in Holzgerlingen (120 m2 / 56 WE) und Ravensburg-Hochberg (105 m2 / 50 WE), wo die Solarspeicher direkt in das Heizsystem eingebunden werden, was die Regelung vereinfacht.

Ein weiteres Kollektorfeld mit 3.000 m2 Gesamtfläche entsteht 1996 – ebenfalls im Rahmen von Solarthermie 2000 –auf  18 Reihenhauszeilen mit 123 WE in Hamburg-Bramfeld. Die Anlage ist von der Universität Stuttgart geplant worden und wird von der Firma Wagner & Co. Solartechnik installiert. Im Sommer werden 4.500 m3 Wasser in einem unterirdischen Speicher auf 85°C erwärmt, die im Winter zur Unterstützung der Warmwasserbereitung sowie der Raumheizung zur Verfügung stehen.

Zur gleichen Zeit wird für den neuen Stadtteil Amorbach im schwäbischen Neckarsulm eine Kollektorfläche von 15.000 m2 geplant, um rund 1.600 Wohnungen inklusive Schule und Ladenzentrum mit Solarwärme zu versorgen. Dieses Konzept wird vom Steinbeis-Transferzentrum Energie, Gebäude- und Solartechnik entwickelt. Da man im Verlauf des Projekts verschiedene Bauweisen testen will, werden neben den hier erstmals eingesetzten Solar roofs – Solardächer, die als Fertigbauteile komplett in der Fabrik vorgefertigt werden – auch Solarziegel bzw. aufgeständerte Flachdach-Anlagen installiert. Als Reserve gibt es eine Erdgasfeuerung. Außerdem wird ein Erdsondenspeicher mit einem Endausbau-Volumen von 150.000 m3 eingebracht, der aus 800 Wärmetauscherrohren besteht, die 30 m tief in die Erde getrieben werden. In diesen zirkuliert ein Wasser/Glykol-Gemisch, das seine Wärme an das umgebende Erdreich abgibt und dieses bis auf 70°C – 80°C aufheizt. Die Kosten werden mit 24,5 Mio. DM veranschlagt, von denen das BMFT 2,2 Mio. DM trägt. Das Projekt geht Ende 1997 in Betrieb.

Bei einem ähnlichen Projekt in Chemnitz wird statt dem Erdsonden- ein Kieswasserspeicher mit einem Speichervolumen von 8.000 m3 erprobt. Im Rahmen des 1. Bauabschnitts erhält dort ein Bürogebäude 540 m2 Kollektorfläche aus Vakuumröhren. Die Kosten des ersten und zweiten Bauabschnitts werden mit 2,8 Mio. DM angegeben.

Die o.g. Solar roofs sind zwar schon vor 20 Jahren unter dem Namen Absorberdach erfunden worden, waren damals aber noch zu teuer. Mit der Förderung der Deutschen Bundesstiftung Umwelt ist diese Technologie nun von der Firma Solar-Energie-Technik-GmbH (SET) im Baden-Württembergischen Altlußheim zu standardisierten Serienelementen zwischen 4 m2 und 15 m2 weiterentwickelt worden.

Ein weiteres Solarthermie-Projekt geht 1997 auf dem Dach der Mensa der Otto-von-Guericke-Universität in Magdeburg in Betrieb (660 m2 Kollektorfläche, 25.000 l Wasserspeicher im Keller). Gemeinsam mit dem Pumpenhersteller Wilo wird hier ein sensorgesteuertes Computerprogramm eingesetzt, das mit der online-Messung von Drücken und Volumenströmen das gesamte hydraulische System der Anlage optimal steuern kann. Die Anlage erreicht dadurch bundesweite Spitzenwerte beim Energieertrag.

1997 geht außerdem in Burgholzdorf bei Stuttgart eine Anlage mit 1.750 m2 für ca. 1.000 WE in Betrieb.

Ingesamt gibt es zu dieser Zeit in Deutschland eine Gesamtfläche von etwa 2 Mio. m2 Solarkollektoren (Brauchwasser und Heizung). Eine Analyse der Herstellungskosten von Solarkollektoren zeigt, daß die Preise für große Kollektorfelder bei den momentanen Produktionszahlen und -methoden nicht mehr wesentlich sinken werden. Beim Übergang zur Massenfertigung (ca. 500.000 m2 pro Jahr in einer Fertigungsstätte, d.h. etwas das Doppelte der jetzigen Gesamtjahresproduktion in Deutschland) ließen sich die Kosten um fast 50 % senken. Bei den bisherigen Wachstumsraten wird allerdings erst in 10 Jahren damit gerechnet (!). Und während im Zeitraum 1996/1997 ganze 150 Wohnungen in Berlin öffentlich geförderte Solaranlagen installiert bekommen, sollen es in den beiden Folgejahren 2.000 Wohnungen werden.

In der 1998 veröffentlichten Langzeituntersuchung der ZfS Rationelle Energietechnik GmbH in Hilden wird belegt, daß große Solaranlagen am wirtschaftlichsten arbeiten, wenn sie als Vorwärmanlagen mit eher geringer Deckung zwischen 20 % und 40 % ausgelegt werden. Ende 1998 befinden sich bereits 30 Projekte des Solarthermie-Programms in Betrieb oder in der Realisierungsphase, und bis 2000 werden alleine 7 Pilotanlagen mit Langzeit-Wärmespeichern errichtet, wobei 4 unterschiedliche Speichertypen eingesetzt werden (s.d.): 1999 geht Neckarsulm II in Betrieb, wo 2.700 m2 Kollektoren 6 Mehrfamilienhäuser, eine Schule, ein Altenwohnheim und ein Ladenzentrum versorgt. Hier wird ein Erdsondenspeicher mit 20.000 m3 installiert und man rechnet mit einem solaren Deckungsanteil von 50 %.

Solardächer in Steinfort-Borghorst

Steinfort-Borghorst

Bei einer 510 m2 Anlage in Steinfurt-Borghorst (42 WE mit Fußbodenheizung / Kosten 1 Mio. DM) wird ein Kies/Wasser-Speicher mit 1.500 m3 integriert, und in Rostock (1.000 m2 Solarkollektoren / 108 WE / 1,4 Mio. DM), wo man mit einem solaren Deckungsanteil von 62 % rechnet, wird erstmals ein Aquifer-Speicher mit einem Volumen von 20.000 m3 eingesetzt. Eine weitere Anlage geht in Hannover in Betrieb (1.300 m2 / 106 WE / 2,4 Mio. DM), hier wird ein eher konventioneller Heißwasserspeicher mit 2.750 m3 installiert.

Durch das ZAE-Bayern und BMWi-gefördert wird 1999/2000 das sogenannte ISTT-Verfahren entwickelt (in situ short term testing), mit dem innerhalb von 4 – 6 Wochen die Werte des solaren Energieeintrages (GSR = Garantiertes Solares Resultat) der großen Solarthermie 2000 Anlagen ermittelt werden können. Bislang exsistierten nur normierte Kurzzeittests für Kleinanlagen. Als erste zu messende Anlage wird ein 109 m2 Kollektorfeld in München ausgewählt, das 79 Wohnungen versorgt. Die Meßkosten pro Anlage betragen zwischen 10.000 und 15.000 DM.

Im Dezember 2004 stellen die Stadtwerke Crailsheim den zweiten Bauabschnitt der größten zusammenhängenden Solarwärmeanlage Deutschlands fertig. Der neue, fast 10 m hohe Speicherturm in Crailsheim lagert 100.000 Liter Wasser mit einer Temperatur von bis zu 108°C. Mit diesen Spitzentemperaturen können die Stadtwerke deutlich länger solare Nahwärme aus den Sonnenkollektoren liefern. Normalerweise betragen die Temperaturen in Kurzzeit-Wärmespeichern 95°C. Es wird ein Energie-Einsparpotential von bis zu 15 % erwartet. Im Juni 2005 werden weitere 400 m2 Kollektorfläche angebracht, womit eine Gesamtfläche von 1.500 m2 entsteht. Bis zum Endausbau im Jahr 2009 soll die Fläche um weitere 7.500 m2 anwachsen.

Im Januar 2006 arbeitet ein Wissenschaftlerteam der Universität Kassel an einem Multikomponenten-System, bei dem zusätzlich zur Sonneneinstrahlung auch die Wärme der Umgebungsluft (Enthalpie) genutzt wird. Das System besteht aus drei Komponenten: Einem Luftkollektor, einem Luft-Wasser-Wärmeübertrager und einem wasserdurchströmten Solarkollektor. Diese drei Einheiten sind so miteinander gekoppelt, daß sich ihre Wirkung tagsüber addiert.

Im Rahmen eines deutsch-kirgisischen Kooperationsprojekts wird das System auf einem Heizwerk in der kirgisischen Hauptstadt Bishkek erprobt, wo bis zum Ende des Jahrzehnts die größte Solarwärmeanlage der Welt mit einer Größe von zehn Fußballfeldern gebaut werden soll. Die derzeit größte Anlage im dänischen Marstall auf der Insel Aero mißt nur vier Fußballfelder. Die VolkswagenStiftung fördert das Vorhaben mit 360.000 €.

Laut einer Studie des Bielefelder SOKO-Instituts Mitte 2006 rangiert Solarwärme mit 27,9 % ganz oben auf der Wunschliste von Hauseigentümern, gefolgt von Erdgas mit 23,1 % und Stückholz mit 22,7 %. Heizöl wünschen nur noch 13,2 %, Holzpellets schon 12,3 % und Geothermie 7,3 %.

Die Idee zur Errichtung der ESTTP wird erstmals Mitte Juni 2005 bei der zweiten European Solar Thermal Energy Conference aufgebracht. Knapp ein Jahr später, am 30. Mai 2006, findet die Gründungsveranstaltung der ESTTP in Brüssel statt.

Die Arbeit der Europäischen Solarthermie-Technologieplattform (ESTTP) startet in Brüssel am 06.12.2006. Ziel ist es, innerhalb der nächsten zwei Jahre eine Vision zur Nutzung der Solarthermie in Europa im Jahr 2030, die Steigerung der Forschungsaktivitäten in diesem Bereich, sowie die Verbreitung und Entwicklung der entsprechenden Technologie. Nach Ablauf der zweijährigen Arbeitsphase soll die Internetseite als eine Art Wissensspeicher weiterbestehen bleiben und die erzielten Erkenntnisse wiedergeben.

Erstes konkretes Ziel der ESTTP ist es, die Solarthermie als Basistechnologie für die Beheizung von Gebäuden zu etablieren. Die Mehrheit der Neubauten soll bis 2030 allein durch Solarthermie beheizt werden. Neben dem Wachstum der Solarwärme verfügt auch die solare Kühlung über ein großes Marktpotential.

Und da Studentenwohnheime ein besonders Profil beim Warmwasserverbauch aufweisen, werden im Rahmen des Förderprogramms Solarthermie2000 (Teilprogramm 2) Vakuumröhren-Solaranlagen an Studentenwohnheimen in Chemnitz, Freiburg/Breisgau, Leipzig, Magdeburg und Zwickau installiert, die einen Deckungsanteil bis zu 23 % erreichen.

Asphaltkollektoren

Die Vorstellung, die weitverzweigten, riesigen schwarz asphaltierten Flächen unserer Umwelt als solarthermische Asphaltkollektoren zu nutzen, liegt im Grunde so nahe, daß es mich immer wieder verblüfft, wie lange es gedauert hat bis diese Technologie umgesetzt wurde.

Ein frühes Pilotprojekt zur Sonnenenergierückgewinnung aus Straßenoberflächen (SERSO), wie es damals hieß, erfolgt 1994 durch das Bundesamt für Straßenbau und das Tiefbauamt des Kantons Bern. Das Schweizer Konzept demonstriert durch Entschärfung eines Unfallschwerpunktes an einer Hangbrücke am Thuner See die technische Machbarkeit solcher Systeme.

Der holländische Erfinder Henk Verweijmeren gründet gemeinsam mit Liz Stewart 1995 die Firma Invisible Heating Systems, um von Ullapool im Norden Schottlands aus diese ‚spiegelbildliche Technologie einer Fußbodenheizung’ zu vermarkten. Ein wesentliches Element dieser Entwicklung ist dabei die Möglichkeit, im Winter Straßen und auch Landebahnen von Flughäfen zu beheizen und damit eisfrei zu halten – ohne hierfür tonnenweise Salz ausstreuen zu müssen.

Es dauert jedoch bis zum Juni 2006, bis das System erstmals unter dem Parkplatz des Unternehmens verlegt wird. Das ausgebrachte Rohrnetz wird während der (sehr heißen) Asphaltierung von Kaltwasser durchströmt, um Schäden zu vermeiden. Obwohl der Quadratmeter eines Standard-Solarkollektors etwa die doppelte Wärmemenge erbringt, kostet dieser rund 400 Englische Pfund – im Vergleich zu den 30 Pfund, die für einen Quadratmeter Asphalt-Kollektor veranschlagt werden (Stand 2008).

Invisible Heating System

Invisible Heating System

Einer Studie zufolge würden alle Gebäude Hollands mit dieser Technik beheizt werden können – sofern auch alle Straßen des Landes entsprechend ausgerüstet werden würden. Was sukzessive machbar ist – gleich beim Neubau von Straßen sowie bei der turnusmäßigen Erneuerung der Asphaltdecke bestehender Verkehrsadern (im Durchschnitt alle 10 – 12 Jahre).

Wesentlich ist auch, daß durch die Kollektortechnologie die Haltbarkeit der Asphaltdecke stark erhöht wird!

Im Sommer bleibt der Asphalt aufgrund der abgeführten Wärme kühler und ‚fließt’ nicht mehr (Spurrillen), während im Winter eine Erwärmung auf eine Temperatur oberhalb des Gefrierpunktes eine Eisbildung an der Oberfläche ebenso verhindert, wie das Entstehen von Rissen in der Asphaltdecke selbst (Gefrierschäden). Zur Verhinderung teurer Frostschäden reicht eine Rücklaufwärme von 5°C – 10°C völlig aus.

Interessanterweise meldet die Presse ab Oktober 2007, daß diese genial einfache Entwicklung (nun) auf den Bauingenieur Adrian de Bondt und seine Mitarbeiter bei dem niederländischen Straßenbauunternehmen Ooms Avenhorn Holding BV zurückgehen soll, wo dieser seit September 1997 als Leiter der Abteilung Forschung und Entwicklung tätig ist. Die Fama spricht davon, daß es sich dabei um eine Zufallsentdeckung gehandelt habe – als man versuchte Lösungen für die längere Haltbarkeit von Straßenbelägen zu finden.

Die Technologie ist identisch mit der von Verweijmeren: In die Asphaltschicht wird ein Röhrensystem eingelassen, dessen Rohre mit Aquiferen, d.h. wasserführenden Sandschichten, in rund 100 m Tiefe verbunden sind. Diese Aquifere fungieren als Grundwasser-Wärme- bzw. Kältespeicher. Im Sommer wird das vom heißen Asphalt aufgewärmte Wasser nach unten geschickt, wo es bis zum Winter gespeichert wird, um dann während der kalten Jahreszeit nach oben zu einer Wärmepumpe geführt zu werden, die es auf eine für die Heizsysteme der Firmen-Hauptniederlassung in Scharwoude geeignete Temperatur bringt. Der Überschuß an Wärmeenergie wird genutzt um den Asphalt auf einer Temperatur über dem Gefrierpunkt zu halten, so daß die Straße eisfrei bleibt.

Das nun stark abgekühlte Wasser wird anschließend durch ein anderes Röhrensystem in einen zweiten Aquifer in die Tiefe geschickt, wo ein weiterer Satz Wärmetauscher das Grundwasser abkühlt. Dieses Kaltwasser wird dann im Sommer genutzt, um das Firmengebäude zu kühlen und den Asphalt vor allzu großer Hitze, die ihn brüchig oder gar weich macht, zu bewahren.

Das Unternehmen behauptet jedenfalls, das Road Energy System, das zuvor unter den Namen Winnerway (in Beton) und Zonneweg (in porösem Asphalt) lief, seit 2000 und in Zusammenarbeit mit den Firmen WTH Vloerverwarming B.V. in Dordrecht und TipSpit selbst entwickelt zu haben.

Gleichzeitig legt Ooms bereits eine beeindruckende Liste an Referenzanlagen vor, darunter 10.000 m2 in Rotterdam, 7.500 m2 in Woensdrecht und 3.350 m2 in einem Industriegebiet in Hoorn. Außerdem werden im schottischen Ullapool ein 500 m2 Parkplatz, und im belgischen Zoerle-Parwijs 700 m2 einer Straße mit dem Road Energy System ausgestattet.

Die Sonnenenergie eines 180 m  langen Straßenabschnitts und einer kleinen Parkplatzfläche liefert einen großen Beitrag, um ein vierstöckiges Gebäude mit 70 Wohneinheiten im Norden von Avenhorn zu beheizen. Auch die Rollbahn einer dänischen Luftwaffenbasis im Süden des Landes soll mit Asphaltkollektoren ausgestattet die zugehörigen Hangars beheizen.

Im September 2007 meldet die Presse, daß in Fukui, Japan, das Snow Management and Construction Technology Research Center ein kombiniertes System entwickelt habe, um die Eisbildung insbesondere bei Brücken zu vermeiden, ohne dabei Enteisungschemikalien einsetzen zu müssen. Neben der Verlegung von Rohrleitungen in der Asphaltschicht werden im Uferbereich 378 Wärmetauscher-Pfähle eingebracht. Hier wird die Sommerhitze gespeichert, um im Winter den Schnee von der Fahrbahn zu schmelzen.

FUKUI System (Schema)

FUKUI System (Schema)

Das System, das im September 2006 installiert worden war, erwärmt einen 15 m breiten, 54,5 m langen und 23 m tiefen Uferabschnitt auf eine Temperatur von 35°C. Als Betriebsdauer werden 50 Jahre veranschlagt.

Im August 2008 meldet das Worcester Polytechnic Institute (WPI) in den USA, daß man sich ebenfalls mit dem Thema Asphaltkollektoren beschäftigt. Hier will man die asphaltierten Flächen sogar zur Stromgewinnung nutzen nachdem die höchsten Temperaturen ein paar Zentimeter unter der Oberfläche gefunden werden – genau da, wo sich ein Wärmetauscher befinden würde.

Um die maximale Menge an Energie zu extrahieren wird mit verschiedenen Asphaltmischungen experimentiert, wobei sich herausstellt, daß die Zugabe von hoch leitfähigen Zusatzstoffen wie Quarzit die Wärmeaufnahme erheblich steigern kann. Als sehr effektiv erweist sich auch eine Farbe, welche die Reflektion des auf die Straße fallenden Sonnenlichts verringert.

Die Wissenschaftler des WPI wollen nun Kupferrohre in den Asphalt einlassen, durch welche Wasser geleitet wird, das mittels eines thermoelektrischen Generators zur Stromgewinnung genutzt werden kann. Anschließend sollen anstelle der Kupferrohre Tests mit einem speziell entwickelten, hocheffizienten Wärmetauscher erfolgen, der einen Höchstbetrag der Wärme aus dem Asphalt absorbieren kann.

Die Forschungen erfolgen auf Initiative von Michael Hulen, Präsident der Novotech Inc. in Acton, Massachusetts, die ein Patent über diese Technologie hält. Präsentiert werden die Untersuchungsergebnisse erstmals auf dem jährlichen Symposium der International Society for Asphalt Pavements mit Hauptsitz in Lino Lakes, Minnesota. Die Studie befaßt sich nicht nur damit, wie Asphalt am besten Sonnenenergie sammeln kann, sondern auch mit den Methoden, um Straßen und Parkplätze so zu errichten, daß ihre Wärme-absorbierenden Eigenschaften maximiert werden.

Im Oktober 2009 wird die Technologie in kleinem Maßstab getestet, und die Flächen werden Wind, Regen und anderen Wetterbedingungen ausgesetzt, um deren Auswirkungen auf die Stromerzeugung mittels Thermoelementen zu bestimmen.

Eine weitere Firma, die ab 2007 Asphaltkollektoren anbietet, ist die Londoner ICAX Ltd. des Architekten Mark Hewitt. Das patentierte ICAX Solar Road System speichert große Wärmemengen mit einer Temperatur über 25°C in isolierten ‚ThermalBanks’ Saisonspeichern, die neben den Gebäudefundamenten installiert werden. Die Zusatzkosten für das Ernten der Solarenergie von eine Asphaltdecke werden von Hewitt mit unter 50 £/m2 beziffert.

Das Transport Research Laboratory veröffentlicht 2007 seinen detaillierten Bericht (Projektbericht PPR302, 116 S.) an die Highways Agency über eine zweijährige Untersuchung der Energieerzeugung aus erneuerbaren Quellen innerhalb des Autobahn-Netzes. Kernelement ist das Interseasonal Heat Transfer System von ICAX Ltd, das unter einer Zufahrt zur M1 in Bedfordshire installiert wird.

In Deutschland starten im Januar 2009 die Bauarbeiten für eine neue Straßenbrücke über den Elbe-Lübeck-Kanal im Zuge der B 208 in der Ortslage Berkenthin (Kreis Herzogtum Lauenburg), die mit einem Heizsystem aus Kunststoffrohren ausgestattet wird, das Geothermie-Wärme aus dem Boden holt und die Brücke eisfrei hält. Bei drohender Glättebildung wird Grundwasser aus 80 m Tiefe durch das Rohrsystem gepumpt und die Brückenfahrbahn zuverlässig über dem Gefrierpunkt gehalten. Besonders auf Brücken vereist der Asphalt sonst deutlich schneller als auf anderen Straßenabschnitten.

Im Sommer soll in Umkehrung des Prinzips überschüssige Wärme abgeleitet werden, um so den Fahrbahnbelag, der sich auf über 60°C aufheizen kann, zu schonen und dessen Lebensdauer zu verlängern. Die der Brückenfahrbahn entzogene Wärme wird dann mit Hilfe von Erdwärmesonden in Tiefen bis zu 250 m gespeichert.

Das Verfahren wurde am Institut für Konstruktiven Ingenieurbau der Universität der Bundeswehr in München im Auftrag der Bundesanstalt für Straßenwesen entwickelt. Die Brücke geht voraussichtlich Mitte 2010 in Betrieb. Da sie einen Kanal überquert, soll sie sich besonders gut für einen Praxistest der entwickelten Technologie eignen.

Für das 2010 aktuelle Konzept der Umgestaltung des Flugfelds Tempelhof relevanter ist eine Entwicklung von 2001. Der Flughafen Eindhoven, der Energieversorger Essent und das Ingenieurbüro Dubotechniek planen, die 80.000 m2 große Asphaltdecke einer Flughafenerweiterung als Wärmequelle für Wärmepumpen zu nutzen. Damit sollen ab 2003 etwa 2.600 neue Wohnungen und 130.000 m2 Bürofläche in der direkten Nachbarschaft des Flughafens beheizt werden. Die Abbildung zeigt das Anlagenschema.

Landebahnkollektor Flughafen Eindhoven Schema

Landebahnkollektor
(Flughafen Eindhoven, Schema)

Der Asphaltkollektor wird durch Rohre in der Bewehrung gebildet, durch die Wasser fließt, das sich im Sommer erwärmt und den Asphalt kühlt. Die Wärme wird in den ‚warmen’ Brunnen eines Aquiferspeichers eingelagert und im Winter als Wärmequelle für die Raumheizung benutzt. Einzelne monovalente Wärmepumpen heizen die Wohnhäuser und Bürogebäude. Das Rücklaufwasser aus den Büros kann als Wärmequelle für die Wohnhäuser wiederverwendet werden. Auch erwärmt das Wasser im Winter den Asphalt, um ihn frei von Schnee und Eis zu halten. Die Kollektoren verbessern auch die Eigenschaften des Asphalts; Frost- und Salzschäden werden vermieden. Dadurch ist es möglich, die Flughafenerweiterung in Eindhoven mit Asphalt und nicht in Beton auszuführen.

Die entstehende Kälte wird in dem ,kalten’ Brunnen des Aquifers gespeichert und für die Raumkühlung im Sommer verwendet. Gleichzeitige Lieferung von Kälte und Wärme wird durch eine 3-Leiter-Verteilung ermöglicht. Das System soll 21 MW Wärme liefern – oder umgerechnet 95 TJ an Primärenergie einsparen, was etwa dem jährlichen Gasverbrauch von 3.750 Wohnhäusern entspricht. [Eine Bestätigung für die Umsetzung der Pläne konnte ich bislang nicht finden.]

Sehr interessant ist auch das Skyway-ähnliche Konzept einer Fußgänger- und Radwegbrücke des niederländischen Architekturbüros Syb van Breda & Co. Architects aus Leiden und Technoconsult als Generalplaner. Im März 2010 genehmigt die Gemeinde Zoetermeer die Vorplanung der Hobbema 2.0 Brücke, nun soll bis September 2010 das endgültige Angebot ausgearbeitet werden.

Die Brücke ist nur für Fußgänger und Radfahrer zugänglich und soll eine Verbindung mehrerer überregionaler Radwege herstellen. Tagsüber speisen Hunderte von Solarpaneelen Strom ins Netz ein, aus dem sie nachts Strom für die Beleuchtung bezieht. Außerdem absorbieren 2.500 m2 Asphaltkollektoren im Sommer die Sonnenwärme und speichern sie im Erdboden. Im Winter wird die Wärme aus dem Erdreich zurück in die Brücke geleitet, hält sie von Schnee und Eis frei und garantiert ihr eine längere Lebenszeit. Die Tragstruktur soll aus Cortenstahl bestehen, daher ohne Anstrich auskommen und praktisch wartungsfrei sein.

Die Installation von Asphaltkollektoren bildet auch eine nachhaltige Prophylaxe gegenüber den zunehmend teurer werdenden Straßenreparaturkosten. Aufgrund des harten Winters 2009/2010 mit wochenlangem Frost rechnet der Städte- und Gemeindebund mit Reparaturkosten für Straßenschäden in Milliardenhöhe. Allein in Berlin bräuchte man 100 Mio. € für die komplette Sanierung des 5.343 km langen Straßennetzes, während der Stadt dafür aber nur 2,5 Mio. € zur Verfügung stehen. Teuer waren auch die Streudienste, die bundesweit pro Tag zuletzt rund 10.000 t Streusalz verteilen mußten (Stand Herbst 2010).

Im Folgewinter 2010/2011 scheint die Situation noch schlimmer zu werden.

Gewächshaus-Beheizung

Gewächshäuser gehören zu den ältesten Formen des passiven Solarenergienutzung (s.d.). An vielen wissenschaftlichen Institutionen werden Versuche mit lichtkonzentrierenden Kollektoren, mit Spiegel- und Reflektorsystemen gemacht; auch die UN beschäftigt sich mit diesem Thema. Inzwischen ist man dazu übergegangen, die Sonnenenergie zusätzlich auch noch aktiv einzusetzen.

Israelische Forscher haben ebenfalls schon früh damit angefangen, Solartreibhäuser zu entwickeln, die in der Lage sind, die Sonnenenergie tagsüber zu speichern und Nachts als Wärme abzugeben.

Am Institut für Technik in Gartenbau und Landwirtschaft der Universität Hannover wird bereits Mitte der 1970er Jahre damit begonnen, die Nutzung der Sonnenergie für die Gewächshausbeheizung zu erforschen. 1975 ergeben erste Berechnungen, daß es für Heizzwecke günstiger ist, das Gewächshaus selbst als Kollektor zu nutzen, statt separate Sonnenkollektoren aufzustellen. Mit BMFT-Unterstützung wird 1977 das erste Solargewächshaus gebaut.

1979 wird die Entwicklung eines geschlossenen Gewächshaussystems mit integrierter solarer Wasserentsalzung (s.d.) für aride Gebiete begonnen, ebenfalls mit BMFT-Unterstützung.

Ab 1980 werden im Rahmen einer deutsch-zypriotischen Kooperation Solarheizsysteme für Gewächshäuser im Mittelmeerraum entwickelt und untersucht.

1984 unterstützt das BMFT den Aufbau einer Solaranlage mit Steinspeicher unter dem Gewächshaus eines Gartenbaubetriebes.

1988 fördert das BMFT schon das zweite Forschungsprojekt, bei dem es um die Wirksamkeit und Wirtschaftlichkeit verschiedener solartechnischer Systeme in Verbindung mit Gewächshäusern geht. Eine Pilot-Gewächshausanlage wird in der Südtürkei aufgestellt.

SunFlower Modul

SunFlower Modul

Richtige Neuigkeiten gibt es dann erst wieder Ende 2005, als die NaturPur Energie AG in der Orangerie der Stadt Darmstadt bundesweit erstmalig drei SunFlower-Module installiert. Nach einem erfolgreichen Praxistest plant man Anfang 2006 eine leistungsfähige Anlage mit einer Leistung von insgesamt knapp 15 kW in einem neu zu errichtenden Gewächshaus. Dabei soll auch untersucht werden, welche Auswirkungen die Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlage auf das Mikroklima und auf das Pflanzenwachstum hat.

Konzentrierende Anwendungen der Solartechnologie erfordern eine präzise Nachführung, doch raue Witterungsverhältnisse machen oft massive Konstruktionen erforderlich. Das System von Sunvention hingegen wird unter einer schützenden Folie oder Glas als kostengünstiger Leichtbau realisiert (Envelope Power Greenhouse).

Hier verbindet sich die regenerative Erzeugung von Wärme und Strom mit Hilfe eines in zwei Achsen nachführbaren Linsensystems. Über Fresnellinsen wird das Sonnenlicht gebündelt und trifft in 20-facher Konzentration auf eine dahinter liegende, mit Wasser gefüllte Glas-Absorberröhre, in der sich die Solarzellen befinden. Das Wasser dient zum einen als Kühlflüssigkeit, um den Wirkungsgrad der Solarzellen möglichst hoch zu halten, und zum anderen als Wärmeträgermedium. Während die Direktstrahlung solartechnisch genutzt wird, wird das transmittierte Diffuslicht optimal den Bedürfnissen der darunterliegenden Pflanzen gerecht. Die Gewächshauskultur profitiert von verbesserten Wachstumsbedingungen, die Sunflower vom geschützten Umfeld, wobei gleichzeitig Kühlaufwand und Wasserverbrauch stark reduziert werden. An sonnigen Tagen mit hoher Gesamtstrahlung überwiegt die Direktstrahlung (ca. 80 %), welche vom Fresnel-Linsensystem konzentriert und in Strom umgewandelt wird. Es verbleibt ein Diffusstrahlungsanteil von rund 270 W/m², was ungefähr der Sättigungs-Energiedichte für das Pflanzenwachstum entspricht. An trüben Tagen wird die Einstrahlung nicht wesentlich reduziert, da der Direktstrahlungsanteil gering ist.

Projektpartner von NaturPur bei diesem bundesweit erstmaligen, rund 97.000 € teuren Pilotprojekts sind – neben der Stadt – auch die Heppenheimer Sunvention GmbH und die FH Darmstadt. Zu den Gründern von Sunvention GmbH in Heppenheim gehört unter anderem auch der bereits mehrfach erwähnte Jürgen Kleinwächter.

Schwimmbad-Beheizung

Für die Erwärmung großer Wassermassen in Schwimm­bädern ist Sonnenenergie besonders gut geeignet. Hier wird nur ein geringer Temperaturanstieg gewünscht, dafür ist der Wasserdurchlauf sehr groß. Schon 1978 gibt es in den USA mehr als 100.000 solarbeheizte, zumeist private Schwimmbäder.

Inzwischen sind vielerorts – auch in Mitteleuropa – öffentliche Frei- oder Hallenbäder mit einer Solarheizung gekoppelt worden. Als Richtwert genügt im allgemeinen pro Quadratmeter Beckenoberfläche eine Kollektorfläche von 0,5 m2 bis 1 m2. Bei den öffentlichen Bädern wird mit einer Wärmebedarfsdeckung zwischen 70 % und 85 % gerechnet, so daß auf jeden Fall eine zusätzliche Warmwasserbereitungsanlage installiert werden muß, die allerdings sehr viel kleiner dimensioniert sein kann als sonst. Die durchschnittliche Amortisationszeit beträgt 10 – 11 Jahre. Aufgrund der ständig steigenden Preise für fossile Brennstoffe wird immer öfter vorgeschlagen, zusätzlich zu den bereits existierenden Heizanlagen in bestehenden Bädern auch Solarheizungen einzubauen, um die Preissteigerungen aufzufangen.

Für kleinere Becken gibt es – ähnlich den bereits erwähnten Solarmatten von VW – auch die Aquasun-Schwimmbad-Kollektoren aus stark lichtabsorbierendem Kunststoff, die kissenartig und vom Wasser durchströmt neben das Becken gelegt werden, und die das Wasser um 4°C – 8°C erwärmen. Der Anschaffungspreis pro Quadratmeter beträgt 1976 etwa 50 DM. Allgemein gesprochen ist die Anwendung der Sonnenenergie bei der Schwimmbadbeheizung deshalb auch angemessen und verhältnismäßig preiswert, weil das Wasser selbst ja die Rolle des – bei anderen Anwendungen oft problematischen und teuren – Wärmespeichers übernimmt.

Ein gutes Beispiel für die Beheizung eines großen Frei­bades mit Sonnenenergie ist die ‚Großversuchsanlage zur Nutzung der Sonnenenergie‘ in Wiehl, deren Grundstein 1975 gelegt wird. Die 1.100 Kollektoren der Anlage sind mit einer Gesamtfläche von 1.485 m2 genauso groß wie die Oberflächen aller Schwimmbecken zusammen. Mit einem (maximalen) Wirkungsgrad von 74 % soll die Kollektoranlage zwischen Mai und September rund 650 MW in Form von Wärme liefern, womit das Schwimmbadwasser auf durchschnittlich 24°C erwärmt werden kann. Etwa 20 % – 30 % der gewonnenen Wärme erwärmen die 120 – 180 m3 Frischwasser auf 45°C, welche von den Besuchern an einem schönen Sonnentag – meist in den Duschen – verbraucht werden.

An diesem Beispiel zeigt sich auch deutlich, wie sinnvoll derartige Anlagen sind: Je stärker die Sonne scheint, desto mehr sonnenerwärmtes Wasser steht zur Verfügung, und desto mehr Besucher frequentieren die Anlage und benötigen mehr erwärmtes Duschwasser. Das Projekt wird zu etwa 50 % vom BMFT gefördert, die Gesamtkosten betragen 20 Mio. DM und die Realisation obliegt der Firma Brown, Boveri & Cie., Mannheim. Die Anlage ist zum Zeitpunkt ihrer Realisation die größte Kollektoranlage Westeuropas.

Die Musteranlage in Wiehl besitzt außerdem noch einige interessante Subsysteme, wie eine Anzahl von Wärmepumpen, die neben den Kollektoren in das Gesamtheizsystem integriert werden. So wird dem Fluß Wiehl bei Bedarf Wärme entzogen – ebenso wie dem Filterspülwasser. In Verbindung mit einer auch als Eislaufbahn nutzbaren Mehrzweckhalle wird der Einsatz einer Wärmepumpe zur Eiserzeugung vorgeschlagen, wobei diese ihre überschüssige Abfallwärme wiederum für die Freibadbeheizung nutzt. Vorausberechnungen hatten ergeben, daß im Winter etwa 70 % des Wärmebedarfs der Mehrzweckhalle durch diese Abwärme gedeckt werden können, die restlichen 30 % würde die Wärmepumpe durch das Abkühlen von Brunnenwasser bereitstellen. Eine Badebeckenabdeckung verhindert außerdem nächtliche Wärmeverluste. Neben alledem werden auch noch besondere Fenster mit hoher Wärmedämmung – d.h. Zweiglasscheiben mit einer Gasfüllung – eingesetzt, allerdings erst versuchsweise, da bisher noch nicht bekannt ist, ob das in die Scheiben eingeführte Gas über die im Bauwesen übliche Betriebsdauer tatsächlich nicht entweicht.

Alles in allem bildet Wiehl nicht nur ein einfaches solarbeheiztes Freibad, sondern ist ein sehr wichtiges Experiment der Integration verschiedener Energietransformationssysteme bis hin zur Nutzung besonderer Fliesenfarben in den Becken, die zur Erhöhung der sogenannten Globalstrahlungsabsorption beitragen. Außerdem ist die Kollektorstation gleichzeitig ein Versuchsfeld, auf dem verschiedene Kollektorbauarten untersucht werden. Die Betriebskostenreduzierung beträgt nach Inbetriebnahme etwa ein Drittel der Kosten des konventionellen Heizölbetriebs, was in diesem Fall einer jährlichen Einsparung von etwa 80.000 l Heizöl entspricht.

1990 entscheidet die Berliner Bauverwaltung, 14 Schwimmbäder mit Solarthermie auszurüsten.

1993 erhält die österreichische Solarfirma Solkav in Wilhelmsburg den Staatspreis für Erfinder für die Entwicklung und Umsetzung des weltweit ersten begehbaren Sonnenkollektors, der im Zuge einer Sanierungsmaßnahme des Erlebnisbades Bad Bibra in Sachsen-Anhalt als Schwimmbeckenumrandung installiert wird. Der Sport-Solar-Kollektor hat einen Wirkungsgrad von 81,1 %, erwärmt das Beckenwasser bis auf 28°C, ist auch im nassen Zustand rutschemmend und kann sogar saisonal als Sportplatz oder als Absorber für eine Kunsteisfläche genutzt werden. 

Schwimmbad-Großkollektor
(Damaskus)

Im Zuge meiner eigenen praktischen Arbeit im Bereich der Solarthermie in Syrien erhalte ich 2001 den ersten Auftrag, ein privates Schwimmbad solar zu erwärmen. Das Becken ist nicht groß und kann sogar mit einer bogenförmigen Makrolon-Abschirmung abgedeckt werden, doch es gibt kaum Platz für die Kollektoren, geschweige denn eine offene, der Sonne zugewandte Fläche. Schließlich entwickeln wir einen 9 m langen und 1,25 m breiten Kollektor mit EPDM-Absorbern von Solkav, der an einer Stützwand in 6 m Höhe und quasi frei hängend installiert wird. Das Grundwasser mit seinen 14°C, das der Bauherr aus einem eigenen Brunnen hinaufpumpt, erreicht in wenigen Tagen die vereinbarte Temperatur von 23°C – und im Sommer wird das Wasser im Becken sogar 35°C warm, worauf umgehend diverse Folgeaufträge eingehen. Sehr verständlich für jeden, der schon mal ein Bad in wohlig heißem Wasser unter dem sternenklaren Nachthimmel von Damaskus genossen hat…

Und obwohl unser Team keinerlei vorhergehende Erfahrungen damit hat gelingt es uns auf Anhieb, hocheffiziente wie auch ästhetisch anspruchsvolle Lösungen zu realisieren, die unsere Kunden begeistern. Auf dem Foto sieht man den Kollektor noch ohne seine UV-resistente Polycarbonat-Abdeckung, während im Vordergrund die bewegliche Abdeckung und Zugangsschleuse zum Becken zu sehen sind.

Eine sehr empfehlenswerte Seite mit aktuellen Informationen zur Solarenergie aus den vorangegangenen Bereichen ist das Solarmagazin von solarserver.de.

Hybridkollektoren

Bisher noch selten eingesetzt werden jene ,Ausnahmefälle‘, bei denen die Solarenergie innerhalb des gleichen Kollektors auf mehr als nur eine Art ausgenutzt wird, und die deshalb Hybridkollektoren genannt werden.

Konventionelle und zusätzlich mit Solarzellen belegte Kollektoren sind bereits 1979 von Dr. E. Schmidt auf einem Pressecolloquium der AEG-Telefunken vorgeschlagen worden. Hier nimmt der thermische Kollektor jenen Teil der Sonneneinstrahlung auf, der von den Solarzellen nicht in Elektrizität umgewandelt wurde, während diese Zellen ständig gekühlt werden, damit ihr Wirkungsgrad nicht hitzebedingt abnimmt. Die gewonnene elektrische Energie kann der Versorgung von Umwälzpumpe und Regeleinrichtungen dienen, das Warm­wasser kommt dem Anwender zugute.

Die o.e. Floureszenzlicht-Zellen des Freiburger Instituts für Festkörpermechanik bilden einen ersten Schritt zu einen richtigen Hybridkollektor, bei dem 15 % der eingefangenen Sonnenenergie in elektrischen Strom umgewandelt wird, während die restlichen 85 % weitgehend über das Kühlsystem der Zellen als Wärme abgeführt und genutzt werden können.

Mehr darüber findet sich auch unter den Optimierungs- und Verstärkungstechniken bei Solarzellen.

Als erstes Unternehmen in Deutschland steigt im März 2008 das Solarzentrum Allgäu in die Serienproduktion von Kombimodulen für Photovoltaik und Solarthermie ein. In Europa beschäftigen sich bislang nur wenige Firmen mit dieser Technologie, darunter das kleine holländische Unternehmen PV Twins, eine Ausgründung des Forschungsinstituts Energy Research Centre of the Netherlands (ECN), deren Kombi-Systeme billiger sind als zwei getrennte Anlagen, 90°C heißes Wasser liefern und genauso viel Strom wie herkömmliche Photovoltaik-Module.

In Zukunft rechnet man mit großen Zuwächsen bei dieser Technologie, weil die Dachflächen zunehmend knapper werden und sich Hausbesitzer künftig öfter entscheiden müssen, ob sie ihr Sonnendach lieber für Heizung und Warmwasser oder zur Stromerzeugung nutzen wollen. Hier kommen dann die Kombi-Module ins Spiel. Außerdem kann der Kühleffekt einer ganzflächigen Hinterspülung des Photovoltaik-Moduls dessen Stromertrag um bis zu 30 % steigern, während das warme Wasser im Winter für schneefreie und damit produktionsfähige PV-Flächen sorgt.

Hochleistungskollektor

Um die ‚energetische Lücke’ zwischen Flachkollektor-Warmwassersystemen und den Hochtemperatur-Kollektoren zu schließen bieten die israelischen Firmen Paz Oil Co. und Pimat Ltd. 1990 zwei gemeinsam entwickelte Bündel-Kollektorsysteme an, die Warmwasser und Wasserdampf erzeugen, wie sie von Hotels, Schulen, Krankenhäusern, Wäschereien und auch bei einigen industriellen Prozessen genutzt werden. Das erste System mit trogförmigen Kollektoren und einem Konzentrationsfaktor von 2,7 kann saisonal auf Sommer- oder Winterposition eingestellt werden und erreicht eine Wassertemperatur von 80°C – 90°C, während das zweite System, bei dem bewegliche Glasspiegel zum Einsatz kommen, Wasserdampf mit einer Temperatur bis 200°C erzeugt.

Eine Demonstrationsanlage des ersten System ist bereits seit 1984 in Ra’anana in Betrieb, wo das Wasser eines Galvanisierungsbetriebes solar aufgeheizt wird. Seit 1985 wird außerdem eine Gemeinschaftsküche im Kibbuz Nir Eliyahu mit Wasserdampf von 120°C – 150°C versorgt. Insgesamt sind in Israel 1990 schon 17 solcher Systeme in Betrieb.

1993 stellt die Universität München einen Solarkollektor vor, der sich im Bereich der industriellen Prozesswärme in der Textil-, Papier- und Lebensmittelindustrie einsetzen läßt. Durch das Aufdampfen selektiver Absorberschichten auf Kupfer werden Temperaturen bis 375°C erreicht.

Fresnel Hochleistungskollektor

Fresnel Hochleistungskollektor

Zu den Hochleistungskollektoren zählen auch die Vakuumröhren-Kollektoren (s.o.), die von unterschiedlichen Firmen entwickelt worden sind und um 1993 auf den deutschen Markt kommen. Sie werden erstmals 1994/1995 bei einer 100 m2 Solaranlage in Schwäbisch Gmünd installiert.

Das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme in Freiburg präsentiert 1994 einen Kollektor mit transparenter Wärmedämmung, dessen Absorber durch halbzylindrische Spiegel beidseitig beleuchtet wird und dadurch eine Temperatur bis 250°C erreicht.

Die PSE GmbH aus Freiburg entwickelt ihrerseits einen solarthermischen Fresnel-Kollektor, der in sonnenreichen Ländern Gebäude klimatisieren bzw. in der Lebensmittel- und Textilindustrie zum Einsatz kommen soll. Der Kollektor ist besonders gut für Flachdächer etwa von Einkaufszentren oder Fabrikhallen geeignet.

Fresnel-Kollektoren sind der Sonne einachsig nachgeführte Spiegelstreifen, welche die Solarstrahlung auf ein Vakuum-Absorberrohr konzentrieren, das die Wärme auf eine Flüssigkeit überträgt (s.a. unter Verstärkungstechniken). Im Gegensatz zu Flach- oder Röhrenkollektoren werden hier bis zu 180°C erreicht, womit sich Absorptionskältemaschinen zur Klimatisierung betreiben lassen, die im folgenden beschrieben werden.

Solare Kühlsysteme

Eine sehr frühe Umsetzung der solaren Kühlung wurde in der Augustnummer 1935 des Magazins Modern Mechanix präsentiert. Der vermutlich deutschstämmige Ingenieur Otto H. Mohr stellte damals in Kalifornien seinen Icey Ball Kühlschrank vor, der mit Ammoniak als Kältemittel funktionierte. Es hätte genügt, das mit einer sphärischen Linse ausgerüstete Gerät täglich für zwei Stunden in die Sonne zu stellen, um einen 24-stündigen Betrieb zu garantieren, bei dem sogar Eis produziert wurde.

Größere Einheiten, die vier Stunden des vom Objektiv konzentrierten Sonnenlichts benötigten, hätten dem Erfinder zufolge genügend Leistung erbracht um ganze Häuser zu kühlen resp. zu heizen.

Es ist bemerkenswert, daß eine ganze Reihe höchst einfacher Technologien des Wärme- und Kältesektors, die teilweise mit erneuerbaren Primärenergien funktionierten – und davon an erster Stelle mit Sonnenenergie – inzwischen fast völlig dem Vergessen anheim gefallen sind. Ich werde einige dieser Systeme und Maschinen, die manchmal weit über 100 Jahre alt sind, im Kapitel Wärmeenergie vorstellen. Wir sollten sie nämlich noch einmal auf ihre Zukunftsfähigkeit hin analysieren. Speziell im Bereich der solaren Kühlung habe ich auf einer der Seiten von Rex Research eine ganze Anzahl alter Patente gefunden, die in der entsprechenden Literatur sonst nirgendwo auftauchen.

Erst neuerdings erwacht in den Ölländern des Arabischen Golfs und in Saudi-Arabien zunehmend mehr Interesse an der Solarenergie. Hier ist im dezentralen Bereich die Kühlung natürlich wesentlich wichtiger als die Beheizung, doch trotzdem blieben die tatsächlichen Anwendungen bislang eher bescheiden.

In den USA soll es dagegen 1978 bereits rund 40.000 Solaranlagen gegeben haben die wechselweise als Heiz- oder Kühlanlage betrieben werden konnten.

Anfang der 1980er Jahre experimentiert Prof. V. Silvestrini am Physikalischen Institut der Universität Neapel mit einer selektiv strahlenden Oberfläche – eine Polymerfolie mit aufgedampftem Aluminium –, die Gegenstände, die sie bedeckt, dadurch passiv kühlt, daß sie vorzugsweise im Wellenlängenbereich von Infrarotlicht strahlt. Bei einem Versuch erreicht ein isolierter Kasten, auf dessen Deckel eine solche Folie angebracht ist, Temperaturen von 15°C unterhalb der Umgebungstemperatur.

Laut Amory Lovins ist das Kühlen mit Sonnenenergie langfristig jedoch nicht von großem Interesse, da ihre Notwendigkeit durch eine vernünftige Bauweise – selbst in den heißesten tropischen Klimazonen – beseitigt werden kann, wie es Jahrtausende herkömmlicher Architektur auf der ganzen Welt gezeigt hätte. Architekten, die gerne mit riesigen Glasfassaden arbeiten, sind da natürlich ganz anderer Meinung. Ich denke, das eine sollte das andere nicht ausschließen.

1987 stellt die französische Firma Brissonneau & Lotz Marine (BLM) aus Carque Fou Cedex einen Absorptionskühlschrank vor, der Aktivkohle und Methanol im Rahmen eines Tag/Nach-Zyklus nutzt und keinerlei beweglichen Teile besitzt. Die Entwicklung erfolgte am französischen Forschungszentrum C.N.R.S. Während der Nacht saugt die abgekühlte, aus Mikropartikeln bestehende Aktivkohle das in einem Behälter gelagerte Methanol an, das anschließend verdampft. Bei dieser Verdampfung wird Kälte erzeugt, die in Eisform in einer isothermischen Zelle des Verdampfers gespeichert wird. Tagsüber wird die Kohle durch Sonneneinwirkung erwärmt und das Methanol in Form von Dampf ausgestoßen, welcher kondensiert und sich dann wieder im Behälter ansammelt. Während der Nacht setzt ein neuer Zyklus ein, so daß die Kälte kontinuierlich erzeugt und genutzt werden kann.

Auch auf dem Weltkongreß zur Solartechnik 1987 in Hamburg wird ein Solar-Kühlschrank gezeigt, der in Zaire schon erfolgreich im Einsatz ist. Einen Einfachst-Holzkohlekühlschrank stelle ich übrigens bei den 3.-Welt-Systemen vor.

1988 bewertet die United Nations Industrial Development Organisation in Wien verschiedene Studien zur solaren Kühlung. Neben einem einfachen Ammoniak/Wasser-System der Universität von Florida werden dabei ein luftgekühlter Ammoniak/Wasser-Kreislauf des Lawrence Berkeley Laboratory der Universität von Kalifornien (von 1976) sowie ein Lithium/Bromid-Absorptionssystem der Ohio State Universität (von 1975) verglichen. Großtechnisch umgesetzt wird aber keines der Systeme.

Erst 1998 wird das Thema der solaren Kühlung wieder aktuell, als das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme (ISE) im Rahmen eines Demonstrationsprojektes in Sintra nahe Lissabon eine Klimaanlage vorstellt, die auf dem Prinzip der Verdunstungskühlung basiert. Es handelt sich um eine mit Silikatgel (o. Silicagel) bestückte Kühlanlage, die als ‚solar-betriebene, auf Trocknungsmitteln beruhende Kühlungstechnologie’ vermarktet werden soll. Die Senkung der Temperatur wird durch Verdampfungskühlung erreicht, also durch die Befeuchtung der in das Gebäude gesaugten Luft – allerdings erst, nachdem die Luft zuvor mittels Silikatgel getrocknet wurde, um mit der gekühlten Luft keine übermäßige Feuchtigkeit zu verteilen. Der Wasserdampf aus der einströmenden Luft wird von dem Silikatgel absorbiert und in ein Trocknungs-‚Rad’ gepackt. Heißes Wasser von einem Sonnenkollektor erwärmt die Außenluft auf bis zu 65°C. Wenn sich das Rad dreht, geht es durch einen Heißluftstrom, der das Wasser vertreibt, wobei das Gel für den nächsten Zyklus desorbiert wird. Ein zweites Rad – ein sich ebenfalls drehender Wärmetauscher – kühlt die einströmende Luft vor, wobei die ausströmende Luft gleichzeitig vorgewärmt wird.

Zwar benötigt die Anlage Strom für ihre Ventilatoren sowie Wasser, doch der Stromverbrauch läßt sich in den klimatischen Bedingungen Portugals – im Vergleich zu konventionellen Kühlanlagen – um bis zu 65 % senken. Außerdem kann die Anlage im Winter auch zu Heizzwecken genutzt werden. Die EU übernimmt 40 % der Projektkosten.

Solare Kühlanlage in Freiburg

Solare Kühlanlage (Freiburg)

1999 wird am Universitäts-Klinikum Freiburg eine Anlage zur solar unterstützten Klimatisierung eines Laborgebäudes installiert. Sie arbeitet mit einer Adsorptionskältemaschine und versorgt die Luftkühler in zwei Lüftungsanlagen. An der Konzeption und wissenschaftlichen Begleitung ist auch das Fraunhofer ISE beteiligt.

Die Kältemaschine besteht aus zwei Adsorbern, einem Verdampfer und einem Kondensator. Eine Adsorberkammer nimmt den im Verdampfer bei Unterdruck und tiefen Temperaturen (etwa 9°C) in die Gasphase überführten Wasserdampf auf. Das als Trocknungsmittel bekannte umweltfreundliche Granulat Silikatgel lagert ihn an (adsorbiert den Dampf). In der anderen Sorptionskammer wird der Wasserdampf mit dem Heißwasser der Sonnenkollektoren (etwa 85°C) wieder freigesetzt (die Kammer wird regeneriert oder ‚aufgeladen’). Der Druck steigt und der Dampf kann bei Umgebungstemperatur (30°C) in einem Kühlturm wieder verflüssigt (kondensiert) werden. Durch ein Drosselventil gelangt das Wasser anschließend wieder in den Verdampfer, und der Kreislauf beginnt von vorne. Sowohl das kondensierte Wasser (niedrige Temperatur) als auch die Sorptionswärme (hohe Temperatur) werden abgeführt. Die thermische Antriebsenergie für diese Adsorptionskältemaschine erzeugen direkt durchströmte Vakuumröhrenkollektoren mit einer Fläche von 170 m2, die in zwei Hauptfeldern verschaltet sind. Im Laufe der kontinuierlichen Arbeiten an der Anlage kann die Leistungsfähigkeit deutlich verbessert werden. Mittlerweile erreicht die Kältemaschine COP-Werte entsprechend den Herstellerangaben, diese liegen bei rund 0,6. Der solare Deckungsbeitrag zur Kältebereitstellung liegt im Sommer bei rund 60 %.

Sorptionskältemaschinen arbeiten auch im Presse- und Informationsamt der Bundesregierung in Berlin. Die Kältebereitstellung für die so genannte Giebelwandbebauung wird über Schwerkraftkühlsysteme realisiert, die aus einem Kältenetz von zwei Absorptionskälteanlagen versorgt werden. Die Vorlauftemperatur wurde auf 16° C und die Rücklauftemperatur auf 20° C ausgelegt. Die Absorptionskälteanlagen werden im Sommer ausschließlich durch die Heizwärme eines Solarkollektorfeldes mit direkt durchströmten Vakuumröhrenkollektoren angetrieben. Überschüssige, solar erzeugte Kälte kann in einen Gebäudeteil mit EDV-Bereich und ganzjährigem Kältebedarf genutzt werden.

Das Fraunhofer Institut UMSICHT arbeitet 2002 gemeinsam mit dem Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR) und der GEA Jet Pumps GmbH am Einsatz der Dampfstrahlkältetechnik –bislang vorwiegend in der Verfahrenstechnik genutzt – in sonnenreichen Ländern. Die effizienten Dampfstrahlkältemaschinen zeichnen sich durch ein gutes dynamisches Verhalten und den Einsatz von Wasser (ohne Zusatzstoffe) als Kältemittel aus. Die Antriebstemperaturen von typischerweise 200°C bedingen allerdings den Einsatz hocheffizienter Solarsysteme mit optischer Konzentration und Nachführung wie z.B. Parabolrinnen-Kollektoren (s.d.).

Im November 2002 stellt die Firma Menerga Apparatebau GmbH in Zusammenarbeit mit der Universität Essen ein neues Verfahren vor, bei dem Sonnenenergie in einer konzentrierten Salzlösung gespeichert und anschließend zur Kühlung verwendet wird. Bei dieser Technik zur Klimatisierung von Räumen wird der Arbeitsgang der Entfeuchtung der Zuluft von dem der Kühlung der Zuluft getrennt. Zuerst wird die von außen kommende Zuluft durch die Salzlösung entfeuchtet; dabei verdünnt das der Luft entzogene Wasser die Salzlösung. Anschließend wird die nun entfeuchtete Luft in einem Wärmetauscher mittels Wasserverdunstung herunter gekühlt und dann als kühle, trockene Luft in die Räume geleitet. Um den Kreislauf zu schließen, muß die verdünnte Salzlösung wieder entwässert werden. Dieser energieaufwendige Prozeß geschieht durch Aufheizen der Salzlösung mittels Sonnenenergie.

Einen Solar-Kühlschrank für hitzeempfindliche Medikamente, der im Durchschnitt weniger als 10 W verbraucht und ohne Stromanschluß im Dauerbetrieb laufen kann, wird 2004 von den Firmen Phocos aus dem baden-württembergischen Illerkirchberg, sowie va-Q-tec aus Würzburg entwickelt. Die Deutsche Bundesstiftung Umwelt fördert das Vorhaben mit ca. 50.000 €. Das Kühlgerät soll den Anforderungen der Weltgesundheitsorganisation (WHO) für Transporte in Klimazonen bis zu 32°C entsprechen. Als Isolierung werden mit Aluminiumfolie ummantelte Platten aus porösem Quarzpulver verwendet, die dann evakuiert werden, um eine ideale Dämmung zu erhalten.

Eine völlig neue Methode mit Sonnenwärme Kälte zu erzeugen, verfolgen Wissenschaftler des Rensselaer Polytechnic Institute (RPI) im amerikanischen Troy, die dabei mit 300.000 $ von der National Science Foundation (NSF) unterstützt werden. Dabei wird ein speziell entwickeltes Material genutzt, dessen  potentielle Anwendungsgebiete Flaschen ebenso wie neugebaute Hauswände umfassen. Hierzu verknüpfen die Forscher Solarzellen und elektrisch betriebene Wärmepumpen zu einer komplexen Sandwichschicht, die angrenzende Oberflächen abkühlen kann. Noch ist diese Schicht mehrere Millimeter stark, soll aber als fertiges Produkt wesentlich dünner werden. Der Prototyp der ABE (Active Building Envelope) genannten Technik steht 2006 in Form eines hohlen Würfels mit 1 m Kantenlänge auf dem Institutsdach in Troy. An einer Würfelseite sind flächendeckend Solarzellen angebracht, die den Strom für die darunterliegende Schicht aus thermoelektrischen Wärmepumpen liefern, die aus  Keramikplatten und dazwischen befindlichen Halbleiterelementen bestehen.

Im nächsten Schritt wollen die Wissenschaftler die Solarkühlung auf unter einen Millimeter Dicke verkleinern, während die gesamte Technik am Ende der Entwicklung aus wenigen tausendstel Millimeter feinen Dünnschichtsolarzellen und Wärmepumpen im Nanometerbereich bestehen soll. Dann könnte die Fahrzeugindustrie das dünnschichtige System auf Windschutzscheiben oder Sonnendächern einsetzen, um damit den Innenraum eines Fahrzeugs zu beheizen oder zu kühlen, ebenso wie auch sich selbst kühlende Glasflaschen denkbar wären.

Auf der Intersolar 2006 im Juni in Freiburg, Europas größter Fachmesse für Solartechnik, zeigt sich, daß solare Kühl- und Klimatisierungsanlagen eines der aktuellen Topthemen sind. Führende Anbieter präsentieren ihre neuesten Produkte und Entwicklungen, darunter die deutschen Anbieter Citrin Solar GmbH und Conergy AG, der britische Vakuumröhren- Hersteller Thermomax Ltd. sowie die österreichischen Unternehmen Gasokol GmbH und Solution Solartechnik GmbH. Ebenfalls vertreten ist das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme.

Im September 2006 beginnt auf einem Robur-Firmengebäude bei Bergamo in Italien der Testbetrieb einer 50 kW Anlage mit 132 m2 großem Fresnel-Kollektor, der an eine speziell entwickelte Ammoniak-Wasser-Absorptionskältemaschine angeschlossen ist und dieser heißes Druckwasser liefert, mit dem sie Temperaturen bis unter den Gefrierpunkt erzeugt. Dadurch ist der Einsatz eines Eisspeichers möglich, der die Kälte zeitversetzt abgibt und so auch nachts kühlt. Das Gesamtsystem soll in Kooperation mit dem Kältemaschinenhersteller Robur S.p.A. 2008 zur Marktreife gebracht werden.

Es ist schon traurig mitzuerleben, wie zwar jedes Verbrechen in den Medien breiteste Erwähnung findet – während eine Innovation wie die der 19-jährigen BWL-Studentin der Leeds University Emily Cummins einzig im Greenpeace-Magazin (und auch dort nur mit 7 Zeilen) kommuniziert wird. Immerhin gilt die britische Tüftlerin mit Leidenschaft für Afrika seit Anfang 2007 als jüngste „Technology Woman of the Future“ und wird für ihren mit Solarenergie betriebenen Kühlschrank, der vor allem lebensnotwendige Medikamente kühlen soll, vom Frauenministerium in London gewürdigt.

Auf die Idee kam Emily in Namibia, wo sie ein Jahr lang in einem Behindertenprojekt mitarbeitete. Bei der Umsetzung mitgeholfen hat ihr 76-jähriger Großvater Peter Harrison, und die Produktreife soll nun in Zusammenarneit mit Mark Champkins und der Stiftung ,National Endowment for Science, Technology and the Arts’ (NESTA) erfolgen.

Ist diese Meldung nicht mehr Wert als Nachrichten über 1.001 Verbrechen?!

Auch Studenten des MIT arbeiten Mitte 2007 an solar betriebenen Kühlprozessen, wobei hier Luft als Trägermedium eingesetzt wird. Ihr System besteht aus einer Metallplatte als Reflektor sowie verschiedenen billigen und überall vorhandenen Autoteilen – und produziert gleichzeitig Strom, heißes Wasser und gekühltes Essen. Die grundlegende Idee dafür hat Matthew Orosz, während er als Mitglied des peace corps in Afrika weilt. Immerhin erhält das Entwicklungsteam von der Weltbank einen Betrag von 100.000 $, um an dem System weiterarbeiten zu können. Außerdem entwickelt das MIT-Team eine angepaßte Parabolrinnen-Technologie, den ,Lesotho solar generator’, den ich im Kapitel der solaren Hochtemperatursysteme vorstellen werde (s.d.)

Zum gleichen Zeitpunkt installiert die Firma Solvis in einem mittelständischen Betrieb in Fürth ein Modellprojekt zur solarautarken Kühlung, Warmwasserbereitung und Heizungsunterstützung, das im Rahmen des Solarthermie2000plus Programms vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit gefördert wird.

Solarsa-Solarkonzentrator

Solarsa-Solarkonzentrator

Das technische System hat eine Leistung von 30 KW und versorgt eine Nutzfläche von 1.000 m2, die zu beheizen bzw. zu kühlen sind. Dabei ist das Kühlsystem ein Prototyp, der später auch in der Wohnungswirtschaft bei Mehrfamilienhäusern Anwendung finden könnte. Die Aufdach-Kollektorfläche beträgt rund 100 m2 und das Schichtspeichervolumen 3.700 l. Die Konzeption sieht vor, mittels der installierten Absorptionskälteanlage vom Typ Wegracal-SE30 eine solare Kältedeckungsrate im Sommer von 100 % zu erzielen. Neben der Kälteerzeugung wird die gewonnene thermische Solarenergie außerhalb der Kühlperiode auch zur Trinkwassererwärmung und Heizungsunterstützung genutzt und überschüssige Wärme in den Übergangszeiten dem angrenzenden Kurbad unentgeltlich zur Verfügung gestellt.

Eine solar angetriebene Adsorptionskältemaschine in Verbindung mit drei Erdreichsonden mit je 80 m Tiefe kühlt seit Sommer 2007 die Küche der Institutskantine des Fraunhofer ISE in Freiburg. Bei der Adsorptionsmaschine (ACS 05) mit 5,5 kW Kälteleistung handelt es sich um eine Maschine der ersten Prototypenserie der Firma SorTech AG, eines Spin off des Fraunhofer ISE. Im Winter läuft die Anlage in umgekehrter Funktion als Heizung. Rund 60 % der benötigten Antriebsenergie wurden durch die Solaranlage bereitgestellt. Die ACS 05 wird seit Anfang 2008 vertrieben.

Im September 2007 stellt die Firma Solarsa International Ltd. Co. in Tampa, Florida, ihr erstes vormontiertes solares Kühlsystem für kommerzielle Anwendungen vor. Das mit Spiegeln versehene Kollektorsystem mit seiner Leistung von bis zu 4 MW wird allerdings nicht verkauft, sondern die nutzenden Unternehmen bezahlen für die gelieferte Energie. Es soll ab Sommer 2008 auf den Markt kommen.

Solarteiche

Dieses Verfahren geht auf den Deutschen Rudolf Bloch im Jahr 1947 zurück und ist inzwischen besonders von dem israelischen Physiker Harvy Tabor weiterentwickelt worden. In den vergangenen Jahrzehnten gewannen die Solarteiche außerdem in den USA (Solar Ponds oder Salt Ponds) und in Australien zunehmende Bedeutung – u.a. auch als billige Methode, Wärme mittelfristig zu speichern.

Die Idee der Solarteiche läßt sich allerdings bis zu dem russisch-ungarischen Wissenschaftler Alexander von Kaletschinski (o. Kalcsinski) im Jahre 1901 in Transsylvanien zurückverfolgen, der diese natürliche Wärmefalle entdeckte, welche darauf beruht, daß stark salzhaltiges Wasser schwerer als Süßwasser ist – selbst dann, wenn es um vieles wärmer ist als das obenauf schwimmende Süßwasser.

Im Versuch wurde nachgewiesen, daß sich unter eine Süßwasserschicht von 30 – 50 cm (Salzgehalt < 5 %) zuerst eine Art Isolierschicht von 100 – 150 cm ausbildet (Salzgehalt mind. 5 %, mit der Tiefe zunehmend), und unter dieser dann eine Schicht von 100 – 200 cm mit einem Salzgehalt über 20 %. Diese Schicht wird im Laufe des Tages aufgeheizt, weil die darüber liegenden Schichten zwar die einfallenden Sonnenstrahlen durchlassen, nicht jedoch die Wärmestrahlung der untersten Schicht, deren Temperatur dadurch bis auf 90°C ansteigen kann. Diese Wäre kann dann abgezapft und in andere Energieformen umgewandelt werden.

In Indien werden Salztümpel von 10 x 10 m angelegt, die ausreichende Kochwärme für 50 – 100 Familien liefern, und in Australien gibt es in Port Aspendale einen 200 m2 Teich und in dem Wüstenort Alice Springs sogar einen Solarteich von 2.000 m2, der einen 20 kW Generator betreibt. In den USA werden zwischen 1974 und 1980 ein gutes Duzend Teiche gegraben, mit Flächen zwischen 100 und 4.000 m2. Das Woods Hole Oceanographic Institute in Falmouth, Massachusetts, experimentiert mit einem 1 m tiefen isolierten Erdloch von 4 m Durchmesser, auf dessen Boden sich – als schwarzer Absorber – eine Schicht Kohle befindet, über der sich eine Kalziumchloridlösung (45 %) befindet, die wiederum von 15 cm Süßwasser bedeckt ist. Über einen Rohrschlangen-Wärmetauscher kann dem Solarteich im Durchschnitt 2,7 kW Energie bei Temperaturen über 90°C entnommen werden. Zeitweilige Durchmischungen stabilisieren sich durch gelegentliche Einfrieren der Oberfläche von selbst. Weitere Tests an der kanadischen Grenze – eine Freibadbeheizung mit einem 1.000 m2 Teich – und im harten Klima Neuenglands beweisen, daß eine Stromproduktion selbst bei gefrorener Oberfläche noch möglich ist.

Seit 1976 werden die Soletümpel auch an der University of New Mexico on Albuquerque sowie am Desert Research Institute in Nevada untersucht. Bei einer Höhe von 1.511 m über dem Meeresspiegel werden 108°C erreicht – genug um darin Eier zu kochen.

Solarteich von SUN

Solarteich von SUN

Ab 1979 werden Solarteiche auch in Saudi-Arabien angewendet. Ein 2.400 m2 Teich wird so als Air Conditioning Anlage eingesetzt, andere Versuche beschäftigen sich mit der Nutzung als Energiequelle im Rahmen von Wasserentsalzungsprozessen. Probleme macht nur der Effekt der Salzkristallisation. Die Hitzeverluste der Oberfläche lassen sich dagegen mit der Auflage einer luftgefüllten, transparenten Wabenfolie oder mittels einem schwimmenden Polymer-Gel beheben, wobei letzteres allerdings eine nur kurze Lebensdauer besitzt.

Die Tests in Israel beginnen bereits 1954, doch erst ab 1980 wird auch an der Nutzung der Wärme für die Stromerzeugung gearbeitet, als die Firma Ormat Turbines Ltd. einen 7.000 m2 Teich bei Ain Buqeq am Toten Meer mit einem 150 kW Generator koppelt. In Israel konzentriert man sich auf zwei Typen der Solarteiche: auf solche mit einem Salzkonzentrationsgefälle (s.o.), sowie auf Teiche die mit Wärmedioden arbeiten. Das heißt, daß die Wasseroberfläche hier mit Spezialpaneelen aus Glas oder Kunststoff abgedeckt wird, die Sonnenstrahlen durchlassen, den Wärmeverlust durch Rückstrahlung oder Konvektion aber verhindern. Mit dieser Methode kommt man auf Wassertemperaturen zwischen 60°C und 90°C, die sich gut als Sanitär- oder Brauchwasser eignen. An dieser Technologie arbeitet primär die Firma Arel Energy Ltd.

Am Toten Meer entstehen in Beit-HaAravah mehrere Anlagen von Solmat/Ormat. Die erste Anlage hat 5 MW (bei einer Wasserfläche von 250.000 m2), und speist ab 1984 ihren Strom ins Netzt ein, später werden Anlagen mit 20 MW bzw. 50 MW gebaut, und bei Sodom ist eine 100 MW Solarteich-Anlage geplant. Langfristig wird sogar daran gedacht, das gesamte Tote Meer als ein Auffangbecken für Solarenergie zu nutzen, was einen Energieertrag von rund 3.000 MW entsprechen würde, das heißt etwa ein Achtel des Gesamtenergieverbrauchs von 1981. Für den Einsatz hat Ormat spezielle Turbinen entwickelt, die organische Flüssigkeiten verwenden und mit Wasser auf relativ niedrigen Temperaturniveau betrieben werden.

Bei diesen Versuchen zeigen sich allerdings Probleme mit der Durchmischung des Wassers durch Wind, denn es dauert oft tagelang, bis sich die Schichtung wieder beruhigt. Der Wellenbildung soll daher mit Plastiknetzen entgegengewirkt werden. Die Investitionskosten werden mit 2.000 $ pro kW angegeben (1983).

Solarteich in El Paso

El Paso Solar Pond

1981 wird ein Lizenzvertrag zwischen  Israel und einem Konsortium kalifornischer Elektrizitätswerke geschlossen, bei dem es um den Bau eines 5 MW-Teiches im Imperial Valley geht, wo sich an der südwestlichen Seite des Salton Sees eine Versuchsbasis der U.S. Navy gibt, an der die neue Technologie nun erprobt werden soll. Die vom See abgeteilte Fläche von 1 km2 wird stark mit Salz angereichert. Im Falle eines Erfolgs denkt man an ein 600 MW Kraftwerk, das von einen 80 km2 großen Solarteich versorgt wird.

Ab 1983 beschäftigt man sich an der University of Texas in El Paso mit dem Salinity Gradient Solar Pond (SGSP) Projekt, das dann im May 1986 erfolgreich in Betrieb geht. Hierfür wird ein 3.350 m2 großes und 3 m tiefes Becken bei Bruce Foods gefunden, einer Konservenfabrik im Nordosten von El Paso. Über das geschichtete Salzwasser werden Schwimmnetze ausgebracht, um die Wasserbewegung zu reduzieren. Der Motorgenerator (ein organischer Rankine-Zyklus) leistet 70 kW – die von der benachbarten Fabrik bei Spitzenlastzeiten genutzt werden.

Ab 1984 werden in den USA badewannenförmige Sunponds aus Perspex angeboten, das eine UV-Durchlässigkeit von 90 % besitzt. Ebenfalls 1984 exportiert Israel ein 48 MW Solarteich-Kraftwerk nach Südkalifornien.

Die 1991 in Los Angeles gegründete Sun Utility Network von Safwat Moustafa entwickelt neben einer mobilen Solaren Meerwasser-Entsalzungsanlage (s.d.) eine ortsfeste Anlage mit einem Tagesausstoß von 100 m3 Trinkwasser, die mit Vakuumröhren-Kollektoren und/oder mit einer selbst entwickelten Solarteich-Technologie arbeitet. Von einer kommerziellen Umsetzung ist jedoch nichts bekannt.

1991 wird auf dem Dach eines Gebäudes des Royal Melbourne Institute of Technology (RMIT) ein Solarteich mit 5 m Durchmesser angelegt, der im November eine Temperatur von 70°C erreicht. Im April 1992 wird ein rechteckiger Verdunstungsteich mit gleicher Fläche in Betrieb genommen, bei dem die solare Entsalzung (s.d.) untersucht wird.

Solarteich in Pyramid Hill

Solarteich in Pyramid Hill

1997 wird im indischen Bhuj ein 6.000 m2 Solarteich gegraben, der eine Milchfabrik mit täglich 80.000 l heißem Wasser über 70°C beheizt – die Kosten liegen bei 90.000 $, während die erzielten Einsparungen 19.000 $ betragen.

2001 erhält das australische Unternehmen Pyramid Salt Pty Ltd. in Victoria eine Förderung von 550.000 AUS-$, um in Kooperation mit der RMIT University sowie der Geo-Eng Australia Pty Ltd. einen 3.000 m2 großen Solarteich mit einem Output von 60 kW thermisch (bei Temperaturen von 45°C bis 80°C) anzulegen. Das System soll auch als Vorlage für eine kommerzielle Vermarktung dienen. Ab September des Jahres versorgt die Anlage in Pyramid Hill die Salzfabrik des Unternehmens mit Heißluft, mit der das Salz getrocknet wird. Man hofft darauf, die Anlage später so erweitern zu können, daß sie auch die Stromversorgung übernehmen kann.


Solarteich in Tunis

2002 gibt es zu Forschungszwecken auch an der Universität von Tunis, am Institut für Ingenieure ‚ENIT’ (Ecole Nationale de Ingenieurs de Tunis), einen Solarteich.

2005 gibt es weltweit etwa 60 Solarteiche, die industriell genutzt werden. Trotzdem ist diese Technologie noch immer relativ unbekannt, obwohl sie insbesondere in Ländern der 3. Welt mit dort vorhandenen Techniken und Fertigkeiten leicht umsetzbar wäre.

3.-Welt-Systeme

Viele rückständigen Länder der 3. Welt sind teilweise mit einer sehr starken Sonneneinstrahlung ‚gesegnet’, obwohl dies von ihnen selbst oftmals gar nicht so empfunden wird. Da diese Länder häufig eine nur schwach entwickelte Infrastruktur besitzen liegt es nahe, hier mit einer gezielt angepaßten und dezentralen Sonnenenergienutzung vorzugehen. Denn diese erlaubt ein sehr breites und sehr unterschiedliches Anwendungsspektrum umzusetzen – angefangen von sehr einfachen Sonnenkollektoren und -pumpen bis hin zu Sonnenkochern, solaren Ziegelbrennereien usw.

Unter dem Oberbegriff der 3.-Welt-Systeme versuche ich daher, hier alle jene Einfach-Systeme aufzuführen, die für eine Anwendung in sonnenreichen Ländern besonders gut geeignet sind. Einige der Vorhaben werden als gesonderte Modellbeispiele aufgeführt. Im Laufe der Recherchen zeigte sich deutlich, daß in der 3. Welt die Photovoltaik inzwischen die erste Priorität besitzt – was mir im Grunde zwiespältige Gefühle verursacht: Zum einen erleichtert die Elektrifizierung natürlich den Erwerb von Wissen, die Kommunikation, die medizinische Versorgungssicherheit usw., doch andererseits verbleiben die Länder bei dieser Technologie in ihrer (gewohnten) Abhängigkeit von den herstellenden Industriestaaten.

Meine eigene Erfahrungen in Syrien, das inzwischen allerdings schon als Schwellenland gilt, habe ich in einigen Artikeln veröffentlicht, auf die bereits hingewiesen wurde. Durch die Innovation eines befreundeten Ingenieurs in Damaskus, Maan Kaadan, bin ich dort auch in den Genuß eines Solarkochers gekommen, der aus einer umgebauten Satelliten-Schüssel besteht und absolut überzeugende Resultate erbracht hat – nicht zuletzt in Form eines tellergroßen Brandloches in einem nassen T-Shirt, das ich zum Trocknen auf dem Kocher ausgebreitet …und dort kurz vergessen hatte.

Solarkocher

Auf der Erde kochen noch über 2 Mrd. Menschen mit Feuerholz – und verfeuern dabei jährlich mehr als eine Milliarde Tonnen Holz. Solarkocher sollen daher in erster Linie dabei helfen, das Abholzen von Savannen und Wäldern zu reduzieren. Außerdem müssen die Menschen in vielen afrikanischen Ländern teilweise stundenlange Märsche in Kauf nehmen, um ausreichend Brennholz zum Kochen zu sammeln. Aus diesen Gründen haben sich unzählige Initiativen, Vereine und Institute mit der Entwicklung von Solarkochern beschäftigt, von denen ich einige kurz vorstellen werde.

Die Vorteile von Solarkochern lassen sich wie folgt zusammenfassen:

– Das Essen schmeckt besser, weil es ‚rauchfrei’, langsam und schonend gekocht wird
– Das Essen bleibt nährstoff- und vitaminreich
– Man braucht das Kochen kaum zu beaufsichtigen, es brennt kaum an
– Das Kochen wird zum sozialen Ereignis
– Die Kochgeschwindigkeit baut Streß ab

Solare Kochkiste

Solare Kochkiste

Die meisten der einfachen Geräte sind isolierte und verglaste Kochkisten (Kochkoffer, Box-Kocher), wie sie im Sudan weit verbreitet sind – oder sie bestehen aus einem segmentierten, parabolischen Spiegel, der die Sonnenstrahlen bündelt und auf den Bodens des Kochgefäßes richtet (Reflektorkocher). Es gibt inzwischen aber auch zusammenklappbare Kocher aus polierten Aluminium- oder Edelstahlsegmenten, außerdem kann (wie bei dem o.g. syrischen Modell) eine mit Aluminium beschichtete Polyethylenfolie eingesetzt werden, die nur etwa 4 DM/m2 kostet (Stand 1991). Eine dritte Variante bildet der technisch und finanziell wesentlich aufwendigere Kollektorkocher, bei dem handelsübliche Flachkollektoren mit einem Ölkreislauf sowie doppelwandige Töpfe zu Einsatz kommen.

Die Anlagen bewähren sich in der 3. Welt vor allem deshalb, weil sie aus einfachster Technik und entsprechenden Bauteilen bestehen, die dort auch noch in der kleinsten Maschinenwerkstatt vorhanden sind. Es ist außerdem verhältnismäßig einfach, einheimische Handwerker zum Selbstbau derartiger Systeme zu animieren.

In China existiert bereits Anfang der 1980er Jahre eine Musterkommune mit 217 Familien, die das Kochen mit solaren Spiegelherden, welche eine Temperatur von bis zu 160°C erreichen, praktiziert. Insgesamt soll es zu diesem Zeitpunkt in China rund 80.000 Solarkocher geben, die dort etwa 50 DM kosten. Ein indisches Forschungsinstitut entwickelt einen Korb für Sonnenenergie, der trotz seiner Leistung von fast 1 kW umgerechnet nur fünf Mark kostet.

Die generelle Problematik der Sonnenkocher ist, daß häufig zu einer anderen Zeit gekocht und gegessen wird als der Zeit des höchsten Sonnenstandes (oft erst in den Abendstunden). Die Interdisziplinäre Projektgruppe für Angepaßte Technologie (IPAT) der TU-Berlin befaßt sich daher schon recht früh mit der Entwicklung transportabler Kochplatten, die es durch ein eingeschlossenes Latentspeichermedium erlauben, die eingefangene Sonnenenergie bei einer Temperatur von 150°C – 250°C über einige Stunden hinweg zu speichern.

Segmente-Solarkocher

Segmente-Solarkocher

1988 setzt die Firma Bomin-Solar eine Innovation des Mülheimer Max-Planck-Instituts für Kohlenforschung um, in dem sie nachbaubare Solarkocher entwickeln, die Magnesiumhydrid als Übergangsspeicher für Sonnenergie nutzen. Die Kocher sollen von einer Staatsfirma in Mauretanien gebaut und für ein paar Mark Jahresgebühr an die Bevölkerung vermietet werden.

1990 entwickelt eine deutsch-schweizerische Gruppe einen Solarkocher mit einem elliptischen Facettenspiegel von 7 m2 und einer Wärmebox. Ein einfaches, manuell aufziehbares Uhrwerk auf einer Fahrradfelge ermöglicht eine automatische Sonnennachführung ohne zusätzliche Energiezufuhr. Die Gruppe installiert im nordindischen Kalol eine solare Großküche für die rund 100 Studenten eines Internats, wo drei Reflektoren zum Einsatz kommen, zwei zum Kochen und einer zum Erhitzen von Wasser. Die Jesuiten wollen daraufhin ihre sämtlichen 30 Schulen auf dem Subkontinent entsprechend umrüsten. Zu diesem Zeitpunkt gibt es derartige solare Großkochanlagen in Kenia, dem Sudan und anderen afrikanischen Ländern sowie in einem Kloster in Tibet.

Seit der Teilnahme am grenzüberschreitenden Saar-Solar-Cup 1991 engagiert sich das Europäische Altenwerk Saar-Lo-Lux Europe’Age bei der Förderung erneuerbarer Energien. 1993 unterstützt man mit dem Erlös einer Benefizveranstaltung von über 10.000 DM die Fabrikation von Solarkochern in Ghana. Das zugrundeliegende Modell wurde von der deutsch-französischen Ingenieurgruppe SYNOPSIS entwickelt. Ebenfalls mitengagiert hat sich die Züricher Versicherungstreuhand AG.

1991 entwickelt der Jülicher Professor Klemens Schwarzer einen Sonnenofen von 2 m2 Fläche, der zwei bis drei doppelwandige Töpfe auf bis zu 200°C erhitzen kann. Das Modell kann auch vor Ort hergestellt werden, da es nur aus Glas, Blech und Isoliermaterial besteht.

1992 stellt die Sunstove Organisation in Südafrika einen einfachen Solarkocher vor, der aus Altmetall und recyceltem Kunststoff hergestellt wird. China behauptet, bereits 100.000 Solarkocher im Einsatz zu haben, die von der Henan Academy of Sciences entwickelt worden sind.

1994 findet im spanischen Almeria der bereits zweite internationale Solarkochertest statt, bei dem 25 verschiedene Modelle verglichen und fast ausnahmslos für gut befunden werden. In Costa Rica findet eine Weltkonferenz zu Solarkochern statt – während Indien die Zuschüsse für die Kocher beschneidet, um den Verbrauch von Kerosine und Flüssiggas zu steigern (!).

1998 sind sogar in Deutschland Bausätze mit Preisen um die 300 DM erhältlich. Zu dieser Zeit sind hier Schätzungen zufolge etwa 2.000 – 3.000 Solarkocher im Einsatz, in der Schweiz sollen es sogar 8.000 Stück sein.

Im Jahr 2000 gibt das indische Ministerium für nichtkonventionelle Energiequellen bekannt, daß man mit stark subventionierten Preisen in den vergangenen Jahren bereits 475.000 Solarkocher verkauft hätte. Die Preise liegen mit 25 $ – 60 $ allerdings für viele Menschen immer noch zu hoch.

Scheffler-Reflektoren Küche

Scheffler-Reflektoren Küche

Der Schweizer Wolfgang Scheffler baut seinen ersten funktionstüchtigen Reflektor (1,1 m x 1,5 m) 1986 in einer Missionsstation in Nordkenya, wo dieser noch immer in Gebrauch ist. Später entwickelt er 8 m2 und 10 m2 Reflektoren für Großküchen, von den zwei Stück 1994 im Rahmen des GTZ-geförderten Projektes ‚Solarkocher für dörfliche Institutionen in Indien’ an der ‚Akademie für eine bessere Welt’ in Mt. Abu installiert und getestet werden. Im Mai 1997 wird dort außerdem ein Dampf-Kochsystem mit 24 Reflektoren gebaut.

Für ein weiteres solares Dampf-Kochsystem in Taleti wird das Reflektordesign komplett überarbeitet und die Fläche auf 9,5 m2 erhöht, wodurch eine Leistung von 4 kW erreicht wird, was einer Temperatur von 850°C auf dem Empfänger bedeutet. Mit Unterstützung des Ministry of Non Conventional Energy Sources in New Delhi werden insgesamt 84 Reflektoren aufgestellt, die ihre Strahlung auf 42 Empfänger richten, die aus im Brennpunkt verlaufenden 12-Zoll Rohren bestehen. Dieses System ist um 20 % effizienter als das in Mt. Abu, der Wirkungsgrad des Gesamtsystems wird mit 45 % beziffert.

2004 gibt es bereits ca. 750 Reflektoren in 21 Ländern – was etwa 200 Solarküchen mit 1 bis 3 Reflektoren entspricht, die hauptsächlich zur Versorgung von Internatsschulen in abgelegenen Gebieten errichtet werden – doch darunter auch 12 mit Dampf arbeitende Großanlagen mit 10 bis sogar 106 Reflektoren.

Die größte Solarküche der Welt in Abu Road, im indischen Rajastan, kocht inzwischen für die bis zu 18.000 Besucher eines Yoga-Zentrums der Brahma Kumaris. Diese erste Anlage mit ca. 800 m2 Spiegelfläche konnte dort aufgrund des hohen Anteils an Eigenleistungen für umgerechnet nur 100.000,- € realisiert werden, und täglich werden dadurch bis zu 400 l Diesel ersetzt. Bis 2006 werden 7 weitere derartige Anlagen, nicht alle so groß, gebaut. Zu diesem Zeitpunkt wird die Zahl der weltweit installierten Scheffler-Reflektoren bereits auf 950 geschätzt, da viele Werkstätten, welche die Technologie überall übernommen haben, unabhängig und stetig neue Anlagen bauen, ohne daß dies irgendwo registriert wird.

Während der Internationalen Solarkocher-Konferenz in Spanien 2006 berichtet Scheffler auch über das Thema „Development of a Solar Crematorium“.

Im März 2008 können in Taleti, nahe dem Berg Abu und in 1219 m Höhe über dem Meeresspiegel, an Tagen mit besonders starker Sonne schon bis zu 38.500 Mahlzeiten bereitet werden.

Auf dem Markt gibt es inzwischen eine Fülle an Büchern zum Thema Solarkocher, ebenso findet man im Internet leicht die unterschiedlichsten Bauanleitungen.

Papillon-Solarkocher

Papillon-Solarkocher

Einen besonders schönen Solarkocher bieten die Lebenshilfe Werkstätten Bad Kreuznach gGmbH unter dem Namen Papillon an. Der Bausatz dieses zusammenklapp- und auch -rollbaren Solarkochers kann man beim Förderverein für die Entwicklungsländer e.V. in Burg Layen bei Bingen am Rhein bestellen, er kostet 2006 genau 598 €. Der Papillon wurde von Jochen Dessel in Zusammenarbeit mit Bernd Hafner, Klemens Schwarzer und Willi Heinzen entwickelt.

Der erste Prototyp des Papillon Solarkochers entstand 1997 nach einer Anforderungsliste, welche mit Hilfe von Solarkocherbenutzern in Burkina Faso erstellt wurde. Wichtige Kriterien waren: 

– Einfache Konstruktion für eine Fertigung im Einsatzland
Angepasste Leistung für Familien bis ca. 15 Personen, oder kleine Restaurants
Gute Zugänglichkeit des Topfes
Reduzierung der Blendgefahr des Benutzers
– Kleine Abmessung des Kochers bei Nichtbenutzung des Systems

Die Entwicklung des Papillon, der seine Namensgebung aufgrund der zwei klappbaren Spiegel hat, durchlief bis heute 4 Entwicklungsstufen, welche bei Familien in Burkina Faso getestet wurden. Am Ende der Entwicklung stand ein Bausatz, der es ermöglicht, den Papillon in die verschiedenen Länder zu verschicken, um ihn dort auf Akzeptanz in der Bevölkerung zu testen. 

Ein weiteres interessantes Modell ist die solare Kochstelle MS-ST9 Primrose, nach einer Erfindung des Franzosen Roger Bernard, die außergewöhnlich windstabil ist und in der Handhabung sehr bequem. Die Arbeitshöhe ist stets gleich bleibend und man kann es zudem so einrichten, daß sich der Koch stets im Schatten befindet. Damit Speisen nicht anbrennen, müssen sie von Zeit zu Zeit umgerührt werden. Nur dieses Gerät erlaubt dies ohne umständliches aus-der-Sonne-drehen. Der Reflektor lässt sich hochklappen, was ein leichtes Transportieren und Verstauen gewährleistet.

Außerdem vereint diese Kochstelle die Vorteile eines Parabolkochers mit denen eines Kistenkochers, denn er verfügt auch über eine so genannte Wärmefalle: die Strahlen werden von dem Spiegel durch ein Fenster in einen Kochraum reflektiert. Dieser ist innen ebenfalls verspiegelt und gut isoliert. Somit kann die Energie nicht entweichen und steht vollständig zur Verfügung. Das Unternehmen Mueller Solartechnik aus Stadecken-Elsheim bietet die solare Kochstelle als Bausatz für € 218 und als Fertiggerät für € 358 an (Stand 2006).

Ein anderes System kommt aus China und stellt eher eine high-tech-Variante von Solarkochern dar: Neben dem Reflektor, der bis zu 800°C erreichen soll, ist das Gerät auch mit einer Solarzellen-betriebenen vollautomatischen Sonnennachführung ausgestattet!

Vesta Solarkocher

Vesta Solarkocher

Ab März 2006 sollen 1.000 solar betriebene Kocher des Klimaschutz e.V. aus Bonn den Brennholzbedarf auf den indonesischen Sabang-Inseln reduzieren. Mit dem ‚Solar Cooker Project Aceh 1 Indonesia’ hat das Klimasekretariat der Vereinten Nationen erstmals ein rein deutsches CDM-Projekt registriert (CDM: Clean Development Mechanism).

Ein aktuelles Projekt ist z.B. das Solar Fire-Projekt der gemeinnützigen kanadischen ASTRA Agency for Solar Technology Research and Application Inc., die neben ihrer Heimat auch in den USA, in Mexiko, Kuba, Frankreich und Mali aktiv ist, und deren Solarkocher einen Liter Wasser innerhalb von 5 Minuten zum Kochen bringen.

Die Technologie der bereits Anfang der 1990er Jahre von Fraser Symington entwickelten Systeme basiert auf einfachen, in 3.-Welt-Ländern vorhanden und leicht zu montierenden Ausgangsmaterialien. Es gibt den Vesta für zu Hause, den Helios für kleinere Gemeinschaften und den Apollo für semi-industrielle Zwecke.

Positive Nebeneffekte von Solarkochern auch in entwickelten Ländern sind u.a. reduzierte Stromkosten – dadurch, daß die Küche nicht mehr so stark aufgeheizt wird und die Klimaanlage wiederum weniger arbeiten muß, um diese Hitze zu entfernen.

Im Juni 2008 berichten einige Blogs von einer längst fälligen Innovation – zumindest für die südlichen Länder: Eine solar betriebene Hühnchen-Braterei in Thailand! Durch die speziellen Spiegel ist ein ‚Broiler’ in nur 10 Minuten durchgebraten. Die Braterei von Sila Sutharat, dem Erfinder der Anlage, steht rund 90 km von Bangkock entfernt und verkauft täglich 50 Brathendl. Nun soll die Technologie auch nach Japan exportiert werden.

Ein sehr empfehlenswertes Portal mit einer großen Fülle der verschiedensten Modelle und Entwicklungen ist die Seite von solarcooking.org. Eine Seite mit diversen Bauplänen von unterschiedlichen Solarkochern findet sich hier.

Einfachst-Solarkollektor

Die PROKOL-Gruppe in Berlin stellt bereits Anfang der 1970er Jahre einen Einfachkollektor von 2 m2 vor, der aus 50 alten Autoscheinwerfer-Reflektoren besteht, die zusammen auf einem hohlen Türblatt befestigt sind. Durch ihre Brennpunkte läuft ein Röhrensystem, in dem das zu erwärmende Wasser zirkuliert. Die Gruppe schlägt auch vor, halbierte Teerfässer mit Aluminiumfolie auszuschlagen, wobei das Röhrensystem hier durch die Brennlinien geführt wird.

Im Recycling-Verfahren können aber auch alte Kühlschränke verwendet werden, wobei das rückseitige Röhrensystem zum Leiten des Wassers, und der Schrank selber als gut isolierter Warmwassertank zu nutzen sind. Als Speicher kommen weiterhin Keramikbehälter, Tonröhren oder Badewannen mit guter Isolierung in Frage. Als Billigmaterialien für die Kollektor- und ggf. auch Speicherisolation werden Stroh und/oder Wolle genannt, doch genauso gut geht es auch mit Lumpen, Baumwoll- und anderen Agrarresten – solange diese nur schön trocken bleiben.

In den USA wird sogar ein Einfachstkollektor aus alten Bierdosen hergestellt.

Über ähnliche Systeme, die allerdings erst in der jüngsten Vergangenheit publiziert werden, habe ich in der allgemeinen Sonnenkollektoren-Übersicht schon berichtet. Ein weiteres Beispiel dafür, daß im Grunde sehr wichtige und sinnvolle Innovationen über 30 Jahre lang weitgehend verschwiegen worden sind.

1987 beschließen Jordanien und Ägypten die Kooperation bei der Entwicklung eines Billigsystems unter 250 $, wobei die Finanzierung vom BMFT übernommen wird – leider habe ich später nie wieder etwas von diesem Projekt gehört.

Solarkühler

Die Nutzung der Solarwärme zum Kühlen hört sich zwar paradox an, wird jedoch schon seit altersher praktiziert, z.B. bei den überall in der arabischen Welt verbreiteten Wasserkrügen aus unglasiertem Ton. Die Verdunstung des transpirierenden Wassers an der Außenfläche des Kruges reicht aus, um die Temperatur des Wasser innen um mehrere Grad zu senken.

Im Prinzip ist es möglich, ohne den Einsatz von elektrischem Strom mit den folgenden Methoden zu kühlen:

– durch chemische Zusätze
– durch komprimierte Gase
– durch Aufbewahrung in kühler Umgebung
– durch Verwendung von Eis
– durch Verdunstung

Die induzierte Verdunstung wird auch bei sogenannten Sumpfkühlern genutzt, die große Gebläse besitzen, welche Luft durch mit Wasser getränkte Matten oder Gewebeanordnungen saugen bzw. eine Durchströmung induzieren. Solche Systeme werden z.B. im Irak schon seit vielen Jahrzehnten zur Klimatisierung von Wohnräumen eingesetzt. Einfache Verfahren kommen sogar ohne Gebläse aus, indem mittels Sonnenwärme ein entsprechender Sog erzeugt wird, wobei man hier von einer solaren Luftrampe spricht. Und je größer die Strahlungsintensität ist, um so größer ist auch das Saugvermögen dieser Solarrampe.

In Harare, der fast 1.500 m hoch gelegenen Hauptstadt Simbabwes, entsteht 1996 ein 9-stöckiges Bürohaus, dessen Belüftungs- und Kühlsystem der Technologie von Termitenbauten nachempfunden ist. Trotz Tagestemperaturen von 40°C und nächtlichem Absinken bis in Gefrierpunktnähe wird eine konstante Innentemperatur von 23°C – 25°C erreicht, ohne daß eine Klimaanlage notwendig wäre. Entwickelt wird der Termitenbau mit seinen Luftschächten in Form von doppelten Wänden, Decken und Fußböden von der Londoner Ingenieurfirma Ove Arup, gebaut wird es von dem simbabwischen Architekten Mick Pearce.

Auch Bomin-Solar beschäftigt sich mit der solaren Kühlung. Das Unternehmen setzt dabei auf den ‚doppelten Stirling’, einen Motor, bei dem ein zusätzlicher Kolben als Kälteaggregat fungiert. Hier kommt das auch bei Haushaltskühlschränken angewandte Funktionsprinzip der zyklischen Kompression bzw. Dekompression des Arbeitsgases zum Tragen. Das System wird auch als Entsalzungsanlage adaptiert (s.u.).

Eine sehr einfache Kühlmethode bildet der Holzkohlekühlschrank, dessen Baupläne schon Anfang der 1970er Jahre mittels verschiedener Alternativenergiepublikationen verbreitet werden, und der ebenfalls nach dem Prinzip der Verdunstungskälte arbeitet. Der Kühlschrank besteht aus Maschendraht-Wänden die mit Holzkohle befüllt sind, und auf die aus einer obenliegenden Wanne ständig Wasser tropft. Holzkohle wird deshalb benutzt, weil auf ihrer porösen, vergrößerten Oberfläche mehr Wasser verdunsten kann als bei einer kleinen Oberfläche. Holzkohle ist außerdem geruchshemmend, wasserbeständig, billig und überall zu finden. In den wärmeren Jahreszeiten kann die Innentemperatur auf bis zu 12°C gesenkt werden.

Die Gruppe IPAT der TU-Berlin arbeitet ebenfalls an Techniken zur solaren Kühlung. Bereits Ende der 1980er Jahre wird in Zusammenarbeit mit dem Kreuzberger Ingenieurkollektiv Wuseltronic für das Impfprogramm der Weltgesundheitsorganisation (WHO) ein Solarkühlschrank entwickelt, der sich besonders gut für die Aufbewahrung von wärmeempfindlichen medizinischen Seren bei konstant 4°C eignet. Selbst bei Außentemperaturen von 43°C hält der Solarkühlschrank innen die gewünschte Temperatur, er kommt drei Tage ohne Betriebsenergie aus und hat eine Lebensdauer von mehr als 10 Jahren. Das System wir photovoltaisch betrieben und besitzt eine präzise Steuerelektronik, außerdem ist die Vakuumisolation des Kühlbehälters aus Borsilikatglas etwa zehn mal so effektiv wie die handelsüblicher Kühlschränke. Als Wärmetauscher dienen zwei Peltier-Elemente.

Wie so häufig wird der Entwicklung kurz vor Erreichen der Marktreife 1990 die Förderung gestrichen, so daß die notwendigen Tests in den Tropen nicht mehr durchgeführt werden können. Auf einem zehn Jahre später von mir mitorganisierten Umweltfestival ID 2000 in Berlin wird der rucksackgroße Solarkühlschrank ausgestellt – als wertvolles, unersetzbares Einzelstück…

Ab Mitte der 1990er wird das Prinzip der solaren Kühlung wieder aktuell, diesmal in Verbindung mit der Siliziumverbindung Zeolith (s.u. Wärmespeichern). Eine einfache Version, die sogar ohne Strom auskommt, entwickelt der Verein EG-Solar in Altötting. Hier wird der notwendige starke Unterdruck mittels einer Handpumpe erzeugt.

Eine weitere Kühlmethode ist die Strahlungskühlung, die hier nur kurz beschrieben werden soll, da es sich im Grunde ja um eine ‚Ohne-Sonne-Kühlung’ handelt: Metallplatten werden mit einer Kombination unterschiedlicher Isolationsmaterialien möglichst perfekt gegen eingestrahlte Energie abgeschirmt. Diese Abschirmung ist nur für eine mittlere Infrarot-Wellenlänge zwischen 8 µm und 13 µm durchlässig. Die Infrarotstrahlung transportiert die Wärme der Platten ab; und da das Licht dieser Wellenlänge von der irdischen Lufthülle nicht absorbiert wird, stellt es eine Verbindung zum Weltall her – und die Metallplatten können sich bis auf minus 50°C abkühlen. Statt Metallplatten sollen sich auch Folien aus schwarzem Polyäthylen und Cadmiumtellurid eignen, da diese Materialen für das kurzwellige und sichtbare Licht undurchlässig, für die längerwellige Strahlung, die beim Abkühlen unterhalb der Umgebungstemperatur auftritt, jedoch durchsichtig sind.

Solare Wasserentsalzung

Solare Entsaltzung arbeitet sowohl im nieder- wie auch im hochthermischen Bereich. Letztere Anlagen behandele ich unter dem Oberbegriff Solare Meerwasserentsalzung (s.d.). Hier geht es dagegen um kleine bis Kleinstanlagen, die insbesondere für einen breiten Einsatz in Ländern der 3. Welt geeignet sind.

Rosendahl-Solarentsalzung in Ägypten

Rosendahl-System (Ägypten)

Das ‚RSD Rosendahl System’ ist ein einstufiges Verfahren, bei dem ausschließlich über Sonneneinstrahlung jegliche Art von Rohwasser wie Salz-, Brack- oder verschmutztes Süßwasser verdunstet und das Destillat unter einer kühleren Glasoberfläche vom Rohwasser getrennt wird. Diese, um 1985 von Wilfried Rosendahl aus Hannover entwickelte Technik, wird inzwischen in Form hunderter Anlagen in diversen Ländern der Erde eingesetzt. Er lizenziert sie persönlich und leitet den Bau auch selbst vor Ort an. Je nach Klima und Bauart können direkt im Flachkollektor täglich etwa 6 l Destillat pro m2 Absorberfläche gewonnen werden. 1999 wird das System in den USA von der ‚Water Quality Association’ mit einer Goldmedaille für beste Trinkwasserqualität ausgezeichnet.

Der Wuppertaler Professor Ulrich Reif und sein Student Walter Heidenfels entwerfen 1987 einen Solar-Trinkwasser-Generator für die 3. Welt, der auf dem internationalen Designwettbewerb in Osaka einen Hauptpreis gewinnt. Das System funktioniert nach dem Treibhausprinzip, wobei das Salz- oder Schmutzwasser im Inneren einer pyramidenförmigen Zeltkonstruktion verdunstet, an den Seitenwänden kondensiert und in einer umlaufenden Rinne aufgefangen wird. Die Ausbeute pro Einheit beträgt rund 50 l Trinkwasser täglich. Das System ist eine Art Vorläufer des weiter unten präsentierten Watercone.

Eine weitere Entwicklung stellt das Multi Effect Humidification/Dehumidification-Verfahren (MEH) dar, das auf einer Trennung von solarem Energiegewinnungsteil und Entsalzungsapparatur beruht. Die Funktionsweise basiert auf der Verdunstung von erwärmtem Salzwasser und anschließender Kondensation der entstandenen feuchten Luft, wobei die Luft zwischen Verdunster und Kondensator allein auf Grund der Dichte- und Konzentrationsunterschiede zirkuliert. Für die Gewinnung der Antriebswärme werden hocheffiziente Sonnenkollektoren eingesetzt, mit einer Prozeßtemperatur von (nur) 85°C und einem Wirkungsgrad von über 50 %. Dieses Verfahren wird ab 1992 am Bayerischen Zentrum für angewandte Energieforschung zur Anwendungsreife geführt und inzwischen von dem Titan-Absorber Unternehmen TiNOX GmbH in München kommerziell umgesetzt. Die Herstellung erfolgt in der österreichischen Fabrik der MAGE-TiNOX Gruppe in Haimburg.

Im März 2006 wird von der deutschen Citrin Solar in Jeddah eine MidiSal TM 5000 Einheit mit 140 m2 Solarkollektorfläche in Betrieb genommen, die einen Tagesausstoß von 5 m3 Trinkwasser hat. Angeboten werden ferner Anlagen für 2,5 m3 bzw. 10 m3 Wasser täglich.

Eine der einfachsten und wohl auch genialsten Umsetzungen der solaren Meerwasserdestillation stellen durchsichtige kegelförmige Schwimmhüte aus UV-resistentem Makralon dar, die eine nach innen gewölbte Auffangrinne besitzen, und die man auf der Salzwasseroberfläche schwimmen läßt. Das salzige oder verschmutzte Wasser verdunstet durch die Sonneneinstrahlung und kondensiert an der Innenseite des Kegels. Wassertropfen bilden sich und laufen auf der Innenseite der Kegelwand herab in die Auffangrinne. Diese wird entleert, indem man den Deckel an der Spitze abnimmt und den Inhalt durch langsames Drehen des Kegels um 180° ausschüttet.

Watercone Solardestillation

Watercone

Das von dem Münchner Designer Stephan Andreas Augustin 1999 erfundene und später uner dem Namen Watercone angebotene System kann ebensogut auch auf Schmutzwasserpfützen bzw. Sumpfflächen eingesetzt werden. Oder es bekommt eine schwarze Bodenwanne und funktioniert dann auch auf dem Trockenen. Die Mini-Solardestillen haben einen Durchmesser von 60 – 80 cm, eine erwartete Lebensdauer von 3 – 5 Jahren, liefern täglich 1 – 1,7 l sauberes Wasser, und GTZ-Messungen ergaben einen Wirkungsgrad von 40 %.

Seit 2003 erscheinen diese 3.-Welt-Solardestillen zwar immer wieder in der Presse, werden in Rundfunk und Fernsehen erwähnt, werden mehrfach ausgezeichnet sowie international ausgestellt – doch trotz ihres niedrigen Preises unter 20 €, der geringen Größe und der technischen Unkompliziertheit verbreiten sie sich in Gebieten mit schlechter Trinkwasserversorgung lange nicht so schnell, wie man es sich wünschen würde. Endlich engagiert sich die Hans-Hauer-Stiftung aus Deisenhofen finanziell und startet im Jemen zwischen November 2003 und Januar 2004 mit 100 Stück das erste Pilotprojekt zur Alltagstauglichkeit: ‚Watercones – East of Aden’. Dabei werden in einem kleinen Fischerdorf 10 Familien mit jeweils 10 ‚Watercones’ zur Trinkwassergewinnung ausgestattet.

Mitbeteiligt sind CARE Deutschland (Schirmherr, ständiger Projektassistent), CARE Jemen (Hilfe in Verwaltungsangelegenheiten), das Wissenschaftszentrum Umwelt (WZU) der Universität Augsburg (wissenschaftliche Leitung, Doktorand), die BAYER AG (Material, PR), die Zeltec Distributions GmbH (Herstellungskosten) und die UNICEF Jemen (unabhängiger Beobachter).

Watercone Funktionsprinzip

Watercone Funktionsprinzip

Die Test-Ergebnisse zeigen, daß die Wasserqualität den WHO-Normen entspricht, und nach Angaben der Nutzer würde der Geschmack des mit dem ‚Watercone’ gewonnenen Wassers den des kaufbaren Flaschenwassers sogar übertreffen!

Auf seiner Hompage meldet Augustin im Frühjahr 2008, daß er mit der Münchner Tinox GmbH nun einen erfahrenen und kompetenten Partner gefunden hat, der Ende Sommer 2009 mit der Massenfertigung und dem weltweiten Vertrieb der Watercones beginnen wird.

Außerdem gewinnt Augustin für das Pilotprojekt im Jemen den internationalen, renomierten Energy Globe Award 2008. Herzlichen Glückwunsch, Stephan!

Im März 2007 will auch das US-Unternehmen Open Energy Corp. seine Suncone Solarkonzentratoren auf den Markt bringen. Über diese Technologie habe ich bereits im Kapitel Optimierungs- und Verstärkungstechniken berichtet (s.d.).

Es handelt sich hierbei um eine Gruppe zusammenfaltbarer, konischer thermischer Konzentratoren, welche die Sonnenstrahlen wie in einem Trichter aus einem Aluminium-beschichteten Kunststoff bündeln. In Verbindung mit einer dampfbetriebenen ‚Kinetic Pump’ läßt sich die Anlage zur Meerwasserentsalzung einsetzen.

Im Mai 2007 präsentieren Ingenieure der New Mexico State University um Prof. Nirmala Khandan eine weitere preisgünstige Alternative um Meerwasser zu entsalzen, die sogar rund um die Uhr funktionieren soll. Ein auf dem Campus der NMSU in Las Cruces errichteter Prototyp kann einen 4-Personen-Haushalt versorgen.

Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesystem ISE in Freiburg stellt Anfang 2008 die in den letzten Jahren mit EU-Förderung entwickelten kleinen, dezentralen Entsalzungsanlagen mit autonomer Energieversorgung aus Solarenergie vor, die auf der Membrandestillation basieren und frisches Trinkwasser produzieren. Die Forscher haben bisher zwei unterschiedliche Systeme realisiert: Ein Kompaktsystem für etwa 120 l Frischwasser pro Tag mit 6 m2 thermischen Solarkollektoren, einem kleinen Photovoltaikmodul zur Versorgung der Pumpe und dem Entsalzungsmodul, sowie ein Zwei-Kreissystem, bei dem mehrere Entsalzungsmodule parallel geschaltet und dadurch auch mehrere Kubikmeter Wasser pro Tag aufbereitet werden können. Die Kosten für einen Kubikmeter Trinkwasser liegen allerdings noch bei etwa 10 €, viel zu viel für die meisten armen Länder. Erste Testanlagen in Gran Canaria und Jordanien laufen bereits seit einiger Zeit erfolgreich, weshalb die Forscher auch planen, ihre Anlagen ab Mitte des Jahres über ihre neugegründete Firma ‚SolarSpring’ zu vermarkten.

Auf der Veranstaltung ‚Technologie als Brücke’ der Berlin-Brandenburgischen Akademie der Wissenschaften im Februar 2008 präsentiert der Vorsitzende des bereits 2003 gegründeten und sehr aktiven Duisburger Vereins ‚Deutsche Meerwasserentsalzung e.V.’ Claus Mertens auch die neuesten Entwicklungen im Bereich der solaren Meerwasserentsalzung – und nennt außerdem die jüngsten Schritte beim Projekt Friedenskanal, das ebenfalls mit einem Entsalzungsprojekt gekoppelt ist (s.d.).

Im Juni 2008 veranstaltet der Verein in Jülich das anderthalbtägige Seminar ‚Desalination and Renewable Energies’.

An dieser Stelle möchte ich abschließend noch auf eine interessante Entwicklung hinweisen, bei der Salzwasser durch Abkühlung in Süßwasser verwandelt wird. Dazu hat Ernst J. Minhorst – der Sohn des ursprünglichen Erfinders – speziell für das Buch der Synergie einen Einführungsartikel geschrieben, der hier im Archiv deponiert ist.

Solare Wasseraufbereitung

Ein weit über 100 Jahre altes chemisches Verfahren wird von der brasilianischen ‚Arbeitsgruppe Armut und Umwelt in Amazonien’ genutzt, um im Bundesstaat Pará Brunnen-Trinkwasser mittels Chlor zu entkeimen. Um das Desinfektionsmittel zu erhalten wird in Wasser gelöstes Kochsalz durch Elektrolyse chemisch umgewandelt – wobei der notwendige Betriebsstrom von Solarzellen geliefert wird.

Seltsamerweise kommt erst Mitte der 1990er Jahre jemand auf die Idee, das Sonnenlicht zu Desinfektion von Wasser auf dem direkten Wege zu nutzen. Bei einem Versuch mit jungen kenianischen Massai zeigt sich, daß jene Kinder, die ihr Trinkwasser vor Gebrauch einige Stunden lang in durchsichtigen Flaschen in die Sonne legen seltener und wenn, dann schwächere Durchfallerkrankungen bekommen. Der Focus schreibt Anfang 1997: „Die simple Methode könnte viele Menschenleben retten: Jährlich sterben wegen schlechter Wasserqualität vier bis sechs Millionen Kinder an Diarrhöe“.

Um so verwunderlicher ist es, daß es bis Mitte 2000 dauert, bis auch der Spiegel diese Meldung bringt. Wahrscheinlich mußte es dazu erst eine Arbeitsgruppe mit dem wohlklingenden Namen Eidgenössische Anstalt für Wasserversorgung, Abwasserreinigung und Gewässerschutz (Eawag) geben, die das gleiche Prinzip in Bolivien und Indonesien verbreitet – und dem Projekt den Namen Sodis gibt (Solare Wasserdesinfektion).

Die Schweizer finden heraus, daß die UV-Strahlung der Sonne und die Erwärmung auf über 50°C Escherichia-coli-Bakterien und ähnliche Erreger nahezu vollständig abtötet. Der Effekt verstärkt sich, wenn die durchsichtigen Pet-Flaschen zur Hälfte schwarz angemalt und auf Wellblech gelegt werden. Als notwendige Zeitdauer werden 5 – 6 Stunden angegeben.

Fünf Jahre investierten die Schweizer Wasserforscher der Eawag in intensive Labor- und Feldexperimente, vier Jahre in Pilot- und Demonstrationsprojekte, dann begann die Eawag, das ‚genial einfache’ Sodis-Projekt zu propagieren. Untersuchungen in Pakistan, Nepal, Usbekistan, Indonesien und Indien zeigen bald: Wo die Menschen mit Sodis Trinkwasser entkeimten, ging die Zahl der Durchfallerkrankungen um 30 % bis 70 % zurück.

Im März 2006 wird bekannt, daß inzwischen schon zwei Millionen Menschen in Slums und ländlichen Regionen ihr Trinkwasser zu Hause in Pet-Flaschen reinigen. Die Schweizer Entwicklung, mit Hilfe der Sonne lebensgefährliche Durchfallerreger wie Cholera oder Rotaviren im Trinkwasser abzutöten, hat Erfolg. Nun setzt auch die UNO mehr auf einfache Lösungen. Jahrzehntelang hatten die Weltgesundheitsorganisation WHO und die UNO vor allem an zentralen Lösungen festgehalten, doch inzwischen setzt sich die Option der dezentralen Wasserbehandlung auch auf höchster Ebene durch, wie ein aktueller Bericht der WHO und der UNICEF zeigt.

SODIS-Unterricht

Sodis-Unterricht

Doch obwohl bereits lokale und internationale Partner aus mehr als 20 Ländern am Sodis-Programm beteiligt sind ist der Durchbruch noch immer nicht geschafft. Sodis wurde nicht zum Selbstläufer. Für viele Behörden ist die Methode nach wie vor zu einfach, um tatsächlich funktionieren zu können, auch wenn sie bereits mehrfach ausgezeichnet wurde; zuletzt  2005 mit dem Energy Globe Award auf der Weltausstellung in Japan.

Im Frühjahr 2007 nahm ich mit dem SODIS-Initiator Martin Wegelin Kontakt auf, um die Hintergründe dieser genialen Umsetzung von Sonnenlicht zu erfahren. In einem Pressebericht hatte ich nämlich die Information gefunden, daß die Idee, Wasser mit Hilfe von Sonnenlicht zu desinfizieren, von einem libanesischen Mikrobiologen stammt, und bereits 25 Jahre alt ist. Seine ersten Untersuchungen wurden allerdings von der Fachwelt nicht anerkannt.

Von Herrn Wegelin bekam ich daraufhin die folgende Antwort:

„In den 1970er Jahren, als im Libanon Bürgerkrieg herrschte, hat Prof. Accra die bakterizide Wirkung der Sonne entdeckt und 1984 seine ersten Versuche in einem Artikel in einer UNICEF Broschüre publiziert. 1991 haben wir an der Eawag systematisch das Potential und die Limitierung dieser Idee erforscht. Ich habe Prof. Accra 1995 in Beirut getroffen. Er war damals schon ein alter Mann. Vor etwa 6 Jahren hatten wir die letzte Korrespondenz. Er lebte damals in den USA.“

Außerdem gab er mir noch folgende Hinweise, die bei einer Anwendung des SODIS-Prinzips bedacht werden sollten:

– Von den Pet-Flaschen geht keine Gesundheitsgefahr aus.
– Gefärbtes Pet ist nicht geeignet, weil nicht genügend UVA-Licht ins Wasser eindringen kann.
– Ohne das UV-Licht würden viele Krankheitserreger erst bei Temperaturen um 50°C abgetötet, und solch hohe Temperaturen werden bei Sodis in der Regel nicht erreicht.

Und daß die Wasserbehandlung zu Hause die Menschen auch dazu motiviert, sich generell über Hygiene und Verbesserung ihrer Lebensumstände Gedanken zu machen, zeigte sich in einer kleinen Hütte in einem Slum in Nicaragua: Die Eawag-Forscher fanden dort Pet-Flaschen, versorgt in einem rostigen Fass ohne Boden. Die Besitzerin erklärte, das sei ihr Kühlungssystem. Täglich würde sie etwas Wasser auf den sandigen Boden träufeln, damit es verdampfe, so der Umgebung Wärme entziehe und die Flaschen kühle.

Am 24.06.2006 erhält Martin Wegelin für seine SODIS-Innovation den Schweizer Rotkreuzpreis – und 2007 den dänischen Designpreis INDEX: AWARD.

Designprodukt solar bottle

solar bottle

Mitte 2007 stellen die Designer Alberto Medo und Francisco Gomez Paz eine Weiterentwicklung unter dem Namen ‚solar bottle’ vor, die den SODIS-Effekt maximieren soll. Das 4-Liter Gefäß besteht aus einer transparenten und einer dunkel eingefärbten Hälfte, läßt sich leicht stapeln und kann mittels eines ausklappbaren Handgriffes sowohl bequem getragen als auch im richtigen Winkel zur Sonne aufgestellt werden.

Doch es gibt noch andere Initiativen mit der gleichen Zielsetzung:

Bereits 1998 erringt der 19-jährige Berliner Schüler Robert Franke den Internationalen Stockholm Junior Water Prize für die Entwicklung seines AquaKat, ein kostengünstiger, solarbetrieber photokatalytischer Durchflußreaktor zur Reinigung von schadstoffbelastetem Wasser, den er sich auch patentieren läßt.

1999 fördert die EU ein Pilotprojekt im argentinischen Wüstendorf Balde de Sur de Chucuma, bei dem eine mit Solar- und Windstrom betriebene Pumpe das Wasser fördert, welches anschließend durch eine ebenfalls solarbetriebene UV-Licht-Bestrahlung keimfrei gemacht wird. Warum also einfach, wenn es auch kompliziert geht?!

Ein ähnliches Projekt der ‚Engineers without Borders’ unter der Leitung von Prof. Bosscher in Ruanda ergänzt die zur solaren Entkeimung gedachte blau eingefärbte Flasche mit einer sehr einfachen Technik, die den Verbrauchern anzeigt, wann das Wasser heiß genug ist um es risikofrei trinken zu können. Der ‚Sensor’ besteht aus einem kleinen transparenten Stück Schlauch, dessen eines Ende mit Wachs versiegelt ist, das erst dann schmilzt, wenn die notwendige Temperatur erreicht wird.

Solarmatte auf Lehmhausdach

Solarmatte von Olsen

Bei dem Metropolis Magazine Next Generation Designwettbewerb 2008 gewinnt der Architektur-Professor Eric Olsen aus San Francisco den ersten Preis für eine einfache Methode, mit der in der 3. Welt Wasser mittels Solarenergie desinfiziert werden kann. Die Solarmatte läßt sich rollen, leicht transportieren und ist der Wasser-speichernden Struktur des Saguaro-Kaktus nachempfunden. Sie besteht aus LDPE und gummiertem Nylon und kann mit bis zu 20 Liter Wasser befüllt werden, das nach rund fünf Stunden Sonneneinstrahlung trinkbar ist.

Ein weiterer Vorschlag zur solaren Entkeimung von Wasser kommt von Haley Robinson aus dem kanadischen La Ronge, Saskatchewan. Ihr System ähnelt einem Tipi und besteht ausschließlich aus Abfallmaterialien wie Stöcken, Plastiktüten und Aluminiumfolie. Immerhin gewinnt sie damit im Mai 2007 den mit 4.000 $ dotierten ,Manning Young Canadian Innovation Award’.

Im August 2007 präsentiert der US-Blog thesietch.org eine solare Destillationsanlage für den Selbstbau, die mit einem Parabolspiegel von 2 m² funktioniert und pro Tag mindestens 4 l sauberes Wasser produziert. Die transparente Verdunstungsröhre besitzt im oberen Bereich Kühllamellen aus Aluminium, die teilweise in den Verdunstungsraum hineinreichen, über dessen Boden sich die Sammelrinnen für das abtropfende, saubere Wasser befinden.

Der Übergang von der solaren Wasseraufbereitung zur solaren Meer- oder Brackwasserentsalzung ist fließend. Ich empfehle daher, auch dort nachzuschauen, denn die meisten Unternehmen setzen aus Marketinggründen stärker auf den Begriff Entsalzung.

Solarpumpen

Das einzige Verfahren, das schon früh praktische Anwendung findet, stammt von der französischen Firma Sofretes. Diese Anlage arbeitet im Niedertemperaturbereich mit Frigen als Arbeitsmedium, wodurch als Ener­giesammler schon einfache Flachkollektoren ausreichen (Stand 1979). Anlagen, die statt dessen mit Wasser als Arbeitsmedium funktionieren, benötigen wegen dessen höherer Arbeitstemperatur stark konzentrierende und der Sonne stetig nachgeführte Sammler – was die Konstruktion um ein vielfaches komplizierter macht.

Ein noch einfacheres Modell wird 1979 von der IPAT (TU-Berlin) vorgestellt. Dabei handelt es sich um eine Vorrichtung, zu der auch eine Membranpumpe ohne gleitende Teile gehört – womit sich das System auch zur Förderung von Sand- oder schlammhaltigem Wasser eignet. Als Arbeitsmedium wird in Flachkollektoren solarbeheiztes n-Pentan eingesetzt. Es werden aber auch andere, weniger aggressive und ungiftige Verbindungen erprobt. Der Vorschlag der IPAT berücksichtigt im besonderen, daß die für das Gesamtsystem benötigten Teilkomponenten möglichst alle in den jeweiligen Anwenderregionen hergestellt werden können, und daß das technische Prinzip auch ungeschulten Menschen verständlich und einsichtig ist, damit die Anwender in der Lage sind, das System selber instand zu halten bzw. zu reparieren.

Natürlich liegt auch der Einsatz von PV-Systemen für solare Wasserpumpen nahe, weil sich die allgemeine technologische Entwicklung und Umsetzung schon seit langem auf elektrisch betriebene Tauchpumpen konzentriert. Besteht am Brunnen sogar eine Netzanbindung, dann läßt sich mit einem angebots- und bedarfsorientierten Mischprogramm eine optimale Anlagennutzung realisieren (s.u.).

In den 80ern beginnen viele Pumpenfirmen auch für den solaren Betrieb geeignete Modelle anzubieten. 1982 listet der Katalog des dänischen Unternehmens Grundfos schon 22 verschiedene Größen bis 1,5 kW auf, zu Preisen von 10.000 $ bis 15.000 $ und einer erwarteten Lebensdauer von bis zu 20 Jahren.

Ab 1987 wird am Fachbereich Maschinenbau der TU-Berlin an der Entwicklung einer einfachen Kreiselpumpe in Schweißkonstruktion gearbeitet, die für den solaren Einsatz geeignet und in den Ländern der 3. Welt selbst herstellbar ist. Wie einem Bericht der Publikation TU-International zu entnehmen ist, wird ein entsprechendes zweijähriges Kooperationsprojekt mit Ghana allerdings erst 1997 bewilligt.

1994 wirbt die deutsche Heizungsbaufirma Herrmann aus Schwerte mit der Entwicklung einer solarbetriebenen Stirlingmotor-Pumpe ‚Sunwell‘, die in Indien produziert werden soll. Schon 1986 hatte der Solarpionier Eckhard Weber mit ihrer Entwicklung begonnen, und später eine Lizenz an Herrmann vergeben, doch mit dem Konkurs der Firma endete das Projekt. Erst Jahre später wird die Pumpe von Webers eigener Sunmachine GmbH wieder selbst vermarktet (s.u. Stirling-Motor).

Das Angebot von Grundfos umfasst 2006 Solarpumpen für einen Förderstrom bis 180 m3/Tag,  Förderhöhen bis 200 m und einer Wassertemperatur bis maximal 60°C.

PV-Anlagen

In Mali wird 1978 die (nach Angaben der UNESCO) damals weltgrößte Sonnenenergieanlage in Betrieb genommen. Etwa 200 km südlich von Timbuktu in der Stadt Dire an den Ufern des Niger erzeugen 3.200 m2 Kollektorfläche etwa 80 kW Strom für die folgenden Aufgaben:

  • täglich 8.500 m3 Wasser aus dem Niger sieben Meter hoch zur Bewässerung von 15 Hektar Land hochzupumpen,
  • täglich 600 Kubikmeter Trinkwasser aus 18 m Tiefe für die Versorgung der 10.000 Einwohner von Dire hochzupumpen,
  • den Speicherraum einer landwirtschaftlichen Kooperative zu kühlen,
  • die Kooperative und ein Touristenhotel mit elektrischem Licht zu versorgen.
  • Die Kosten von einer Million Dollar werden von der französischen Regierung im Rahmen des Programmes ‚Neue Energie für die Sahel-Länder’ getragen.

    Das Sowjetische Forschungsinstitut für neuartige Stromquellen stellt Anfang der 1980er Jahre eine Solarpumpe vor, die bei voller Lichteinstrahlung pro Stunde bis zu 1,5 m3 Wasser aus einer Tiefe von 15 m fördert – betrieben von Silizium-Zellen, die auf einer 5 x 1 m großen Tafel montiert sind. Das System, das primär als Wasserschöpfwerk für Weideflächen in Trockengebieten eingesetzt werden soll, besitzt neben einer automatischen Sonnennachführung auch eine automatische Reinigungsvorrichtung, die von Zeit zu Zeit selbsttätig den leistungsmindernden Steppenstaub abkehrt.

    Auch andere Länder – alleine oder im Rahmen von internationalen Kooperation – beschäftigen sich mit der Elektrifizierung entlegener Dörfer mittels Sonnenenergie.

    Im indischen Madras arbeitet Anfang der 1980er Jahre eine 10 kW Anlage der Firma MBB, außerdem beschäftigt man sich mit der Dorfelek­trifizierung durch BMFT-Mittel. Algerien kooperiert mit dem BMZ, und der Irak hat eine intensive Zusammenarbeit mit Frankreich begonnen.

    Im Laufe der Jahre zeigt sich, daß PV-Anlagen in Entwicklungsländern aus wirtschaftlichen Gründen in erster Linie für ‚Insel-Versorgungen’ geeignet sind, also für Orte ohne Anbindung an das bestehende Stromnetz. Man betracht diesen Sektor als Marktnische mit großem Potential in der gesamten südlichen Hemisphäre.

    Ende der 1980er Jahre schätzt man, daß es weltweit etwa 6.000 PV-Solarpumpen gibt, doch nun kommen jährlich etwa 1.500 hinzu. Die EG startet ein Pilotprojekt, bei dem 1.000 Wasserpumpen in der Sahelzone eingesetzt werden.

    1990 gibt das BMFT bekannt, daß es in den vorangegangenen 16 Jahren rund 850 Mio. DM an Fördermitteln für die Nutzung erneuerbarer Energie in Ländern der 3. Welt ausgegeben hat – das sind etwa 37 % des in diesem Zeitraum für die Förderung der erneuerbaren Energie insgesamt aufgewendeten Betrags von 2,3 Mrd. DM (zwei Jahre später lauten die Zahlen aus der selben Quelle allerdings 660 Mio. und 4 Mrd. DM – !?). Mit 23 Ländern bestehen wissenschaftlich-technische Abkommen – wobei sieben davon als Schwerpunktregionen gelten: Indonesien, Brasilien, Argentinien, Mexiko, China, Indien und Ägypten. Diese Auswahl wirft einige Fragen auf, besonders wenn man dabei berücksichtigt, daß es bei den meisten Kooperationsprojekten um Einsatzbereiche der Photovoltaik handelt. Jedenfalls ist zu diesem Zeitpunkt bereits gesichert, daß PV-Wasserpumpen mit Kosten von 0,30 DM/m3 Wasser signifikant unter den Kosten einer Dieselpumpe liegen (ca. 0,40 DM/m3), und das BMFT finanziert daraufhin mit rund 26 Mio. DM eine fünfjährige Felderprobung von 120 PV-Wasserpumpen in acht Ländern der 3. Welt (Argentinien, Brasilien, China, Tunesien, Zimbabwe, Jordanien, Indonesien, Philippinen).

    Trotzdem tuckern auch heute noch, 15 Jahre später, weltweit Millionen und Abermillionen brennstoffverbrauchender Dieselpumpen…

    Ebenfalls um die Sahel-Region geht es bei einem EG-geförderten Projekt, in dessen Verlauf das federführende Comité Permanent Interétas De Lutte Contre La Secheresse Dans Le Sahel in Quagadougou, Burkina Faso, der Siemens Solar GmbH in München zum bis dato größten kommerziellen Einzelauftrag der Photovoltaik-Industrie verhalf. Er umfaßt die Lieferung, Installation und Wartung von PV-Systemen mit einer Gesamtleistung von 640 kW in Gambia, Guinea Bissau, Mauretanien, Senegal und auf den Kapverden. Im Einzelnen handelt es sich um 410 Solarpumpen, 89 Kühl-, 303 Beleuchtungs- und 33 Batterieladesysteme. Die Projektlaufzeit von vier Jahren endet 1994, doch Siemens meldet erst 1996, daß man bis dato eine Gesamtleistung von 540 kW installiert hätte.

    1991 berichtet die GTZ, daß insbesondere auf den Philippinen zwei Nutzungssysteme eine unerwartet hohe Akzeptanz gefunden haben: Solar-Batterieladestationen und Solar-Heimsysteme, die Einzelhaushalte mit einer Minimalstrommenge für Licht, Radio und Fernsehen versorgen. Ähnliche Erfahrung werden auch im Senegal gemacht.

    Um jedoch eine tatsächliche Breitenwirkung zu erzielen sind die PV-Systeme noch immer zu teuer. Das Worldwatch-Institut geht Mitte 1992 davon aus, daß die Installationskosten für eine 35 – 50 W Anlage zwischen 800 und 1.000 DM betragen – für viele Menschen der 3. Welt also völlig unerschwinglich. Dabei reicht eine derartige Anlage gerade mal dazu aus, 4 – 6 schwache Glühbirnen oder ein Radio drei bis vier Stunden lang zu betreiben. Trotzdem amortisiert sich ein derartiges System in weniger als fünf Jahren, wenn man die monatlichen 15 – 20 DM zugrunde legt, welche pro Haushalt sonst für Wegwerfbatterien und Kerosin ausgegeben werden.

    1993 wird geschätzt, daß inzwischen weltweit etwa 15.000 PV-Wasserpumpen im Einsatz sind – die Zuwachsrate beträgt jährlich zwischen 1.000 und 2.000 Stück. In diesem Jahr wird in Indonesien das weltweit bedeutendste Photovoltaikprojekt eingeleitet, bei dem in den folgenden 5 Jahren rund 1 Mio. Klein-PV-Anlagen (50 W) für Hausstrombedürfnisse an interessierte Dorfbewohner verkauft werden sollen. Langfristig sollen sogar alle 60 Mio. Bewohner des Inselstaates versorgt werden. Der Auftrag für die ersten 2.000 Systeme geht an eine deutsche Firma.

    Auf der 12. Europäischen PV-Konferenz in Amsterdam, die 1994 von der EG-Kommission veranstaltet wird, präsentiert man das Programm Power for the World, das die Installation von mehreren Millionen PV-Anlagen in aller Welt umfaßt. Zu diesem Zeitpunkt errichtet die deutsche DASA Solarpumpen im argentinischen Buschland und solargestützte TV-Relaisstationen in der Inneren Mongolei. Das Unternehmen hat ferner den Auftrag, bis 1996 vier Dörfer auf Hainan, einer Insel im Südchinesischen Meer komplett mit Solarstrom zu versorgen.

    PV-Sytem in der Mongolei

    PV-Sytem in der Mongolei

    1995 soll es weltweit bereits 157.000 Dörfer geben, die mit Solarstrom versorgt werden. In Indien geht man sogar einen Schritt weiter und beginnt 1996 mit dem Bau einer ‚Solarzone’ in der Thar-Wüste, wo neben Aufwindkraftwerken (s.d.) auch PV-Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 5.000 MW installiert werden sollen. 1997 beginnt die Solar Century Initiative mit ihren Investitionen: GAIA Kapital, eine von Rolf Gerling gegründete Venture Capital Gesellschaft beauftragt die amerikanische Firma Sun Light Power im Rahmen eines 2 Mio. $ Vertrages mit dem Aufbau eines Photovoltaik-Service in Afrika, Asien und Lateinamerika. Im Rahmen dieses Service werden die PV-Systeme nicht verkauft, sondern von Sun Light Power installiert und gegen eine monatliche Gebühr vermietet. Ende des Jahres installiert Siemens Solar in der chinesischen Provinz Shenzen ein PV-System mit 114 kW Leistung – das zu diesem Zeitpunkt zu den größten Photovoltaik-Anlagen in Asien zählt.

    Das Institut für Solare Energieversorgungstechnik (ISET) in Kassel veröffentlicht 1999 Zahlen, denen zufolge die Versorgung von weniger als 100 Haushalten pro Quadratkilometer am billigsten mittels Solartechnik gewährleistet werden kann, die auf diesem Anwendungssegment sogar preiswerter als die kleinen, dezentralen Dieselanlagen ist. Damit rechnet sich die Photovoltaik für rund 2 Mrd. Menschen, die bislang noch immer ohne Strom sind.

    Im März 1999 startet die Shell AG in Südafrika das Projekt Solar-Home-Systems, bei dem kleine PV-Anlagen Strom für 4 Lampen, ein Radio und einen Fernseher liefern. Da die Investitionskosten von ca. 1.000 DM für viele der potentiellen Kunden unerschwinglich sind, koppelte Shell den Vertrieb mit einer Art Strom-Leasing, bei der die Kunden ihre monatliche ‚Stromrechnung’ von 10 bis 15 DM im Voraus bezahlen – soviel wie sie sonst für Kerzen, Öl und Batterien ausgegeben haben. Dafür erhalten die Kunden eine Chipkarte, die ‚ihre’ Solaranlage für einen Monat freischaltet. Bis 2001 will Shell 50.000 Solar-Home Anlagen installieren. Das Unternehmen ist außerdem in der Mongolei präsent, wo ebenfalls 50.000 Anlagen installiert werden sollen, und für Brasilien rechnet man sogar mit einem Kundenstamm von 20 Mio. Menschen.

    Unter dem Motto Sonne für die Welt sammelt der gemeinnützige Verein Süd-Nord-Ost-West-Netzwerk e.V. Spenden für den Bau von ‚Weltbürger-Solaranlagen’ in Weißrußland und Indien. Das auf Initiative von Dietrich von Bodelschwingh für Tschernobyl-Umsiedler in Lehmbautechnologie gebaute Dorf Drushnaja (Freundschaft) soll ebenso Solaranlagen von Phönix (s.d.) erhalten, wie die in Indien entstandene Bewegung der ‚Unabhängigen Energieproduzenten’ DESI (Decentralised Energy Systems India).

    Die bundeseigene Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) will 2002 in Südafrika erstmals entlegene ländliche Regionen mit Solarenergie versorgen. Rund 27.000 Haushalte sollten eine Anlage erhalten, die elektrische Beleuchtung und den Betrieb kleinerer Geräte sicherstellte. Ein entsprechender Darlehensvertrag in Höhe von 15,8 Mio. € ist bereits unterzeichnet. Geplant ist außerdem, Schulen und Gesundheitsstationen in der östlichen Kapprovinz im Nordwesten des Landes mit Solarstrom zu versorgen.

    Modellvorhaben in der 3. Welt

    Da es so gut wie unmöglich ist, eine Gesamtübersicht über alle schon durchgeführten Projekte und Vorhaben zu geben, möchte ich hier einige frühe Modellfälle vorstellen. Über die großtechnische solare Entsalzung und Wiederaufbereitung von Wasser werde ich weiter unten gesondert berichten.

    Kühlhaus

    In Ägypten wird 1978 von den Firmen Dornier und Linde AG und im Auftrag der GTZ eine 30 m2 Kollektor­fläche installiert, welche die Temperatur eines an­geschlossenen Frischhalteraumes für Lebensmittel von etwa 10 m3 Volumen auf 0°C – 3°C absenkt. Als Betriebs­mittel wird das leicht siedende Ammoniak gewählt. Unter tropischer oder subtropischer Sonne läßt sich pro Quadratmeter Solarabsorberfläche täglich bis zu ei­ner Kilowattstunde in Form von Kälte gewinnen.

    Solare Ziegelbrennerei

    Das BMFT-unterstützte System, das im Sommer 1979 in Spanien versuchsweise installiert wird, ist von Prof. Knut Kauder an der Universität Dortmund entwickelt worden und soll später in Entwicklungsländern eingesetzt werden. Der 9 m hohe Brennofen besitzt sechs konkave Spiegel, die das Sonnen­licht über einen Sekundärspiegel in den Brenner hinein­leiten. Die Gesamtfläche der Spiegel beträgt nur rund 18 m2 – und es sind Temperaturen bis zu 1.000°C erreichbar, mittels derer die Ziegel gebrannt werden.

    Sonnendörfer

    In Mexiko wird Ende der 1970er Jahre das abgelegene Fischerdorf Las Barrancas ausgewählt, um als Modell für die sonnenenergetische Komplettversorgung kleinerer Ortschaften in Ländern der 3. Welt zu dienen. Der Name dieses Projekt lautet Sontlan, und die Realisation erfolgt in Zusammenarbeit zwischen dem BMFT und der mexikanischen Regierung. Die gesamte solarelektronische und elektrotechnische Ausrüstung dieses damals weltweit größten Sonnendorf-Projektes stellt die Firma AEG-Telefunken. Bereits im Dezember 1977 hatte ein Technikerteam in Begleitung von Fachleuten des BMFT das Dorf besucht – die einzige Stromquelle des 250-Seelen Ortes bildete damals ein 1 kW Generator, dessen Strom in erster Linie der Versorgung des Ortstelefons diente, mit welchem der Kontakt zur Außenwelt gehalten wurde.

    Im November 2007 meldet sich Herr Joachim Paul vom damals beteilgten Unternehmen DEBEG-Service bei mir, nachdem er festgestellt hatte, daß die einzige Erwähnung dieses frühen Projektes im gesamten Netz hier im Buch der Synergie zu finden ist. Bei ihm bedanke ich mich sehr für die folgenden Fotos. Herr Paul schickte mir auch reichlich Material, von dem ich hier etwas aus seinen persönlichen Erfahrungen zitiere:

    „Meine Aufgabe war es im Projekt Sontlan eine sichere Kommunikation im Telefon und Datenbetrieb zwischen Las Barrancas an der Pazifik-Küste und Cd. Constitucion im Landesinneren herzustellen. Ich bin dreimal dort gewesen. Es ging auch um die Frage, wie bekommen wir den Relais-Container auf den Berg. Kein Problem, sagten die Mexikaner, da nehmen wir einen Hubschrauber – und schon ist er oben. Leider hatten sie später keinen geeigneten Hubschrauber für das Gewicht. Deshalb mußte ein Weg in Serpentinen den Berg hinauf gebaut werden, was ca. ein Jahr gedauert hat.

    Zur Inbetriebnahme war von den eigentlichen Solaranlagen noch nichts zu sehen, mit der Telefon- und Datenleitung habe ich ja erst die Basis für die ganze Logistik vorbereitet. Später war ich ein drittes Mal dort, um die Techniker vor Ort in Wartung und Reparatur des Kommunikationssystems zu schulen.“

    Sontlan Solarthermie

    Sontlan Kollektorfeld
    (Helio Man-Parabolrinnen)

    Als wichtigste Neuerung wird innerhalb des Projekts ein sonnenbetriebenes Kühlhaus eingeführt, in dem die von den Einwohnern gefangenen Delikatess-Fische bis zum Weitertransport eingefroren werden. Bisher hatte der weite Weg bis zu der im Binnenland gelegenen Fischfabrik den größten Teil der Fänge verderben lassen.

    Die Sonnenfarm, die 100 kW – 200 kW leistet, liefert gleichzeitig noch ausreichend Elektrizität für Koch- und Pumpzwecke, für ein Funktelefon, ein Rundfunkgerät und einen Videorekorder. Über die in diesem Dorf ebenfalls installierte Meerwasser-Entsalzungsanlage werde ich weiter unten berichten.

    Anfang 1983 werden in Las Barrancas solartechnisch bereits 1.617 kW Strom erzeugt, mittels Parabolkollektoren wird 400°C heißes Öl für den Betrieb einer 120 kW Eismaschine bereitgestellt, und der Heißwasserbedarf der Bewohner und der Fischfabrik wird mittels konventioneller Flachkollektoren gedeckt. Die Projektkosten betragen 90 Mio. DM, die zwischen der BRD und Mexiko geteilt werden.

    Im Laufe der 1980er und 1990er Jahre entstehen ähnliche Versuchs- und Demonstrationsdörfer auch in vielen anderen Ländern der Erde. Von einer ‚flächenbrandähnlichen’ Verbreitung kann aber nicht die Rede sein – und aus einer Vor-Ort-Perspektive kann man auch leicht erkennen warum. Zum einen stammen die Ideen zu diesen Solardörfern samt der in ihnen umgesetzten Technologie fast immer aus dem Ausland. Dadurch werden sie oftmals als fremd empfunden und lassen sich nur schwer im lokalen Selbstverständnis verankern.

    Zum anderen leben die Eliten dieser Länder ausnahmslos in einem Reichtum, der alternative Energieformen als lächerlich und unnötig erscheinen läßt – während ihre Völker schließlich auch ohne diesen ‚ausländischen Krempel’ überleben… oder eben nicht. Aber daran würden dann auch ein paar Solarkollektoren kaum etwas ändern.

    Vieles ändern könnten allerdings große Anlagen, die zur Versorgungssicherheit mit Elektrizität und solar entsalztem Wasser in signifikanten Quantitäten führen können. Wobei ich an entsprechender Stelle noch auf andere technologische Möglichkeiten hinweisen werde, wie man mittels nichtfossilen Energieformen die gewünschten Mengen Süßwasser ,herstellen’ kann.

    Weitere Formen niederthermischer Solarenergienutzung

    Solararchitektur

     

    „Um zu überleben, müssen wir alle Aktivitäten an den natürlichen Rhythmus der Erde anpassen.

    Sir Norman Foster

    Die passive solare Architektur ist nicht neu, sie wird in allen Teilen der Erde schon seit Jahrtausenden angewandt. Ein Beispiel mag das antike Griechenland vor rund 2.500 Jahren geben, das damals ebenfalls in einer Energiekrise steckte. Als Lösung für das Problem des immer knapper und teurer werdende Brennholzes wurde die verglaste Südfläche mit weitüberstehendem Vorbau entwickelt. Sokrates beschrieb dies so: „In Häuser, die nach Süden blicken, dringt die Sonne im Winter durch die Vorhalle bis in die Wohnräume vor und wärmt sie. Im Sommer jedoch hält das Dach der Vorhalle die Sonne ab und spendet kühlenden Schatten.“

    Die massigen Mauern und die dicken Platten des dunklen Steinfußbodens saugten sich tagsüber mit Sonnenwärme voll und strahlten diese Nachts wieder ab – womit die ‚Speicherheizung’ erfunden war. Innerhalb nur eines Jahrzehnts setzte sich der neue Baustil bis in die fernste Kolonie durch!

    Man stelle sich daher vor, welche enorme Energieeinsparung an fossilen Brennstoffen der frühe Einsatz optimierter Solarenergiehäuser gebracht hätte! Da Gebäude in der Regel für eine Zeitspanne von 100 Jahren und mehr gebaut werden, hat das weitgehende Fehlen von Energiebewußtsein in der Architektur im 20 Jh. einen beträchtlichen Beitrag zur Umweltzerstörung durch fossile Brennstoffe geleistet.

    In unserer Zeit beschäftigt sich die Architektur schon intensiver sowohl mit der passiven also auch mit der aktiven Nutzung der Solarenergie – und es schwirren eine ganze Reihe von Begriffen herum, mit denen diese Bauten beschrieben werden: Sonnenhaus, Energiesparhaus, Passivhaus, Niedrigenergiehaus, Solarhaus, Nullenergiehaus, Plusenergiehaus, energieautarkes Haus, Energie-Überschuß-Haus, Passiv-Energie-Haus, Bio-Solar-Haus, Drei-Liter-Haus usw.

    Um die gewaltigen Einsparpotentiale bei der Raumheizung zu realisieren drückt die Bundesregierung 1977, 1984 und 1995 die Grenzwerte im Rahmen von drei Wärmeschutzverordnungen schrittweise nach oben. Insgesamt gelang es der Verordnung den deutschen Heizenergieverbrauch um ein Drittel zu senken. Im Jahr 2000 wird sie von einer neuen Energiesparverordnung abgelöst, die Mitte 2001 in Kraft tritt.

    Bereits 1958 wird in dem belgischen Ort Wavre, 20 km vor Brüssel, ein revolutionäres Energiesparhaus gebaut – lange bevor die Wichtigkeit dieses Themas ins öffentliche Bewußtsein gelangt. Bauherr Francois Massau (2002 verstorben) setzt seinen kreisrunden 130 m2 großen Bungalow auf zwei Schinenringe, so daß sich der ganze Bau mittels eines kleinen Motors im Keller um einen stabilen Kern in der Mitte drehen kann: Ein Haus, das dem Lauf der Sonne folgt. Das eckige Dach steht dabei fest auf quaderförmigen Säulen. Massau will damit seiner schwerkranken Frau helfen, die die Sonne liebt. Indem er außerdem die Mauern gut isoliert und doppelverglaste Fenster nutzt, erwärmt sich das Innere sogar in den Übergangszeiten auf 22°C – ganz ohne Heizung!

    Zu den ersten Solarhäusern gehört das 1974/1975 gebaute Kelbaugh House in Princetown, New Jersey, das über eine Trombe-Wand, eine solare Speicherwand sowie ein Gewächshaus mit außen liegendem Sonnenschutz verfügt. Später wird das Gebäude auch noch mit einer Anlage zur Brauchwassererwärmung ausgerüstet.

    Geodätischer Dom als Haus

    Geodätischer Dom als Haus

    Ein weiterer Vorreiter dieser Technologie war der amerikanische Architekt und Philosoph Richard Buckminster ‚Bucky’ Fuller, der Erfinder der Geodätischen Dome, bei denen die Außenfläche um 38 % kleiner ist als die eines quadratförmigen Gebäudes gleicher Grundfläche. Die Außenfläche der Dome besteht aus Dreiecksegmenten und ist daher besonders stabil. 1991 werden in den USA bereits 1.500 Öko-Dome verkauft – und die bretonische Firma Domespace bietet sogar eine Version an, die auf Kugellagern dem Lauf der Sonne entsprechend gedreht werden kann.

    Der als erster Architekt überhaupt 1969 für den Nobelpreis nominierte Fuller dachte aber auch in größeren Dimensionen: Einer seiner Pläne sah vor, Manhattan auf einer Kreisfläche von zwei Meilen im Durchmesser zu überkuppeln. Die Oberfläche dieser Glaskuppel – ein riesiges Solarhaus also – hätte wenig mehr als ein Prozent aller Gebäudeflächen betragen, die unter ihr Platz fanden. Dadurch wären die Energieverluste dieser Gebäude auf einen Wert reduziert worden, der nach Einschätzung Fullers den Kosten des Schneeräumens im Winter gleichkam…

    Eine besondere Würdigung erfuhr ‚Bucky’ posthum, als die US-Post eine Briefmarke herausgab, die hier unbedingt abgebildet werden muß – beinhaltet sie doch so manche futuristische Entwicklung Fullers, der im übrigen auch lange Jahre Vorsitzender von MENSA war, dem Verein all jener, deren IQ über 130 beträgt, und dessen Mitgliedschaft ich mich ebenfalls rühmen darf.

    Deshalb sollen hier auch die sogenannten Intelligenten Gebäude Erwähnung finden, da sie neben einer netzwerkartigen, elektronischen Steuerungsstruktur oftmals auch die aktive und passive Sonnenenergienutzung beinhalten. Die ‚intelligente’ Haustechnik steuert über Sensoren und Prozessoren alle Leuchten, Jalousien, Heiz- und Klimaanlagen. Schon 1992 werden im Rahmen einer Entwurfswerkstatt an der TU-Berlin an diesen Systemen der ‚wohltemperierten Architektur’ gearbeitet. Besonders mit drei neuen Technologien beschäftigt man sich dort: der passiven Klimazirkulation, der veränderbaren Gebäudehüllen (verschiebbare Fassaden) und dem photovoltaischen Glas, das sich bei Bedarf verfärben kann.

    Eine Gruppe um einen Londoner Architekten entwickelt im Windkanal ein Haus in Eiform, das seine saubere Luft aus einer Grünanlage von unten zugeführt bekommt, während die Stromlinienform des an der Spitze offenen Hauses den Luftsog zur Entlüftung unterstützt. Die zweischichtige Hülle reguliert die Wärme der Sonneneinstrahlung durch ein verzweigtes Kammersystem. 1999 bekommt ein internationales Forscherteam 1,5 Mio. DM aus EU-Mitteln, um damit eine softwaregesteuerte ‚vorausschauende Heizungsregelung’ zu entwickeln, die das kurzfristige Wettergeschehen im voraus erfassen und darauf reagieren soll.

    Haus der Zukunft in Holland

    Haus der Zukunft

    In nur neun Monaten wird 1993 in einem Vergnügungspark im südholländischen Rosmalen von Chriet Titulaer und dem Architekten des Amsterdamer Opernhauses Cees Damein der Prototyp des ‚Hauses der Zukunft’ errichtet. Man verbraucht etwa 100 km Kabel, um alle Sensoren und Manipulatoren sowie das gesamte Informationssystem des Hauses miteinander zu vernetzen.

    Allerdings muß jeder Hausbewohner oder -besucher stets einen Chipsender mit sich tragen, damit das Haus die Positionen der Menschen in seine Rechenoperationen miteinbeziehen kann. Dafür braucht man kein Toilettenpapier mehr, sondern wird auf der Toilette von hinten abgespült und mit warmer Luft trockengefönt. Solarzellen für das Elektroauto und Solarkollektoren für die heiße Dusche gibt es natürlich auch noch, ein sich automatisch öffnender, trichterförmiger Sonnenschirm fängt gleichzeitig das Regenwasser für die Toilettenspülung und den Rasensprenger auf. Kostenpunkt des Hauses: etwa 10 Mio. DM.

    Zum Bereich der passiven Solararchitektur gehören außerdem natürlich auch noch Gewächshäuser – aber auf diese bin ich weiter oben ja schon eingegangen. Ebenso wird auch das Thema der solaren Kühlung separat behandelt (s.d.).

    Bevor wir einige Sonnenhäuser nun im einzelnen betrachten, noch ein kleiner Tip für den Praktiker: Schon der einfache Glasanbau vor einer Fensterfront reduziert die benötigte Heizenergie um etwa 15 % – allerdings sollten sich stets ca. 25 % der großflächigen Verglasungen auch öffnen lassen, damit die Innentemperatur im Hochsommer nicht übermäßig ansteigen kann.

    Sonnenhäuser

    Der Begriff Sonnenhäuser wurde hauptsächlich für jene Häuser geprägt, die sowohl ihren Warmwasser- als auch ihren Heizenergiebedarf mit Sonnenenergie decken. Für das mitteleuropäische Klima galt lange Zeit, daß die diesbezüglichen Energietechnologien nur unter äußerst günstigen Umständen dazu in der Lage sind, den Gesamtwärmebedarf alleine zu decken – soll die Sache nicht unerschwinglich teuer werden.

    Wenn nun auch noch der elektrische Strom solar hergestellt werden soll, so ist an einem Zusammenschalten mit anderen Systemen (Wärmepumpen, Windräder, Wärmerückgewinnung, Methangas usw.) kaum vorbeizukommen… und die architektonische Zielprojektion ist dann auch eher das energetisch völlig autarke Haus.

    Die bisher gebauten Sonnenhäuser begannen fast alle als reine Sonnenenergienutzer, und entwickelten sich erst mit den steigenden Kosten für Primärenergieträger fossiler Natur zu den komplizierten, z.T. prozessorgesteuerten Gesamtsystemen, die Einsparungen von über 75 % der Heiz- und Energiekosten eines konventionellen Hauses ermöglichen. Allerdings verhinderten die hohen Preise dieser hochwertigen und ausgeklügelten Mehrkomponenten-Sonnenenergiesysteme anfänglich eine breitere Anwendung. Während die kleinen und einfachen Systeme schon gut auf dem Markt abgesetzt werden können, hat die Firma MBB von ihren hochgezüchteten ‚Heliotherm-Anlagen’ (s.d.) im Jahre 1977 beispielsweise nur 25 Stück verkaufen können!

    Bereits 1979 nimmt die Freiburger Stadtbau GmbH ein Solarhaus in Freiburg-Tiengen als richtungweisendes Pilotprojekt zur Sonnenenergienutzung in Betrieb. Bei dem deutsch-amerikanischen Demonstrationsprojekt kommen erstmals solare Technologie in einem Mehrfamilienhaus zum Einsatz. Getestet werden unter anderem Vakuum-Röhrenkollektoren von Philips/Stiebel Eltron und Corning Glass Works. Nach 25 Jahren funktioniert die Solarwärmeanlage – bei ununterbrochenem Betrieb – noch immer einwandfrei, mit geringem Wartungsaufwand und hoher Ausbeute: Die Solarwärme hat seitdem 65.000 Liter Heizöl eingespart. Nimmt man die Dämm-Maßnahmen hinzu, hat das Solarhaus in den vergangenen 25 Jahren bis 2004 insgesamt 274.000 Liter Heizöl weniger verbraucht als herkömmliche Gebäude aus dieser Zeit!

    Inzwischen gibt es eine allgemeine Aufschlüsselung, nach der zwischen vier Kategorien passiver Sonnenenergiesysteme unterschieden wird, welche teilweise oder auch gemeinsam bei Solarhäusern zur Anwendung gelangen. Es sind dies

    • die direkte Ausnutzung,
    • die thermische Speicherung,
    • die thermischen Pufferzonen,
    • und die Thermo-Zirkulation.

    Bei den späteren Einzelbeschreibungen werden uns diese Kategorien wieder begegnen. Die im allgemeinen bei Niedrigenergiehäusern umgesetzten Techniken lassen sich, der Gesellschaft für Rationelle Energieanwendung zufolge, so zusammenfassen:

    • Kompakte Gebäudeform
    • Besonders hohe Wärmedämmung
    • Hochgedämmte Fenster mit hoher Sonnenenergieaufnahme (passive Nutzung)
    • Temporärer Wärmeschutz der Fenster zu Nachtzeiten (gedämmte, dichtschließende Läden)
    • Minderung von Wärmebrückenverlusten durch sorgfältig ausgeführte Anschlussdetails
    • Winddichte Gebäudehülle
    • Lüftungsanlagen mit Wärmerückgewinnung
    • Schnell regelbare, anpassungsfähige Heizsysteme mit hohem Wirkungsgrad
    • Aktive Solarenergienutzung (Brauwasser/Heizungsvorlauf)
    • Transluzente Wärmedämmstoffe im Außenwand- oder Dachbereich
    • Erdkanäle zur Zufuhr von Frischluft bei tiefen Außentemperaturen
    • Wärmepumpen (Erdreich/Grundwasser/Außenluft)

    Im übrigen zeigte es sich oft als vorteilhaft Flachdächer zu bauen, da nur so eine exakte Ausrichtung der Kollektoren möglich ist.

    Die Rentabilität steigt mit sich vergrößernder Wohnfläche, im Jahre 1973 galten 300 m2 Wohnfläche allerdings noch als Minimum. Zwischen 1974 und 1977 stieg die Zahl der (einfachen) Sonnenhäuser in den Vereinigten Staaten von nur 250 auf 10.000 Stück an, die Hälfte der Bauherren wurden dabei öffentlich unterstützt. Ziel bis 1985 war es diese Zahl auf 2,5 Mio. zu erhöhen. Inzwischen erprobt man dort (wie in kleinerem Umfang zuvor schon in Jordanien und Kuwait) auch in Hochhäusern den Einsatz von solaren Heiz- und Kühlsystemen.

    Es gibt bereits eine Fülle an Material zur Solararchitektur und zu Niedrigenergiehäusern. Ich habe deshalb neben der Beschreibung einiger Vorreiter ein paar repräsentative und marktgängige Sonnenhaus-Modelle ausgewählt, auf die ich nun näher eingehen werde. Wenn man den Eigenbausektor mit einbezieht, ergibt sich selbstverständlich eine noch weit größere Varianz an Umsetzungen der passiven Solarenergienutzung.

    Sonnenhaus Aachen

    In nur 24 Stunden Bauzeit wird Anfang 1975 bei Aachen ein BMFT-gefördertes Experimentalhaus hochgezogen, Objekt eines Forschungsprogramms der PHILLIPS und der Rheinisch-Westfälische Elektrizitätswerke (RWE). Für diesen Versuch wird ganz bewußt ein ‚Haus von der Stange’ gewählt, die direkten Baukosten betragen daher auch nur 200.000 DM.

    Weit mehr, nämlich 600.000 DM, soll das Haus nun kosten, nachdem es mit Kollektoren, einer zusätzlichen 24 cm dicken Isolationsschicht, mit Wärmerückgewinnungssystemen für Abwässer und Luft, einer Erdbodenwärmepumpe, einem 42 m3 großen Wasser-Langzeitspeicher, reflektierenden Fensterscheiben, einer Klimatisierung, einer Konvektoren-Luftheizung, einem Luftkühlungssystem für die Sommermonate und schließlich noch besonderen Profilen für die Tür­ und Fensterrahmen ausgerüstet wurden ist. Ein stolzer Preis für (nur) 116 m2 Wohnfläche. Andererseits wird eine konventionelle Heizung nicht mehr gebraucht. Die Kollektoren mit ihrem witterungsabhängigen Wirkungsgrad von 20 % – 61 % haben eine Fläche von 20 m2 – und die abgebbare Energiemenge soll jährlich etwa 14 MWh betragen!

    BBC/Okal-Fertighaus

    Als der Verkauf dieser Fertighäuser 1975 beginnt, wird nur ein Brauchwasser-Kollektorsystem mitgeliefert (Solarwatt-Anlage), von dem man errechnet hatte, daß es im Sommer 85 %, während der Übergangszeit 65 % und im Winter immerhin noch 20 % des Energiebedarfs für die Warmwasserbereitung decken würde. Die Mehrkosten betragen nur 6.000 DM. Im Verlaufe der weiteren Entwicklung stellt die BBC 1976 eine Warmwasseranlage vor, die sich auch in ältere Einfamilienhäuser integrieren läßt. Weiterhin zielt man auf Anlagen zur Raumheizung und -kühlung ab, und zwar im Rahmen multivalenter Heizsysteme (d.h. im Zusammenbau mit konventionellen Heizanlagen). Das Okal-Haus des Typs 117-400, das hier als Beispiel dienen soll, wird daraufhin entsprechend folgender Spezifikationen angeboten:

    o        Wohnfläche 168,0 m2
    o        Fensterfläche 24,5 m2
    o        Jahres-Energiebedarf 24,0 MWh/a
    o        Kollektor-Anzahl 65 St.
    o        Kollektor-Fläche (ca.) 71,0 m2
    o        Solarspeicher-Volumen 8,0 m3
    o        Wärmepumpen-Heizleistung 7,0 kW
    o        Wärmepumpen-Leistungsaufnahme 1,9 kW
    o        Erdwärmespeicher-Gesamtfläche 210,0 m2
    o        Ölkessel-Heizleistung 16,5 kW

    Im Jahr 2003 entwickelt die Dresdner Firma Solarwatt besondere Solarmodule, die auch in moderne Glasfassaden und Dächer integriert werden können. Die neuen, transparenten Module sind so konstruiert, daß sie genug einfallendes Tageslicht hindurchlassen, ohne zu Leistungseinbußen zu führen. Das Konstruktionsprinzip ist einfach – anstatt einer lichtabweisenden Folie wird eine Glasscheibe an die Rückseite des Moduls montiert. Durch die Abstände zwischen den Solarzellen kann nun das Tageslicht hindurchdringen. Die Verbund-Doppelscheibe gibt den Modulen zudem eine erhebliche Stabilität. Aufgrund der rahmenlosen Konstruktion und einer Teillichtdurchlässigkeit von ca. 18 Prozent sind die Module besonders geeignet für Dachintegrationen, Verschattungsanlagen, Verglasungen, Überdachungen und Vorhangfassaden (s.u.).

    Freiburger Solarhaus

    Solarhaus Freiburg

    Solarhaus Freiburg

    Im August 1991 beginnt unter Federführung des ISE der Bau des bundesweit ersten energieautarken Solarhauses ohne jeden Anschluß an die örtliche Energieversorgung. Das Haus mit einer Wohnfläche von 145 m2, das ein Kreissegment als Grundriß hat, entsteht im Rahmen eines EG-Projektes und besitzt eine transparente Wärmedämmung, auf die ich weiter unten noch ausführlicher zu sprechen komme. Die langgestreckte Südseite korrespondiert mit einer geringen Gebäudetiefe. Installiert werden ferner automatische Rollos zur Abschattung im Hochsommer, xenongefüllte Dreischeibenfenster, ein Warmwassertank mit 1.000 l Inhalt, ein Wärmetauscher und ein spezielles Lüftungssystem. Auf dem Dach befinden sich 36 m2 Solarzellen (4,2 kW) sowie 15 m2 Solarkollektoren für den Warmwasserbedarf, die mit rückwärtigen Spiegeln einen Weltrekord für Flachkollektoren erreichen: 300°C Stillstandstemperatur. Als Heizreserve wird außerdem ein bei Solarhäusern bislang einmaliges Wasserstoff-Brennstoffzellen-System integriert, wobei der Wasserstoff über einen Elektrolyseur durch den hauseigenen Solarstrom hergestellt wird. Die thermische Nutzung der Sonnenenergie deckt etwa 90 % des Heizenergiebedarfs.

    Im Sommer 1993 wird der Bau beendet. Während man 1991 bei den Baukosten von 1,4 Mio. DM spricht, wobei das Technik-Inventar mit rund 800.000 DM zu Buche schlägt (zu ¾ aufgrund des Wasserstoff-Systems), wird 1993 schon ein Betrag von mehr als 5 Mio. DM als Gesamtkosten angegeben, von denen das BMFT 4,5 Mio. DM trägt.

    Im Winter 1994/1995 kommt das Haus ohne jeglichen zusätzlichen Einsatz von Heizenergie aus.

    Terhorst-Haus

    Drehbares Terhorst-Haus

    Terhorst-Haus

    Der Architekt Theddo Terhorst aus Rheine baut 1992 im dortigen Technologiepark ein pyramidenähnliches und 180 t schweres Solarhaus, das sich mit der Sonne dreht. Das Haus steht auf einer Betonplatte, unter der kreisrunde Schienen verlegt sind. Die Sonnennachführung erfolgt durch einen 20 W Motor im Keller des Hauses. Auf dem Dach sind 18 m2 Solarzellen  und -kollektoren installiert und an allen vier Hausecken sind Wintergärten integriert, die viel natürliches Licht und wohlige Temperaturen auch im Winter garantieren. Kostenpunkt des 153 m2 Solar-Drehhauses mit seinen vier Etagen (inkl. Keller): 550.000 DM. Das Schlafzimmer befindet sich übrigens unter der verglasten Spitze der Pyramide, wodurch man ganz im Sinne des Wortes ‚unter dem Sternenzelt’ einschlafen kann.

    1993 sind bereits vier Nachfolger geplant: in Hude/Niedersachsen, in Bielefeld und im süddeutschen Raum.

    Heliotrop Haus

    Drehbares Heliotrop-Haus

    Heliotrop-Haus

    Ein weiteres drehbares Solarhaus entsteht 1994 in Merzhausen bei Freiburg.

    Das Ökohaus mit dem Namen ‚Villa Sonnenschein’, das sogar 5- bis 6-fach mehr Strom produziert, als es zu seinem eigenen Verbrauch benötigt, dient seinem Erbauer und vielfach ausgezeichneten Öko-Architekten Rolf Disch als Wohnhaus und Werbefläche in Litfaß-Gestalt.

    Das Gebäude ist sechseckig, 22 m hoch, hat einen Durchmesser von 10,5 m, eine begrünte Dachterrasse mit Regenwasser-Sammelanlage und besitzt zu diesem Zeitpunkt mit 10 kW die größte zweiachsig sonnennachgeführte PV-Anlage Baden-Württembergs.

    Außerdem ist eine Vakuumröhren-Kollektoranlage integriert. Der Hausdreh-Motor verbraucht 120 W.

    Angeboten wird das 240 m2 Helitrop-Haus für gute 750.000 DM, der Prototyp hat allerdings 4 Mio. DM gekostet und wurde durch einen Millionenkredit der Ökobank finanziert.

    Ein zweites Heliotrop-Haus wird in Offenburg-Elgersweiler gebaut und als Informationszentrum für Energie und Umweltschutz genutzt. Von Rolf Disch stammen übrigens auch die ‚Övolution’-Konzepte (s.u.).

    Biohaus


    Unter dem Motto „Wir zeigen, was möglich ist!“ entwickelt der Bauherr Willi Ernst zusammen mit dem Architekten Franz-Josef Huxol ein innovatives Gesamtkonzept. Mit ihrem im November 2004 bezogenen Neubau setzt die Biohaus PV Handels GmbH ein Zeichen in Sachen nachhaltiges Bauen, denn das Nullenergie-Bürogebäude im Paderborner ‚ÖkoPark Dören’ denn es integriert eine Solarstrom-Fassade mit Modulen namhafter Hersteller, ein Solardach in Dünnschicht-Technik, nachgeführte Module und Vakuum-Röhrenkollektoren. Biohaus nutzt das Gebäude zugleich als Solar-Info-Zentrum für Schulungen und Veranstaltungen im professionellen aber auch energiepolitischen Umfeld.

    An und auf dem Biohaus-Gebäude sind diverse Photovoltaik-Teilanlagen installiert: Das Solardach mit einer Leistung von 0,62 kW, eine nachgeführte Solarstromanlage mit 2,28 kW, ein dachparalleles Modulfeld mit 2,16 kW sowie die Solarfassade mit 3,33 kW. Hier sind elegante und effektive SunPower-Solarzellen, transparente Zellen der Sunways AG und die 8-Zoll-Hochleistungsphotovoltaikzelle der Q-Cells AG in trauter Eintracht, aber ästhetisch gegeneinander abgesetzt, integriert.

    Das Gebäude hat eine Solar-Doppelfassade, durch die ein natürlicher Energieeintrag in das Gebäude sichergestellt ist. Die dem Gebäude vorgesetzte Fassade wirkt hinsichtlich der Wärme- und Lüftungssteuerung als „maurisches Kühlungssystem“, das in mediterranen Regionen häufig anzutreffen ist. In die Fassade integriertes, hoch transparentes Glas optimiert die Energiebilanz, so dass auf Passivfenster verzichtet werden konnte. Die auf einem Erdreich-Sole-Wärmetauscher basierende Hauslüftung ergänzt das innovative Gesamtkonzept und erlaubt den Verzicht auf eine aktive Klimaanlage. Die Solarwärme wird von 4,4 m² Paradigma-Röhrenkollektoren geliefert.

    Energetikhaus100

    Energetikhaus 100

    Energetikhaus100

    Am 10. September 2005 stellen drei sächsische Firmen in Freiberg das ‚Energetikhaus100’ vor, bei dem die Sonne auch im Winter mindestens 90 % der Energie für Warmwasser und Heizung liefert und das mit Unterstützung der Technischen Universität Bergakademie Freiberg entwickelt wurde. Das Gesamtkonzept, dessen geistiger Vater Prof. Timo Leukefeld ist, stammt von dem Bauunternehmen Fasa AG, langjährig erfahren im Bau von Solarhäusern und bei der denkmalgerechten Altbausanierung, und kombiniert mehrere Möglichkeiten, die Sonnenwärme zu nutzen. So sind die optimale Dachform sowie die Ausrichtung und Plazierung der Fenster genau berechnet. Das Solardach und die dazugehörigen Speicher plant und installiert die Freiberger Firma Soli fer Solardach GmbH. Flachs als Dämmstoff senkt Wärmeverluste. Bei den Ziegeln des Ziegelwerks Freital Eder sorgen Mikroporen und ein spezielles Lochbild für gute Dämmeigenschaften der 36 cm dicken Außenwände.

    Das ‚Energetikhaus 100’ hat in seiner Basisversion auf zwei Etagen rund 130 Quadratmeter Wohnfläche. Kern des Ganzen ist ein Warmwasser-Pufferspeicher mit 28 m3 Inhalt – der in der zentralen Achse des Gebäudes untergebracht ist. Am Eigenheimstandort ‚Talblick’ in Berthelsdorf bei Freiberg in Sachsen und unter Anwesenheit des sächsischen Umweltministers Stanislaw Tillich erfolgt am 27. April 2006 die feierliche Einweihung des ersten ‚Energetikhaus100’.

    Hier wird die Energie für Heizung und Warmwasser zu 95 % von der Sonne geliefert, der Rest kommt von einem Holz-Kaminofen. Hierfür ist das Dach steil nach Süden ausgerichtet (70°) und mit 69 m2 Kollektorfläche bestückt. Herzstück des Gebäudes ist wiederum der 8,50 m hohe saisonale Langzeit-Solarspeicher, der über drei Etagen reicht. In dieser Ausstattung und Größe kostet das Energetikhaus100 schlüsselfertig 210.000 €.

    In Vorwegnahme der weiteren Berichterstattung über Solarhäuser möchte ich an dieser Stelle ein weiteres ‚Kind’ von Prof. Leukefeld vorstellen, das im Mai 2011 in Lehrte/Hannover eingeweiht wird.

    Das energieautarke Haus, Ergebnis einer 2009 und 2010 erfolgten Kooperation zwischen den drei Firmen HELMA Eigenheimbau AG aus Lehrte, Soli fer Solardach GmbH aus Freiberg und SunStrom GmbH aus Dresden, gilt als das erste bezahlbare energieautarke Haus Deutschlands bzw. Europas.

    Es ist mit einem 9,3 m3 Langzeitwärmespeicher (Wasser) und 46 m² Kollektorfläche ausgestattet. Aufgrund des selbst erzeugten Stroms (Photovoltaik + Batteriespeicher), braucht das Haus im Prinzip keinen Stromnetzanschluß mehr und kann darüber hinaus das Elektroauto der Familie mit selbst erzeugtem Strom laden. Zusätzlicher Wärmebedarf wird ein Stückholz-Brenner eingesetzt. Mit seinen zirka 162 m2 Wohnfläche wird das energieautarke Haus schlüsselfertig 363.000 € kosten.

    Solarhäuser und solare Bauelemente (1977 – 1996)

    Neben den oben vorgestellten Modellhäusern gibt es noch viele andere, wie z.B. ein Modellhaus in Walldorf bei Heidelberg, bei dem eine Reduzierung des jährlichen Heizölbedarfs um bis zu 75 % erreicht wird – oder ab 1977 das Sonnenhaus der Stuttgarter Energieversorgung Schwaben AG (EVS) mit seinen 1.100 m2 Wohnfläche, das 1980 schon über zwei Winter ohne zusätzlichen Energieeinsatz bewohnt wird. Zwar besitzt das Haus einen großen Erd-Wasser-Speicher für die Wärmeenergie – aber rentabel ist es als Einzelprodukt noch nicht. Preisvorteile ergeben sich erst bei einer Serienproduktion.

    Schon 1978 beginnt in Freiburg ein Parallelversuch mit einem gleichgearteten Experiment in Fort Collins/USA. Die Er­fahrungen an dem gemeinsamen Versuchsobjekt – es ist ein 12-Familien Haus – können so auch auf andere klimatische Verhältnisse hin extrapoliert werden. Die Sonnenenergie soll der Warmwasserbereitung und Teilraumbeheizung dienen, es sind bei den Versuchen zwei jeweils 30 Quadratmeter große Kollektorflächen im Einsatz.

    Und daß es selbst unter harten klimatischen Bedingungen möglich ist, Solarhäuser dauerhaft zu bewohnen, beweist der amerikanische Architekt Karel Green. Abgesehen von einem nur gelegentlich benötigten elektrischen 1 kW Heizofen wird der gesamte Wärmebedarf seines Hauses alleine von der Sonne gedeckt. Immerhin bekommt Green vom US-Energieministerium eine Unterstützung von knapp 50.000 $ – schließlich steht sein Haus am Polarkreis in Alaska.

    Zwischen 1979 und 1985 (vier Bauabschnitte, insgesamt 118 Wohneinheiten) wird im Salzburger Alpenvorland die erste österreichische Thermosolaranlage im Mehrfamilienhausbau errichtet. Die Wohnanlage Neumarkt II wird im Volksmund seit ihrer Errichtung übrigens ‚Neu-Jerusalem’ bezeichnet (Dank an Herrn Alois G. Auinger).

    Der Architekt Thomas Herzog baut in München ein futuristisch wirkendes Solarhaus mit dreieckigem Querschnitt, das neben Solarzellen von AEG auch thermische Kollektoren und eine passive Ausnutzung miteinander verbindet.

    Das MIT stellt 1982 einen ‚Kristall-Pavillon’ vor, dessen Doppelglasscheiben mit dem Edelgas Argon gefüllt und teilweise mit einem Kupfer/Zinn-Film bedampft waren. Dem Fußboden werden wärmespeichernde Salze zugesetzt. Sogar ohne jede zusätzliche Heizung kann das Glashaus auf dem Campus stets 7°C über der Umgebungstemperatur gehalten werden, selbst bei verhangenem Himmel.

    1983 veröffentlicht die Kölner Arbeitsgemeinschaft Glas im Bau eine Informationsschrift über die Trombe-Wand. Felix Trombe (der Erbauer des Odeillo-Solarofens) macht sich die Wirkung zunutze, daß Glas sozusagen eine Lichtwärmefalle bildet – was bereits schon Senea und Pilinius vor ihm beschrieben hatten. Doch Trombe erreichte mit seiner Wandverglasung zuvor nicht erzielte Werte: Eine verglaste Südseite kann bei guter Restisolation bis zu 20°C höhere Temperaturen erbringen als die Außentemperatur. In Schweden wird daraufhin sogar ein ganzes Holz-Blockhaus unter Glas gesetzt. Ein Kiesbett unter dem Haus wirkt dabei als Wärmespeicher.

    1990 wird das energiesparende Schichtfenster vorgestellt, das aus drei Glasscheiben mit zwischenliegender Edelgasfüllung (Argon) besteht, wobei sich (von Außen nach Innen) zuerst ein einfaches Glas, dann ein silberbeschichtetes und anschließend ein getöntes Glas in dem Fensterrahmen befinden. Diese Konstruktion gilt als Wärmefalle, da sie in hohem Maße Sonnenlicht absorbieren und in Wärme umwandeln kann. Als Schutz vor Überheizung im Sommer kann das gesamte Fenster – wie eine Drehtür – um 180° geschwenkt werden, woraufhin die grünlich schimmernde, wärmespeichernde Glasschicht nach außen weist (Moderne Häuser in Schweden haben sogar schon Fenster mit einer Vierfach-Verglasung).

    Zu diesem Zeitpunkt werden auch die ersten silberbedampften Isolierfenster vorgestellt, die wie eine Strahlenschleuse wirken. Während das kurzwellige Sonnenlicht die 60 – 80 Atomlagen dicke Schicht ungehindert durchdringen kann, wird die längerwellige Infrarotstrahlung aus dem Rauminneren weitgehend reflektiert. Im Gegensatz zu diesen sehr empfindlichen und teuren Scheiben hat der britische Glashersteller Pilkington eine Veredelungstechnik mit einer Zinkoxidschicht entwickelt, die bei 700°C direkt in das Glas eingebrannt wird und dadurch wesentlich kostengünstiger ist. Neben den Argongas-Füllungen wird in den USA auch mit Krypton experimentiert, das allerdings im Verhältnis ungemein teurer ist (2,5 DM/l im Vergleich zu 0,5 Pfennig/l). Die deutsche Firma Installa hat mit dem Toptherm-Fenster ein System aus vier durchsichtigen und einer metallbeschichteten Folie entwickelt, bei dem die erwärmte Luft über ein integriertes Lüftungssystem in den Wohnraum geblasen wird.

    Transparentes Isolationsmaterial

    Transparente Isolation

    Ebenfalls 1990 schließen sich in Nordrhein-Westfalen Wissenschaftler und Unternehmer zu einer Arbeitsgemeinschaft Solar zusammen, um die Solarenergie stärker in Architektur und Stadtplanung zu integrieren. Inzwischen gibt es weltweit mehr und mehr Solarhäuser unterschiedlichster Bauart – und falls die angekündigten transparenten Isolations-Bausteine auf den Markt kommen, wird sich ihre Zahl noch weiter erhöhen. Diese lichtdurchlässigen Dämmstoffe (Transparent Insulation Materials = TIM) wurden bereits 1988 vom Freiburger Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) vorgestellt, sie sind nicht nur in der Lage, die Wärme zu dämmen, sondern sie sogar ins Hausinnere zu transportieren. Das Material besteht aus mehrschichtigen Folien mit luftgefüllten Waben, da stehende Luft ja eine der besten Wärmeisolationen bildet, die es gibt. TIMs lassen sich natürlich auch zur Abdeckung von Sonnenkollektoren nutzen, die dadurch Wirkungsgrade von Vakuumkollektoren erreichen – aber erheblich billiger sind.

    Die transparente Wärmedämmung (TWD) ist eines der herausragenden Themen Anfang der 1990er, später verschwindet diese Technik aber wieder aus den Schlagzeilen, möglicherweise aufgrund der hohen Kosten. Bei einem der ersten Versuche an einem sanierten Acht-Familien-Haus der kommunalen Freiburger Wohnungsbaugesellschaft aus den 1950er Jahren, dessen Gesamtkosten von 1,1 Mio. DM zu etwa 80 % vom BMFT gefördert werden, reduziert sich der Heizbedarf mittels dieser Methode allerdings um beachtliche 80 %. Dabei werden an den südost- und südwestorientierten Fassaden 120 m2 Außenfläche erst mit Absorberfarbe dunkel angestrichen, anschließend das TWD-Material installiert und abschließend Glasscheiben als Wetterschutz davor gesetzt. Ergänzt wird der Versuch mit 10 cm dicken Dämmschichten an den Nordwest- und Nordostfassaden sowie effiziente Wärmeschutzsysteme an den Fenstern (Wärmeschutzrollo).

    Transparente Wärmedämmung an Hausfassade

    Transparente Wärmedämmung

    1991 starten Forscher des ISE zusammen mit Kollegen der IfE Leipzig GmbH mit einem BMFT-geförderten Pilotprojekt, bei dem ein Leipziger Schulgebäude unter Einsatz der TWD-Technik saniert wurde. Die fast 90 m lange Südfassade des vierstöckigen Gebäudes bekam eine TWD-Fläche von mehr als 300 m2 und völlig neue Fenster – außerdem wurden in den Schulräumen mehr als 100 Meßstellen integriert, um über zwei Jahre lang das energetische Verhalten des ganzen Bauwerks zu prüfen. Zu diesem Zeitpunkt gibt es in den neuen Bundesländern etwa 1.500 Schulgebäude mit der exakt gleichen Bauausführung.

    Das offiziell erste Passivhaus Deutschlands entsteht 1991 in Darmstadt.

    Ende 1992 beginnt in Donaueschingen der Bau von 9 zweistöckigen Erdhügelhäusern. Diese halbrunden Niedrigenergiegebäude werden mit Erde überdeckt, was zu einer hohen Isolationswirkung führt. Eine ähnliche Technik, wenn auch wesentlich ästhetischer, nutzt der Schweizer Architekt Peter Vetsch in Dietikon, dessen Häuser mit bis zu einem Meter Erde bedeckt sind und den Bewohnern ein besonderes Gefühl der Geborgenheit vermitteln.

    Unter dem Namen ÖKOTEC 3 wird im Oktober 1993 die in Berlin erste PV-Solarfassade (300 m2, 6 kW) eingeweiht. Das Haus besitzt ferner Solarkollektoren auf dem Dach und eine Regenwassersammelanlage. Die Hälfte der 228.000 DM Baukosten für die Fassade trägt das BMFT. Etwa zur gleichen Zeit beginnt der Bielefelder Fenster- und Fassadenhersteller Schüco International mit einer großen Werbekampagne für seine Synergie-Fassaden mit den integrierten Solarzellen aus der Produktion der Deutschen Aerospace.

    Die weltweit erste Fassade dieser Art wurde bereits 1991 am Verwaltungsgebäude der Stadtwerke Aachen installiert. Der Kunde kann hier übrigens zwischen monokristallinen, polykristallinen oder amorphen Zellen auswählen, die Mehrkosten gegenüber vergleichbaren Fassadenelementen ohne Solarzellen betragen zwischen 2.000 DM und 3.500 DM pro m2. 1994 rüstet Schüko eine Fassade des Bayerischen Umweltministeriums sowie die Erweiterung des firmeneigenen Verwaltungsbaus in Bielefeld mit Synergie-Fassaden aus. Weitere Mitspieler auf diesem neuen Marktsegment sind die Kölner Flachglas Solartechnik (Flagsol) mit einem Endpreis zwischen 3.000 und 3.500 DM/m2 sowie die Münchner Firma Siemens Solar. Deren Tochter Nukem GmbH prägt das Motto „Strom statt Marmor“ und rüstet den Verwaltungsneubau der Krefelder Firma Erbslöh mit ihren neuartigen MIS-Inversionsschicht-Solarzellen aus.

    Im Rahmen der THERMIE-Projekte der EU lanciert 1993 eine Gruppe aus Beraterfirmen und Ministerien das European Housing Ecology Network, das anschließend in sieben EU-Mitgliedsstaaten insgesamt 11 Neubau-Demonstrationsvorhaben durchführt, bei denen energiesparende Systeme und Solarenergie eingesetzt werden. 1996 folgt das European Green Cities Projekt, bei dem neue energiesparende Lösungen für die nachträgliche Ausstattung bestehender Gebäude sowie innovative Neubaukonzepte erprobt werden – an rund 30.000 Häusern in 11 europäischen Städten.

    Bereits Anfang 1994 nimmt die Fachhochschule Gelsenkirchen die neuen Solarfenster der Firma Flachglas AG in Betrieb. Die vier Fenster mit einer Gesamtfläche von 6,5 m2 liefern jährlich etwa 450 kWh elektrische Leistung, gekostet haben sie 14.000 DM. Im Rahmen des Projektes werden die Fenster mit Solarmodulen verglichen, die auf dem Dach des FH-Gebäudes, das speziell der Energie- und Solartechnik gewidmet ist, installiert sind.

    Spiegelhalter-Haus

    Spiegelhalter-Haus

    Der Architekt Jürgen Hornemann aus Münster entwickelt 1994 unter dem Namen Solar Diamant ein besonders gut isoliertes Haus, dessen Fundament auf einer 10 cm dicken Schicht aus PUR-Schaum ruht. Das 45° geneigte Satteldach besitzt Solarzellen und -kollektoren, Kalksteinelemente speichern die Solarenergie und eine Lüftungsanlage mit integriertem Wärmetauscher reduziert die Energieverluste auf ein Maß, daß das Haus im Grunde ohne Fremdenergie auskommen kann. 1996 kann man das Haus aus dem münsterländischen Wettringen für rund 850.000 DM bestellen, es hat eine Wohnfläche von knapp 200 m2.

    Als ‚Architektur-Skulptur’ bezeichnet der Freiburger Architekt Thomas Spiegelhalter sein Energiesparhaus, das er um eine altes Kieswerk herum gebaut hat. Von oben soll es wie ein landendes Insekt aussehen, mit Strom und Wärme wird es durch ein ausgeklügeltes Sonnenenergiesystem versorgt.

    Der Raumfahrtingenieur und Solar-Technik-Unternehmer Hans-Joachim Reuther baut 1994/1995 ein energieautonomes Einfamilienhaus in Illmensee, Baden-Württemberg. Neben der PV-Anlage gibt es noch einen kleinen Windlader, das Haus ist selbstverständlich hochwärmegedämmt, besitzt eine kontrollierte Lüftung mit Wärmerückgewinnung sowie ein kleines Rapsöl-BHKW.

    Basis dieser Entwicklung ist das BMFT-geförderte Forschungsprojekt Niedrigenergiehäuser in Heidenheim, das vom Fraunhofer Institut für Bauphysik in Stuttgart wissenschaftlich begleitet wurde und nach einem Entwurf von Rolf Disch an einem Haus in Holztafelbauweise umgesetzt wurde. Der Hersteller WeberHaus baut – wie auch einige andere Fertigbaufirmen – schon seit Jahren ausschließlich Niedrigenergiehäuser. Im vorliegenden Fall werden diese auf Wunsch auch mit Vakuumkollektoren ausgestattet, sie haben eine Wohnfläche von etwa 150 m2, und die Regenwassernutzungsanlage gehört bereits zum Standard.

    Von den Marketingexperten wird für dieses erste serienmäßige Null-Heizenergie-Haus der Name Övolutionshaus plus erfunden. Das Haus wird ab 1997 angeboten und kostet rund 600.000 DM. Eine abgespeckte Version ohne PV-Anlage gibt es unter dem Titel Övolutionshaus schlüsselfertig bereits für 458.000 DM. Hier beträgt die Wohnfläche 130 m2, und Haus hat eine Solarkollektor-Anlage mit 380 l Kombispeicher. 1989 erhält das Övolutionshaus die ‚Goldene DM’ als Produkt des Jahres.

    Das europaweit größte Niedrigenergiehaus entsteht 1995 in Wien-Leopoldstadt, es besteht aus 333 Wohnungen in zwei gegenüberliegenden Gebäudeteilen von 8 und 9 Stockwerken und besitzt u.a. ein Sonnendach mit Schwimmbad – obwohl es ein Projekt des sozialen Wohnungsbaus ist. Diese von dem Architekten Harry Glück entworfene Wohnanlage Wien-Süd besitzt eine kompakte, energiesparende Gebäudeform, Wärmeschutzfenster und ein Wärmerückgewinnungssystem, mit dem das Brauchwasser erwärmt wird. Auch hier wurden – in Kooperation mit dem Fraunhofer-Institut für Bauphysik – insgesamt 500 Meßfühler im ganzen Komplex verteilt, die im 10-Minuten-Rhythmus 13 verschiedene Parameter registrieren. Auf die TWD-Technik wurde allerdings verzichtet, da die neuen Isolierglas-Fenster „mehr bringen“ und man im Sommer nur vor den Fenstern einen wirksamen Sonnenschutz anbringen muß – und nicht vor der gesamten TDW-Fassade.

    Auch in Deutschland werden um diese Zeit die ersten Niedrigenergiehäuser im sozialen Wohnungsbau errichtet: in Hamburg eine Siedlung mit 22, und in München ein Hochhaus mit 79 Wohnungen sowie einem Kindergarten. In Berlin und Münster werden Einfamilienhäuser mit 20 t Wasserspeichern gebaut, die der saisonalen Wärmeversorgung dienen.

    Zu den neuen Technologien zählt auch eine ‚intelligente Fensterscheibe’, die 1995 von Chemikern der BASF entwickelt wird. Zwischen zwei Glasplatten befindet sich ein Gel aus Wasser und zwei Polymeren, das sich bei Erwärmung selbständig eintrübt und damit vor übermäßiger Sonneneinstrahlung schützt. Ein Polymer bildet dabei ein schwammähnliches Netzwerk, das große Mengen Wasser aufnehmen kann. In dieses Hydrogel eingebettet ist ein zweiter Kunststoff. Ab einer bestimmten Temperatur fallen feine Körnchen aus und trüben das Glas. Bei Abkühlung wird die Scheibe wieder klar. Die Umschalttemperatur kann exakt eingestellt werden. Bis zur Marktreife rechnet man mit etwa fünf Jahren, dann kommen weltweit etwa 140 Mio. m2 Glasfläche als Einsatzort in Frage.

    An dem Projekt, möglichst viel Tageslicht blendfrei in die Räume zu leiten, arbeitet seit Anfang 1995 eine Arbeitsgruppe der TU-Berlin, die vom BMFT mit 1,5 Mio. DM gefördert wird. Dabei geht es um herkömmliche Lamellen-Jalousien, die allerdings modifiziert werden: Zum einen sind die Lamellen im oberen Drittel um 30° versetzt angeordnet, so daß sie auch bei sonst geschlossener Jalousie offen bleiben und das Licht an die Zimmerdecke oder in die Tiefe des Raumes hinein reflektieren. Weiterhin kann ein separater Stellmotor für die oberen Lamellen integriert werden – sowie zwei unterschiedliche Beschichtungen bei den unteren Lamellen, eine für den Sommer und eine für den Winter. Letztere ist matt und dunkel und wandelt das einfallende Licht in Wärme. Außerdem ist das ganze sensorgesteuert und folgt dem wechselnden Lichtangebot des Tages. Eine weitere Variante sind Prismen oder Spiegel-Raster, die in Plexiglas-Lamellen eingebettet sind. Sie trennen die verschiedenen Arten des Sonnenlichts: Im Sommer wird die warme Strahlung zurückgeworfen, und nach innen gelangt nur das ‚kalte’ Streulicht. Ohne Elektronik funktionieren feststehende Lamellen zwischen den Scheiben eines doppelt verglasten Fensters. Sie sind so angeordnet, daß sie das Licht je nach Einfallswinkel der Sonne reflektieren oder in den Raum lenken. An der letztgenannten Lamellentechnik, also Spiegellamellen innerhalb von Isoliergläsern, wird bereits seit 1986 gearbeitet, ein wichtiger Hersteller ist die Firma Okalux bei Würzburg, die jährlich zwischen 15.00 m2 und 20.000 m2 Systemglas fertigt.

    Im März 1996 findet in Berlin der bereits 4. Europäische Kongreß für Solarenergie in Architektur und Stadtplanung statt. Die Zielsetzung eines raschen und grundlegenden Umdenkens wird in einer Europäischen Charta für Solarenergie in Architektur und Stadtplanung festgehalten.

    Im April 1996 stellt die Firma Sto ein neues, kostengünstiges TWD-System vor, das eine Marktchance hat. Dabei wird auf das massive Mauerwerk ein konventionelles Wärmedämm-Verbundsystem (WDVS) aus Polystyrol oder Steinwolle-Basis aufgebracht, wobei definierte Teile der Wandfläche ausgespart werden. Diese Lücken werden dann mit einem dunklen Absorber beschichtet, dessen Klebefähigkeit gleichzeitig auch die TWD-Fassadenelemente aus lichtdurchlässigem Polycarbonat (PC) in Kapillarstruktur in Position hält. Die äußere transparente Abdeckung besteht aus Glasputz. Der komplette Systemaufbau wird fabrikseitig vorproduziert, die maximal möglichen Temperaturen im Absorber liegen bei ca. 70°C. Das StoSolar Fassadenelement ist in Abhängigkeit von der Dämmstärke ab einem Preis von 385 DM/m2 erhältlich, zuzüglich zu den Kosten für Solarabsorber (Kleber) und Einbau. Die Sto Ag erhält in diesem Jahr den Innovationspreis der deutschen Wirtschaft. Für die sechsjährige Entwicklung seit der Patentierung hatte das Unternehmen rund 3,2 Mio. DM ausgegeben, von denen 1,35 Mio. DM Fördermittel des BMFT waren.

    Das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme stellt ebenfalls 1996 die neue Technologie der thermotropen Schichten vor: Diese Kunststoffolien verlieren bei Erwärmung ihre Lichtdurchlässigkeit und werden bei Abkühlung wieder klar.

    Solarhäuser und solare Bauelemente (1997 – heute)

    Im März 1997 weiht die Gemeinnützige Siedlungs- und Wohnungsbaugesellschaft Berlin (GSW) ein Einfamilienhaus in Berlin-Spandau ein, das seine Heizenergie vollständig von der Sonne bezieht. Das vom Berliner Institut für Bau-, Umwelt- und Solarforschung (IBUS), dem Berliner Architekturbüro Ibus und dem Stuttgarter Fraunhofer-Institut für Bauphysik gemeinsam konzipierte Ultra-Haus ist einer der beiden deutschen Projektbeiträgen des ‚Solar Heating and Cooling Program’ der Internationalen Energie Agentur (IAE). Das stark gedämmte zweieinhalb geschossige Reihenmittelhaus hat eine Wohnfläche von 150 m2 und besitzt eine großflächige Südfassade mit Xennon-gefüllter Drei-Scheiben-Verglasung, in die ein 54 m2 großes Solarkollektorfeld integriert ist. Das Haus besitzt ein Lüftungssystem mit Wärmerückgewinnung, außerdem gibt es einen Langzeit-Warmwasserspeicher mit 20.000 l Inhalt, dessen Wassertemperatur zu Beginn der Heizperiode 90°C – 95°C beträgt und auch im Laufe des Winters nie auf Werte unterhalb von 45°C absinkt.

    Dieser zylindrische Langzeitspeicher bildet den Kern des Wendeltreppenhauses, womit die trotz einer 30 cm Dämmung auftretenden Verluste den zu beheizenden Räumen zugute kommen. In diesem Haus sind 100 Meßsonden installiert, auch die Öffnungszeiten aller Fenster und Türen werden registriert und zur Auswertung an das Fraunhofer-Institut für Bauphysik weitergeleitet, dem die wissenschaftliche Begleitung des Projektes obliegt.  Die Mehraufwendungen im Vergleich zu einem ‚normalen’ Haus betragen bis zu 200.000 DM, was zum Großteil dem Heizwasserpufferspeicher und dem aufwendigen Regel- und Leitungssystem zu verdanken ist.

    1997 kommen auch die ersten Solar-Dachziegel auf den Markt – eine Idee, die Bernd Melchior in seinem Unternehmen bmc Solar Industrie GmbH bereits in den 1980er Jahren hatte. Die inzwischen serienreif entwickelten PV-Ziegel werden nun von den Ziegelwerken Gebr. Laumanns in nordhessischen Brüggen hergestellt, wobei jede Dachziegel Träger von Modulen mit je drei Solarzellen ist. Da diese nur mit einem speziellen Klemm-Mechanismus eingeklinkt werden, können die Dachziegel auch problemlos erst nach der Verlegung damit ausgerüstet werden. Ein Jahr später steigen auch die Österreichischen Ziegelwerke J. G. Wolf KG in die Produktion ein.

    Die Berliner Atlantis-Energie-Systeme AG stellt ihrerseits eine Solarschindel vor, die aus einer herkömmlichen Faserzementplatte mit aufmontiertem Solarmodul besteht. Die Schindel ist so standardisiert, daß sich die Stromerzeugungsfläche bei Bedarf jederzeit vergrößern läßt. Die Solarzellen sind in einen hochstabilen, elastischen Kunststoff zwischen einem gehärteten Spezialglas und einer rückwärtigen, mehrfach beschichteten Aluminiumfolie eingebettet. Eine Modellanlage aus zwei Plattenreichen entsteht auf dem Dach des Gemeindehauses in dem später (aufgrund des Tagebaus) verschobenen Horno, östlich von Berlin.

    Solare Glasdachziegel von Kyocera

    Solare Glasdachziegel (Kyocera)

    Eine große Konkurrenz für die zwei genannten deutschen Entwicklungen bilden die Glasdachziegel der japanischen Firma Sanyo, die von dem Unternehmen Kyocera hergestellt werden. Die Zellen bestehen aus amorphem Silizium und sehen wesentlich besser aus als die deutschen Schindeln.

    Mitte August 1997 startet der Bundesverband Deutscher Fertigbau (BDF) eine zweijährige, große bundesweite Sonnenenergie-Initiative mit dem Namen 10.000 Solardächer Initiative. Damit wollen die 33 Mitglieder, die Erfahrungen mit zusammen über 500.000 Häusern haben, erreichen, daß Brauchwasser-Solaranlagen auf deutschen Hausdächern zum Standard werden. Man errechnet, daß zu diesem Zeitpunkt erst 7 % aller Fertighäuser eine Solaranlage besitzen.

    1998 entsteht das erste Bio-Solar-Haus des Konstrukteurs Klaus Becher in Brandenburg. Bundesweit gibt es bereits 20 dieser Häuser aus Holz, Glas und einem Stahlskelett, die einem kielobenliegenden gläsernen Wikingerschiff ähneln. Der Quadratmeterpreis für ein schlüsselfertiges Haus beträgt 2.400 DM.

    In Leipzig baut das Ingenieurbüro Naumann und Stahr für 400.000 DM eine völlig wärmebrückenfreies 190 m2 Haus aus Holz-Bauelementen – ausgerüstet mit Solaranlage, Lüftungssystem und Regenwassersammelanlage. Und im Juni findet in Bonn die 5. Europäische Konferenz für Solares Bauen – Solarenergie in Architektur und Stadtplanung statt, mit 160 Vorträgen und Präsentationen.

    Im Oktober 1998 untersucht das ISE zusammen mit der EnBW Badenwerk AG Kompaktheizgeräte, die in der Größe von Kühlschrankkombinationen mittels Wärmepumpen (s.d.) Neuenburger Passivhäuser bei Freiburg beheizen werden, wobei sie die Wärme ausschließlich aus der verbrauchten Abluft beziehen. Zusammen mit einer Solaranlage decken die Geräte fast die Hälfte des im Jahreslauf anfallenden Wärmebedarfs.

    Ebenfalls 1998 wird vom Kölner Institut für Licht- und Bautechnik (ILB) ein neuartiges, transparentes Sonnenschutz- und Verschattungssystem für Gebäude vorgestellt, das aus Hologrammzellen besteht und bereits sechs Jahre Forschungsarbeit hinter sich hat. Ein zwischen zwei Glasscheiben eingebetteter holographischer Film blendet, ähnlich wie Spiegel oder Prismen, das direkte Sonnenlicht aus, bleibt aber für Licht aus anderen Richtungen durchlässig. Die dem Sonnenlauf nachgeführten Elemente sorgen im Gebäudeinneren für gleichmäßigen Lichteinfall und sparen Energie. Das erste damit ausgestattete Haus ist das Verwaltungsgebäude der Rewe-Kette in Köln, wo ein holographisches Glasdach von 250 m2 einen öden Innenhofparkplatz in einen wohlklimatisierten, vom Tageslicht durchfluteten Konferenzraum verwandelte. Messungen in einem weiteren Bürohaus in Köln, bei dem die lichtumlenkende Eigenschaft von Hologrammen genutzt wurde belegen, daß dort etwa 70 % des für die Raumbeleuchtung notwendigen Stroms eingespart werden konnten. Das ILB setzt diese Technologie aber auch zur Herstellung von holographischen Projektionswänden ein (HoloPro), wobei – bedingt durch die Einzelanfertigung – der Preis allerdings noch recht hoch ist, für 1,5 m2 beträgt er rund 8.000 DM.

    Eine Weiterentwicklung der holographischen Verschattung bildet die Kombination von Solar- und Hologrammzellen: Schwenkbare Hologramme lenken das direkte Sonnenlicht auf in der Mitte der Konstruktion sitzende PV-Zellen. Durch die Lichtbündelung läßt sich der Wirkungsgrad der Zellen nahezu verdoppeln.

    Ein weiteres Tageslicht-Lenksystem besteht aus gestapelten Acrylstäben oder -profilen, die zwischen zwei Glasscheiben eingebettet sowohl Sonnen- als auch Diffuslicht durch Totalreflektion gegen die Decke lenken, von wo aus es in die Tiefe des Raumes fällt. Hersteller des Lumitop-Systems ist seit Mitte 1997 die Vegla Vereinigte Glaswerke GmbH in Aachen, entwickelt wurde auch dieses System am Institut für Licht- und Bautechnik der Fachhochschule Köln.

    Das Institut für Elektronik und Lichttechnik der TU-Berlin entwickelt 1998 unter dem Namen Arthelio ein Tageslicht-Lenksystem, das aus einer Art verspiegeltem Trichter besteht, der das Sonnenlicht einfängt und in eine spezielle Röhre leitet, die mit einem neuartigen Film aus eingeprägten Mikroprismen beschichtet ist, wodurch die Röhre wie ein Glasfaserkabel funktioniert. Die Strahlen werden an den Wänden nahezu ohne Helligkeitsverlust reflektiert und weitergeleitet.

    Inzwischen hat das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme (ISE) auf dem Gebiet der schaltbaren Schichten weitergeforscht, und neben den thermotropen Schichten (s.o.) auch gasochrome Verglasungen entwickelt. Hier besteht die wirksame Schicht aus Wolframtrioxid (WO3), die sich reversibel von transparent bis blau einfärben läßt. Technisch umsetzen läßt sich dieser Effekt, indem über einen Katalysator atomarer Wasserstoff aus einer geringfügig H2-haltigen Gasatmosphäre innerhalb eines im Sandwichverfahren aufgebautem Fenster gebildet wird. Der Wasserstoff durchdringt dann die auf das Glas aufgedampfte Wolframtrioxidschicht und färbt sie dabei, wodurch das Fenster seine Transparenz verliert. Die Entfärbung wird durch eine geringe Sauerstoffkonzentration in dem zugeführten Gas über der Schicht erreicht. Über eine elektronische Steuerung werden die jeweiligen Gase in der Reaktionskammer des Fensters freigesetzt, wodurch eine gezielte und bedarfsgerechte Einfärbung des Glases ermöglicht wird. Da die Materialalterung bei diesen Schichttechnologien noch Probleme aufwirft, ist man mit einer Prognose über den Zeitpunkt der Markteinführung allerdings noch zurückhaltend.

    Da viele Architekten und Bauherren Solarkollektoren noch immer aus ästhetischen Gründen ablehnen, wird 1999 vermehrt an der Entwicklung von bündig in die Dachhaut integrierbaren Kollektoren und Modulen gearbeitet.

    Die Universität Konstanz stellt 1999 ihre transparenten Solarzellen vor, die auch schnell bei dem örtlichen Unternehmen sunways in die Fertigung gehen. Als Markt wird die Fassaden- und Dachgestaltung angepeilt, z.B. Vordächer, die eine Fläche nicht gänzlich verschatten sondern einen Teil des Sonnenlichts passieren lassen, während sie gleichzeitig Strom produzieren.

    In Dresden wird die Fassade der neuen Stadtsparkasse mit rund 120 m2 elektrochromen Fenstern der Pilkington-Tochter Flabeg GmbH, Fürth, ausgestattet. Bei den E-Control-Fenstern wird die (blaue) Einfärbung umkehrbar durch das Anlegen einer elektrischen Spannung unterhalb von 5 V erreicht, ohne jedoch dabei den Ausblick vollständig zu versperren. Bei dieser Spannung wandern Lithium-Ionen in eine Wolframtrioxid-Schicht, während sie bei einem Umdrehen der Polarität diese Schicht verlassen – und das Glas sich wieder aufhellt. Da diese Fenster derzeit ausschließlich in einer Pilotanlage gefertigt werden, ist ihr Preis fünf- bis zehnmal so teuer wie herkömmliches Sonnenschutzglas, das 100 DM/m2 bis 250 DM/m2 kostet. Und weil blaue Fenster nicht jedermanns Sache sind untersucht das ISE Mischungen verschiedener Oxide. Dabei lassen sich, je nach Zusammensetzung, unterschiedliche Grautöne einstellen.

    Seit dem 1. Juli 1999 fördert die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) den Bau von Passivhäusern bis zu max. 50.000 € als langfristiges zinsgünstiges Darlehen mit drei tilgungsfreien Anlaufjahren. Das Programm ‚Passivhaus Vorprojektierung’ kann von der Homepage der KfW kostenlos heruntergeladen werden.

    Eine weitere Form, den Heizbedarf zu senken, entwickelt im Jahr 2000 der Brite Frederick McKee. Seine Spezialfenster sind mit Wasser gefüllt, das mit einer Spezialchemikalie versetzt die Infrarotstrahlen der Sonne absorbiert und sie als Wärme wieder abgibt.

    Ebenfalls 2000 wird die Flabeg zu einem konzernunabhängigen Unernehmen, das mit unterschiedlichen internationalen Projektierern zusammenarbeitet – mit zwischenzeitlichem Stammsitz in Nürnberg.

    Eines der weltweiten Demonstrationsprojekte der EXPO 2000 bildet das Solarzentrum Frankfurt (Oder), in dem an neuen Produkten der Photovoltaik geforscht und entwickelt wird. Es besitzt eine Synergiefassade, die Lüftung, Wärmerückgewinnung, Photovoltaik, Tageslichtlenkung, Luftkollektoren und Einzelraumregelung integriert.

    Im September 2000 findet in Bonn die 6. Europäische Konferenz Solarenergie in Architektur und Stadtplanung statt.

    Im Jahr 2000 gibt das japanische Unternehmen Sanyo den Plan bekannt, zu seinem 50. Jahrestag das weltweit größte PV System mit einer Leistung von 3,4 MW als „Botschaft an das 21. Jahrhundert“ zu errichten. Eigentlich sollten die besten Hybrid-Solarzellen mit einem Wirkungsgrad von 14 – 15 % eingesetzt werden, doch infolge der großen Rückrufaktion von Sanyos Monokristallin-Zellen im November des Jahres und dem damit verbundenen Skandal wurde dieser Plan geändert.

    Sanyo Solar Ark

    Sanyo Solar Ark

    Als dann am 3. April 2002 die Eröffnung erfolgt, steht in der Stadt Gifu, in der Nähe einer Halbleiterfabrik des Unternehmens und in guter Sichtweite der Tokaido-Schnellbahnlinie, eine riesige Werbefläche, bei deren Bau ausschließlich zurückgegebene, mangelhafte Panele verwendet wurden – ein Symbol des Pragmatismus. Für das Unternehmen selbst bildet der Bau eine Erinnerung an die Wichtigkeit hoher Qualitätsstandards (laut eigener Aussage auf der Homepage von Sanyo).

    Die 315 m lange Solar Ark ist eine Stahlkonstruktion von 3.000 t, in deren Inneren sich ein Solarmuseum und Vortragsräume befinden. Die 5.046 Solarpanele der Hülle produzieren etwa 630 kW. Zwischen diesen befinden sich außerdem 412 Leuchtpunkte mit insgesamt 77,200 roten, grünen and blauen LEDs, die computergesteuert allerlei Lichteffekte bewirken (Es dauert allerdings bis Anfang 2008, bis die Arche auch im Westen der Welt bekannt wird).

    Anfang 2001 geben chinesische Forscher der Tongji University in Schanghai bekannt, daß sie eine Farbe entwickelt haben, die sich je nach Außentemperatur verändert und dadurch unterschiedlich viel Sonnenenergie aufnimmt bzw. reflektiert. Die ‚Sprungtemperatur’ zwischen dem hellen und dunklen Zustand der Farbe liegt bei 20°C. Im Sommer wird das entsprechend angestrichene Haus bis zu 8°C kühler, während es im Winter bis zu 4°C wärmer wird. Die bislang bekannten thermochromen Pigmente wechseln ihre Farbe erst bei wesentlich höheren Temperaturen. Die Farben in China sind blau im Sommer und rot im Winter, es wird weiter an der Langzeitstabilität gearbeitet, da zur Zeit nach nur 4 Jahren schon wieder nachgestrichen werden muß.

    Solardachschiefer

    Solardachschiefer

    Im September 2001 wird bekannt, daß die britische Firma Intersolar Group aus Oxford die Einführung eines Solardachschiefers plant. Großbritanniens einziger Hersteller von Solarzellen wird dazu amorphe Solarmodule aus eigener Produktion verwenden. Der ‚Electra-Slate’ soll zum Produktionsstart Mitte 2002 eine elektrische Leistung von 2 W aufweisen; bisher produzierte Prototypen kommen erst auf 1,4 W. Die Spannung je Solarschiefer wird 48 V betragen. Die Solarzellen bedecken die unteren 20 cm der 50 cm langen Platte. Die Breite beträgt 30 cm. Damit ist der Solarschiefer knapp doppelt so groß wie ein DIN A 4-Blatt. Auf dem Dach wird trotz der nur teilweisen Belegung mit Solarzellen eine einheitlich schwarze Solarfläche zu sehen sein, da der elektrisch inaktive Teil der Schiefer von der jeweils oberhalb liegenden Reihe bedeckt wird. Die Entwicklung fand in Zusammenarbeit mit der Alfred McAlpine PLC statt, einem der größten Fertighaushersteller und Dachschieferproduzenten des Landes mit einem Jahresumsatz von 1,5 Milliarden €. Die Kosten betrugen rund 2,5 Millionen € und wurden teilweise vom britischen Wirtschaftsministerium übernommen. Der Solarschiefer soll ab Mitte 2002 in die Produktion gehen und auch in Deutschland erhältlich sein.

    Im Oktober 2002 wird die bayernweit einzige und in Deutschland größte dachintegrierte Photovoltaik-Anlage auf dem Dach der Abstellhalle des Straßenbahn-Betriebsbahnhofs in Nürnberg in Betrieb genommen. Weltweit erstmals zum Einsatz kommen dabei von der Firma alwitra Flachdach-Systeme GmbH & Co. in Trier entwickelte PV-Kunststoff-Dachbahnen, die nicht nur das Dach sicher abdichten, sondern zugleich elektrischen Strom erzeugen. Bei diesen Dachbahnen werden flexible Photovoltaik-Module auf eine seit Jahrzehnten praxisbewährte Kunststoff-Dachbahn laminiert.

    Seit 2003 bietet die thüringische Sesol Gesellschaft für solare Systeme mbH unter dem Namen Sesol Quick ein neues Solardachziegel-Modulsystem an, das an die verschiedenen Dachziegeltypen angepasst ist. Die Ziegel selbst bestehen aus Mineralguß und eignen sich für alle Dächer mit einer Mindestneigung von 22°. Sie sind wie bisher in Schwarz, und neuerdings auch in Ziegelrot erhältlich.

    Solardachziegel-Modul

    Solardachziegel-Modul

    Die Dachelemente enthalten jeweils ein Laminat mit polykristallinen Zellen, das von der Dresdener Solarwatt Solar-Systeme GmbH hergestellt wird. Neben Solardachziegeln mit einer Nennleistung von 45,5 Watt bietet Sesol alle Dachsteintypen nun auch als 48 W Version mit sechs-Zoll-Zellen an.  Ein 1 kW System mit 22 Sesol Quick Solardachsteinen von jeweils 48 W Nennleistung kostet Ende 2005 inklusive Wechselrichter, Installationsmaterial und Lieferung 7.499 €. Der Einzelpreis für einen einzelnen Solardachstein des Typs D4-FrPf/45,5 beträgt 276 €. 

    Bereits 2003 beginnt ein Team am Rensselaer Polytechnic Institute unter der Leitung von Steven Van Dessel mit der Entwicklung des inzwischen patentierten Active Building Envelope (ABE) – einem ,intelligenten’ System, das mittels Sonnenenergie Hauswände sowohl beheizen als auch zum Kühlen nutzen kann. Die integrierten Solarzellen versorgen dabei eine Reihe von integrierten thermoelektrischen Wärmepumpen, die in Wänden, Fenstern oder auf dem Dach installiert warden können. Eine Energiezwischenspeicherung ist ebenfalls vorgesehen. Durch eine dreijährige Förderung der National Science Foundation ab 2005 soll das System durch den Einsatz neuer Dünnschichtfilme wesentlich optimiert werden.

    Im August 2004 stellt die japanische MSK Corporation ein ‚Baumaterial’ mit dreifacher Nutzung vor. Die PV TV-Solarpanele erzeugen Strom (3,8 W pro Quadratfuß d.h. ~ 930 cm2), können als Glasfenster genutzt werden und dienen gleichzeitig als Video-Displays. Besonders interessant ist die Fenster-Funktion, da hierbei bis zu 90 % des einfallenden Lichtes absorbiert werden können – wodurch die Fenster auch als Jalousien und sogar als teiltransparente Wände genutzt werden können. Als Preis werden 45 $ pro Quadratfuß genannt.

    Bereits 2004 beginnt sich der US-Architekt Terry Oaten mit der Optimierung von Wärme- und Kühlkreisläufe in Wohngebäuden zu beschäftigen. Im Juni 2007 präsentiert er dann einen Mikroprozessor, der Thermostat-gesteuert die entsprechenden Prozesse optimiert. Gemeinsam mit seinem Partner Geoff Stanistreet beantragt er ein entsprechendes Patent für das Smart Breeze-System, das neben dem Chip aus einem PV-Panel, einer Batterie und einem kleinen Ventilator besteht, der immer dann anspringt, wenn irgendwo Wärme zu- oder abgeführt werden muß. Bei Versuchen stellt sich heraus, daß mit dieser simplen Technologie bis zu 40 % Energie (und damit Schadstoffausstoß) eingespart werden kann.

    Am 15. September 2005 haben 27 Familien und die beteiligten Baufirmen mit einem Richtfest den Abschluss der Rohbauarbeiten am Passivhaus EUREKA im Freiburger Stadtteil Vauban gefeiert. Das 6,5 Millionen € teure Gebäude ist mit knapp 3.000 Quadratmetern Wohnfläche das größte Passiv-Mehrfamilienhaus in Baden. Das fünfgeschossige Riegelgebäude EUREKA unterschreitet den Wärmebedarf eines Niedrigenergiehauses um fast 70 %. Sonnenkollektoren und Fernwärme versorgen es mit günstiger Energie für Heizung und Warmwasser. Ganze 30 € muss eine Familie im Monat für seine 120 Quadratmeter große Wohnung an Heizkosten zahlen. Eine Solarstromanlage auf dem Dach sorgt durch die Einspeisevergütung für einen zusätzlichen Erlös.

    Im Oktober 2005 wird der 9 m hohe Solarspeicher in das erste zu 100 % solar beheizte Massivhaus des Sonnenhaus-Architekten Georg Dasch eingesetzt. Mit einem Volumen von 39.500 l wird der Stahltank mit integriertem Trinkwasserboiler die Heizenergie für 186 m2 beheizte Wohnfläche speichern. 84 m2 Sonnenkollektoren auf dem Süddach des Hauses liefern die Wärme, die bei Bedarf über Wandflächenheizungen im Haus verteilt wird.

    Das Einfamilienhaus von Dr. Jakob Lehner im Regensburger Stadtteil Burgweinting ist mit den neuen Wärmedämmziegeln Poroton T8 der Firma Schlagmann erbaut, die die im konventionellen Bau übliche zusätzliche Wärmedämmung überflüssig machen. Wie mächtig diese Speichertanks sein können macht das Foto klar, auf dem ein ‚Swiss-Solartank’ mit 205 m³ Fassungsvermögen, einem Durchmesser von 4 m und einer Länge von fast 17 m mit reiner Muskelkraft aufgestellt wird. Der auf Sonnen- und andere Niedrigstenergiehäuser spezialisierte Dasch hat bereits etwa 20 weitgehend solar beheizte Häuser errichtet, vorwiegend im süddeutschen Raum.

    Im Öko-Park Dören eröffnet das Paderborner Unternehmen Biohaus im Dezember 2005 Deutschlands erste Solardachziegel-Ausstellung mit Exponaten verschiedener internationaler Hersteller. Biohaus selbst stellt ebenfalls Solardachziegel her. Diese werden seit Anfang der neunziger Jahre von verschiedenen Herstellern entwickelt und verkauft, wobei sich die Leistung der angebotenen solaren Dachpaneele von 3 W pro Element in den Anfangstagen auf mittlerweile 200 W erhöht hat.

    SunTracker

    SunTracker

    Die ‚SunTracker’ Tageslichtreflektoren bündeln das Licht 9-fach und verteilen es ohne jede Hitzeentwicklung über eine weite Fläche mit einer Stärke, die 800 W Leuchtstoffröhren entspricht. Das mit einer 10-Jahres-Garantie versehene System besteht aus drei Spiegeln mit solarbetriebener Steuerung unter einer Acrylgaskuppel, unter der sich der Licht-Diffusor und transparente Wärmebarrieren befinden. Die Erfindung geht auf Lee Dominguez in der 1980ern zurück, dessen Firma So-Luminaire in den USA tausende dieser Systeme verkaufte. Der ‚SunTracker’ wird u.a. von dem Kleidungshersteller Patagonia in seinem Vertriebszentrum in Reno, Nevada, eingesetzt. 1999 geht das Unternehmen mit Sanyo ein joint venture ein, um die Entwicklung voranzutreiben, doch auch nach sechs Jahren der Tätigkeit des SNS joint venture sind die Partner mit den Ergebnissen nicht zufrieden. Im September 2005 gründet der Chef von So-Luminaire Jacque Stevens gemeinsam mit dem Inhaber der installierenden Firma Steve Briee sowie dem Investor Dave Broderick das Unternehmen Nature’s Lighting, um ab Anfang 2006 das Produkt komplett zu überarbeiten und endlich marktreif zu machen.

    Im April 2006 wird bekannt, daß der Motorrad-Hersteller Yamaha eine Kunststoffbeschichtung aus phosphoreszierenden Materialien entwickelt hat, die tagsüber Sonnenlicht einfängt dieses nachts in Form eines sanften Leuchtens wieder abgibt. Die neue Beschichtung soll besonders kleinere Fahrzeuge bei Dunkelheit besser sichtbar und damit sicherer machen. Mit einem speziellem Vakuum-Druck-Verfahren kann ein sehr dünner und glatter Kunststoff-Film auch auf stark gebogene Verkleidungsteile aufgebracht werden. Zum Einsatz kommen soll die neue Technologie beim elektrischen Motorroller EC-02 (s.u. Elektrische Mobilität 2007). Bei späteren Entwicklungen sind auch Außenpanele, Terrassenböden, Wegbeleuchtungen und ähnliches denkbar.

    Lunabrite Leuchtelemente

    Lunabrite

    Die Mitte 2007 vorgestellte Lunabrite-Technologie der Firma Luna Light Energy aus Mountain Lake, New Jersey, ist eine neuartige und völlig energiefreie Methode, nächtens für Licht zu sorgen… indem es tagsüber in einer Trägersubstanz gespeichert wird – quasi die ungiftige Weiterentwicklung der Phosphorpunkte früherer Armbanduhren und Kompasse. Das gespeicherte Tageslicht wird dann über einen Zeitraum von 3 bis 12 Stunden wieder abgegeben, die ersten drei bis vier Stunden sehr hell, danach schwächt sich die Lichtstrahlung langsam ab. Die Einsatzgebiete des in unterschiedlichen Farben leuchtenden Wetter- und UV-festen Materials werden in der Architektur, in Marine-Bereich, beim Sport, bei Sicherheitsbelangen und sogar in der Mode gesehen. Es werden bereits verschiedene Durchmesser von blau und blaugrün leuchtenden Bändern angeboten, bis hinunter zu dünnen Fasern, die sich in der Textilindustrie nutzen lassen.

    Auch bei großen Gebäuden kommt die Photovoltaik zunehmend zum Einsatz. 2005 schreibt der von E.ON Bayern betreute Solarenergieförderverein Bayern e. V. zum dritten Mal einen Wettbewerb für solare Energiearchitektur aus. Diesmal werden sieben Preise in Höhe von insgesamt 27.000 € vergeben. Den 1. Preis (15.000 €) erhalten rolf + hotz architekten, Freiburg, für die Integration einer fassadenhohen 51 kW Photovoltaikanlage auf 230 m² im Rahmen der Sanierung von zwei neungeschossigen Mehrfamilienhäusern mit je 48 Wohneinheiten in Freiburg.

    Siloturm Schapfenmühle mit Solarfassade

    Siloturm Schapfenmühle

    Die fünf Anerkennungspreise (je 2.000 €) gehen an die Turnhalle an der Grundschule Burgweinting (10,07 kW, 117 m²), den Siloturm Schapfenmühle, Ulm (97,95 kW), die TÜArena, Tübingen (43,7 kW, 525 m²), das Schulzentrum ‚Am Spalterhaus’, Barsinghausen (60,6 kW, 937 m²) und an das Geschäftshaus ZARA, Köln (12 kW). Einen zusätzlichen Sonderpreis, ebenfalls mit 2.000 € dotiert, vergibt die Jury an ein Einfamilienhaus in Hegenlohe.

    Da die Kreditanstalt für Wiederaufbau bestimmte Anforderungen an Energiesparhäuser stellt und im Falle ihrer Erfüllung den Bau mit zinsgünstigen Darlehen von 50.000 Euro fördert, verkauft der Massivhaus-Anbieter IBG-Haus seine zehn Haustypen ab 2006 wahlweise auch als Energiesparhaus Typ KfW 60. Zum Einsatz kommen ein Erdwärmesystem, großflächige, nach Süden ausgerichtete Fensterflächen, Sonnenkollektoren, zusätzliche Dämmungen und eine Lüftungsanlage.

    Im Mai 2006 gibt das Solarunternehmen Jenni Energietechnik AG bekannt, daß man im Schweizer Oberburg das erste ausschließlich solar beheizte Mehrfamilienhaus Europas baut. 276 m² Sonnenkollektoren liefern ihre Wärme an einen 205.000 l großen Solarspeicher, der in der Mitte des Gebäudes steht und das bis zu 95°C heiße Wasser für die Wintermonate speichert. Das Gebäude kommt dadurch ohne Zusatzheizung aus.

    Im August 2007 wird das 100 % Solar-Mehrfamilienhauses eingeweiht. Neben dem zentralen Warmwasserspeicher ist das Gebäude auch bezüglich des Energieverbrauchs und Komforts im Lüftungs-, Außenlärm- und Heizungsbereich auf dem neuestem Stand der Technik angelegt. Firmeninhaber Josef Jenni gilt im Übrigen als Initiator der ersten ‚Tour de Sol’ 1985 (s.u. Elektrische Mobilität).

    Die Firma Von Waitzische Beteiligungen entwickelt 2006 gemeinsam mit der Universität Kassel und mit finanzieller Unterstützung der Deutschen Bundesstiftung Umwelt (DBU) aktive Fenster, bei denen winzige Spiegel zwischen der ansonsten konventionellen Doppelverglasung das Tageslicht gezielt in den Raum lenken, etwa an die Decke, aber ansonsten für Schatten im Büro sorgen. In den Räumen bleibt es auch ohne direkte Sonneneinstrahlung taghell, was hilft, bis zu 20 % des elektrischen Lichtes zu sparen und die Klimaanlagen zu entlasten.

    Die bislang teure Technik der sogenannten ‚Mikrospiegelarrays’, wie sie bereits in Beamern oder Scannern verwendet wird, ist Ziel einer Weiterentwicklung des Instituts für Nanostrukturtechnologie und Analytik (INA) der Uni Kassel, wobei die Module hier in mehreren Beschichtungs-, Druck- und Ätzschritten hergestellt werden. Die aktiven Fenster sind einfach und kostengünstig im Aufbau, wartungsarm und langlebig. Es ist geplant, die Miniatur-Spiegel elektrisch anzusteuern, wobei ein Sensor das Tageslicht außerhalb der Fenster analysiert und die Spiegel dann gruppenweise neu ausrichtet.

    Das staatliche Standardisierungsgremium NIST in den USA beginnt im Sommer 2006 mit einem 15 Monate langen Test, um die Leistung von neun verschiedenen Solarziegel-Produkten zu vergleichen. Die Ziegel mit den integrierten Solarzellen sind seit rund drei Jahren auf dem Markt.

    Zum ‚Solar Decathlon 2007’ in Washington werden etwa 150.000 Besucher erwartet, wenn während des Wettbewerbs zwanzig Universitäten ihre energieautarke Solarhäuser direkt neben dem Weißen Haus aufbauen. Die TU Darmstadt hat nach der Universidad Politécnica de Madrid als zweite europäische Hochschule den Sprung in den ‚solaren Zehnkampf’ geschafft. Der nach 2002 und 2005 zum dritten Mal stattfindende Wettbewerb legt einen Schwerpunkt auf die architektonische Integration von Solarstrommodulen. Die beiden früheren Wettbewerbe hat die University of Colorado in Boulder gewonnen.

    Wettbewerbsbeitrag der TU Darmstadt

    Wettbewerbsbeitrag
    der TU Darmstadt

    Im Juli 2007 präsentieren Studenten der Technischen Universität Darmstadt um den Architektur-Professor Manfred Hegger das Projekt eines Solarhauses, das mehr Energie erzeugt als es verbraucht. Im Oktober beteiligt sich das Team unter rund 20 Mitbewerbern an dem internationalen Bauwettbewerb ‚Solar Decathlon’ (= solarer Zehnkampf) des US-Energieministeriums, bei dem die Gebäudekonzepte vor dem Weißen Haus in Washington der Öffentlichkeit vorgestellt werden. Zu diesem Zeitpunkt kostet das Projekthaus noch 400.000 €, wobei sich dieser Preis bei einer Serienfertigung allerdings schon bis 2015 halbieren könnte.

    Tatsächlich gewinnt das Team der TU Darmstadt, das von Studenten der Stuttgarter Hochschule für Technik beim Entwurf des Gebäudeenergiekonzepts unterstützt wurde, den nach 2002 und 2005 bereits zum dritten Mal ausgeschriebenen Wettbewerb. Besonders die zukunftsweisenden Konzepte im Bereich der regenerativen Energie aus Sonnenlicht sowie das Energiemanagement wurden von der Jury ausdrücklich hervorgehoben.

    Ebenfalls 2007 nehmen Meldungen über das sogenannte ,vertical farming’ zu, bei denen es um landwirtschaftlich genutzte Hochhäuser geht, in denen erneuerbare Energien – und hier natürlich in erster Linie der Solarenergie – zum Einsatz kommen. Unter anderem beschäftigen sich Wissenschaftler der Columbia University mit diesem Thema: Hier plant man ein 30-stöckiges Gebäude mit Glaswänden, das außerdem von einer großen PV-Anlage gekrönt ist. Auf jeder Etage befinden sich riesige Beete, die von vollautomatischen Bewässerungssystemen versorgt werden. In diesen senkrechten Agrarbetrieben lassen sich neben Pflanzen auch Nutztiere züchten, wobei die Kreisläufe so abgestimmt werden, daß die Abfälle der einen Ebene als Düngemittel für andere Ebenen dienen. Weitere Architekten, die sich mit dieser Technologie beschäftigen sind Chris Jacobs (von ihm stammt das hier abgebildete Konzept), Gordon Graff, Andrew Kranis, Waimond Ip und Pierre Sartoux.

    Burj al-Taqa Grafik

    Burj al-Taqa

    Doch auch für Wohnzwecke werden immer mehr Hochhäuser konzipiert, bei denen die Solarenergie einen integrierten Bestandteil der Architekur darstellt. Im Mai 2007 kursieren erste Abbildungen des 322 m hohen ,Burj al-Taqa’ (= Energieturm), der von Eckhard Gerber in Dubai errichtet wird, und der seine Energie zu 100 % selbst erzeugen soll. Neben einer Windturbine (im Bereich der Windenergie habe ich bereits mehrere ähnliche Gebäude vorgestellt), soll die gesamte Außenfassade mit ihrer Fläche von knapp 15.000 m2 mit Solarzellen überzogen werden. Zusätzlicher Solarstrom kommt von mehreren schwimmenden Inseln, die in Sichtweite des Turmes installiert sind. Mehr darüber und über weitere, ähnliche Konzepte findet sich im Kapitel über Windenergie und Architektur.

    Eine Gruppe von Wissenschaftlern der Polytechnischen Universität in Madrid (UPM) stellen Mitte 2007 ein Fenster vor, das den Wärme- oder Kühlbedarf von Gebäuden um bis zu 70 % reduzieren kann. Dabei wird in einen 1 cm breiten Zwischenraum der Mehrfachverglasung Wasser eingeleitet. Unter dem Namen Inteliglass soll das neue Konzept bald auf den Markt kommen.

    Anfang 2007 fordert die Chinesische Regierung Konzepte und Vorschläge von Null-Energie-Häuser an, die bis Sommer 2008 in der Nähe des Olympiastadions von Peking errichtet werden sollen. Die USA beteiligen sich mit dem ‚Future Home USA’ (FHUSA) – einer Kombination der Architektur von Frank Lloyd Wright und den Überlieferungen des Feng-Shui. Mit dem Bau wird im März 2007 begonnen.

    Lumeta-Solarschindel

    Lumeta-Solarschindel

    Im November 2007 präsentieren die DRI Companies aus Irvine, Kalifornien, eine weitere Solarschindel-Form, die direkt in die in den USA üblichen Dachschindel-Systeme integriert werden kann. Pro Panel des Lumeta-Systems wird ein Output von 28 W bei 6,1 V erreicht.

    Ebenfalls im November 2007 stellt eine Gruppe britischer Studenten ihr Konzept für Strom-produzierende Jalousien vor, mit dem sie einen landesweiten Wettbewerb gewinnen – und dies, obwohl dieses Konzept bereits ein integrierter Bestandteil beim ‚Solar Decathlon’ gewesen ist, den die Studenten der Technischen Universität Darmstadt im Juli des Jahres gewonnen hatten (s.o.). Ein weiteres und sehr ähnliches System wird von Studenten der University of Maryland unter dem Namen ‚The LEAFHouse’ vorgestellt (die damit immerhin den 2. Platz beim ‚Solar Decathlon’ erringen).

    Im Januar 2008 gibt das Architekturbüro Skidmore Owings & Merrill bekannt, daß man außerhalb von Paris ein Bürogebäude errichten wird, das einen Energieüberschuß erwirtschaft. Dieses 70.000 m2 ‚zero-energy building’ soll seinen gesamten Verbrauch an Licht, Heizung und Kühlung durch große PV-Flächen auf dem Fach erzeugen, außerdem wird Wasser der Seine in den Kühlkreislauf eingespeist. Das Gebäude ist für 5.000 Personen angelegt und soll nur 35 – 30 % mehr kosten als vergleichbare Bürogebäude mit erheblich schlechterer Energiebilanz.

    Crystal Island (Grafik)

    Crystal Island (Grafik)

    Fast gleichzeitig veröffentlicht das Architekturbüro Foster + Partners seine Pläne für den Bau eines Vulkan-förmigen ‚grünen’ Gebäudes in Moskau, das unter dem Namen ‚Crystal Island’ und seiner Höhe von 450 m Architekturgeschichte schreiben soll. Es ist als Wohnhaus für 30.000 Personen angelegt, außerdem soll es 3.000 Hotelräume sowie 900 Apartments mit Rundum-Versorgung geben – neben Ladengeschäften, Büros und einer internationalen Schule für 500 Kinder. Seine Energie wird der Bau von integrierten PV-Anlagen sowie Windturbinen im oberen Bereich beziehen.

    Eines der wohl ‚grünsten’ und schon errichteten Gebäude weltweit ist die School of Art, Design and Media der Nanyang Technological University in Singapur. Der 5-stückige Bau besticht durch sein fließendes, organisches Gründach, das einen weitläufigen Innenhof umfaßt. Allerdings kann man auch den Schwachpunkt erkennen: Die Rasenfläche ist nicht überall von gleichmäßiger Farbe – ein Hinweis auf Schwierigkeiten bei der adäquaten Bewässerung der geschwungenen und abgeschrägten Gründachflächen.

    Im Mai 2008 wird die Kooperation der US-Unternehmen Dow Building Solutions und Global Solar Energy bekannt gegeben, um im Rahmen der Solar America Initiative (SAI) des U.S. Department of Energy eine photovoltaische, flexible Dachschindel zu entwickeln. Dabei soll eine CIGS-Dünnschichttechnologie mit einem Wirkungsgrad von 10 % zum Einsatz kommen.

    Eine besondere Form der solaren Architektur bilden die Solarsiedlungen, die als nächstes vorgestellt werden. Anschließend folgt die Beschreibung von Heliostaten und weiteren solaren Nutzungsformen.

    Solarsiedlungen

    Eine besondere Form der Solaranwendung in der Architektur bilden ganze Siedlungskonzepte, bei denen Sonnen- und andere erneuerbare Energien in großem Umfang eingesetzt werden. Über verschiedene dieser Solarwohnanlagen habe ich schon im Bereich der photovoltaischen Großanlagen gesprochen. Hier möchte ich noch einige weitere Siedlungen darstellen, bei denen Bauweise und Technologie zu weitgehender energetischer Autonomie führen.

    Zu den ersten Solarsiedlungen gehört das bereits 1980 in Bayern solartechnisch umgewandelte Dorf Penzberg, welches anschließend auch die erste Ortschaft in Deutschland wurde, wo – laut Wüstenrot – „überhaupt kein Öl mehr gebraucht wurde“.

    Seit 1981 besteht eine Kooperation zwischen 7 chinesischen Universitäten und Forschungsstellen und ebenfalls 7 deutschen Instituten und Firmen (AEG, KfA-Jülich u.a.). Dabei geht es um den 30 km südwestlich von Peking liegenden Ort Yihezuan, der dann 1986 unter dem Namen Neues Solardorf eingeweiht wird. 140 Bauernhaushalte mit insgesamt 650 Bewohnern bekommen 70 Passivsolarhäuser mit Glasfronten und Speicherwänden sowie Solarkollektoren. Den um 20 % höheren Baukosten stehen Kohleeinsparungen von 60 % – 80 % gegenüber.

    435 Wohneinheiten im Rahmen von 26 zwei- bis sechsgeschossigen Wohngebäuden umfaßt die Solarwohnanlage im Athener Vorort Lykovrissi, dazu kommt ein Bürgerzentrum und eine Ladenzeile mit 10 Geschäften. Die im November 1990 eingeweihte Anlage gilt zu diesem Zeitpunkt als weltweit größtes Demonstrationsvorhaben zur abgestimmten Nutzung verschiedener Formen der aktiven und passiven Solarenergienutzung – von der Anordnung der Gebäude, der Gebäudearchitektur über Flach- und Vakuumkollektoren bis zu Wärmepumpen und einer zentralen Wärmeversorgung. Die Kosten von rund 100 Mio. DM für dieses größte deutsch-griechische Gemeinschaftsprojekt wurden zu je 50 % geteilt. Die erreichten Einsparungen gegenüber konventionellen Systemen betrugen je nach Saison bis zu 90 %.

    In Linz beginnt 1995 der Bau eines Niedrigenergie-Wohnviertels mit dem Namen Solar-City für 25.000 Menschen.

    Im Mai 1997 nimmt in Bremen eine der größten Dachintegrierten PV-Anlagen ihren Betrieb auf, bei der insgesamt 960 Solarmodule auf den 80 Reihenhäusern der Neubausiedlung ‚Auf dem Kruge’ eine Gesamtleistung von 200 kW erreichen. Die Module übernehmen hier die Funktion des Daches, was die Kosten und das Flächenproblem entschärft.

    1997 beginnt die Planung einer Reihenhaussiedlung am Schlierberg in Freiburg, Stadtteil Wiehre, die aus 148 Plusenergiehäusern des Kölner Unternehmens Instag AG besteht. Die Häuser sind von Rolf Disch konstruiert worden und erwirtschaften ihren Bewohnern durch den Einsatz von Solarsystemen im Jahressaldo einen Energieüberschuß. Diese Solarsiedlung auf dem Gelände der ehemaligen Vauban-Kaserne, deren organische Abfälle und Fäkalien zu Biogas vergoren und in einem eigenen BHKW genutzt werden, ist auch eines der dezentralen Projekte der Expo 2000. Die erste Preiskalkulation lautet 160 Mio. DM und als Baubeginn wird schließlich das Frühjahr 1999 genannt (die Verzögerung entstand durch den Konkurs eines Unternehmens der Deyhle-Gruppe, zu der auch die Instag AG gehörte). Die Häuser sind nicht billig: für 54 m2 müssen 218.000 DM, und für 250 m2 sogar 622.000 DM gezahlt werden.

    Auf der 5. Europäischen Konferenz für Solares Bauen Mitte 1998 in Bonn gibt das Düsseldorfer Ministerium für Bauen und Wohnen bekannt, daß „in nächster Zeit“ an Rhein und Ruhr zunächst 50 Solarsiedlungen entstehen sollen.

    Rotating Tower in Dubai Grafik

    Rotating Tower in Dubai
    (Grafik)

    Im Rahmen der EXPO 2000 wird im April 1999 in Emmerthal bei Hameln mit der Planung einer Solarsiedlung von 80 Einfamilienhäusern begonnen. Diese Solarsiedlung am Ohrberg wird vom Institut für Solarenergieforschung (ISFH) in Emmerthal wissenschaftlich begleitet. Ein ähnliches EXPO-Projekt ist auch die kleine Solarsiedlung Uckermark in Bruchhagen, wo 5 Häuser ausschließlich mit Solarenergie beheizt werden. Als Saisonspeicher werden hier Sorptionsspeicher (s.d.) installiert. Laut Umfragen ist zu diesem Zeitpunkt die Nutzung der Sonnenwärme die Wunschenergie Nr. 1 der deutschen Haushalte!

    Zwischen 1975 und 2005 wurden in Deutschland rund 150 Ökobau-Projekte mit zusammen über 30.000 Wohneinheiten realisiert, die inzwischen auf der Internetseite ökosiedlung.de ausführlich dargestellt werden. Das nicht-kommerzielle Verzeichnis wurde 2000 im Rahmen einer Studienarbeit am Institut für industrielle Bauplanung der Universität Karlsruhe begonnen und seitdem ständig weiter ausgebaut.

    Ein Solargebäude der 3. Art soll in Dubai entstehen, wie Mitte 2006 bekannt gegeben wird: Der 20-stöckige ‚Rotating Tower’ besitzt vier mittels Solarenergie drehbare Penthouses und eine ebenfalls drehbare Villa ‚on the top’. Bei einem Erfolg plant das Unernehmen High Rise Realstate LLC weltweit weitere 23 dieser Türme zu errichten.

    Abschließend soll nicht vergessen werden auf die weltweit verbreitete Lehmbauarchitektur hinzuweisen, die sogar in mehr als einer Form mit der Sonnenenergie verbunden ist – schließlich werden die Lehmziegel meistens ja auch sonnengetrocknet. Aus Syrien kenne ich relativ einfache Lehmbautechniken, die trotzdem erhebliche Vorteile gegenüber der inzwischen leider auch dort schon weit verbreiteten Betonbauweise bieten, denn das atmungsaktive und isolierende Material heizt sich im Sommer kaum auf, während es im Winter genauso gering auskühlt. Und wenn Sie einmal morgens in einen unbelüfteten Betonraum gekommen sind, in dem acht Landarbeiter geschlafen haben, dann wissen Sie welchen olfaktorischen Unterschied es macht, wenn Sie die acht in einem Lehmbau-Raum schlafen lassen…

    Und schließlich wird ein jedes Haus ein wenig zu einem Solarhaus, wenn es eine begrünte Fassade  oder ein begrüntes Dach erhält, oder wenn z.B. transparente Folien genutzt werden, die – unmittelbar auf die Fensterscheiben geklebt – Sonnenwärme zwar hinein, aber nicht wieder herauslassen…

    Heliostate

    Ein Heliostat ist ein Spiegelapparat mit einem Spiegel, der das Sonnenlicht unabhängig von der Änderung der Sonnenposition am Himmel immer auf den gleichen, ortsfesten Punkt reflektiert. Der ersten Systeme wurde entweder manuell oder mit mechanischen Federmotoren nachgestellt. Jean Bernard Léon Foucault entwickelte um 1865 einen verbesserten Heliostaten, der auch für einen größeren Bereich des Himmels verwendbar war, und bezeichnete diesen deshalb als Siderostaten.

    Innenraum-Heliostat

    Innenraum-Heliostat

    Die Firma Bomin-Solar-System von Hans Kleinwächter stellt bereits 1988 einen kommerziellen Heliostaten vor, einen flachen Spiegel, der das Licht von außen auf innerhalb der Gebäude liegende ‚Lichtverteiler’ richtet und damit Kunstlicht überflüssig macht. Ein Quadratmeter Heliostatenfläche erbringt dabei eine Lichtleistung von max. 700 Watt, die je nach Wirkungsgrad herkömmlicher Leuchtkörper bis zu 7.000 Watt elektrische Energie ersetzen. Noch wichtiger als die ökonomischen, scheinen aber die physiologischen Vorteile des Naturlichts zu sein.

    Ein weiteres System bildet der automatisch sonnennachgeführte Helioflex-Spiegel von Christoph Keller aus Berlin, der diesen 1994 zum Patent anmeldet (P 44 24 571.8). 1997 macht er wieder von sich reden, als er mit einem serienreifen Helioflex von knapp einem Meter Durchmesser dunkle Hinterhöfe im Prenzlauer Berg ‚erleuchtet’. Der Bausatz soll zu diesem Zeitpunkt etwa 5.000 DM kosten.

    Seit einigen Jahren produziert auch das Offenbacher Unternehmen EGIS GmbH Heliostaten, von denen die zweiachsige 4 m2-Ausführung etwa 3 kW Energie in das Gebäude hinein transferiert – allerdings auch knapp 9.000 € kostet.

    Das 1995 in Berlin neu gebaute Ring-Center in Friedrichshain wird mit drei Heliostaten von jeweils 6 m2 Fläche ausgerüstet, die ihr Licht auf 72 kleinere Spiegel werfen, welche auf dem Glasdach des Atriums installiert sind. Diese Spiegel sind so justiert, daß sich im Inneren des Einkaufszentrums eine natürliche Helligkeit ergibt.

    Große Stand-Heliostaten werden auch in Solarturm-Kraftwerken eingesetzt (s.d.), in dem sie zu Hunderten ihr Licht auf einen in einer Turmspitze untergebrachten Absorber konzentrieren. Mit dessen Hilfe wird die Wärme nutzbar gemacht, um mittels Dampferzeugung eine konventionelle Turbine mit angekoppeltem Generator anzutreiben.

    Durch die neue Entwicklung von faseroptischen Kabeln aus wirtschaftlichem Plastik gewinnt die Idee, Sonnenlicht ins Innere von Gebäuden zu bringen, neue Aktualität. Bei dem neuen Hybrid Lighting System, das von dem amerikanischen Unternehmen Sunlight Direct vermarktet wird, wird auf dem Dach eines Gebäudes ein Parabolspiegel aus Kunststoff von rund 120 cm Durchmesser aufgestellt. Gesteuert von einem kleinen Prozessor mit den GPS-Daten des Standorts und der Uhrzeit verfolgt der Spiegel die Sonne, deren Licht  auf einen kleineren Spiegel reflektiert wird, der wiederum die Strahlen bündelt und zu einem faseroptischen Empfänger in der Mitte des Spiegels schickt. Dort wird das Licht gefiltert: Durchgelassen werden nur die sichtbaren Bestandteile, während UV- und Infrarotlicht wegen der ungewünschten Wärme abgeblockt wird. Der Empfänger besteht aus einem Bündel aus 127 einzelnen Lichtleiter-Fasern, jeweils etwa 0,3 cm stark, die das Sonnenlicht in das Gebäude bringen. Zwei Fasern entsprechen dabei einer Glühbirne mit 50 W. Das Modell HLS 3010 hat bei voller Sonneneinstrahlung eine Leuchtleistung von 50.000 Lux, was ausreicht um eine Fläche von 90 m2 zu auszuleuchten.

    Da die Sonne nicht überall ganztägig scheint, werden die Lichtverhältnisse in den Räumen ununterbrochen von Beleuchtungssensoren überwacht. Sobald das Sonnenlicht nicht mehr genügt, wird es mittels konventionellem elektrischem Licht ergänzt. Mitte 2006 wird das System in einigen öffentlichen Gebäuden und in Unternehmen im ‚Sun-Belt’ der USA getestet, und da sich die Räume dank gefiltertem Sonnenlicht auch weniger aufheizen rechnet man mit zusätzlichen Einsparungen. Die Kosten sollen für institutionelle Kunden nach der Marktreife Anfang 2007 unter 10.000 $ liegen, ein System für Privatkunden wird für 2008 angepeilt.

    Aufgrund der Plastiklichtleiter ist das HSL-System zwar günstig, doch das Material absorbiert so viel Licht, daß bei einer Strecke von 10 m Schluss ist. Als Lösung empfiehlt der deutsche Lichtleiterexperte Hans Poisel, der an der FH Nürnberg Europas erstes Anwendungszentrum für Polymere Optische Fasern leitet, bei langen und geraden Strecken die Hohlrohre mit verspiegelter Auskleidung einzusetzen, an denen er arbeitet.

    Die japanische Firma La Foret Engineering bietet ein ähnliches System wie HSL an, allerdings mit echter und leistungsfähigerer Glasfaser, das deshalb auch wesentlich teurer ist.

    Solatube-Technik

    Solatube-Technik

    Ein weiteres Unternehmen, das sich seit 2006 mit der Technologie beschäftigt, Sonnenlicht in Innenräume zu leiten, ist die Solatube International Inc. aus Vista, Kalifornien. Hier wird ein Konzept umgesetzt das dem Vorschlag entspricht, verspiegelte Hohlrohre einzusetzen.

    Ein ganzes Dorf mit Heliostaten zu beleuchten wird erstmals im November 2006 in den italienischen Alpen umgesetzt.

    Hierbei richtet ein sonnennachgeführter Spiegel aus einem 5 x 8 m großen Stahlblech, der auf einem nahen Berggipfel installiert ist, das Sonnenlicht auf den zentralen Marktplatz der 200-Personen-Ortschaft Viganella, nördlich von Turin in der Nähe der schweizer Grenze, um auch im Winter eine natürliche Helligkeit des ansonsten zwischen dem 11.11. und dem 02.02. eines jeden Jahres im Schatten liegenden Dorfes zu erreichen. Das Projekt kostet rund 100.000 € und wird von der Gemeindeverwaltung und einer Bank finanziert.

    Bodensolarisation

    Hierbei handelt es sich um ein Verfahren, bei dem durch transparente Kunststoffabdeckungen eine Erhöhung der Bodentemperatur und damit auch die Vernichtung von Schädlingen erreicht wird.

    Destillation

    Ähnlich wie die Wasserentsalzung, auf die ich gesondert zu sprechen komme, besteht auch die Möglichkeit, Destillationsprozesse solar zu betreiben. Ein Beispiel dafür ist die Destillation von Duftölen mit Hilfe der Sonne, die Anfang der 1990er Jahre von einem deutsch-schweizerischen Ingenieurteam entwickelt wird, um sie in Entwicklungsländern einzusetzen.

    Sterilisation

    Auf der Hannovermesse 1992 wird ein 3.-Welt-tauglicher Dampfsterilisator vorgestellt, der mit Sonnenenergie betrieben mühelos die erforderlichen Temperaturen bis 140°C erreicht.

    Sonnenkamin

    Eine weitere Form thermischer Solaranlagen ist der Sonnenkamin. Dabei handelt es sich um eine Kombination des Gewächshauseffekts mit dem Kamineffekt. Unter einem Plastik- oder Glasdach erhitzt sich die Luft besonders stark. Anschließend wird sie durch konstruktive Elemente zur Mitte hin geleitet, wo ein hoher Kamin die heiße Luft nach oben saugt. An dieser Stelle ist eine horizontale Windturbine installiert, die durch den aufwärtsgerichteten Sog angetrieben wird.

    Ich habe aus diesem Grund den Sonnenkamin dem Bereich der Windenergie zugeordnet – unter seinem anderen und möglicherweise sogar bekannteren Namen Aufwindkraftwerk (s.u. Augmentor-Systeme).

    Solare Hochtemperatursysteme

    Das Prinzip dieser Anlagen beruht auf einer durch Spiegelsysteme erfoltgen Konzentrierung der Sonnenwärme auf eine kleine Fläche (Receiver), wo bei relativ kleinen thermischen Verlusten hohe Temperaturen erzielt werden. Diese Hochtemperatursysteme können in Sonnenfarmen, Sonnentürme und Sonnenöfen unterteilt werden. Bei allen Anlagen dieser Art ist eine mehrachsige Sonnennachführung sehr wichtig. Da in den nördlichen Breiten der Anteil der direkten Sonnenstrahlung relativ gering ist, werden diese Systeme wohl nur in einstrahlungsreichen Ländern zum Einsatz kommen, wo die Direktstrahlung größer ist als 1.800 kW/m2.

    Zwar sind derartige Kraftwerke noch relativ teuer, ihre Funktionsweise ist dagegen äußerst einfach. Die dünn gestreut einfallenden Sonnenstrahlen werden mit optischen Hilfsmitteln (Spiegel, Linsen) konzentriert und auf den Verdampferkessel gerichtet (Brennfleck) – oder auf eine große Zahl von wasser- oder öldurchflossenen Rohren (Brennlinie). Bei Parabolspiegel-Systemen (Dish) wird oft auch ein Heißluft-nutzender Stirling-Motor eingesetzt.

    Anwendungen derartiger Konzentrationsprinzipien gab es auch schon früher, erinnern wir uns an die eingangs erwähnten ‚Kampfstrahlen‘ der alten Griechen. Und in vielen Ländern der 3. Welt kann beobachtet werden, wie Einheimische kleine Lupen oder gar Brillengläser zum Anzünden von Zigaretten nutzten – während in Amerika und Europa während der letzten Jahre veschiedentlich Mini-Parabolspiegel aus verspiegeltem Plastik auf den Markt gekommen sind, die dem gleichen Zweck dienen.

    In den 1970ern und 1980ern werden die Entwicklungen und Pilotprojekte durch verschiedene Institutionen gefördert, darunter auch durch das BMFT. Mitte 1998 beginnt man dort jedoch, die Forschungsgelder für die Hochtemperatur-Solarthermie bis 2000 auf Null herunterzufahren. Schließlich seien die Systeme nach Investitionen von mehr als 400 Mio. DM marktreif – die Markteinführung müsse nun die Industrie besorgen. Deutschland kündigt sogar den Kooperationsvertrag mit Spanien (s.u. Almería-Anlage).

    In den Jahren 2002 und 2003 wird im Rahmen des Zukunftsinvestitionsprogramms (ZIP) die Markteinführung solarthermischer Kraftwerke dann doch noch mit rund 10 Mio. € gefördert – weitere Förderungen sollen danach allerdings nur noch im Rahmen der allgemeinen Forschungsförderung erfolgen. Im Juni 2002 findet in Berlin die vom BMU und der KfW organisierte internationale Konferenz zur Markteinführung solarthermischer Kraftwerke statt – gefolgt von einer zweiten Konferenz zur globalen Einführung in Palm Springs/USA im Herbst 2003, die ebenfalls von der Bundesrepublik Deutschland unterstützt wird, und bei der 80 Teilnehmer aus 13 Ländern die notwendigen Strategien diskutierten. Im Abschlussdokument dieser Konferenz wird u.a. festgehalten:

  • Innerhalb der nächsten zehn Jahre wird der Ausbau von 5.000 MW solarthermischer Kraftwerksleistung angestrebt. Dabei sollen möglichst viele Länder und Organisationen mitwirken.
  • Geeignete Instrumente dafür sind das Festsetzen nationaler und globaler Ziele, die Kooperation zwischen Planern und Stromabnehmern, die Etablierung angemessener Tarife sowie eine günstige langfristige Kreditvergabe.
  • Den Prozeß koordiniert SolarPaces, ein internationaler Expertenzusammenschluß unter dem Dach der Internationalen Energiebehörde (IEA) mit dem Schwerpunkt der Entwicklung und Vermarktung von Solarenergie-Systemen. Die Ergebnisse werden in die Vorbereitungen für den Weltkongress renewables 2004 im Juni in Bonn/Deutschland eingehen.
  • Über eine Amortisationszeit von 7 bis 8 Jahren sollen Solarkraftwerke im Laufe ihrer Lebensdauer mindestens eine 20-fache Energiemenge abgegeben als für Herstellung, Errichtung und Betrieb aufgewendet wurde (Stand 1977). Zum Vergleich: Ein Kernkraftwerk gibt maximal 4 Mal soviel Energie ab, wie zu seiner Erstellung und zum weiteren Betrieb aufgewendet wurde – wobei in dieser Rechnung der Energiefaktor aller nachfolgenden Ausgaben wie Transporte, Endlagerung, Dekontaminierung, Stillegung, Sicherung u.ä.m. noch nicht einmal mit einbezogen worden ist. Den Weltrekord an Ineffizienz hält wohl das Kernkraftwerk Niederaichbach: Während seiner 12-jährigen ‚Existenz‘ schaffte es ganze 18 Betriebstage…!

    Ich verweise hier auch schon einmal auf das Mittelmeer-Projekt, das weiter unten noch ausführlich dargestellt wird.

    Technisch gesehen gibt es hauptsächlich drei Modelle von Solarkraftwerken, die ich nun im Einzelnen beschreiben werde: die Sonnenfarmen mit Parabolrinnen- oder Fresnel-Spiegel-Kollektoren, Dish-Anlagen mit Stirlingmotoren sowie Solartürme bzw. -öfen, durch deren Spiegelfelder die höchsten Temperaturen erreicht werden.

    Sonnenfarm (Parabolrinnen-Kollektoren)

    Eine sehr frühe Darstellung eines Parabolrinnen-Kollektors fand ich auf dem Titelbild der Popular Science vom Februar 1940.

    Heutzutage werden Sonnenfarmen mit einer großen Zahl von trog- oder rinnenförmigen Parabolspiegel-Kollektoren errichtet, in deren Brennlinien schwarz gefärbte Kollektorrohre verlaufen. Seit einigen Jahren werden alternativ auch Fresnel-Kollektoren mit flachen Spiegelfacetten eingesetzt, auf die ich weiter unten noch zu sprechen komme.

    Je nach Verweilzeit und Art des Wärmemittelträgers (Wassers, Öl usw.) sind durch den Konzentrationsfaktor 80 mit dieser Methode 400°C – 600°C erreichbar. Diese Anlagenart ist einfach, preisgünstig, leicht zu handhaben und zu warten. Ihr Wirkungsgrad liegt bei etwa 10 %, wobei in Einzelfällen sogar Maximalwirkungsgrade von 15 % erreicht werden.

    An die Parabol-Reflektoren werden bei diesem System hohe konstruktive Anforderungen gestellt, denn die erforderliche geometrische Präzision muß gegen alle Windlasten hinreichend widerstandsfähig sein. Eisenarmes Glas mit rückseitiger Verspiegelung ist als Reflektor bestens geeignet.

    Schon 1976 berichtet die Presse über ein 10 kW Kraftwerk der Firma MAN, das diese in Zusammenarbeit mit der DFVLR entwickelt hat. Für den genannten Output sind dabei etwa 60 Rinnen-Kollektoren nötig, die zusammen eine Fläche von 150 m2 haben. Auch hier verlaufen die Rohre in den Brennlinien der Hohlspiegel. Für eine Anlage dieser Größeordnung wird ein Gesamtpreis von rund 70.000 DM veranschlagt, ein Ausbau in den Megawatt-Bereich hinein soll leicht möglich sein.

    Hot-Line Kollektor (Grafik)

    Hot-Line Kollektor

    Im gleichen Jahr 1976 präsentiert das Alternativ-Magazin ‚Motherearth’ einen sehr speziellen Rinnenkollektor, den ein Dan Lightfoot bereits ein Jahrzehnt zuvor erfunden hatte. Sein Hot-Line Kollektor zeichnet sich durch eine Geometrie aus die es nicht mehr erforderlich macht, den Kollektor der Sonne nachzuführen, da sie die Strahlen über einen Ost-West-Winkel von 150° und einer vertikalen Bewegung um 50° trotzdem fast unverändert auf eine zentrale Brennlinie konzentriert.

    Gefunden habe Mr. Lightfoot diese Geometrie durch mehrjährige Versuche nach dem ‚trial and error’ Verfahren. Später hätte er die Exklusivrechte an die NRG Corp. in Iowa verkauft und selbst eine Firma namens Alternate Energy Resources Company (Aerco) gegründet. Aerco und NRG hätten dann gemeinsam 18 Hot-line Einheiten in Iowa installiert, die nicht zur Wasser- sondern zur Lufterhitzung genutzt wurden. Obwohl man damals schon von einer Großproduktion sprach, ist die besondere Geometrie danach wohl in Vergessenheit geraten, denn gehört hat man nie wieder davon.

    1982 wird in der westaustralischen Kleinstadt Meekatharra eine 100 kW Solarfarm in Betrieb genommen, die 2,5 Mio. DM kostet und aus 960 m2 konzentrierender Kollektoren des Typs Helioman der Firma MAN besteht.

    Bis 1984 werden weltweit mehr als 10 Test- und Demonstrationsanlagen gebaut. Während bei den ersten Anlagen die Spiegelflächen der Sonne zweiachsig nachgeführt wurden, wird bei den neueren Entwicklungen aus Kostengründen die Kollektorfläche nur um die horizontale Achse geschwenkt, da der zusätzliche Energiegewinn durch eine zweiachsige Nachführung (ca. 25 %) die hohen Investitionen nicht rechtfertigt.

    Ende 1984 stellt die private Firma LUZ International im kalifornischen Daggett die erste Solarfarm mit 14 MW (andere Quellen: 45 MW) fertig, und 1985 geht dieses weltweit erste kommerzielle Solarfarm-Kraftwerk ans Netz. Kunde ist das Southern California Edison Electricity Network. Die Kosten der Farm in der Mojave-Wüste betragen etwa 200 Mio. DM, welche durch die private Firma LUZ International finanziert werden. Das in den Kollektorrohren auf 350°C – 450°C erhitzte synthetische Spezialöl treibt über einen Wärmetauscher einen Dampfturbogenerator  der schweizerischen ABB an. Die SEGS I + II genannte Anlage (Solar Electric Generating System) besitzt eine Reflektorfläche von 80.000 m2 in Form von 37.000 silberbeschichteten großflächigen Parabolspiegeln, die mit einer besonderen Versiegelung und einer Sonnennachführung ausgestattet sind. Diese Spiegel werden vom größten europäischen Hersteller, der Fürther Flabeg hergestellt, einer Tochter der Flachglas-Tochter, Gelsenkirchen, sie sind 2,5 m breit und 50 m lang. Die Kollektorröhren bestehen aus schwarzem Chromstahl und sind in evakuierte Glasröhren vom Borosilikattyp eingebaut, die eine gute Transmission, Gasdichtigkeit, thermische Belastbarkeit und Dauerhaftigkeit aufweisen.

    Einen weiteren Parabolrinnen-Kollektor, der nicht der Sonne nachgeführt werden braucht, erfindet Roland Winston 1985 an der University of Chicago – während er eine Vorrichtung entwickelt, mit der er die Cerenkov-Strahlung nachweisen will, die bestimmte Elementarteilchen beim Durchgang durch Materie aussenden. Der compound parabolic concentrator beruht auf der Geometrie zweier sich überschneidender Parabeln. Winston leitet später, ab 2003, das Programm für Erneuerbare Energie am Campus Merced der University of California.

    1987 kommen in der 2. Ausbaustufe in dem etwa 60 km entfernten Kramer Junction (SEGS III + IV jeweils 100 Mio. $) noch einmal 130.000 Spiegel dazu, die eine Reflektorfläche von insgesamt 300.000 m2 besitzen. Die Gesamtanlage erreicht 1988 einen Output von 194 MW, und 1989 verkauft LUZ International Solarstrom für 155 Mio. $, was dem Verbrauch von etwa 250.000 Menschen (in Amerika) entspricht.

    1989 liefert Flabeg weitere 200.000 Spiegel für insgesamt fünf  80 MW Kraftwerke, die wiederum einige Kilometer entfernt in Harper Lake errichtet werden. Bis zu diesem Zeitpunkt hat LUZ International etwa 1 Mrd. $ investiert, und man plant weitere Anlagen in Nevada und Texas, in Brasilien, Marokko und Indien. 1990 bestehen in Südkalifornien damit bereits acht LUZ-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 274 MW. Sie stellen das weltweit größte Solarkraftwerk dar, das zu dieser Zeit in Betrieb ist, und erreichen eine technische Verfügbarkeit von über 98 %. Langfristig arbeitet man an einer Einheitsleistung der Anlagen von 1.200 MW. Die Anlagen SEGS VI – VIII erreichen schon Wirkungsgrade bis 13 %. Im Jahr 1991 erwirtschaften die neun LUZ-Solarfarmen einen Output von 354 MW, und bis Ende 1993 sollten es sogar über 600 MW werden, doch dazu kommt es nicht mehr.

    Parabolrinnen werden von einem Sprengfahrzeug gereinigt

    Reinigung der Parabolrinnen

    Anfang der 1990er Jahre gerät das Unternehmen in wirtschaftliche Schwierigkeit, so daß der weitere Ausbau während den Arbeiten an der zehnten SEGS gestoppt werden muß, außerdem wird die Fertigung der Absorberrohre stillgelegt. Ausschlaggebend hierfür sind vor allem die gesunkenen Öl- und Gaspreise, an denen sich die Vergütung des eingespeisten Solarstromes in das kalifornische Netz bemißt. 1991 betrug diese ‚avoided energy cost’ Vergütung nur noch 22 % aus der Vergütung von 1981. Ein weiterer Grund war die Verschleppung des Genehmigungsverfahrens, was zu erheblichen Baumehraufwendungen führte und eine rechtzeitige Fertigstellung der Anlage zu dem Stichtag (31.12.1991), der für den Erhalt von Tax-Credits einzuhalten war, nicht mehr erlaubte. LUZ International geht in Konkurs. Und bis 2002 wird weltweit kein weiteres Rinnenkollektor-Kraftwerk mehr gebaut.

    Bereits 1990 wird von LUZ International eine 30 MW Solarfarm in der israelischen Negev-Wüste nahe Eilat geplant. Außerdem arbeitet man in dem Unternehmen an einer kleinen, standardisierten 1 MW Anlage für den Einsatz in entlegenen Gebieten. Ein anderes israelisches Unternehmen entwickelt gleichzeitig ein Spiegelfeld-System, in dem Öl aufgeheizt, und mit einem Brennstoff-Brenner noch weiter beheizt wird, bis Wasserdampf mit genügendem Druck entsteht, um eine Turbine zu betreiben. Man arbeitet Anfang der 1990er Jahre am Bau einer 30 MW Demonstrationsanlage in der 1987 geschaffenen Sde-Boker-Prüfstelle für Solarstromtechnologien in Israel.

    An der weiteren Verbesserung der Parabolrinnen-Technologie engagiert sich die Flachglas-Gruppe zusammen mit europäischen und amerikanischen Partnern mit dem Ziel, die Stromerzeugungskosten künftiger Anlagen von heute 9 – 10 auf 6 – 7 US-Cents/kWh zu senken. Das Anfang 1990 gemeinsam mit der DLR begonnene und BMFT-geförderte Entwicklungsprogramm wird bis 1995 weitergeführt. Eines der Ziele dabei ist, das Know-how der LUZ International zu erhalten, die um 1992 herum aufgelöst wird (s.u.).

    Gute Chancen werden noch 1996 einem Projekt in Indien eingeräumt, für dessen Finanzierung bereits Zusagen der Weltbank, der indischen Regierung und der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) vorliegen. Geplant ist ein solares Hybridkraftwerk mit insgesamt 130 – 160 MW, bei dem die Rinnenkollektoren ca. 40 MW erzielen, während den größeren Anteil eine Gas- oder Dampfturbine liefert.  Realisieren würde es die Kölner Firma Pilkington Solar International. Die frühere Flachglas Solar, die insgesamt 2 Mio. m2 Parabolspiegel nach Kalifornien geliefert hat, ist inzwischen eine Tochter des englischen Pilkington-Lonzerns.

    Weitere Hybridprojekte gibt es für Marokko (ca. 130 MW konventionell / Solaranteil 20 – 40 MW), Ägypten (100 – 200 MW / ca. 40 MW), Nord-Mexiko (312 MW / 40 – 50 MW) und Namibia am Oranje-Fluß (300 MW / 60 – 80 MW). Weitere Standortvorschläge gibt es für Jordanien, Spanien und den Iran.

    Schon weiter fortgeschritten sind 1998 die Vorbereitungen einer 55 MW Rinnenkollektor-Anlage, die nahe Frangokastello, im Süden der Insel Kreta errichtet werden soll. Mit der Theseus-Anlage (Thermal Solar European Power Station), die 2002 in Betrieb gehen soll, wird auch untersucht, wie derartige solarthermische Kraftwerke möglichst billig hergestellt werden können. Das Projekt wird von der EU gefördert, an den Planung sind neben Pilkington Solar u.a. auch Fichtner, PreussenElektra und die italienische ENEL beteiligt. Die EU-Kommission will 1998 überhaupt verstärkt in die Förderung der Solarthermie einsteigen, außerdem stellt die Weltbank bis zu 200 Mio. DM zur Realisierung drei bis vier ‚marktnaher’ Demonstrationsprojekte zur Verfügung.

    Die Kreta-Anlage wird in ihren 300.000 m2 Spiegelfläche einen Konzentrationsfaktor von 30 erreichen, die Rinnen werden einachsig der Sonne nachgeführt, und das Thermoöl in den vakuumisolierten Kollektorrohren erreicht eine Temperatur von 400°C. Pilkington Solar bzw. der Vorgänger Flachglas hatte bereits 1994 den Plan für ein thermisches Solarkraftwerk auf Kreta entwickelt – am vorgesehenen Standort erreicht die Sonneneinstrahlung mit 2.400 kWh/m2 Werte wie in der Sahara. Maßgebliche Schubkraft erhält das Projekt Ende der 1990er Jahre durch einen Fond privater Kapitalgeber aus Deutschland, der Solar Millennium AG, die auch die Mehrheit an der Theseus S.A. hält. Theseus soll 20 % bis 30 % der Gesamtkosten von 250 Mio. DM als Eigenkapital zur Verfügung stellen, weitere 100 Mio. DM sollen die Banken aufbringen. Von der EU erwartet man 40 %.

    Die Solar Millennium AG hat 1999 noch ein weiteres Projekt in Spanien in Arbeit, da dort seit 1998 eine relativ hohe Einspeisevergütung gezahlt wird. Gesellschafter der AG sind das Ingenieurbüro Schlaich, Bergermann & Partner, Pilkington Solar International, die Fichtner-Gruppe, die DLR und das israelische Unternehmen Solel Solar Systems Ltd., der Nachfolger von LUZ Industries.

    1999 wird in Almería eine neue Versuchsanlage gebaut, die nach dem DISS-Verfahren arbeitet (Direct Solar Steam), bei dem Ölpumpe und Wärmetauscher überflüssig sind (s.d.).

    In einem Szenario der DLR und der Ludwig-Bölkow-Stiftung könnte bis 2010 etwa 5 % des deutschen Stroms aus solarthermischen Anlagen kommen – allerdings müßten dafür 50 Solarfarmen mit einer Spiegelfläche von insgesamt 10 km2 errichtet werden.

    EuroTrough Parabolrinnen

    Im Rahmen einer Zusammenarbeit der Industriepartner Abengoa, Flabeg Solar, der DLR und dem Ingenieurbüro Schlaich, Bergermann & Partner wird Ende der 90er Jahre ein ‚EuroTrough’-Kollektor entwickelt, der in Almería getestet wird (s.d.). Ab 2003 werden diese Kollektoren im Rahmen des BMU-Projektes SKAL-ET in einem 800 m langen Strang des kalifornischen Solarkraftwerks SEGS V auf ihre Zuverlässigkeit und ihr Optimierungspotential hin untersucht. Federführend ist die Kölner Firma Flagsol GmbH. Diese neuen Kollektoren überzeugen bei den Tests mit einer Wirkungssteigerung von 5 % – 10 %  gegenüber der bestehenden Technologie.

    Als neuerlicher Durchbruch gilt dann die 2003 im indischen Rajasthan errichtete Hybrid-Anlage (Sonne/Erdgas) mit einem Output von 140 MW.

    Aufgrund der hohen Einspeisevergütung in Spanien ab 2002 (die allerdings nur für reine Solaranlagen gilt), werden 2003 neben zwei Solarturm-Projekten auch zwei große Parabolrinnen-Projekte gestartet: AndaSol 1 und AndaSol 2. Die beiden 50 MW Anlagen südöstlich von Granada werden mit ‚EuroTrough’-Kollektoren mit einer Solarfeld-Gesamtfläche von jeweils 510.120 m2 bestückt. Zur Steigerung der Wirtschaftlichkeit werden Flüssigsalzspeicher mit einer thermischen Kapazität von 6 Vollaststunden eingebunden. Der Baubeginn ist für 2004 geplant, je Kraftwerk wird mit Kosten von ca. 200 Mio. € gerechnet. Beteiligte Firmen sind Solar Millennium, Flabeg und Schlaich, Bergermann & Partner.

    Ein weiteres Vorhaben in Spanien ist die EuroSEGS-Anlage, ein auf 15 MW ausgelegtes Kraftwerk in der Provinz Navarra in der Nähe von Pamplona. Die Realisierung des Projektes, an dem die Unternehmen EHN, Duke Solar und CIEMAT beteiligt sind, ist Ende 2003 allerdings fraglich.

    Die SCHOTT-Rohrglas GmbH liefert im Februar 2004 an solarthermische Großanlagen in Kalifornien 165.000 Absorberröhren aus Borosilicatglas, die zur Entspiegelung mit einer nur 110 Nanometer dicken Schicht aus porösem Siliciumdioxid ummantelt sind, was die Lichtdurchlässigkeit der Glasröhren um bis zu 7 % erhöht. Die Röhren unter der Markenbezeichnung DURAN werden die herkömmlichen Gläser ersetzen, die bei Parabolrinnen-Receivern die in der Brennlinie liegenden schwarzen Rohre ummanteln. Die Produktentwicklung erfolgte in Kooperation mit der Universität Clausthal.

    SOLITEM Parabolrinnen

    SOLITEM Parabolrinnen

    Die SOLITEM GmbH von Dr.-Ing. Ahmet Lokurlu ist nach eigenem Bekunden die einzige europäische Firma, die dachintegrierbare Parabolrinnen-Kollektoren für den privaten Gebrauch entwickelt und herstellt. Im April 2004 erhält das innovative Unternehmen den Energy Globe Award.

    Am 23.03.2005 veröffentlicht der Glashersteller Schott das ‚SCHOTT Memorandum zur solarthermischen Kraftwerkstechnologie’, mit welchem das Unternehmen Entscheidungsträger in Politik und Wirtschaft mit dieser Technik vertraut machen und die notwendigen Schritte zur Markteinführung anstoßen will.

    Im Mai 2005 unterzeichnet Solar Millennium mit zwei chinesischen Unternehmen ein Rahmenabkommen für den Bau mehrerer solarthermischer Kraftwerke. Bis 2020 will das Konsortium Parabolrinnen-Kraftwerke mit einer Leistung von insgesamt einem Gigawatt installieren. Das erste 50 MW Kraftwerk ist in der Inneren Mongolei geplant. Ab dem Herbst 2005 werden dann gemeinsam mit dem chinesischen Energieministerium Standortuntersuchungen in insgesamt drei chinesischen Provinzen durchgeführt.

    Die Solar Millennium AG geht bereits im Juli 2005 an die Börse. Das Unternehmen projektiert mit internationalen Partnern weitere Parabolrinnen- und Aufwindkraftwerke. Es verfügt derzeit über ein Grundkapital von rund 10 Mio. € und eine ebenso große Zahl an Aktien. 54,7 % davon befinden sich in den Händen von 1.750 Privatinvestoren, 45,3 % gehören den Organmitgliedern.

    Im Oktober 2005 erhält der Mainzer Technologiekonzern Schott den ersten Großauftrag für seinen neuen Parabolrinnen-Solar-Receiver. Für das Kraftwerk Nevada Solar One in Eldorado Valley nahe Boulder City und dem Hoover Staudamm im US-Bundesstaat Nevada bestellt das US-Unternehmen Solargenix über 19.000 Stück der Receiver. Im Februar 2006 wird der Grundstein für die Anlage gelegt. Das 64 MW Kraftwerk soll im Juni 2007 an das Stromnetz der Nevada Power und der Sierra Pacific Power Company gehen und 40.000 Haushalte mit Strom versorgen.

    Tatsächlich liefern die insgesamt 219.000 Parabol-Einzelspiegel mit einer Gesamtlänge von 76 km der Nevada Solar One Anlage ab Juni 2007 Energie für (nur) 14.000 Haushalte, wie es nun heißt, obwohl der Output tatsächlich 64 MW Strom erreicht. Die Dampfturbinen liefert der Bereich Power Generation (PG) von Siemens. Das 130 ha große und 266 Mio. $ kostende solarthermische Kraftwerk wird übrigens von der spanischen Firma Acciona Energy in Betrieb genommen, die außerdem ein weiteres, mit 200 MW genau drei Mal so großes Parabolrinnen-Krafwerk im Westen der USA plant, mit dessen Bau in drei Jahren begonnen werden soll. Als Standort kommen New Mexico, Arizona oder Nevada in Frage.

    Im Dezember 2005 geht – nach fast zwei Jahrzehnten ohne weitere Bautätigkeit – in Arizona, knapp 50 km nördlich von Tucson eine neue, allerdings eher ‚symbolische’ 1 MW Anlage der Arizona Public Service in Betrieb. Die Saguaro Solar Generating Station wurde von Solargenix aus Raleigh gebaut, einer Tochter der spanischen ACCIONA Energy, und ist mit mehreren Hundert SCHOTT PTR 70 Parabolrinnen-Kollektoren ausgestattet. [Die zur ACCIONA Group gehörige ACCIONA Energy gilt 2005 als einer der Weltmarktführer im Bereich der erneuerbaren Energie – mit 3.720 MW installierter Leistung, hauptsächlich in Form von 131 Windfarmen, die in 9 Ländern installiert sind.]

    Die 1992 gegründete Solel Solar Systems Ltd. in Beit Shemesh, Israel, besteht aus  den Managern, Ingenieuren und Wissenschaftlern der früheren LUZ Industries, die bis 1984 die damals weltgrößten Solarthermie-Anlagen in Südkalifornien gebaut hatte (354 MW aus 9 Einzelanlagen). Solel kauft auch alle Rechte von LUZ, und bekommt dadurch die  Kontrolle über die drei größten Anlagen dort.

    Solel Parabolrinnen

    Anfang 2006 gewinnt Solel den Auftrag der amerikanischen Solargenix, Thermosolar-Komponenten im Wert von 10,6 Mio. $ nach Nevada zu liefern. Im März gibt Solel bekannt, daß es den Auftrag zum Bau eines 150 MW Kraftwerks in der Gegend von Ashalim in der Negev Wüste, südlich vom Kernkraftwerksstandort Dimona, im Wert von 350 Mio. $ erhalten habe. Im Laufe von 10 Jahren soll die Kapazität dann bis auf 500 MW erhöht werden, was einer Investitionssumme von 1 Mrd. $ entspricht. Dabei wird allerdings nur 70 % von der Sonne stammen, die übrigen 30 % werden von Erdgas-betriebenen Dampfturbinen gedeckt.

    Im Juni unterzeichnet Solel einen 24 Mio. $ Vertrag mit der spanischen Cobra Instalaciones y Servicios, um die erste Solarthermie-Anlage mit den neuen Rinnenkollektoren von Solel in Spanien zu errichten. Cobra ist eine Tochter von Europas zweitgrößter Baufirma, der spanischen ACS. Die neuen ,Solel 6’ Kollektoren erzielen im Jahresmittel eine Steigerung der Stromproduktion um 30 % verglichen mit die früheren ‚SEGS’ Kollektoren. Das 332 Mio. $  Cobra-Projekt beginnt im Juli 2006 und soll innerhalb von 24 Monaten abgeschlossen sein.

    Im Juli 2006 beginnt Solar Millennium (endlich) mit dem Bau des ersten Parabolrinnen-Kraftwerkes in Europa. Das Andasol 1 getaufte Projekt in der Sierra Nevada im spanischen Andalusien – rund eine Autostunde von den Urlaubsorten der Costa del Sol entfernt – wird mit seiner Kollektorfläche von mehr als 510.000 m2 und einer elektrischen Leistung von 50 MW nach seiner Fertigstellung 2008 das größte Solarkraftwerk der Welt sein. Mit 179 Gigawattstunden Strom pro Jahr soll es rund 200.000 Menschen versorgen.

    Die Parabolspiegel stammen aus dem Hause des bayrischen Glasspezialisten Flabeg. In den armdicken Röhren, auf die das Sonnenlicht fokussiert wird, zirkuliert ein spezielles Öl, das sich dabei auf knapp 400°C aufheizt und seine Hitze anschließend über einen Wärmetauscher an einen Wasserkreislauf abgibt. Der entstehende Wasserdampf treibt dann die Turbine an. Über die Abwärme eines Wärmespeichertank mit geschmolzenen Salzen kann der Stromfluss auch bei Bewölkung und sogar während der Nachtstunden aufrecht erhalten werden.

    Solar Millennium arbeitet mit Unterstützung des Bundesumweltministeriums und des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) bereits seit sieben Jahren an der Realisierung des Projektes. Als Partner hat Solar Millennium mit der ACS/Cobra-Gruppe Spaniens größten Baukonzern und Anlagenbauer gewinnen können, der auch 75 % aller Anteile hält.

    Solar Millennium plant weltweit eine Vielzahl weiterer solarer Großkraftwerke. Allein am Standort in Andalusien werden insgesamt drei Solarkraftwerke entstehen.

    Im Juli 2006 macht auch das Beispiel von zwei Studentenguppen des MIT Furore, die aus gebrauchten Autoteilen und Wasserrohren gut funktionierende Parabolrinnen-Kollektoren herstellen, um daraus Elektrizität zu erzeugen. Unter der Leitung von Professor Harold Hemond hatte Matthew Orosz im südafrikanischen Lesotho und im Rahmen seines Einsatzes im amerikanischen Peace Corps bereits einen Kollektor entwickelt, mit dem Brot gebacken werden konnte. Das neue und gemeinsam mit Amy Mueller entwickelte System hat eine Gesamtfläche von 15 m2, und in den Rohren im Brennpunkt fließt konventionelles Motoröl, das über einen Wärmetauscher Dampf erzeugt, der wiederum eine kleine Turbine antreibt. Ein System mit einem Output von 1 kW Strom und rund 10 kW Wärme ist dadurch für einen Preis von nur wenigen 1.000 $ herstellbar, sogar inklusive einer Batterie zur Stromspeicherung. Interessanterweise wird hier statt eines konventionellen Turbinenmodells eine viel leichter herzustellende und auch wesentlich robustere Tesla-Turbine genutzt, die sonst jedoch fast unbekannt ist. Dieses Turbinen-Modell habe ich im Kapitel über Wasserenergie dargestellt (s.d.).

    Mitte 2007 wird bekannt, daß die Gruppe des MIT eine Unterstützung von 100.000 $ durch die Weltbank erhalten hat. Das System erhält den Namen Promethean Power und soll nun auch kommerziell verwertet werden. Zu diesem Zeitpunkt werden die Herstellungskosten mit 5.000 $ beziffert, bei einer Massenproduktion soll dieser Preis dann auf 3000 $ sinken. Die entstehende Überschußwärme wird übrigens mittels eines Gas-Absorptionsprozeßes und flüssigen Ammoniaks zur Kühlung genutzt.

    Nachdem SCHOTT im August 2006 im bayerischen Mitterteich eine erste industrielle Produktionsanlage für Rinnenkollektoren in Betrieb genommen hat, gibt das Unternehmen im November bekannt, in Spanien eine zweite Fabrik für 22 Mio. € bauen zu wollen, um den Ausstoß ab 2008 verdoppeln zu können.

    Im November 2006 wird zwischen der Solel Solar Systems Ltd. und der spanischen Sacyr-Vallehermoso die Vereinbarung zur Errichtung von drei Solarthermischen Parabolrinnen-Kraftwerken mit einer Gesamtleistung von 150 MW in Spanien geschlossen. Das Projekt soll etwa 890 Mio. $ kosten.

    Ende 2006 gibt auch das sonnenreiche Ägypten bekannt, eine kommerzielle und hybride Parabolspiegelanlage errichten zu wollen, die nachts mit Gas betrieben wird.

    Im Mai 2007 stellt Rich Diver, ein Wissenschaftler der Sandia National Laboratories, unter dem Namen ,theoretical overlay photographic’ (TOP) eine neue Technologie vor, durch welche die Parabolform der Spiegel optimiert und ihr Ertrag maximiert werden kann. Er arbeitet mit einem Set aus fünf Kameras, um die Spiegel optimal auszurichten.

    Im Juli 2007 meldet die Presse, daß in der Mojave-Wüste neben den bereits neun vorhandenen Solaranlagen mit ihrer Gesamtkapazität von 354 MW nun ein weiteres Solarprojekt geplant ist, das mit einer Kapazität von 553 MW zu diesem Zeitpunkt als das größte der Welt bezeichnet wird. Ähnlich wie bei den früheren Anlagen handelt es sich auch hier um eine thermische Parabolrinnen-Solaranlage, die aufgrund der technologischen Entwicklung der vergangenen Jahre bei den Spiegeln und Absorberrohren allerdings eine um 20 % gesteigerte Effizienz aufweist.

    Bei dem Projekt des Stromversorgers Pacific Gas & Electric (PG&E) sollen insgesamt 1,2 Millionen Spiegel installiert werden, während die Gesamtlänge der Absorberrohre 317 Meilen beträgt. Die Errichtung der Anlage soll wiederum das israelische Unternehmen Solel Solar Systems aus Beit Shemes (= Haus der Sonne) übernehmen, mit dem PG&E eine Vereinbarung mit einer Laufzeit von 25 Jahren unterzeichnet. Bei Inbetriebnahme im 2011 wird die Anlage elektrischen Strom für insgesamt 400.000 Haushalte liefern können.

    Zu diesem Zeitpunkt – also Mitte 2007 – scheint sich eine neue Ära im Bereich der Parabolrinnen-Solaranlagen anzukündigen, denn man hört aus diversen Ländern von immer mehr Plänen, diese Technologie auf kommerzieller Ebene umzusetzen.

    Auch der Grundstein für die zweite europäische 50 MW Anlage AndaSol 2 wird im Juli 2007 gelegt. Das 260 Mio. € Projekt (lt. andere Quellen 300 Mio. €)  hat die Erlanger Solar Millennium AG entwickelt, der Bau, den die spanische ACS/Cobra-Gruppe durchführt, die auch 75 % der Projektgesellschaft übernimmt, wird zwei Jahre dauern.

    Die Andasol-Kraftwerke mit ihrer Kollektorfläche von jeweils 512.000 m2 sollen dabei helfen, die Nachfragespitzen im spanischen Stromnetz in den Sommermonaten abzudecken, die vor allem durch den hohen Energiebedarf der Klimaanlagen verursacht werden. Mittels ihrer Technologie der tagsüber stattfindenden Energiespeicherung werden sie auch nach Sonnenuntergang für 7,5 Stunden Strom liefern können.

    Ebenfalls im Juli 2007 beginnt in Algerien, das sich 2002 entschlossen hatte, verstärkt erneuerbare Energien zu nutzen, der Bau eines Erdgas-Solar-Hybridkraftwerkes bei Hassi R’mel, etwa 420 km südlich von Algir – und zwar unter der Leitung von New Energy Algeria (NEAL), einem vom algerischen Staat gegründeten Konsortium der staatlichen Unternehmen Sonatrech und Sonelgaz mit dem Privatunternehmen SIM zur Förderung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien. Errichtet wird diese Anlage für 315 Mio. € von dem spanischen Unternehmen Abener.

    Das Parabolrinnen-Solarfeld wird eine Fläche von 180.000 m2 einnehmen und 25 MW Strom erzeugen. Gemeinsam mit den Gasturbinen sollen ab 2009 oder 2010 dann insgesamt 150 MW produziert werden. Für die nächsten Jahre sind außerdem drei weitere Hybridkraftwerke mit einer Leistung von jeweils 400 MW in Planung. Langfristig möchte das Land den Solarstrom ebenso wie die aus den großen Gasressourcen erzeugte Energie nach Europa exportieren. Aus diesem Grund sind bereits zwei Stromleitungen durch das Mittelmeer nach Spanien und Italien geplant. Langfristig will Algerien 6.000 MW ‚saubere Energie’ nach Europa exportieren.

    Im Rahmen einer Algerisch-Deutschen Kooperation zwischen der NEAL und der deutschen DLR wird im März 2008 außerdem von einer 200 MW Anlage gesprochen, die gleichzeitig Wasser für den Verbrauch von 50.000 Menschen entsalzen soll.

    Nur einen Monat später, im August 2007, wird der Plan für den Bau eines 50 MW Parabolrinnenkraftwerks in China bekanntgegeben. Der Baubeginn soll der Inner Mongolia STP Development Co. Ltd. zufolge bereits 2008 erfolgen. Das Projekt wird in den aktuellen Fünf-Jahres-Plan Chinas aufgenommen und soll auch Vorbild für den weiteren Einsatz dieser Solartechnologie in China sein. An dem Unternehmen sind der Erlanger Projektentwickler Solar Millennium und die chinesische Inner Mongolia Lvneng New Energy Co. Ltd jeweils zur Hälfte beteiligt. Das deutsch-chinesische Rahmenabkommen, das bereits 2006 unterzeichnet wurde, sieht sogar den Bau von solarthermischen Kraftwerken mit einer Leistung von insgesamt 1.000 MW vor.

    MicroCSP Rinnenkollektor

    MicroCSP

    Eine etwas kleinere Version, die auch auf einem Hausdach Platz findet, wird im September 2007 in verschiedenen Blogs vorgestellt. Die MicroCSP Kollektoren der bereits 2002 gegründeten Firma Sopogy in Honolulu auf Hawaii produzieren jeweils 500 W und lassen sich entsprechend dem privaten oder kleinindustriellen Bedarf zusammenschließen.

    Im Dezember 2007 meldet die Presse, daß im Südwesten der USA Verträge für solarthermische Anlagen mit einer Gesamtleistung von 3.000 MW unterschrieben worden sind. US-weit befinden sich bis zu 5.000 MW in konkreter Planung und alleine für die Wüste im Süden des Bundesstaates Kalifornien gibt es bereits 34 Anfragen von Planern, die Solarkraftwerke errichten wollen.

    Neben der oben genannten Erweiterung der Mojave-Anlagen arbeitet Anfang 2008 ein internationales Konsortium gemeinsam mit Stromversorgern im Südwesten der USA an Plänen für die größte Einzelanlage mit einem Output von 250 MW. Beteiligt sind u.a. die Unternehmen Arizona Electric Power Cooperative, Arizona Public Service, Salt River Project, Southern California Public Power Authority, Tucson Electric Power und Xcel Energy.

    Die Flagsol GmbH – inzwischen Tochter der Solar Millennium AG – arbeitet derweil an einer neuen Generation von Parabolrinnen-Kollektoren, die größer, im Aufbau kostengünstiger und auch effizienter sind als bisherige Kollektordesigns. Die Investitionskosten lassen sich damit um 15 – 20 % senken. Im Februar 2008 wird damit begonnen, das Montagekonzept zu testen und die geometrische Präzision zu überprüfen. Ab dem Herbst sollen die neuen Kollektoren dann in ein bestehendes kommerzielles Parabolrinnen-Kraftwerk eingebaut werden, um ihre Einsatz- und Leistungsfähigkeit unter realen Bedingungen aufzeigen.

    Ebenfalls im Februar 2008 informiert das spanische Unternehmen Abengoa Solar, daß es bis 2011 in Gila Bend, in der Nähe von Phenix im US-Bundesstaat Arizona, ein Solarkraftwerk mit 280 MW errichten will, bei dem ein Teil der Wärme in geschmolzenem Salz gespeichert wird, um auch nach Sonnenuntergang und in den frühen Morgenstunden Strom erzeugen zu können. Die Spiegel der Solana Generating Station, die von der Arizona Public Service (APS) betrieben werden soll, werden eine Fläche rund 7,7 km2 einnehmen und bis zu 70.000 Haushalte versorgen können. Die Absicherung der Investition erfolgt durch einen über 30 Jahre laufenden Liefervertrag mit einem örtlichen Stromversorgungsunternehmen.

    Derzeit betreibt Abengoa in Spanien zwei kleinere Kraftwerke mit Parabolrinnen sowie zwei Kraftwerke, die mit Solartürmen arbeiten (s.d.). Außerdem baut das Unternehmen in Marokko und Algerien solarthermische Gas-Hybridkraftwerke, bei denen ebenfalls Parabolrinnen zum Einsatz kommen.

    CSEM-Insel Grafik

    CSEM-Insel (Grafik)

    Ein besonders Interessantes Konzept entwickelt das private und bereits 1984 gegründete Forschungs- und Entwicklungszentrum Centre Suisse d’Electronique et de Microtechnique (CSEM) in Alpnach, das im Mai 2007 mit der Regierung des Emirates Ras Al Khaimah der Vereinigten Arabischen Emirate (VAE) einen Vertrag zur Entwicklung von mit Solarpanelen bestückten schwimmenden Solar-Inseln unterzeichnet, deren Konzept auf Patenten des CSEM basiert. Ich habe darüber schon im Kapitel Maritime Solarinseln berichtet (s.d.)

    Im Rahmen des 5 Mio. $ Projektes der Ras Al Khaimah Investment Authority (RAKIA) soll Solarenergie in Wasserstoff und Elektrizität umgewandelt werden – großflächig und zu sehr niedrigen Kosten. Ein mit thermosolaren Panelen bestückter kreisförmiger Prototyp mit einem Durchmesser von 100 m wird ab Mitte 2007 in den VAE aufgebaut und getestet.

    Diese erste Insel wird in der Wüste konstruiert, sie ‚schwebt’ über dem Wüstenboden und richtet sich drehend der Sonne nach. Dabei erlaubt es ein mit Wasser gefüllter Kanal dem äußeren Ring der Prototyp-Insel, die Ende 2008 in Betrieb gehen soll, zu schwimmen. Unter anderem beinhaltet dieser Prototyp ein thermisches Energiereservoir, wodurch er unabhängig von der Tages- oder Nachtzeit 24 h pro Tag Energie liefern kann. Die Zielkosten der Anlage sind auf unter 100 $/m2 angesetzt, während die Spitzenleistung 1 MW, und die mittlere Leistung ca. 250 kW betragen wird. Man rechnet einer jährlichen Energieproduktion von 2,2 GW/h. Für die praktische Umsetzung wird im Oktober 2007 das Start-up Unternehmen Nolaris SA gegründet.

    Im Jahr 2010 soll die erste industrielle Solar-Insel zu Wasser gelassen werden – mit einem Durchmesser von 500 m, während die kommerzielle Umsetzung mit Inseln von einem Durchmesser bis zu 5 km, deren solarthermischen Paneele auf einer 20 m hohen und durch Überdruck stabilisierten Membrane installiert sind, ab 2011 erfolgen wird.

    Die US-Firma Martifer Renewables, Tochter eines portugiesischen Unternehmens, und das Planungsbüro Spinnaker Energy gegeben im Juni 2008 bekannt, daß sie in der Nähe von Coalinga, in Fresno County, eine neuartige Kombinationsanlage errichten werden, die aus einer großen thermischen Solarfarm (Parabolrinnen der Luz solar thermal technology) sowie einem Generator zur Verbrennung organischer Abfälle besteht, welcher den Nachtbetrieb der 106,8 MW Anlage gewährleistet. Der ab 2011 produzierte Strom wird an die Pacific Gas and Electric Co. verkauft.

    Sonnenfarm (Flachspiegel-Kollektoren)

    Eine Variante der Parabolspiegel-Hochtemperatursysteme bilden kompakte Fresnel-Kollektoren mit flachen Spiegelfacetten. Die Spiegel sind parallel angeordnet und konzentrieren das Sonnenlicht auf ein mehrere Meter darüber liegendes Absorberrohr. Ein Sekundär-Reflektor oberhalb des Absorberrohres lenkt zusätzliche Strahlung in die Brennlinie. Ein Kollektor mit 24 m Breite in 1.000 m Länge kann im Absorberrohr Dampf mit mehr als 500°C für eine Stromleistung von ca. 5 MW produzieren.

    Die Vorteile dieses Systems: Der Kollektoraufbau ist einfach und für die Massenfertigung gut geeignet, die geschlossene Anordnung der Spiegel erfordert weniger Raum und bietet unter der Konstruktion eine partiell verschattete Fläche, die sich z.B. für den Gemüseanbau gut eignet.

    Die linearen Fresnel-Reflektoren gehen auf den Italiener Giovanni Francia im Jahr 1964 zurück, der unter anderem auch die Anti-blockier-Bremse für Fahrzeuge erfunden hat. Durch die zu jener Zeit noch mindere Qualität der Reflektoroberflächen ist die Effektivität des Systems allerdings unbefriedigend. Seine damals angefertigten futuristischen Entwürfe werden erst 2005 wiedergefunden.

    Die ersten Untersuchungen an dieser Compact Linear Fresnel Reflector (CLFR) Technologie werden Anfang der 1990er Jahre an der Sydney University und gemeinsam mit der Solsearch Pty Ltd. durchgeführt.

    Die australischen Unternehmen Ausra Energy Corporation und Stanwell Corporation erhalten dann vom australischen Greenhouse Office einen Betrag von 2 Mio. $, um mit der Errichtung einer 5 MW Anlage auf dem Gelände des Stanwell-Kraftwerks in Queensland zu beginnen. Die Inbetriebnahme ist für 2001 geplant, scheint sich dann jedoch zu verzögern.

    Es dauert nämlich noch ein paar Jahre, bis die Technologie so weit ausgereift ist, daß sie auch großtechnisch zu Einsatz kommen kann. Darum verdient macht sich insbesondere die Solar Heat and Power Pty Ltd. im Jahr 2004 in Australien. Ab diesem Zeitpunkt produziert ein Prototyp in New South Wales 1 MW. Eine wesentliche Komponente des Gesamtsystems – die Wärmespeicherung, die auch einen nächtlichen Betrieb möglich macht – soll bis 2009 fertig sein.

    Nach 2004 wird die Entwicklung der Fresnelkollektoren von dem australischen Unternehmen Ausra weiterverfolgt – daneben beschäftigt sich aber auch die in Belgien beheimatete Firma Solarmundo mit dieser Technologie.

    Im September 2007 verkündet die Presse, daß die im kalifornischen Palo Alto beheimatete amerikanische Filiale der Ausra nun den konventionellen Parabolrinnenkollektoren (wie die der israelischen Firma Solel) Konkurrenz machen wird. Die Ausra-Anlagen sind zwar nicht so effizient wie jene mit den Parabolspiegeln – dafür verzichten sie aber auf die aufwendigen Wärmetauscher, indem sich in den Sammlerrohren Wasser befindet, das zu Dampf erhitzt die Turbinen dirket antreibt. Zusammen mit den einfachen und in Massenproduktion herstellbaren flachen Spiegeln sind die Anlagen dadurch wesentlich preisgünstiger.

    Ausra-Flachreflektoren

    Ausra-Flachreflektoren

    Schon im November 2007 kann das Unternehmen den ersten Vertragsabschluß bekanntgeben: Gemeinsam mit der kalifornischen Pacific Gas and Electric Company (PG&E) wird ein 177 MW Kraftwerk gebaut, das über 120.000 Haushalte mit Strom versorgen kann.

    Im Dezember 2007 errichtet Ausra in Las Vegas eine hochautomatische Produktionsanlage, in der die Reflektoren, Absorberrohre und andere Schlüsselkomponenten hergestellt werden. Die Kapazität beträgt ab April 2008 vier Quadratmeilen Kollektoren mit einer Gesamteistung von über 700 MW pro Jahr – also jeweils ausreichend zur Versorgung von mindestens 500.000 Haushalten. Das Unternehmen befindet sich inzwischen zu großen Teilen im Besitz von Khosla Ventures und Kleiner, Perkins, Caufield & Byers.

    Im März 2008 legt Ausra eine Studie vor, derzufolge seine thermischen Solarkraftwerke über 90 % des US-weiten Strombedarfs inklusive dem Bedarf einer großen Flotte von Elektrofahrzeugen decken könnten.

    Ebenfalls im März 2008 meldet die französische Wissenschaftspresse, daß man nun auch dort in die Errichtung solarthermischer Kraftwerke nach dem Parabolspiegel-Prinzip einsteigen will. Im Rahmen des Projektes ‚Solenha’, das als nationaler Impulsgeber für die Entwicklung weiterer Hochleistungs-Solartechnologien gesehen wird, soll eine erste 12 MW Anlage mit einer Fläche von 40 bis 80 Hektar gebaut werden, die den Strombedarf einer Stadt mit zirka 37.000 Einwohnern deckt. Der Baubeginn für das 80 Mio. € Projekt ist für 2008 und die Inbetriebnahme für 2010 vorgesehen, es soll dann bis 2040 in Betrieb bleiben. Die Durchführung erfolgt in Zusammenarbeit mit dem Promes-Labor des Wissenschaftszentrums CNRS, der in Europa führenden Innovationstechnologie-Gruppe Bertin, dem Ingenieurbüro Sciences Environnement und dem Beratungsunternehmen Ernst & Young.

    Solar Euromed wurde bereits 2006 gegründet, mit dem Ziel, solarthermische Großkraftwerke im Mittelmeerraum zu entwickeln, zu bauen und zu betreiben. Diese erste Betriebserfahrung soll die Basis zur Einführung einer Partnerschaftspolitik mit verschiedenen Mittelmeer-Ländern bilden.

    Im Juli 2008 soll in Südostspanien in der Nähe von Murcia eines der ersten kommerziellen thermischen Solarkraftwerke mit Fresnelkollektoren in Betrieb gehen. Die 2 MW Anlage mit rund 18.000 m2 Spiegelfläche wird von den Unternehmen M+W Zander und Novatec Biosol errichtet, nachdem man die Technologie ab 2006 auf einem 200 m2 Testfeld optimiert hatte. Der Receiver in der Brennlinie wird von acht Spiegelreihen angestrahlt, wodurch das in ihm enthaltene Wasser verdampft und eine Stromturbine antreibt.

    Eine weitere Form der solaren Hochtemperaturnutzung erfolgt mittels der sogenannten Dish-Technologie, die als nächstes vorgestellt wird.

    Parabolspiegel Anlagen (Dish-Stirling-Systeme)

    Eine weitere Form der solarthermischen Kraftwerke beinhaltet den Einsatz von Parabol-Spiegeln, die das Sonnenlicht auf (nur) einen Brennpunkt fokussieren und dort Temperaturen bis zu 800°C erreichen. Dabei wird die Wärme nicht nur zum Betrieb eines Wasser-Dampf-Kreislaufs genutzt, sondern – wie auch überwiegend umgesetzt – zum direkten Antrieb eines Stirlingmotors (s.d.). Diese zweiachsig nachgeführten Systeme sind besonders für den dezentralen Einsatz geeignet (stand-alone-systems) und liegen typischerweise im Leistungsbereich zwischen 5 kW und 50 kW. Für größere Leistungen lassen sich die Systeme zu einer Farm zusammenschalten.

    Das südbadische Unternehmen Bomin-Solar von Prof. Hans Kleinwächter in Lörrach-Haagen gilt seit 1970 als Pionier bei der Entwicklung dieses Anlagentyps. Gemeinsam mit seinem Sohn Jürgen (s.o.) erfindet er 1972 ein Vakuumsystem zur Verformung flexibler Spiegeloberflächen, womit eine extreme Preis- und Gewichtsreduzierung gegenüber festen Spiegeln erreicht wird. Diese Folienspiegel aus Hostaflon ET sind kratzfest, und dadurch gegen Hagel- und Sandstürme gefeit, auch ihre Nutzungsdauer von 10 Jahren liegt nicht hinter der konventioneller Glas- oder Metallspiegel zurück. Der zu einer metallisierten Folie verarbeitete Flour-Kunststoff ist chemisch mit Teflon verwandt. Die Folie wird über einen Rahmen aus Faserverbundwerkstoffen gespannt und mittels einer Vakuumpumpe in die gewünschte Parabolform gebracht. Derartige Spiegel weisen einen Wirkungsgrad von 80 % – 90 % auf. Dieses Unterdruck-Verfahren wird inzwischen weltweit bei Metallspiegeln angewandt.

    Ab 1982 bietet Bomin-Solar 1 kW – 10 kW Sonnenkraftwerke in Leichtbauweise an (3 m – 10 m Durchmesser). Als Wirkungsgrad werden 70 % genannt, sofern die Abwärme zur Meerwasserentsalzung genutzt wird. Bei diesen Kuppelkraftwerken werden die Reflektoren zum Schutz vor Witterungseinflüssen von einer durchscheinenden Plastikfolie umhüllt, die sich über eine kuppelförmige Stahlkonstruktion spannt. Herzstück der Anlage ist der bereits 1816 erfundene Stirling-Motor, der hier eine Arbeitstemperatur von 600°C – 650°C erreicht, und für den Vater und Sohn Kleinwächter eine magnetische Energieauskopplung entwickeln, um seinen Hauptschwachpunkt – die mangelhafte Abdichtung – zu umgehen: Am unteren Ende des Arbeitskolben brachten sie zwei Magnete an. Diese nehmen zwei weitere, an der Außenwand des Zylinders beweglich montierte Magneten bei jedem Kolbenhub mit. Diese magnetische Kupplung überträgt die Kolbenbewegung nach außen – und der Zylinder selbst, den keine Kolbenstange mehr durchdringen muß, kann als hermetisch abgeschlossener Raum mit einem geschlossenen Gaskreislauf gestaltet werden.

    1984 wird ein Prototyp bei Heilbronn vorgestellt, und 1985 folgt nach Tests bei der DFVLR der Bau von zwei Dish-Kraftwerken mit je 17 m Durchmesser und einer Leistung von 50 kW im saudischen Riadh. Dort wird bei einer Receiver-Temperatur von 700°C Wasserstoff als Arbeitsgas für den 4-Zylinder-Stirling-Motor eingesetzt. Die Finanzierung von 3 Mio. $ teilen sich die King Abdulaziz City for Science and Technology (KACST) und das BMFT, den Bau führt das Ingenieurbüro Schlaich, Bergermann & Partner durch. Bis 1988 werden rund drei Dutzend Patente durch Bomin-Solar angemeldet.

    Zur Überbrückung von Ausfallszeiten bzw. für den nächtlichen Betrieb entwickelt die Bomin-Solar außerdem eine Methode der Energiespeicherung, die sich ideal in das vorhandene Konzept einpassen läßt: Das von einem Parabolspiegel gebündelte Licht trifft mit 450°C auf einen mit Magnesiumhydrid gefüllten Behälter, wodurch sich dort der Wasserstoff vom Magnesium trennt und in einen zweiten Behälter fließt, wo er sich mit einer Eisen-Titan-Legierung verbindet. Bei beiden Prozessen wird Wärme frei, die zu Heizzwecken oder zum Betrieb eines Motors genutzt werden kann. Bei Nacht oder bei Bedeckung kehrt sich das Ganze um: Der Wasserstoff verlässt die Eisen-Titan-Legierung und strömt zurück zum Magnesium, wobei sich der zweite Speicher bis auf minus 20°C abkühlt. Und indem im ersten Speicher Wasserstoff und Magnesium wieder miteinander reagieren, entsteht dort Wärme über 450°C, die jetzt den Motor antreiben kann.

    25 kW Solar Stirling

    25 kW Solar Stirling

    Auch in den USA werden leistungsfähige Dish-Systeme entwickelt. Ab 1979 wird auf der Edwards Airforce Base in der Mojave-Wüste ein 11 m Dish mit einem Output von 23,5 kW getestet, dessen Reflektor aus 220 einzelnen Spiegelsegmenten besteht. Die sonnennachgeführte Anlage, die von dem Unternehmen United Stirling AB of Sweden geliefert wurde, kann im geschlossenen Wasserstoff- oder Helium-Kreislauf betrieben werden und erreicht am Receiver eine Temperatur von 700°C. Auf dem Foto erkennt man sehr gut den Ort, an dem sich bei einem 25 kW Receiver von Stirling Energy Systems die Sonnestrahlen treffen: es ist der Trichter aus spiralförmig angeordneten Metallröhrchen, welche die Hitze aufnehmen.

    Ab 1981 ist ein weiteres System beim Jet Propulsion Laboratory (JPL) der NASA in Betrieb. Die Anlage gibt 250 kW ins Netz des Stromversorgers Southern California Edison ab.

    Unter dem Namen Vanguard I existiert bis 1985 außerdem eine 35 kW Anlage der Firma Advanco Corp. mit einem Durchmesser von 11 m. Geplant wird eine 30 MW Anlage für die Southern California Edison, die im Hybridverfahren (Solar/Gas) funktioniert, der Vertrag für diese Vanguard II Anlage wird mit der United Gas Corp. of USA geschlossen.

    Solar Plant 1

    Solar Plant I

    Eine besonders große Dish-Farm ist die SolarPlant 1 der LaJet Energy Company in Abilene, Texas, die Mitte 1984 mit insgesamt 700 Konzentratoren vom Typ LEC-460 auf der Warner Ranch in der Nähe von Warner Springs, etwa 45 Meilen nordöstlich des kalifornischen San Diego, in Betrieb geht. Damals wurde besonders die kostengünstige Errichtung dieser Farm betont, deren Strom zu jener Zeit nicht teurer war als der aus fossilen oder nuklearen Quellen.

    Die Anlage hat eine elektrische Leistung von 4,92 MW, die an die San Diego Gas & Electric (SDG&E) verkauft wird, und besteht aus zwei unterschiedlichen Konzentrator-Feldern: Im ersten Feld wird Dampf mit einer Temperatur von 276°C erzeugt, aus dem anschließend das Wasser abgeschieden und in den Kreislauf zurückgespeist wird. Im zweiten Feld erfolgt dann eine Nacherhitzung auf 371°C und die Weiterleitung zu zwei Turbinen. Von diesen hat die erste eine Leistung von 3,68 MW, während die zweite für 1,24 MW ausgelegt ist und primär beim Hoch- bzw. Herunterfahren der Anlage eingesetzt wird, wenn nicht genug Dampf für den Betrieb der großen Turbine erzeugt wird, bzw. bei einer zu geringen Sonneneinstrahlung, die nicht für den gemeinsamen Betrieb beider Turbinen ausreicht.

    Man hatte bereits 1979 mit der Entwicklung der LEC-460 Konzentratoren begonnen und im Laufe der Jahre insgesamt sechs verschiedene Modelle gebaut, bis das Ziels eines hochoptimierten Konzentrators erreicht war. Jeder einzelne LEC-460 besitzt zugunsten schneller Reaktionszeiten und zur Vereinfachung der Gesamtanlagen-Software eine eigene Prozessorsteuerung zur Sonnennachführung. Jeder Konzentrator besteht aus 24 runden Einzelspiegeln aus einer leichten Polymerfolie, deren Wölbung mittels kleiner Vakuumpumpen exakt gesteuert wird. Der Konzentrationsfaktor beträgt 225. Die Edelstahl-Receiver, die alleine durch das Sonnenlicht eine permanente Schwärzung erreichen, sind mit einer Salzschmelze gefüllt, in der sich die wasserführenden Rohre erhitzen. Diese Schmelze wirkt bis zu 30 min. lang auch als Wärmepuffer. Die low-cost Trägerkonstruktion aus Metall und Karbonfasern ist auf eine Massenfertigung zugeschnitten. Im Gegensatz zu den Bauzeiten von 10 – 15 Jahren bei Brennstoff- oder Nuklear-Energieanlagen rechnet man bei einer SolarPlant mit Bauzeiten von nur einem Jahr. Dafür wird die Lebensdauer der Anlage mit 20 – 30 Jahren angegeben, bei einer Amortisationszeit von 10 Jahren. An den Reflektoren müssen die Polymerfolien allerdings schon nach 5 Jahren ausgetauscht werden. Das Gelände der SolarPlant 1 Anlage wird übrigens begrünt, um die lokale Staubfreisetzung zu reduzieren.

    Die Entwicklung des LEC-460 Konzentrators und der ganzen Anlage erfolgt ohne öffentliche Förderung und ausschließlich aus privaten Mitteln. Nach dem Bau wird die SolarPlant 1 für 18,65 Mio. $ an die LEC Solar Partners verkauft, eine Gruppe, die durch die Merrill Lynch Capital Markets in New York gebildet wird. Im Vergleich zu der Solar One Rinnenkollektoranlage, bei der mit einem kW-Installationspreis von 14.000 $ gerechnet wird, kostet die SolarPlant 1 nur 3.790 $ pro installiertem kW. In einem Angebot von LaJet, das ich 1987 eingeholt habe, wird sogar ein Installationspreis von nur 3.000 $ pro kW angegeben. Es ist völlig unverständlich, daß man später nicht mehr das Geringste über diese Pionier-Anlage hört, obwohl bereits 1985 der Plan bestand, mit der Solarplant 2 eine zweite, diesmal sogar 10 MW leistende Anlage zu errichten.

    1995 befindet sich außerdem ein 50 kW Parabolspiegel auf dem Testgelände der Sandia National Laboratories. Und ab ca. 2000 arbeiten in den USA drei Konsortien an der Markteinführung.

    Euro-Dishs mit Stirling-Motoren

    Euro-Dishs mit Stirlingmotoren

    In Deutschland entwickelt Schlaich, Bergermann & Partner mit sechs weiteren Partnern aus Deutschland und Spanien mit EU-Förderung ein fortschrittliches System mit dem Namen EuroDish, bei dem es in erster Linie um eine Kostenreduzierung gegenüber den Vorgängermodellen geht. So wird der 8,5 m durchmessende Konzentrator als dünnwandige Sandwichschale aus glasfaserverstärktem Epoxidharz hergestellt. Außerdem wird die Konzentratorfläche um 25 % größer ausgelegt als für die Nennleistung des Stirlingmotors erforderlich ist. Zwar geht so bei maximaler Einstrahlung ein Teil der Wärme verloren, die durch ein kleines Gebläse an den Receiverrohren abgeführt wird, doch bei mittlerer und geringer Einstrahlung kann der Motor trotzdem mit hohem Wirkungsgrad betrieben werden. Im Jahresmittel kann der Ertrag bei Standorten mit nur wenigen Stunden maximaler Einstrahlung um fast 30 % gesteigert werden. Seit 2000 bzw. 2001 werden zwei EuroDish-Prototypen in Almería getestet.

    Die Anutech Pty Ltd., kommerzieller Arm der Australian National University, und die Pacific Power and Transfield Pty Ltd. erhalten vom Australian Greenhouse Office einen Betrag von 2 Mio. $, um 18 große dish-Kollektoren auf dem Gelände des Eraring Kraftwerks in der Nähe des Macquarie-Sees in New South Wales zu installieren. Der Gesamtoutput wird 2,3 MW betragen und ins öffentliche Stromnetz geleitet werden.

    In der Negev-Wüste betreibt das Ben Gurion National Solar Energy Center zu dieser Zeit den weltgrößten Solar-Parabolspiegel mit einer Reflexionsfläche von 420 m2. Er besteht aus 216 einzeln einstellbaren Dreieckspiegeln, die Licht auf eine nur einen Quadratmeter große Fläche lenken. Der Dish-Konzentrator befindet sich in dem Photon Energy Transformer & Astrophysics Laboratory (PETAL) im israelischen Sde Boqer. Er konzentriert 400 kW Sonnlicht um das 10.000fache.

    Seit Januar 2005 betreibt Stirling Energy Systems eine Anlage mit sechs Schüsseln auf dem Testgelände der Sandia National Laboratories in New Mexico, die eine Maximaleffizienz von 29,4 % erreichen – ein neuer Rekord. Das Unternehmen will seine Investitionen durch die hohe produzierte Strommenge wieder hereinholen. Auch sollen die Kosten durch die Massenproduktion der Schüsseln sinken. Die Prototypen im Sandia-Labor kosten derzeit 150.000 $ pro Stück – in der Wüste in der Nähe von Los Angeles sollen sie dann weniger als 50.000 $ kosten.

    Ein entwickeltes Modell von Stirling Energy Systems mit 11,5 m Durchmesser, einem Vier-Zylinder Motor, der mit expandierendem Wasserstoff funktioniert, und einer Leistung von 25 kW, gilt 2006 als der weltweit effizienteste Solargenerator. Er kostet allerdings auch 250.000 $

    Solar-Dish-Feld

    Solar-Dish-Feld

    Einer der größten US-amerikanischen Stromversorger mit rund 13 Millionen Kunden, die Southern California Edison (SCE), sowie die Stirling Energy Systems aus Phoenix verkünden im August 2005 den Bau eines Dish-Stirling-Kraftwerks mit 500 MW Leistung rund 110 km nordöstlich von Los Angeles. Eine derartige Anlage kann Strom für 278.000 Häuser liefern. Außerdem besteht die Erweiterungsoption auf 850 MW. Stirling Energy Systems baut innerhalb von 18 Monaten nahe Victorville, Kalifornien, ein 1 MW Testfeld mit 40 Stück seiner Dish-Stirling-Systeme. Innerhalb von vier Jahren soll anschließend ein Kraftwerk mit 20.000 Einheiten entstehen, die eine Fläche von mehr als 1.800 Hektar abdecken. Es wäre dann das erste kommerzielle Kraftwerk dieser Art.

    Die SCE gilt schon heute als größter Einkäufer von Strom aus erneuerbaren Energiequellen in den USA. Mehr als 2.500 MW der Energie, die an die Kunden gehen, stammen aus Wind-, Erdwärme-, Solar-, Biomasse- oder Wasser-Kraftwerken. Das sind immerhin rund 18 % der Gesamtenergiemenge, die das Unternehmen verkauft.

    Im Juli 2007 präsentiert die Australian National University in Canberra einen gigantischen Dish, der mit seiner Reflektorfläche von 400 m2 einen weiteren Weltrekord darstellt und der in der Lage ist, ganz allein die Stromversorgung von 200 Haushalten zu sichern. Der Receiver im Brennpunkt  befindet sich in 13 m Höhe über dem Spiegel und wird von Wasser durchflossen, das sich bis auf 500°C aufheizt. Bis Anfang 2008 soll der existierende Prototyp zu einem marktfähigen Modell weiterentwickelt werden.

    Einen kleinen Dish für den privaten Gebrauch stellt im Februar 2008 die Firma Infinia in Kennewick, Bundesstaat Washington, vor. Ich habe das Unternehmen bereits im Kapitel über Optimierungs- und Verstärkungstechniken erwähnt (s.d.). Die einer konventionellen Satellitenschüssel ähnelnden Solargeneratoren mit Durchmessern zwischen 365 – 420 cm produzieren pro Stück rund 3 kW, sind mit Stirling-Motoren ausgerüstet und sollen bereits Ende 2008 auf den Markt kommen. Da das von Infinia entwickelte System weitgehend aus standardisierten Bauteilen aus der Autoindustrie besteht, soll sich der Endpreis stark reduzieren.

    Das 1985 gegründete Unternehmen, das im vergangenen Jahr eine Finanzspritze von 9,5 Mio. $ erhalten hat, bekommt nun von Wexford Capital, Vulcan Capital, Khosla Ventures, EQUUS Total Return, Idealab und Power Play Energy  Investitionsmittel in Höhe von 50 Mio. $, um die Produktion der Solargeneratoren hochzufahren.

    Infinia-Dish

    Infinia-Dish

    Infinia verhandelt nun mit Projektentwicklern über die Installation ihrer Dish-Systeme in Spanien und im Südwesten der USA, wobei es um Anlagengrößen zwischen 10 und 150 MW gehen soll. Für einen Dish-Park mit 10 MW sind 3.334 Einheiten erforderlich, die pro Stück 20.000 $ kosten, also insgesamt etwa 66 Mio. $. Die neue Produktionsanlage in Kennewick hat eine Jahreskapazität von 18.000 Einheiten, was einer Gesamtleistung von 55 MW entspricht.

    Am 31.01.2008 wird an den Sandia National Laboratories in Neu Mexiko mit 31,25 % Wirkungsgrad eines Stirling Energy Systems (SES) der Serie 3 ein neuer Weltrekord gemessen. Bislang galt noch immer der Rekord von 29,40 % aus dem Jahr 1984. Dabei wird die tatsächliche Umwandlungsrate zwischen dem Input an Sonneneinstrahlung und dem Output an Elektrischer Energie gemessen, die in das öffentliche Netz eingespeist wurde.

    Die Serie 3 mit ihren 82 Einzelspiegeln pro Dish wird erstmals im Mai 2005 installiert – als Satz von sechs Prototypen mit einer Gesamtleistung von 150 kW.

    Ebenfalls Anfang 2008 werden aus Australien große Pläne bekannt. Das Unternehmen Solar Systems aus Melbourne, das u.a. die 450 Mi. $ Solaranlage in Mildura baut (s.d.), will die weltweit erste kommerzielle solarthermische Anlage mit Dishs zur Herstellung von Wasserstoff errichten, mit dem Fahrzeuge betrieben bzw. Strom erzeugt werden soll. Das 60 Mio. $ Projekt basiert auf dem Gedanken, den Wasserstoff als Zwischenspeicher einzusetzen, so daß die Energie dann zur Verfügung steht, wenn sie tatsächlich gebraucht wird. Bislang steht die Entscheidung noch aus, ob die Wasserstoff-Fabrik an die Mildura-Anlage angeschlossen wird – oder ob sie in eine kleinere Demonstrationsanlage in Bridgewater, in der Nähe von Bendigo, integriert wird.

    Die Wasserstoffherstellung selbst beruht auf einer 1991 vom Firmengründer John Lasich optimierten Elektrolyse-Methode, bei der das zu spaltende Wasser auf 1.000°C aufgeheizt wird. Man rechnet mit einer Tagesleistung von umgerechnet 1 MW.

    Die 2006 gegründete israelische Firma Zenith Solar in Nes Ziona nahe Tel Aviv präsentiert im März 2008 eine Dish-Technologie von der sie behauptet, die weltweit effektivste zu sein. Der Spiegel hat eine Fläche von 10 m2 und fokussiert die Sonnenstrahlen auf einen Receiver-Generator mit einer Fläche von 100 cm2, der sowohl Strom produziert als auch Wasser erhitzt, so daß man von einem Nutzungsgrad von rund 70 % spricht.

    Entwickelt wurde der Zenith-Dish in Zusammenarbeit mit der israelischen Ben-Gurion University und dem deutschen Fraunhofer Institut. Die aktuellen Planungen sehen vor, zum einen mit 86 Parabolspiegeln rund 25 % des Energiebedarfs von 250 Familien des Kibbuz Yavne zu decken, zum anderen mit einer Anzahl weiterer Spiegel den Verbrauch von Heizöl einer großen Chemieanlage zu ersetzen. Bei einem Erfolg plant Zenith 2009 mit der Vermarktung zu beginnen.

    Diverse weitere Konzentrator-Systeme präsentiere ich im Kapitel Optimierungs- und Verstärkungstechniken – sowie im Kapitel über die sogenannten Concentrating Photovoltaic Anlagen (CPV).

    Hier folgen nun die Solarturm-Anlagen, bei denen eine Vielzahl von Spiegeln ihre Strahlen bündeln und auf einen zentralen Punkt konzentrieren.

    Sonnenturm

    Auch die Idee des Sonnenturms ist nicht neu, sie geht im Grunde auf den Erfinder des Entfernungsmessers, den Engländer Archibald Barr (1855 – 1931) im Jahre 1896 zurück, wurde aber erst 1957 von den sowjetischen Physikern Aparase, Baum und Garf wieder aufgegriffen, die ein Modell im Maßstab 1:50 bauten. Bei derartigen Systemen werfen ausgedehnte Felder von sonnennachgeführten Spiegeln (Heliostate) ihre Strahlen auf die Spitze eines hohen Turmes, wo sich ein Dampfkessel befindet, dessen Druck dann eine Turbine zur Erzeu­gung elektrischer Energie antreibt. Die erreichbaren Temperaturen betragen durch den Konzentrationsfaktor von 300 bis 500 im allgemeinen zwischen 200°C und 800°C, der Wirkungsgrad wird mit 11 % angegeben.

    Laut anderen Quellen  schlägt V. K. Baum 1957 in Italien eine solare Turmanlage mit einem zentralen Absorber vor. Die erste Anlage wird dann von Giovanni Francia bei Santa Ilario in Frankreich errichtet, bei der auch eine automatische Sonnennachführung zum Einsatz kommt. 20 Jahre später beteiligt sich Francia übrigens an der Planung einer 400 kW Anlage am Georgia Tech.

    Schon 1975 wird von MBB in Zusammenarbeit mit einer italienischen Firma eine 1 MW Kraftwerkskomponente entwickelt, die zwei bis drei Jahre später lieferbar sein soll. Dieses Kraftwerk arbeitet mit Spiegeln aus normalem Spiegelglas, deren reflektierte Strahlen in einem Wärmeaustauscher gesammelt werden, welcher einen 490°C heißen Hochdruckdampf von 150 Atmosphären erzeugt. Das damit betriebene Dampfturbinenaggregat liefert dann den Drehstrom.

    Eine andere Variante wird auf dem 3. Symposium Sonnenenergie und Gesamtenergie-Konzeption 1975 in Zürich vorgeschlagen: In der Heliostat genannten Anlage wird die Sonnenenergie durch Parabolspiegel auf einen zentralen Sekundärspiegel fokussiert, der die Strahlenenergie dann weiter in einen Absorber im Innern des Speichers konzentriert, welcher seinerseits mit über 800°C heißer Luft eine konventionelle Dampfturbine antreibt.

    Ende 1976 entwickelt die McDonnel Corp. in Huntigton Beach, Kalifornien, im Rahmen eines von der US-Energiebehörde ERDA mit 5,2 Mio. $ dotierten Zweijahrevertrages ein besonderes System, das aus fünf jeweils 6 m hohen Spiegeln besteht, und das für Versuche genutzt werden soll, große Spiegelanlagen dem Sonnenlauf nachzuführen. Man plant, eine Fläche von 550 m x 600 m mit 2.300 Spiegeln zu bestücken, welche dann über einen Sonnenturm überhitzten Dampf erzeugen sollen.

    Eine ähnliche Anlagentechnik entwickeln auch andere Firmen wie Honeywell und Martin Marietta (USA), MBB in Deutschland, Ansaldo in Italien und die Cethel-Gruppe in Frankreich. Die letzteren drei beteiligten sich denn auch an dem sizilianischen Großprojekt, das zu 50 % von der EG finanziert wird und auf das ich weiter unten noch zu sprechen komme. Cethel baut für das staatliche französische Forschungszentrum CNRS in Südfrankreich zwei komplette Spiegelkraftwerke mit einer Spiegelfläche von insgesamt 17.000 m2 und einer Leistung von 2,8 MW.

    Den folgenden Vorschlag liefern die Unternehmen Boeing und GE: Drehbare Spiegel unter staubabhaltenden Plastikkuppeln, wobei eine Anlage mit 1.500 Stück dieser Kuppeln und je 65 m2 Spiegelfläche in Wüstengegenden bis zu 10 MW erbringen kann. Eine der ersten Versuchsanlagen wird mit Mitteln der US-Regierung 1978 in New Mexico, nahe der Stadt Albuquerque gebaut. Der Turm von 60 m Höhe wird von 222 Heliostaten bestrahlt, wobei bis zu 2.500°C erreicht werden. Bei positiven Versuchsergebnis sollen am gleichen Ort drei weitere Sonnentürme mit je 130 m Höhe gebaut werden, die dann zusammen etwa 50 MW Leistung erbringen.

    Ebenfalls 1978 beginnen die Bauarbeiten unweit der Stadt Adrano auf Sizilien, wo eine EG-finanzierte 1 MW Turmanlage erstellt wird. Das ursprünglich auf 20 Mio. DM geschätzte Projekt, an dem der italienische Kraftwerksbauer Ansalo und der staatlich-italienische Elektrizitätsmonopolist Enel beteiligt sind, soll schon 1980 in Betrieb gehen. Es besteht aus 182 Spiegeln (112 von MBB, 70 von Cethel) mit einer Gesamtfläche von 6.216 m2, welche ihre Strahlen auf einen 55 m hohen Turm konzentrieren. Der Dampf im Turmkessel erreicht 512°C und einen Druck von 64 bar, die Anlage besitzt einen Wärmespeicher, der für einen 30-minütigen Betrieb ohne Sonne ausgelegt ist, und der Gesamtwirkungsgrad beträgt 16 %. Bei diesem Eurelios genannten Projekt sind die Spiegeltypen deshalb unterschiedlich, damit Zeit und Erfahrung später aussagen können, welche der beiden Konstruktionen die bessere ist. Die Anlage, die dann tatsächlich 24 Mio. $ kostet, ist das weltweit erste Turmkraftwerk, dessen Strom in das öffentliche Netz gespeist wird.

    Im Gespräch steht 1980 ferner die BMFT-Mitfinanzierung über 300 Mio. DM an einem 500 Mio. DM teuren GAST-Projekt (Gasgekühltes Sonnenturm Kraftwerk) in Spanien. Dieses Energieprojekt – immerhin ein 20 MW Sonnenturm mit 120.000 m2 Spiegelfläche – wird aber von dem gleichzeitigen Kauf eines 1.000 MW Kernkraftwerkes durch Spanien abhängig gemacht, das gegen die amerikanische Konkurrenz von deutschen Firmen eingekauft werden soll. Als alternativer Standort wird Griechenland in Erwägung gezogen. Das Projekt wird jedoch nicht realisiert.

    Solar One Turmkraftwerk in der Mojave-Wüste

    Solar One Turmkraftwerk
    (Mojave)

    Anfang 1980 beginnt man bei Bastrow in der Mojave-Wüste, gut 200 km östlich von Los Angeles mit dem Bau einer 10 MW Turmanlage, die auch L.A. mitversorgen soll. Das komplett vom US-Energieministerium finanzierte Solar One System des kalifornischen Stromproduzenten Southern California Edison (SCE) besteht aus einem 90 m hohen Stahlturm mit einem golden-leuchtenden Absorber auf der Spitze, in dem bei 500°C – 1.000°C der Turbinendampf erzeugt wird, und 1.818 kreisförmig angebrachten konkaven Spiegeln mit je 7 m Länge und 6 m Breite. Die Anlage kostet umgerechnet 310 Mio. DM und geht 1982 in Betrieb. 1988 steht die Anlage nach sechsjähriger vielversprechender Testphase zum Verkauf – für den symbolischen Wert von einem Dollar. Die Firma Edison hat das Experimentieren aufgegeben und kauft den Strom lieber aus den Solarfarmen von LUZ (s.o.). 1995 wird Solar One mit einem Nitratsalz-Speicher aufgerüstet.

    Ebenfalls 1980 beginnen die Sowjets beim Dorf Myssowoje auf der Krim mit dem Bau eines Turmkraftwerkes, dessen Konstruktion aus dem Energie-Labor des Krshishanowski-Institut stammt. Bei positivem Versuchsergebnis plant man, umgehend eine 200 MW Anlage zu errichten, die aus vier jeweils 200 m – 250 m hohen Türmen mit jeweils 12.000 Spiegeln à 49 m2 bestehen soll. In Schtscholkino auf der Krim sollte ein Kernkraftwerk entstehen, das durch den Druck der Öffentlichkeit 1990 gestoppt wurde. Statt dessen wird dort eine Solarturmanlage gebaut.

    Die größte Anlage der Welt, die auf dem Turmprinzip aufbaut, wäre eine 350 MW Anlage, die eigentlich im Juni 1981 nördlich der Stadt Riad in Saudi-Arabien in Betrieb genommen werden sollte. Sie wird jedoch nie realisiert.

    In der Sowjetunion entsteht 1986 nordöstlich der Stadt Feodossia und nahe dem Asowschen Meer eine 5 MW Anlage mit einem 90 m hohen Turm und 1.600 Heliostaten à 25 m2, deren Wasserkessel eine Temperatur von 250°C erreicht und mit 40 Atmosphären einen Generator betreibt.

    1987 werden zwei Solarturmstudien verfasst, die eine von Energieversorgungsunternehmen in den USA (Utility Study 1987), die andere in Europa (PHOEBUS 1987).

    Seit 1988 läuft am israelischen Weizmann-Institut in Rehovot eine 3 MW Versuchsanlage mit 64 Heliostaten aus leicht gewölbten Spiegeln, die eine Temperatur von 800°C – 1.000°C erreicht. Diese Anlage wird zur Entwicklung von Verfahren genutzt, die Sonnenenergie in chemische Energie umzuwandeln. Mit der Solarwärme soll Methan mit Kohlendioxid umgesetzt werden, um Kohlenmonoxid und Wasserstoff zu erzeugen. Die Gase lassen sich über Rohrleitungen leicht zu einem Lagerort transportieren, wo ein gegenläufiger Prozeß initiiert wird, bei dem – unter starker Wärmefreisetzung – wieder Methan und Kohlendioxid entsteht. Das System des geschlossenen chemischen Wärmerohrkreises gilt als mögliche Antwort auf die Probleme der Speicherung und des Transports der Sonnenenergie. Weitere Einsatzgebiete des Solarturmes sind beispielsweise die Ölschiefervergasung und solarbetriebene Laser (s.a. unter ‚Solare Thermochemie‘).

    Bis 1991 gibt es insgesamt sieben Turmkraftwerke – in den USA, in Spanien, Frankreich, Japan, Israel und in der Sowjetunion. Sie erreichen gemeinsam etwa 20 MW und besitzen insgesamt ca. 120.000 m2 Spiegelfläche. Die Erfahrungen zeigen, daß die Nutzung der Hochtemperaturwärme als industrielle Prozesswärme weitaus wirtschaftlicher ist, als ihre Umwandlung in Strom.

    1991 soll eine weitere Turm-Demonstrationsanlage Phoebus mit 30 MW in Jordanien gebaut werden. Später hört man über dieses Projekt nur noch, daß eine verkleinerte Form in Almería getestet wird (s.d.). Hierbei werden Luft als Wärmeträger-Medium und ein Keramik-Absorber zur Energiespeicherung verwendet.

    1995 schlägt der Forscher am Weizmann-Institut Israel Dostrovsky eine Variante der Solarturm-Technologie vor, bei der im Receiver ein Gemisch aus Methan und CO2 in sogenanntes Synthesegas umgewandelt wird, das sich genauso leicht wie Erdgas transportieren und speichern läßt.

    Mitte 1996 geht in Dagget, etwa 20 km östlich von Bastrow, mit dem Solar Two das weltweit größte Turmkraftwerk in Betrieb, das mit 1.926 kreisförmig angeordneten und zweiachsig nachgeführten Spiegeln und einem 104 m hohen Turm 10 MW Leistung erreicht. Das Nachfolgeprojekt der Solar One Anlage (s.o.) kostet nur 73 Mio. DM, da zahlreiche bereits vorhandene Komponenten wie Turmkonstruktion, Turbine und Generator genutzt werden. Bei einer komplette Neuerrichtung hätte die Anlage weitere 210 Mio. DM gekostet! Neben dem US-Energieministerium sind mehrere Stromversorger an dem Projekt beteiligt, an erster Stelle die Southern California Edison (SCE) aus Los Angeles.

    Im Inneren des Receivers wird durch metallische Rohre ein flüssiges Salzgemisch aus Natrium- und Kaliumnitrat gepumpt, das sich auf 560°C erhitzt. Dieses Gemisch wurde deshalb ausgewählt, weil es bei hohen Temperaturen flüssig ist, gut Wärme speichern kann und billig sowie ungiftig und nicht brennbar ist. Danach wird in einem ersten wärmegedämmten Tank über einen Wärmetauscher der Turbinendampf erzeugt, anschließend gelangt das noch 290°C heiße Salz in einen zweiten wärmegedämmten Tank, aus dem es wieder an die Turmspitze gepumpt wird. Jeder der beiden Tanks kann die gesamte eingesetzte Salzmenge von 1.600 t fassen – wodurch ein flexibler und nachfrageorientierter Betrieb möglich wird. Es ist ein Versuchsbetrieb bis 1999 vorgesehen, die Anlage ist allerdings für eine Lebensdauer von 25 – 30 Jahren ausgelegt. Man plant ferner den Bau einer 7 MW Solarturm-Demonstrationsanlage in Andalusien. Der Einsatz von Salz hat allerdings auch einen Pferdefuß: Alle Rohrleitungen müssen elektrisch beheizbar sein, um ein Ausfrieren des Salzes zu vermeiden.

    1999 wird das Negev-System des israelischen Weizmann-Instituts anscheinend zu einer 250 kW Demonstrationsanlage umgebaut (?), die nun als Vorläufer für eine in Arizona geplante 2,8 MW Anlage gilt. Hierbei werfen die 64 Heliostaten ihr Licht gemeinsam auf einen Parabolspiegel, der sich auf dem 54 m hohen Turm befindet und das Licht gebündelt nach unten lenkt (Konzentrationsfaktor 4.000). Dort befindet sich der Porcupine (Stachelschwein) genannte Receiver. Dieser Spitzname geht auf die Hunderte von kleinen Keramikröhrchen zurück, welche sich im Innern eines langgestreckten Zylinders befinden. Durch diese Keramikröhrchen strömt Luft und erhitzt sich dabei bis auf 1.200°C. Zur Nutzung dieser Energie wird eine bereits 1996 entwickelte stromerzeugende Turbine eingesetzt, die mit der extrem stark erhitzten Luft betrieben erden kann, und die innerhalb von 3 – 4 Jahren ihre Marktreife erreichen soll. Einer der Vorteile dieser Anlage, die gemeinsam mit McDonnell Douglas Aerospace und mehreren israelischen High-Tech-Firmen entwickelt wurde: Sie läßt sich problemlos auch mit herkömmlichen Brennstoffen betreiben.

    In der Anlage von Almería gelingt es Anfang 2003 erstmals, durch Solareinstrahlung Luft so stark aufzuheizen, daß damit eine Gasturbine angetrieben werden kann. Grundlage des Kraftwerks sind drei Solartürme, auf deren Spitzen eine Vielzahl von Spiegeln das Sonnenlicht konzentrieren. Die Spiegel werden dabei der Sonne nachgeführt und reflektieren rund das 500-fache der normalen Sonnen-Einstrahlung auf die Turmspitzen. In den Turmspitzen sitzen als Energieabsorber neu entwickelte volumetrische Receiver, die aus einer stark porösen Metall- oder Keramikstruktur bestehen, die sich durch die extreme Einstrahlung sehr hoch erhitzt. Die Luft strömt durch die Hohlräume, erhitzt sich dabei selbst und strömt dann zur Gasturbine. Während die Receiver zusammen genommen auf eine Leistung von 1 MW kommen, erzeugt die Gasturbine daraus 250 kW elektrische Leistung.

    Bisherige Turm-Solarkraftwerke waren einstufig ausschließlich mit Heiß-Dampf-Turbinen ausgestattet. Die neue Technik erlaubt es dagegen, mit der die Gasturbine verlassenden, immer noch heißen Luft über einen Wärmetauscher zusätzlich Dampf zu erzeugen und mit diesem eine nachgeschaltete Dampfturbine anzutreiben. Dadurch läßt sich ein Gesamtwirkungsgrad von 58 % erzielen. Das Projekt wird von deutscher Seite vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR), und von spanischer Seite von der Plataforma Solar de Almería betrieben, hinter der das spanische Wissenschafts- und Technologie-Ministerium steht.

    Ab 2003 werden in Spanien aufgrund der dort seit 2002 bestehenden hohen Einspeisevergütung, die sich allerdings nur auf reine Solaranlagen erstreckt,  neben zwei Parabolrinnen-Projekten (s.o.) auch zwei Solarturm-Projekte angegangen. Das Solarturmkraftwerk PS 10 wird 15 km westlich von Sevilla errichtet: Knapp 1.000 nachgeführte Heliostaten mit je 90 m2 Fläche erhitzen einen Sattdampf-Receiver, dessen Turbine 11 MW erbringt. Um Leistungsschwankungen auszugleichen wird ein 305 m3 großer Wärmespeicher integriert. Betriebsbeginn soll erst Mitte 2004 sein, dann Mitte 2006, die Investitionskosten betragen 28 Mio. €, und beteiligt sind die Unternehmen Abenoa, Inabensa, Solucar, CIEMAT sowie das DLR.

    Aufbauend auf den Erfahrungen mit dem Solar Two Kraftwerk in Kalifornien soll in Spanien weiterhin die Solarturmanlage Solar Tres in der Nähe von Cordoba mit einer Leistung von 15 MW errichtet werden. Die Realisierung dieser Salzturm-Anlage gilt im Jahr 2003 – ebenso wie beim EuroSEGS – allerdings als fraglich, obwohl der spanische Abengoa-Konzern bereits eine vorläufige Baugenehmigung des Industrieministeriums vorliegen hat. Weitere beteiligte Unternehmen sind Ghersa, Nexant, Bechtel und Boeing.

    Weltweit sind 2003 eine Reihe von Demonstrationsvorhaben in Planung. So fördert die Global Environment Facility (GEF) u.a. Kraftwerksprojekte in Mathania (Indien), Ain Beni Mathar (Marokko), Kuraymat (Ägypten) und Hermosilio (Mexiko).

    Grafik des Di Bella & Gwiazda Konzepts

    Di Bella & Gwiazda Konzept

    Francis A. Di Bella von der Northeastern University und der Elektroingenieur Jonathan Gwiazda schlagen im Jahr 2004 eine Sonderform der mit Spiegeln funktionierenden solarthermischen Kraftwerke vor. Ihr ab 2001 entwickeltes ‚power tube’ Projekt besteht aus der Integration eines Solarkonzentrators mit einem bzw. mehreren Aufwindkraftwerken. Doch statt kostenaufwendigen Hochbau zu betreiben, schlagen die Autoren in ihrem 2003 zum Patent angemeldeten Konzept vor, natürliche sowie menschengemachte geologische Gegebenheiten wie z.B. tiefe Tagebaugruben zu nutzen.

    Um den Rand der riesigen Gruben sollen demzufolge Heliostate aufgestellt werden, um den Wärmeeintrag noch zu steigern, dem zufolge in den schräg nach oben gerichteten Röhren starke Aufwärtsströmungen entstehen. Als weitere Wärmequellen werden die Geothermalenergie oder die Abwärme von Müllverbrennungsanlagen aufgezählt.

    Am 28. Juni 2004 ist Baubeginn für das erste kommerzielle Turmkraftwerk der Welt. Das Kraftwerk des spanischen Technologiekonzerns Abengoa im andalusischen Sanlúcar la Mayor bei Sevilla wird mit einer Leistung von 11 MW Strom für 10.000 Familien liefern.

    Das Abengoa-Vorhaben ist eines von vier vor zwei Jahren angekündigten solarthermischen Kraftwerks-Projekten in Spanien. Möglich macht sie das seit Ende 2002 gültige Einspeisegesetz. Es vergütet den in solarthermischen Kraftwerken erzeugten und in das Netz eingespeisten Strom mit mindestens zwölf Eurocents pro Kilowattstunde. Hinzu kommt der zum Zeitpunkt des Einspeisens gültige Pool-Strompreis von im Durchschnitt vier Eurocents.

    Im März 2007 geht das Solucar-Kraftwerk mit seinem 40 Stockwerke hohen und ästhetisch optimierten Turm ans Netz. Das Sonnenlicht wird von 600 großen Heliostaten auf den zentralen Absorber geworfen.

    Zu dieser Zeit werden damit 6.000 Haushalte mit Strom versorgt, während das Potential eigentlich für alle 600.000 Einwohner Sevillas reichen sollte. Insbesondere soll durch die Speicherung von Wasserdampf während des Tages auch der Nachtbetrieb gewährleistet werden – was derzeit allerdings nur für eine einzige Betriebsstunde funktioniert. Eine fast doppelt so große 20 MW Schwesteranlage ist inzwischen im Bau, sie soll 2008 in Betrieb gehen.

    2008 soll Deutschlands erstes solarthermisches Turmkraftwerk in Betrieb gehen. Die 1,5 MW Anlage wird ab 2006 von den Stadtwerken Jülich, dem Solar-Institut der FH Aachen, der DLR in Köln und der Firma Kraftanlagen in München konzipiert. Als Projektkosten werden 21,7 Mio. € genannt.
     
    Im Brennpunkt eines sonnennachgeführten Spiegelfeldes von 20.000 m2 befindet sich auf einem 55 m hohen Turm der Receiver, eine Siliziumkarbidfläche, die wie bei einem Katalysator von vielen kleinen Kanälen durchzogen ist. Dort entsteht 1.000°C heißer Wasserdampf, mit dem die Dampfturbine angetrieben wird. Man rechnet zu diesem Zeitpunkt damit, daß solarthermische Kraftwerke in 5 bis 10 Jahren zum Exportschlager nach Südeuropa, Afrika oder den Süden der USA werden.

    Tatsächlich startet Am 31. August 2007 der Bau des solarthermischen Demonstrationskraftwerks ‚Solarturm Jülich’, das jährlich rund 1.000 MWh Strom in das öffentliche Netz einspeisen soll. Erklärtes Ziel (das meines Erachtens ein paar Jahrzehnte zu spät kommt) lautet, mit dem Forschungs- und Versuchsprojekt die in Deutschland entwickelte Technologie als System zu demonstrieren und die Einzelkomponenten in ihrem Zusammenwirken zu optimieren.

    Das Projekt der Stadtwerke Jülich wird neben dem Bundesumweltministerium auch von den Bundesländern Nordrhein-Westfalen und Bayern unterstützt. Mit einem Wärmespeicher kann die Anlage Wolkendurchzüge überbrücken.

    Australiens Regierung kündigt im Oktober 2006 an, sich mit 75 Mio. AU $ (45 Mio. €) an den Baukosten von 420 Mio. AU $ (rund 254 Mio. €) zu beteiligen, die für das größte Sonnenturmkraftwerk der Erde vorgesehen sind. Der Bau dieses Kraftwerks soll 2008 im südöstlichen Bundesstaat Victoria, in der Nähe von Mildura, beginnen. Das Kraftwerk des Unternehmens Solar Systems, dessen knapp 20.000 Spiegel von jeweils 26 m2 Fläche die Sonnenstrahlen auf das Zentrum konzentrieren, wird 2013 nach seiner Fertigstellung 154 MW Strom für 45.000 Haushalte liefern. Besonders interessant ist hier der neue Ansatz, auf dem 40 m hoher Turm im Zentrum der Anlage temperaturresistente ‚Super-Solarzellen’ mit einem Wirkungsgrad von 35 % als Empfänger zu installieren, welche das gebündelte Sonnenlicht in Strom umwandeln.

    Im September 2007 gibt das israelische Unternehmen BrightSource Energy Inc. bekannt, daß es mit der California Energy Commission (CEC) eine Vereinbarung zur Entwicklung einer 400 MW Solarturm-Anlage geschlossen hat. Die Firma mit Sitz in Oakland ist auch die Muttergesellschaft der in Jerusalem beheimateten Luz II. Mit diesem Projekt wird in der Mojave-Wüste erstmals seit 1989 wieder ein Solarturm errichtet. Das konzipierte Ivanpah Solar Electric Generating System (ISEGS) in der Nähe des Ivanpah Dry Lake an der Grenze zwischen Kalifornien und Nevada wird aus drei Anlagen bestehen, deren erzeugte Hitze von bis zu 565°C bei 160 bar zentral zusammengeführt und über Dampfturbinen Strom erzeugt. Als Baubeginn wird Anfang 2009 genannt.

    Die DPT 550 Technologie nutzt dabei eine ‚Minitower Version’ sowie kleine, zweiachsig nachgeführte Heliostaten von nur 7,3 m2 pro Stück, die dadurch auch leichter als die bisherigen Spiegel herzustellen sind. Sie soll einen Gesamtwirkungsgrad von 40 % erreichen und stufenweise in Betrieb gehen: die ersten 100 MW Ende 2010, die zweiten 100 MW im Jahr 2011 und die dritten 200 MW dann Ende 2012.

    Im April 2008 wird gemeldet, daß BrightSource Energy Inc. mit dem ebenfalls Kalifornischen Unternehmen PG&E einen Vertrag für 5 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 900 MW geschlossen hat, im Wert von 2 – 3 Mrd. $ und ausreichend, um eine halbe Million Haushalte zu versorgen. Die erste 100 MW Anlage soll bereits 2011 in Betrieb gehen, der Rest folgt dann innerhalb von fünf Jahren.

    Im November 2007 verkündet die Regierung der Nordaustralischen Provinz Queensland, daß die Stadt Cloncurry ihre Stromversorgung bis 2009 komplett durch Solarthermie sichern wird. Hierbei werden 8.000 Spiegel das Sonnenlicht auf Graphitblöcke richten, durch welche Wasser gepumpt wird, das anschließend als Dampf mehrere Turbinen betreibt, wobei diese Blöcke tagsüber so viel Hitze speichern, daß auch ein ununterbrochener Betrieb über Nacht möglich ist.

    Cloncurry wird deshalb ausgesucht, weil hier im Jahr 1889 eine bislang ungebrochene Rekordtemperatur von 53°C gemessen wurde. Die 10 MW Anlage soll rund 31 Mio. Aus-$ kosten, von denen die Unternehmen Lloyd Energy Storage und die SMEC Group einen Anteil von 24 Mio. tragen, während die Regierung die restlichen 7 Mio. übernimmt.

    Design eines Solarturmes von Jantzen

    Jantzen Design

    Die Arbeiten sollen im April 2008 beginnen und die Anlage dann Anfang 2010 in Betrieb gehen. Weitere australische Städte, für welche dieses Energiekonzept geeignet ist, sind Thargomindah, Quilpie, Cunnamulla, Normanton, Charleville, Julia Creek und Richmond.

    Ebenfalls im November 2007 präsentiert der Architekt Michael Jantzen ein neuartiges Solarturm-Design, das über die Grenzen der bisherigen Modelle weit hinausgeht. Denn neben der Installation von Hochleistungssolarzellen im oberen Bereich, die von Reflektoren in der Form von Blütenblättern umringt sind, ist der ‚Sun Tower’ auch in der Lage, Regenwasser zu sammeln und in einem zwischen den Fundamenten plazierten Tank zu speichern.

    Im Januar 2008 betritt ein neues Unternehmen das Feld der solarthermischen Energienutzung.

    Hamilton Sundstrand, ein Rüstungs- und Luftfahrtunternehmen (Tochter der United Technologies Corp.) und die US Renewables Group (USRG) bilden die neue SolarReserve mit dem Ziel, die Solarturm-Technik mit Hilfe der von Rocketdyne – seit 2005 ebenfalls zu UT gehörig – entwickelten Energiespeichermethode in geschmolzenem Salz zu kommerzialisieren. Damit sollen Einzelanlagen mit einer Leistung von bis zu 500 MW möglich werden. Man rechnet damit, die Marktreife in 3 – 4 Jahren zu erreichen. Das Speichermedium, das pro Tag nur 1 % Wärmeverlust aufweist, besteht aus einer Mischung aus Natrium-und Kaliumnitrat.

    Ende 2007 startet Suchmaschinen-Betreiber Google unter dem Namen RE<C ein millionenschweres Forschungsprojekt für erneuerbare Energien. Im ersten Schritt sollen sich Googles Forscher auf die Nutzung von Sonnen- und Erdwärme spezialisieren. Gesteuert wird das Forschungsprogramm von Googles philanthropischem Ableger Google.org, der Ende 2006 mit dem Ziel gegründet wurde, Armut, Krankheiten und die globale Erwärmung zu bekämpfen.

    eSolar Anlagen Grafik

    eSolar Anlagen (Grafik)

    Die von Google bevorzugten Heliostate von eSolar, einem Startup des in Pasadena ansässigen Idealab, sind insbesondere für die Errichtung kleinerer Solarturm-Anlagen gedacht. Durch die Massenproduktion der Spiegel, die 100 bis 300 mal kleiner als die konventionellen Modelle sind, sollen die Investitionskosten für Solarturmanlagen um bis zu 50 % gesenkt werden können. Die Firma eSolar spricht dabei von Anlagengrößen mit 33 MW – die sich allerdings auch zu Farmen bis über 500 MW zusammenschalten lassen.

    Im April 2008 meldet die Presse, daß eSolar von Google.org, Idealab, Oak Investment Partners und anderen Investoren insgesamt 130 Mio. $ für die Weiterentwicklung seiner Turmkraftwerke erhält. Von diesem Betrag finanziert soll in Südkalifornien bis Ende des Jahres auch die erste Anlage in Betrieb gehen.

    Schon im März 2008 verlautet, daß SENER und Abu Dhabis 15 Mrd. $ Unternehmen MASDAR (s.d.) ein neues Jointventure namens Torresol Energy gründen, um große Solarturmkraftwerke zu entwickeln, zu bauen und zu betreiben. Die sogenannten large Concentrated Solar Power (CSP) plants sollen zu Beginn in Spanien und in Abu Dhabi errichtet und später weltweit angeboten werden. Ziel sei es pro Jahr mindestens zwei neue Anlagen zu bauen, innerhalb der kommenden 5 Jahre will man eine Gesamtleistung von 320 MW erreichen, in 10 Jahren sollen es sogar 1.000 MW sein.

    SENER beschäftigt sich schon seit fast einer Dekade mit solarthermischen Anlagen. Das Unternehmen entwickelt und baut derzeit in Spanien auch drei jeweils 50 MW leistende Parabolrinnenanlagen (s.d.), bei denen ebenfalls die Energiezwischenspeicherung in geschmolzenen Salzen zum Einsatz kommen wird.

    Im Mai 2008 gibt das kalifornische Solarunternehmen BrightSource Energy aus dem kalifornischen Oakland, bekannt, daß es im Rahmen einer dritten Finanzierungsrunde durch ein externes Beteiligungskonsortium rd. 115 Mio. $ eingeworben hat, so daß nun für die Beschleunigung der Unternehmenspläne zur Entwicklung und zum Bau von solarthermischen Kraftwerken insgesamt über 160 Mio. $ zur Verfügung stehen. Zu dem Konsortium gehören neben bestehenden Investoren (z.B. Morgan Stanley, DBL Investors, Chevron Technology Ventures etc.) auch neue Unternehmen wie der Internetkonzern Google, BP Alternative Energy, Statoil Hydro Venture und Black River. Der Beitrag von Google beläuft sich auf 10 Mio. $.

    Im Juni 2008 meldet eSolar, daß sie in Kalifornien für den Stromversorger Southern California Edison (SCE) aus Los Angeles eine solarthermische Heliostaten-Anlage mit errichten werden, die 2011 in Betrieb gehen soll. bereits 2012 soll die Anlage 105 MW erreichen, und 2013 dann die geplante Gesamtleistung von 245 MW.

    Ebenfalls im Juni 2008 eröffnet die Firma Luz II, das Tochterunternehmen der kalifornischen BrightSource Energy, in der israelischen Negev Wüste ein neues Testfeld für solarthermische Turmanlagen. Die Ergebnisse sollen im Rahmen des Vertrags, der im April mit der Pacific Gas & Electric (PG&E) über die Lieferung einer Anlage mit einer Leistung von 900 MW geschlossen wurde, genutzt werden.

    Das 1,5 MW Testfeld besteht aus 1.600 Heliostaten mit insgesamt 12.000 m2 Glasspiegeln, hat einen 60 m hohen Turm und die Betriebstemperatur im Receiver beträgt 550°C.

    Eine besonders interessante Variante der Heliostaten für Solarturmkraftwerke bildet das Solarsphere Konzept, das die Turmtechnologie mit mehreren konzentrierenden Parabolspiegeln verbinden will, und dabei gezielt leichte und dünne Materialien verwendet, um möglichst große und trotzdem kostengünstige Anlagen bauen zu können. Für ein Einzel-Dish-System (s.d.) ist die Fokussierung allerdings nicht konzentriert genug.

    Das System wird ab 1995 von Richard Braun entwickelt, der 2001 den ISUS Preis von 80.000 $ gewinnt und damit ab 2002 den ersten 4,5 m durchmessenden Dish konstruiert. 2004 folgt ein 8 m Modell sowie die Entwicklung des Spiegels. 2005 geht Braun eine Kooperation mit der Taiyo Membrane Corp. ein, um das System weiterzuentwickeln.

    Eine weitere Form von mit Spiegeln bestückten Kraftwerken bilden die Sonnenöfen, die als nächstes – gemeinsam mit der mit ihnen verbundenen solaren Thermochemie – vorgestellt werden.

    Sonnenofen

    Auch bei diesem System reflektieren und konzentrieren eine Anzahl von Spiegeln die Sonnenstrahlen. Allerdings werden hier wesentlich höhere Temperaturen erzielt als bei den zuvor beschriebenen Systemen.

    Solarofenvon 1924 Grafik

    Solarofen (1924)

    Eine frühe Form des Solarofens wird in dem Magazin Popular Mechanics vom Mai 1924 vorgestellt. Er besteht aus 25 kegelförmig angeordneten Spiegeln und Linsen und scheint auf die Versuche des schwedisch-amerikanischen Ingenieurs John Ericsson (1803 – 1889) zurückzugehen, über den ich bereits im ‚Geschichtlichen Rückblick’ berichtet habe. Dieser Ofen soll in der Lage gewesen sein, Metallproben von 2 g zu schmelzen.

    In den USA wird während des 2. Weltkrieges der praktische Nutzen von Solaröfen erprobt. So baut die AC Spark Plug Division von GE bei Flint, Michigan, gemeinsam mit der Aluminum Company of America einen Hochleistungsreflektor aus 16 Segmenten und mit einem Durchmesser von 3 m, der eine Temperatur von bis zu 1.100°C erreicht. Nach dem Krieg wird diese Anlage an das Rockhurst College in Kansas City umgesetzt.

    Laut einem Bericht im Magazin Popular Science vom März 1954 steht der Ofen zu diesem Zeitpunkt auf dem Gipfel eines 1.800 m hohen Berges in der Nähe von San Diego. Nach verschiedenen Modifikationen erreicht der Reflektor aus poliertem Aluminium in seinem münzgroßen Brennpunkt Temperaturen bis zu 4.700°C und wird von der Consolidated Vultee Aircraft Corp. für metallurgische Werkstoffuntersuchungen eingesetzt. Dabei werden die extrem hitzeresistenten Verbindungen Hafniumcarbid (Schmelzpunkt: 3.890°C) und Tantalcarbid (3.880°C) entwickelt.

    Weitere Solaröfen werden bei den Sandia Laboratories in Albuquerque, bei Georgia Tech und – als drittgrößte Anlage – in Natick, Massachusetts, gebaut, von wo aus die Anlage später zum White Sands Raketen-Testgelände im südlichen Neu Mexiko umgesetzt wird (s.u.).

    Die eindrucksvollste dieser Anlagen bildet jedoch auch noch heute der Sonnenofen von Odeillo Font-Romeu in den französischen Pyrenäen:

    Odeillo-Sonnenofen

    Odeillo-Sonnenofen

    In Frankreich beginnt 1946 das Centre National de la Recherche Scientifique mit der Untersuchung der verschiedenen Methoden zur Nutzung der Solarenergie. Erste Tests an großen Solaröfen werden durchgeführt, in Meudon wird ein 2 kW Ofen errichtet. Durch die erfolgreichen Versuche erkennt man 1949 die immensen Möglichkeiten der solaren Hochtemperatur-Technologie und beauftragt den französisch-deutschen Wissenschaftler Felix Trombe (1906 – 1985) zuerst mit dem Bau eines 50 kW Ofens in Mont-Louis, in den östlichen Pyrenäen, der 1953 in Betrieb geht und schon 3.000°C erreicht, und dann mit dem Bau des 1 MW Solarofens bei Odeillo.

    1968 beginnt der Bau in 1.500 m Höhe – wo die klimatischen Verhältnisse eine Betriebsdauer von gut 3.000 Arbeitsstunden pro Jahr erlauben. Der Odeillo-Solarofen, dessen riesiger parabolischer Spiegel aus kleinen Einzelspiegeln fast die gesamte Fassade eines elfstöckigen Gebäudes bedeckt, geht 1970 in Betrieb und erreicht im Brennpunkt Temperaturen bis zu 3.800°C, womit in jedem Fall Stahl geschmolzen werden kann. Die Anlage besitzt auf acht vorgelagerten Terrassen 63 bewegliche Planspiegel zu je 45 m2, von denen jeder aus 180 Spiegelsegmenten besteht. Diese Spiegel mit ihrer Gesamtfläche von 2.835 m2 lenken ihre Strahlen auf den riesigen Parabolspiegel von rund 1.830 m2, der 54 m breit und 40 m hoch ist, und in dessen Brennpunkt das Ofenhaus liegt. Dieser Hohlspiegel ist keine zusammenhängende Fläche, sondern ist aus 9.130 einzelnen Spiegelsegmenten von 48,5 x 48,5 cm zusammengesetzt, die alle der Form des Paraboloids entsprechend leicht gekrümmt sind.

    Trotz dieses großen Aufwandes liefert die Anlage bei ihrer offiziellen Inbetriebnahme 1977 allerdings nur 0,06 MW, ans Netz gehen davon ganze 100 kW. Der Wirkungsgrad soll 8 % betragen, der theoretische Konzentrationsfaktor beträgt 37.700, aber durch Streuungs- und Absorptionsverluste wird nur ein tatsächlicher Konzentrationsfaktor von 20.000 erreicht. Der Odeillo-Solarofen wird vorzugsweise zum Vakuumschmelzen von Speziallegierungen benutzt und erzielt in den 1980er Jahren einen täglichen Ausstoß von 3 t.

    In Odeillo werden außerdem die Vorarbeiten für das solarthermische Kraftwerk Themis geleistet, das sich ein paar Kilometer weiter bei Targasonne befindet. Es ist dort ab 1983 in Betrieb und hat eine Leistung von ca. 2 MW1986 wird es allerdings abgewrackt.

    Ähnlich wie in Frankreich werden auch in den USA Solar-Schmelzöfen errichtet: bei den Sandia Laboratories in Albuquerque, Neu Mexiko (16 kW), bei Georgia Tech in Golden, Colorado, und – der drittgrößte – in Natick, Massachusetts, von wo aus die Anlage Ende der 1960er Jahre zum White Sands Raketen-Testgelände im südlichen Neu Mexiko umgesetzt wird, was 230.000 $ kostet. Dieser Ofen, der dort ab 1972 in erneuten Betrieb geht, erzeugt im Brennpunkt eine Temperatur von 2.900°C, was ausreicht um Stahl zu schmelzen. Allerdings wird der mit einem Shutter ausgestattete Ofen (was wie bei einer Kamera eine Kurzzeit-Belichtung von 0,1 Sekunden erlaubt) in erster Linie für Versuche genutzt, bei denen die Auswirkungen von Extremstrahlung, wie z.B. von Atomwaffen, auf Materialien und Geräte erforscht werden.

    1984 wird bekannt, daß in der damaligen sowjetischen Volksrepublik Usbekistan in 1.000 m Höhe ein Solarofen zum Schmelzen besonderer Gläser und superreiner Legierungen gebaut wird, in dessen Brennpunkt Temperaturen von 3.500°C erreicht werden. Dieser Ofen besitzt 62 Spiegel à 50 m2 und einen mit Tellur beschichteten Hohlspiegel – er ist technisch dem Odeillo-Solarofen sehr ähnlich. Die Erbauer sprechen allerdings von einer Leistung von 320 MW, was einige Fragen aufwirft. In Taschkent soll sich ein weiterer 1 MW Sonnenofen befinden.

    High-Flux Solar Furnace

    High-Flux Solar Furnace

    1988 soll der Odeillo-Solarofen abgerissen werden, später rückt man von diesem Plan jedoch wieder ab.

    Ende der 1980er Jahre entwickeln Ingenieure am NREL einen sogenannten High-Flux Solar Furnace (HFSF) mit einer Leistung von 10 kW, dessen Heliostat aus 23 gebogenen, sechseckigen Spiegeln mit einer Gesamtfläche von 32 m2 besteht. Der Solarofen erreicht in seinem Brennpunkt von 10 cm Durchmesser die Stärke von 2.500 Sonnen, was durch eine spezielle Zusatzoptik auf eine noch höhere Konzentration von über 20.000 Sonnen gesteigert werden kann.

    1991 wird auf dem Testgelände von Almería ein 60 kW Solarofen für den Höchsttemperaturbereich in Betrieb genommen (s.u.).

    Kleinere Öfen werden weltweit in verschiedenen wissenschaftlichen Institutionen genutzt, in Deutschland zum Beispiel in Stuttgart, in München und ab 1994 in Köln, wo die Deutsche Forschungsanstalt für Luft- und Raumfahrt (DLR) einen 15 kW Solarofen mit 147 Hohlspiegeln errichtet, der ebenfalls Metallplatten schmelzen kann. Diese Anlagen dienen zumeist für Versuche im Bereich der Werkstoffprüfung.

    Ein weiterer Solarofen mit 16 kW Leistung steht im Solarforschungsbereich des Weizmann-Instituts im israelischen Rehovot. Das Spiegelfeld besteht aus 64 Heliostaten von 7 x 8 m Fläche, die mit unabhängigen Sonnennachführungen ausgerüstet sind, während der Turm eine Höhe von 54 m hat. [Diese Anlage taucht in den Quellen immer wieder auf – allerdings mit unterschiedlichen Leistungsangaben. Ich gehe davon aus, daß es sich dabei um Modifikationen im Rahmen verschiedener Versuchsanordnungen handelt.]

    Anfang 2004 wird im Rahmen des Programmes Integrated Activities Transnational Access des 6. EU-Rahmenprogramms für Forschung (FP6) das europäische Programm SOLFACE (Solar high flux Facilities for Europe) gestartet, das für den Zeitraum 2004 – 2007 den Zugang der europäischen Forscher zu den Solaranlagen des CNRS (Französisches Zentrum für wissenschaftliche Forschung) in Font-Romeu Odeillo erlaubt.

    Auf dem Wasserstoffweltkongreß in Lyon im Juni 2006 stellen Forscher der ETH Zürich ein neues, durchaus spektakuläres Verfahren zur Wasserstoffherstellung vor (s.d.), bei dem ausschließlich Wasser und Hitze genutzt werden. Durch das Bündeln von Sonnenlicht mit Spiegeln werden in einem chemischen Reaktor, der mit Zinkoxid gefüllt ist, Temperaturen von 2.000°C erreicht, wodurch das Zinkoxid in Zinkmetall und Sauerstoff gespalten wird. In einem zweiten Schritt läßt man das Zink mit Wasser reagieren, wodurch der Wasserstoff entsteht – sowie Zinkoxid, das wiederverwertet wird. Als Wirkungsgrad der zwei bislang gebauten Pilotanlagen werden über 50 % angegeben (zum Vergleich: Der Wirkungsgrad der Elektrolyse mittels Solarzellenstrom erreicht höchstens 15 %). Die Forscher aus Zürich rechnen allerdings damit, daß es noch 10 – 15 Jahre dauern wird, bis industrietaugliche Anlagen gebaut werden können (s.u.).

    DLR Solarofen

    DLR Solarofen

    Im März 2007 wird der Sonnenofen des DLR-Projekts HYDROSOL in Brüssel mit dem mit insgesamt 1,15 Millionen Euro dotierten Descartes Preis für Forschung der Europäischen Kommission ausgezeichnet. Im Sonnenofen in Köln-Porz war es den Wissenschaftlern des DLR-Instituts für Technische Thermodynamik ebenfalls gelungen, Wasser in einem geschlossenen thermochemischen Kreisprozeß mit einem Wirkungsgrad von bis zu 50 % mittels Solarenergie in Wasserstoff und Sauerstoff zu spalten.

    Die Arbeiten werden im Folgeprojekt HYDROSOL 2 von den Partnern DLR, dem britischen Unternehmen Johnson Matthey Fuel Cells sowie der Firma Stobbe Tech aus Dänemark umd der staatlichen spanischen Energieforschungseinrichtung CIEMAT gemeinsam fortgeführt. Koordiniert wird das Projekt vom griechischen Forschungszentrum CERTH/CPERI in Thessaloniki.

    Das Ziel ist der Bau einer etwa zwanzig Mal größeren Pilotanlage im Vergleich zum DLR-Sonnenofen. Mit einer Leistung von 2 x 100 kW soll diese auf der Plataforma Solar de Almería (s.d.) in Spanien getestet werden.

    Gleichzeitig arbeiten auch Spanien und die Schweiz an einem System zur solarthermischen Wasserspaltung. Im August 2007 unterzeichnet das Schweizer Startup-Unternehmen Clean Hydrogen Producers (CHP) eine Vereinbarung mit der multinationalen Alternativenergie-Firma Grupo Ibereólica mit Sitz in Madrid, welche die gemeinsame Implementierung der CHP-Technologie in Spanien und Mexiko zum Inhalt hat.

    Solare Thermochemie

    Unter dem Begriff Solar Fuels finden sich bereits eine Vielzahl von Vorschlägen, um mittels Sonnenenergie und den unterschiedlichsten Materialien Ersatztreibstoffe herzustellen. Meist wird dabei konzentrierte Solarwärme eingesetzt, deren Energie dann in Zuge verschiedener Prozesse gespeichert wird. Aus diesem Grund habe ich dieses Kapitel ‚solare Thermochemie’ genannt.

    2001 schlagen Schweizer Forscher gewöhnliches Zink als Energieträger der Zukunft vor: Solarenergie kann über die Erzeugung von Zink aus Zinkoxid mittels konzentrierter Sonnenstrahlung als Quelle der Hochtemperatur-Prozeßwärme der endothermen Reaktion in einem haltbaren und transportfähigen Betriebsstoff gespeichert werden. Das Projekt SOLZINC ist geboren.

    Im Labor für Solartechnik am Schweizer Paul Scherrer Institut (PSI) in Villigen/Schweiz wird zu diesem Zeitpunkt schon seit mehr als zehn Jahren auf dem Gebiet der Solarchemie geforscht – unter anderem entschärfen die Schweizer in ihren Sonnenöfen Sondermüll wie den mit toxischen Schwermetalloxiden kontaminierten Lichtbogen-Ofenstaub. Ein anderes Projekt widmet sich dem solaren Kalkbrennen (The Solar Lime Project), bei dem Muschelkalk oder andere Kalksorten im Labor-Maßstab mittels konzentrierter Sonnenstrahlung gebrannt werden – der erzeugte Brandkalk ist Grundstoff in der Bauindustrie.

    Seit 2001 beschäftigt sich das PSI auch mit der Herstellung von Zink aus Zinkoxid mittels  konzentrierter Sonnenenergie. Im Oktober 2005 wird hierfür am PSI der weltweit leistungsstärkste Solarsimulator eingeweiht, der in seinem Brennpunkt eine Strahlungsintensität von mehr als 10.000 Sonnen sowie eine maximale Wärmeleistung von 50 kW erreicht, und der den Forschern die Durchführung von Versuchen unabhängig von den Wetterbedingungen erlaubt.

    Zink liegt bei Temperaturen bis zu 420°C in fester Form vor. In einer exothermen Reaktion – also unter Abgabe von Wärme – bei rund 350°C kann das Metall Wasser spalten und hochreinen Wasserstoff für Wasserstoff-Sauerstoff-Brennstoffzellen liefern (s.d.). Doch aus Zink und Sauerstoff kann auch direkt Elektrizität gewonnen werden. Zink-Luft-Brennstoffzellen haben gegenüber konventionellen Energiequellen außerdem deutlich höhere Energieinhalte. Sie sind zehnmal so hoch wie bei einem Bleisystem und rund dreimal so hoch wie bei einem Lithiumsystem.

    In einem typischen Laborexperiment wird ein Zwei-Kammern-Reaktor mit einem Zinkoxid-Pulver-Kohlenstoff-Gemisch beschickt. Der Reaktor wird geschlossen, mit Stickstoff gespült und zum Aufheizen in den Fokus einer so genannten ‚beam down’-Optik gerückt. Nach dem Versuch ist das Reaktionsbett praktisch verschwunden, denn die Produkte Zink und Kohlenmonoxid liegen bei den vorherrschenden Temperaturen gasförmig vor. Im nachgeschalteten Kühler kondensiert das gasförmige Zink dann nahezu hundertprozentig zu feinem Staub.

    Die thermische Spaltung von Zinkoxid in Zink und Sauerstoff benötigt eigentlich Temperaturen von über 1.750°C. Dieser Wert läßt sich durch die Zugabe kohlenstoffhaltiger Materialien auf 1.000°C bis 1.400°C senken – doch dadurch wird wieder Kohlendioxid freigesetzt. Die Wissenschaftler planen daher, den Kohlenstoff in Form von Biomasse zuzuführen, was den kompletten Prozess praktisch CO2-neutral machen würde.

    Versuchsanlage Paul Scherer Institut

    Versuchsanlage im
    Paul Scherer Institut

    Nach erfolgreichen Tests mit kleineren Aufbauten nehmen Wissenschaftler am Weizmann Institute of Science (WIS) im israelischen Rehovot eine 300 kW Pilotanlage in Betrieb. Sie verfügt über ein Solarfeld mit 64 unabhängig voneinander computergesteuerten Spiegeln von jeweils 56 m2 Fläche, die das Sonnenlicht immer auf den gleichen Punkt lenken. In ersten Versuchen wird etwa 30 % der einfallenden Sonnenenergie für die chemische Umsetzung genutzt und damit 45 kg Zink pro Stunde produziert. Größere industrielle Anlagen sollen sogar eine Effizienz von bis zu 60 % erreichen können.

    Das von der EU geförderte und über vier Jahre laufende Projekt SOLZINC endet im November 2005. Beteiligte Projektpartner sind das Institut de Science et de Génie des Matériaux et Procédés (CNRS-IMP) in Odeillo (Frankreich), ScanArc Plasma Systems AB in Hofors (Schweden), das Weizmann Institute of Science/Solar Research Facilities Unit in Rehovot (Israel) sowie die ETH Zürich/Renewable Energy Carriers (Schweiz). In den 4 Jahren beläuft sich das Gesamtbudget aller Partner auf 3 Mio. €. Dabei kommen von der EU rund 1,3 Mio. € und vom Schweizer Staatssekretariat für Bildung und Forschung etwa 0,4 Mio. €, während den Rest die Partner selbst beisteuern.

    Eine sehr ausführliche Darstellung der solartermischen Dissoziation von Zinkoxid bildet die Dissertation von Michael Keuneke am Paul Scherer Institut im Jahr 2004 (PDF-Datei).

    Eine weitere Variante der solaren Thermochemie bildet das Silan-Konzept von Peter Plichta. Denn Silizium eröffnet neben der Photovoltaik auch noch andere Möglichkeiten, Fahrzeuge anzutreiben. Bei der Produktion der Silikone aus dem Metall, heute eine Megatonnen-Industrie, entsteht als Nebenprodukt eine brennbare Flüssigkeit. Dieses Tetramethylsilan (TMS) hat etwa die Energiedichte von Benzin, erzeugt allerdings auch Kohlendioxid.

    Bereits in den 1970er Jahren läuft auf dem Werksgelände der bayerischen Wacker-Chemie in Burghausen einige Stunden lang ein VW-Motor tadellos mit flüssigem Silizium-Treibstoff. Doch dann bleibt er stehen, denn in den Zylindern hat sich Sand angesammelt, der aus dem Verbrennungsprozeß entsteht. Ähnliche Versuche laufen bei Dow Corning im US-Bundesstaat Michigan. Die entstehenden Sandteilchen sind so klein, daß eine Autokolonne eine weiße Staubfahne hinter sich herziehen würde. Der Staub wird deshalb im Auto zurückgehalten, und beim Tanken gibt der Fahrer den vollen Sandsack zurück. Mit TMS betankte Trecker lassen den entstehenden Sand einfach hinter sich auf den Acker fallen. Hier gibt es jedoch bereits nach drei Tagen Probleme mit den Kolbenringen, die sich festfressen.

    Peter Plichta, Chemiker an der Kölner Universität, untersucht zu jener Zeit, ob auch Silizium die Fähigkeit der Kohlenstoffatome besitzt, sich zu langen Ketten zu verbinden und so unterschiedliche chemische Substanzen zu bilden. Bereits in den 1950er Jahren steckt die Deutsche Forschungsgemeinschaft (DFG) einige Millionen DM in das Projekt. Das Resultat sind jedoch Stoffe mit nur zwei, drei oder vier Siliziumatomen, die außerordentlich gefährlich sind und wie Schießpulver brennen. Plichta gelingt es dagegen 20 Jahre später mit längeren Ketten aus Siliziumatomen auch stabile Silane herzustellen – an eine Nutzung als Brennstoff denkt jedoch noch niemand. Plichta veröffentlicht allerdings nichts über die gefundenen Kettenmoleküle aus fünf bis zehn Einheiten von Silizium und Wasserstoff (er besitzt jedoch ein diesbezügliches Patent von 1976).

    Erst noch einmal 20 Jahre später kommt er auf seine Kölner Experimente zurück. Mit dem Düsseldorfer Unternehmer Klaus Kunkel sowie zwei Fachleuten für Verbrennungsprozesse und Raketenmotoren entwickelt er das Konzept für einen Siliziumtreibstoff in der Raumfahrt. Während andere Antriebe nur den Sauerstoff der Luft nutzen können, nutzen die Silane auch den Stickstoff, der fast 80 % der Atmosphäre ausmacht. Raumschiffe könnten so am äußersten Rand der irdischen Lufthülle operieren, ohne deshalb Sauerstoff mit in den Orbit schleppen zu müssen. Die Industrie winkt zwar ab, doch das Team wendet sich an den Frankfurter Anorganik-Professor und Siliziumspezialist Prof. Norbert Auner, der einige Milliliter des Silanöls herstellt, das anschließend am Fraunhofer Institut für Chemische Technologie auf seine Schubkraft untersucht wird. Es zeigt sich, daß das Silanöl sogar noch effizienter ist als der herkömmliche Raketentreibstoff Hydrazin. Es erzeugt beim Verbrennen fast genauso viel Energie wie Benzin – und Plichta denkt nun an Autos, die eines Tages mit modifizierten Strahltriebwerken aus der Raumfahrt über die Autobahnen zischen. Doch auch diesmal geht es dann nicht viel weiter.

    1999 wird ein bereits 1993 beantragtes Patent von Peter Plichta und Walter Büttner veröffentlicht (EP 0923499), in dem ein Untertassen-ähnliches Raumschiff beschrieben wird, das mit der Silan-Technologie angetrieben wird.

    Als Gudrun Tamme, Chemikerin beim Wacker-Konzern, auf einem Kongress zur industriellen Anwendung von Silizium im Mai 2000 von einem merkwürdigen Zwischenfall berichtet, der sich bei der Herstellung von Silanen zwei Jahre zuvor ereignet hatte, gewinnt das Thema neues Interesse. Damals hatte sich das Pulver aus Silizium und Kupferoxid plötzlich auf 400°C aufgeheizt, worauf das Speichersilo sofort von außen mit Wasser gekühlt wird, während man in den Tank Stickstoff bläst, um die chemische Reaktionen mit Sauerstoff zu ersticken, was jedoch nicht funktioniert. Stattdessen wird das Feuer durch das Gas nur noch mehr angefacht, und erst das hineingeblasene Edelgas Argon kann die Temperatur wieder senken. In der Asche findet sich später Siliziumnitrid, das zu Klumpen zusammengesintert ist, während Silo-Bauteile aus Eisen regelrecht weggeschmolzen sind. Berechnungen ergeben, daß die Temperaturen stellenweise 6.000°C Grad erreicht haben.

    Der Hinweis auf diese möglicherweise gefährliche Mischung ist für Norbert Auner der Beweis für eine chemische Reaktion, die für ihn nicht weniger als einen ganz neuen Ansatz zur Lösung zukünftiger Energieprobleme bedeutet.

    Auch Plichta behauptet, „nach 30 Jahren Nachdenken“ einen Kreislauf-Prozeß gefunden zu haben, der die Elemente Silizium, Stickstoff und Wasserstoff praktikabel und effektiv verknüpft, und ihm werden im September 2000 auch zwei entsprechende Patente erteilt. Dieser Kreislauf besteht aus fünf Schritte:

    Einen ähnlichen Kreislauf beschreibt Auner, der ebenfalls ein Patent einreicht. Seinen Ablauf weist er gemeinsam mit Fachleuten der Wacker-Chemie in Burgdorf bei München nach. Während der erste enorm energieaufwendige Schritt, die Isolierung des Silizium aus Sand, inzwischen durch neue Ansätze der Grundlagenforschung vereinfacht wird, will Auner den zweiten Schritt überspringen und die Reaktion von Siliziumpulver mit Stickstoff dadurch verstärken, daß er Kupferoxid zumischt. Schon bei 400 – 500°C – und das ist neu – beginnt die Reaktion in dem Glasofen, in welchem die Temperatur so lange steigt, bis schließlich bei über 1.000°C das zugesetzte Kupfer glühend aus dem Reaktor tropft.

    Auner denkt daran, aus dem Siliziumnitrid auch Silikone herzustellen, während der Ammoniak elektrolytisch zerlegt werden könnte, um mit dem Wasserstoff über Brennstoffzellen Autos anzutreiben.

    Im November 2000 schafft es Auners Arbeit dann sogar auf den Titel des ‚Stern’. Sand – das Öl der Zukunft, wird der Artikel betitelt, doch die Entwicklung wird zeitweilig von Kontroversen zwischen Plichta und Auner überschattet, bei denen es um die wahre Urheberschaft der Idee geht. Ganz abgesehen davon, daß Auner die Entdeckung Plichtas anfänglich für nicht realisierbar erklärt hatte…

    In der WDR-Wissenschaftsserie Quarks&Co. wird am 17.04.2001 etwa 3 ½ Minuten darüber berichtet, im Oktober veröffentlicht Plichta sein Buch ‚Benzin aus Sand – Die Silan-Revolution’, in der Sendung Dschungel mit Peter Pütz wird das Thema am 08.01.2002 behandelt, und in der Ausgabe des Magazins Raum & Zeit vom Januar/Februar 2002 erscheint ein längerer Artikel – doch seitdem ist es still geworden um diese solare Thermochemie.

    Aus einer privaten Korrespondenz erfahre ich im März 2008 allerdings, daß sich inzwischen auch Daimler mit höheren Silizium-Wasserstoffen der 3. Generation beschäftigen soll.

    Ein weiteres Verfahren nutzt Metalle als Treibstoff. Schon in den frühen 1980er Jahren versucht Solomon D. Labinov in Kiew in der Ukraine mikrometergroße Eisenpartikel als Treibstoff in einem Verbrennungsmotor zu verwenden, doch die Metallasche verstopft ihm die Ventile, Zylinder und Zuführungen. Im Oktober 2006 berichtet der inzwischen im amerikanischen Oak Ridge National Laboratory forschende Wissenschaftler dann von erfolgreichen Experimenten mit 50 nm großen Eisenpartikeln. Statt 2.000°C verläuft die Verbrennung durch Nutzung der Nanometalle nunmehr bei nur 800°C, was auch den Motor nicht mehr zum Schmelzen bringt. Wird das entstehende Eisenoxid bei 425°C in Wasserstoff erhitzt, so entstehen wieder Nano-Eisenpartikel daraus – der Treibstoff läßt sich also recyceln, ohne daß im Auto selbst Wasserstoff mitgeführt werden muß. Pro Volumen hat Eisen die doppelte Energie wie Benzin, und Bor – eine weitere Alternative – sogar die fünffache.

    Bereits 2005 schließen sich Japanische Frscher zur Initiative ‚Entropia Laser’ zusammen. Im September 2007 arbeiten die Wissenschaftler am Tokyo Institute of Technology (TIT) an der Entwicklung eines starken, solar gespeisten Lasers. Dieser soll eingesetzt werden, um die Verbrennung von Magnesium aus dem Meerwasser zu ermöglichen. Dabei entstehen große Mengen an Wärme sowie Wasserstoff, denn das Magnesium hat eine sehr hohe Energiedichte (etwa zehnmal so viel wie Wasserstoff). Mit nur 29,3 kg Magnesium könnte ein Auto 500 km weit fahren. Das Material kommt zudem sehr häufig vor – in jedem Liter Meerwasser stecken rund 1,3 g Magnesium, in allen Ozeanen der Erde sind es Billionen von Tonnen.

    Außerdem läßt sich das aus der Reaktion entstehende Magnesiumoxid wieder in Magnesium zurückwandeln – allerdings erst bei einer Temperatur von 3.726 ºC, und für eben diese wird der von Sonnenenergie betriebene Laser benötigt.

    Solar betriebene Laser gibt es zwar schon, bei denen das Sonnenlicht auf kristallines Material aus mit Neodym dotiertem Yttrium-Aluminium-Granat gerichtet wird, doch bedarf es hierfür extrem großer Spiegel. Der erste solargepumpte Laser wird 1966 vorgestellt, das bislang stärkste Modell erzielt rund 500 W Ausgangsleistung – benötigt dafür aber auch rund 660 m2 Kollektorfläche.

    Die weitere Erfindung des TIT betrifft daher die Nutzung kleiner Fresnel-Linsen anstatt großer Spiegel, die nur rund 10 % des einfallenden Lichtes fokussieren. Mit den statt dessen rund 80 %, die nun erreicht werden, gelingt es mit einer Fläche von 1,3 m2 schon 25 W zu erzielen. Man hofft mit einer 4 m2 großen Fresnel-Fläche sogar 300 bis 400 W zu erreichen.

    Mitte 2007 berichtet die Presse erstmalig über den Plan, Sonnenenergie einzusetzen um aus dem Klimagas CO2 Kraftstoffe und/oder Strom zu erzeugen. Die ersten Anlagen-Prototypen werden von Clifford Kubiak und Aaron Sathrum von der University of San Diego vorgestellt. Hierbei wird die Solarenergie genutzt, um das CO2 zwischen zwei Katalysatorflächen und Sauerstoff und Kohlenmonoxid zu spalten, aus dem anschließend z.B. Methanol synthetisiert werden kann.

    CR5 Versuchsanlage

    CR5 Versuchsanlage

    Ein weiteres Team um den Wissenschaftler Rich Diver arbeitet an den Sandia National Laboratories in New Mexico, USA, an der Entwicklung dieser Technologie. Hier wird ein Counter Rotating Ring Receiver Reactor Recuperator (CR5) eingesetzt. Man rechnet jedoch noch mit 15 – 20 Jahren, bis die Technik marktreif ist. Unterstützt werden die Forschungen von Sandias hausinternen Laboratory Directed Research and Development (LDRD) Programm sowie von der DoD/DARPA (Defense Advanced Research Projects Agency).

    Der Reaktor, mit dem Diver ursprünglich nach Wegen gesucht hatte um Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff zu spalten, war eigentlich als Beitrag zu einer Wasserstoff-Energiezukunft gedacht. Er besteht aus einem röhrenförmigen Stapel von Metallringen aus Ferritmaterial, einer besonders reaktionsfähigen Verbindung aus Eisen mit Sauerstoff und anderen Metallen, wobei sich die Ringe gegeneinander drehen. Dabei werden auf der einen Seite Sonnenstrahlen durch ein Loch auf die Oberfläche des Stapels gelenkt und erhitzen diesen an der betreffenden Stelle. Beim Weiterdrehen verteilen sie die Wärme im Reaktor, so daß die Temperatur auf der sonnenzugewandten Seite auf bis zu 1.550°C steigt, und auf der sonnenabgewandten Seite auf rund 1.100°C. Sobald nun das Kohlendioxid entlang der kühleren Seite strömt, findet die Reaktion statt, bei welcher das Ferritmaterial ein Sauerstoffmolekül aus der Kohlenstoffverbindung herausbricht und an sich bindet.

    Das verbleibende Kohlenmonoxid wird aufgefangen und kann zu Treibstoffen weiterverarbeitet werden, während sich der Sauerstoff in der Hitze der sonnenzugewandten Seite des Ringstapels wieder aus dem Ferritmaterial heraus löst. Dadurch regenerieren sich die Ringe und können anschließend erneut mit dem CO2 reagieren.

    Am Max-Planck-Institut für Kolloid- und Grenzflächenforschung der Universität Potsdam verfolgt Markus Antonietti mit seiner Arbeitsgruppe ein ähnliches Ziel, wobei das Kohlendioxid allerdings schon bei niedrigen Temperaturen um die 100°C gespalten werden soll.

    Wissenschaftler vom Georgia Institute of Technology entwickeln ihrerseits Anfang 2008 eine Methode, um durch das Einfangen, Lagern und Recyceln von CO2 ein Null-Emissions-Auto zu erreichen, bei dem das CO2 aus dem flüssigen Treibstoff abgesondert und später an einer Tankstelle abgeliefert werden soll. Von dort aus wird es zu einer Fabrik transportiert, um eingelagert oder wieder in Treibstoff umgewandelt zu werden. Dieses Projekt wird von der NASA und dem Pentagon gefördert.

    Eine weitere Form des Einsatzes von Solarenergie bilden solarthermische Synthesegas-Reaktoren, wie sie 2008 beispielsweise in einem Kooperationsprojekt der University of Colorado in Boulder, der Colorado State University in Fort Collins und dem National Renewable Energy Laboratory in Golden entwickelt werden. Es zeigt sich, daß bei einer Temperatur von über 1.200°C in Anwesenheit von Dampf aus der Biomasse eine sehr schnelle Pyrolyse von mehr als 90 % der Biomasse möglich wird. Außerdem verhindert die schnelle Erhitzung über eine nur kurze Zeit die Bildung von Teer. Über dieses und ähnliche Systeme berichte ich auch im Kapitel über Methan und synthetische Kraftstoffe.

    Ein besonderes ‚Versuchsfeld‘ für Solarenergie bildet die als nächstes präsentierte Almería-Anlage in Spanien, über die ich schon verschiedentlich gesprochen habe. Dort werden alle verschiedenen Hochtemperaturkonzepte direkt nebeneinander umgesetzt, untersucht und weiterentwickelt.

    Die Almería-Anlage

    Die europäische Versuchsanlage Plataforma Solar de Almería (PSA) mit Gesamtleistung von anfänglich 1 MW wird ab 1978 gemeinsam von der ERDA und der Internationalen Energie Agentur (IEA) geplant und ab 1980 in südspanischen Taberna in der ‚andalusischen Wüste’, etwa 35 km von der Hafenstadt Almería entfernt realisiert. Geleitet wird die Anlage zuerst von der Deutschen Forschungs- und Versuchsanstalt DFVLR (später DLR), nach einige Jahren Probebetrieb wird sie ab 1985 gemeinsam von einem spanischen Träger und der DLR betrieben.

    Das Besondere dieser Anlage ist, daß hier mehrere der zuvor genannten Arten der Hochtemperatur-Sonnenenergienutzung nebeneinander umgesetzt werden, jeweils als separate 500 kW-Anlagen. Dies macht es leichter, wirklich vergleichbare Meßergebnisse zu erhalten. Der Baubeginn ist im Januar 1980, die Bauzeit wird mit zwei Jahren veranschlagt. Für die Anlage ist der Entwurf der deutschen Firma INTERATOM ausgewählt worden, und das Finanzierungsvolumen beträgt knapp 80 Mio. DM. Unter der Federführung der deutschen DFVLR beteiligten sich neun Mitgliedsländer der IEA an den Kosten:

    Bundesrepublik Deutschland
    31,5 Mio. DM
    USA
    14,5 Mio. DM
    Spanien
    12,5 Mio. DM
    Italien
    5,0 Mio. DM
    Belgien
    4,5 Mio. DM
    Schweiz
    4,0 Mio. DM
    Österreich
    3,0 Mio. DM
    Schweden
    2,5 Mio. DM
    Griechenland
    2,0 Mio. DM

    Unter den beteiligten Industriepartnern sind in erster Linie Siemens, MAN, Dornier und Flachglas zu nennen.

    Die Almería-Region wurde deshalb ausgewählt, weil sie mit ihren über 3.000 Sonnenstunden pro Jahr doppelt so viel hat, wie die meisten nordeuropäischen Länder. Bei einem erfolgreichen Versuchsverlauf plant die IEA den Bau einer zehnmal so großen Anlage in den USA. Für die Almería-Anlage rechnet man mit einer Lebensdauer von 10 Jahren. Dabei soll insbesondere untersucht werden, welches der Hochtemperatursysteme längerfristig das erfolgreichere ist.

    Die erste Einzelanlage ist eine 500 kW Sonnenfarm mit drei Feldern aus ein- oder zweiachsig nachgeführten Rinnenkollektoren, die mit Öl als Temperaturträger arbeiten, das sich in den Rohren der drei Hohlspiegel­systeme auf 250°C – 295°C aufheizt und einen Dampfgenerator betreibt.

    Die zweite Komponente ist ein 500 kW Sonnenturm mit 90 etwa 40 m2 großen computergesteuerten Spiegeln. Diese werfen ihre Strahlen auf einen Receiver mit flüssigen Natrium, der an der Spitze eines 80 m hohen Turmes befindet, wodurch das Natrium auf etwa 530°C erhitzt wird. Das Natrium-Volumen von 70 m3 gewährleistet, daß das Kraftwerk nach Sonnenuntergang noch zwei Stunden lang seine volle Leistung von 500 kW abgeben kann. Etwa 70 % der Heliostaten stammen von den US-Firmen Acurex und Martin Marietta, die übrigen sind bei MAN gefertigt.

    Solarturmkraftwerk CESA I

    CESA I

    Die dritte Komponente ist der zweite Sonnenturm Central Termosolar de Almería (CESA-1), der 1983 von Spanien alleine errichtet und vom Ministerium für Industrie und Energie finanziert wird. Die Anlage besteht aus 300 Spiegeln mit jeweils 39,6 m2 Fläche in 16 Reihen, und einem Wasser/Dampf-Receiver, der 520°C bei 100 bar erreicht. Sie leistet 1 MW und besitzt ebenfalls einen Wärmespeicher. Im Rahmen des Deutsch-Spanischen GAST Technologie-Programms wird CESA-1 dann bis 1987 untersucht.

    Im DFVLR-Jahresbericht von 1984 wird angegeben, daß es ein großes technisches Problem mit dem Verschmutzungsgrad der Spiegel gibt, deren Reflexionsgrad täglich zwischen 0,25 % und 0,30 % sinkt. Außerdem zeigt sich, daß ein Betrieb bei einer Einstrahlung unterhalb von 300 W/m2 nicht mehr sinnvoll ist. Die Solarturm-Anlage erreicht einen Wirkungsgrad von 8 % , der sich durch einen Salz-Wärmespeicher mit besonderen – bislang allerdings noch nicht entwickelten – Wärmetauschern allerdings bis auf 18 % steigern lassen soll. Bei den Rinnenkollektoren wird angegeben, daß sich dort eine Sonnennachführung nicht lohnt, selbst an einem klaren Tag konnte der Wirkungsgrad nicht über 5,4 % angehoben werden (man hatte mit 9 % – 10 % gerechnet). Durch schlechtes Wetter gibt es Betriebsunterbrechungen bis zu 10 Tagen hintereinander.

    1986 wird bei Wartungsarbeiten ein Natriumbrand ausgelöst, der die Maschinen und die Versorgungshalle zerstört. Der Sachschaden wird auf rund 10 Mio. DM beziffert, doch besonders schmerzlich wird der Verlust der Computeranlage bewertet. Da man jedoch ohnehin zu diesem Zeitpunkt einen Umbau des Natrium- zu einen Salz-Kreislauf plant, wird die Versicherungssumme gleich entsprechend eingesetzt. Der Natrium-Brand von Almería soll übrigens direkte Auswirkungen auf die Bauverzögerung des Schnellen Brüters in Kalkar gehabt haben, bei dem ebenfalls ein Natrium-Kreislauf geplant war.

    Solardish DISTAL 1

    DISTAL I

    1991 wird auf dem Testgelände von Almería ein Solarofen für den Höchsttemperaturbereich in Betrieb genommen. Der Ofen besitzt vier rund 54 m2 große ebene und sonnennachgeführte Spiegel, die ihr Licht gemeinsam auf einen sekundären Parabolspiegel richten. Dieser konzentriert die Sonnenstrahlung auf einen Fokus in der Mitte des Solarofen-Gebäudes, wo Temperaturen bis 3.000°C erreicht werden. Man testet dort u.a. hochtemperaturbeständige Keramiken.

    Ab 1992 werden drei DISTAL I dish-Systeme mit einem Durchmesser von jeweils 7,5 m untersucht, die mit SOLO V160 Stirlingmotoren eine thermische Leistung von 40 kW erreichen. Bei diesen Konzentratoren wird zum Verformen der Reflektorfolien ebenfalls die oben beschriebene Vakuumtechnik eingesetzt. Der Reflektionsgrad beträgt 94 % und der Konzentrationsfaktor kann 12.000 erreichen. 1996 und 1997 werden drei Nachfolgemodelle DISTAL II in Betrieb genommen. Sie haben einen Durchmesser von 8,5 und erreichen 50 kW, der Konzentrationsfaktor beträgt 16.000.

    1996 besteht das inzwischen weiter ausgebaute Versuchsfeld – neben den Laboren und einer Meteorologischen Station – aus folgenden Installationen:

      1. Zwei Solartürme mit 2,7 MW und 7 MW
      2. Solarfarm mit 1,2-MW mit angeschlossenem Wärmespeicher und
        Wasserentsalzungs-Anlage
      3. DISS Testschleife mit 1,3 MW loop
      4. HTF Testschleife für Ölkreisläufe
      5. DISTAL System aus 6 dish/Stirling-Konzentratoren
      6. Solarofen mit 60 kW
      7. Versuchsanlage zur solaren Entgiftung mit mehreren Rinnenkollektoren
        und drei Photoreaktoren
      8. SOLFIN-Anlage (Solar Fine Chemicals Synthesis)

    Mitte 1998 beginnt man in Deutschland damit, die Forschungsgelder für die Hochtemperatur-Solarthermie bis 2000 auf Null herunterzufahren. Schließlich seien die Systeme nach Investitionen von mehr als 400 Mio. DM marktreif – und die Markteinführung müsse nun konsequenterweise die Industrie besorgen. Deutschland kündigt daher den Kooperationsvertrag mit Spanien, wodurch die Plataforma die Hälfte ihrer Basisfinanzierung verliert. Wohlgemerkt: Zur Debatte steht eine Einsparung von kaum mehr als 2,5 Mio. DM jährlich, nicht einmal 1 % des damaligen Etats für erneuerbare Energien. Weil Geld demnach nicht alleine den Ausschlag gegen Almería gegeben haben kann, spekuliert man über andere Motive. Die Spanier sind gezwungen (und entschlossen), alleine oder mit neuen Partner weiterzumachen.

    1999 wird in Almería eine neue Versuchsanlage gebaut, die ebenfalls nach dem DISS-Verfahren arbeitet (Direct Solar Steam), bei dem Ölpumpe und Wärmetauscher überflüssig sind. Die noch immer aktive DLR führt Probeläufe mit einem neuen Heißluft-Receiver durch, der 800°C erreicht, was einem Wirkungsgrad von 60 % entspricht. Für Großanlagen mit höheren Betriebstemperaturen um 1.300°C sollen mehrere Reciever in Modulbauweise miteinander gekoppelt werden. Hierfür arbeitet man daran, das feine Drahtgeflecht innerhalb des Receivers, an dem die Luft erwärmt wird, gegen hitzbeständigere Keramikbauteile auszutauschen. Die DLR-Receiver-Module erreichen eine Leistung von 350 kW.

    Daß Solarkraftwerke auch noch anders genutzt werden können beweist das GRAAL-Projekt (Gamma-Ray Astronomy at Almería). Die derzeitig effektivste Methode zum Nachweis von Gammastrahlung mit Energien von 30 GeV bis zu einigen TeV ist die Messung der schwache ‚Cherenkov’-Lichtblitze, die beim Eindringen des hochenergetischen Photons in die Atmosphäre in einem ‚Luftschauer’ ausgesandt werden.

    GRAAL nutzt ab August 1999 hierfür einen Teil (2.500 m²) der enormen Spiegelfläche des ‚CESA-1’ Heliostaten-Feldes, das von der spanischen CIEMAT an der ‚Plataforma Solar de Almería’ (PSA) betrieben wird. Die Spiegel konzentrieren das Licht auf sogenannte ‚Winston Cones’, die sich in einer von GRAAL entwickelten Plattform in einem Zentralturm nördlich des Spiegelfeldes befinden. Ein wichtiges Argument für diesen Versuchsaufbau war die große Kostenersparnis durch die Nutzung eines bereits vorhandenen Spiegelfeldes bei Nacht, wenn es nicht solar genutzt werden kann. Dies erfordert auch einen nicht zu aufwendigen Detektoraufbau im Zentralturm und erlaubt seit dem Sommer 2000 sogar einen ferngesteuerten Betrieb.

    Außerdem wird Ende der 1990er Jahre der EuroTrough-Kollektor getestet, der im Rahmen einer Zusammenarbeit der Industriepartner Abengoa, Flabeg Solar, der DLR und dem Ingenieurbüro Schlaich, Bergermann & Partner entwickelt wurde.

    EuroDish Stirling

    EuroDish Stirling

    Ab 2000 werden zwei der DISTAL dishs durch zwei EuroDish-Prototypen ersetzt, die als Konzentratoren der dritten Generation gelten und sich über das WWW kontrollieren und sogar steuern lassen.

    Die Hauptaktivitäten in Almería konzentrieren sich inzwischen auf fünf Hauptbereiche:

    Über die weiteren Entwicklungen in Almería berichte ich in den verschiedenen Kapiteln zu den unterschiedlichen solaren Hochtemperatur-Systemen (siehe Parabolrinnen, Dish-Systeme, Solarturm-Anlagen und Solaröfen). Informationen über die aktuellen Speichermethoden für solare Wärme finden sich im Kapitel Thermische Energiespeicherung.

    Sehr interessant ist das als nächstes vorgestellte Mittelmeer-Projekt, bei dem die Anrainer gemeinsam in industriellem Maßstab Solarkraftwerke errichten wollen – sowie die Masdar-Initiative in dem Golf-Emirat Abu Dhabi, bei der erstmals eine CO2-freie Stadt komplett neu auf dem Reißbrett entworfen wird.

    Das Mittelmeer-Projekt (Desertec)

    Die Idee, den Mittelmeerraum und besonders die Länder Nordafrikas zur Energieversorgung Europas zu nutzen, ist nicht neu, die Wissenschaftler des Club of Rome entwickelten den Vorschlag schon in den 1970er Jahren. Praktisch wird die Technik seit 1980 von DLR-Mitarbeitern auf der ‚Plataforma Solar’ in der Nähe von Almería weiter verbessert (s.d.). Doch erst in den 1990ern wird damit begonnen, sich ernstlich darüber Gedanken zu machen.

    1992 veröffentlicht das BMFT beispielsweise die Studie ‚Systemvergleich und Potential von solarthermischen Anlagen im Mittelmeerraum’, an deren Erstellung zwischen September 1990 und September 1991 das ZSW, die DLR, Interatom/Siemens und das Ingenieurbüro Schlaich, Bergermann & Partner beteiligt waren. Untersuchungsraum sind die 19 Anrainer des Mittelmeers, sowie zusätzlich Jordanien und Portugal. Man errechnet insbesondere in Nordafrika eine potentielle Fläche von 0,51 Mio. km2, auf der die Anlagen errichtet werden können – unter Einbezug der maximalen Sonneneinstrahlung und bei gleichzeitig ausreichender Nähe zu bereits bestehenden oder geplanten Stromnetzen bzw. Straßen. An dieser Fläche haben die Länder Ägypten, Libyen und Marokko zusammen einen Anteil von über 75 %. Die hier prinzipiell installierbaren Kraftwerke hätten eine Leistung von 12.000 GW, was dem Vierfachen des gegenwärtigen weltweiten Stromverbrauchs entspricht (Stand 1992).

    Unter vorsichtigen Annahmen wird von einer bis 2005 erreichbaren Kapazität von 3.500 MW in den 16 Ländern des Mittelmeerraumes ausgegangen (die optimistische Variante nennt sogar 13.500 MW) – und bis 2025 könnten rund 23.000 MW (bzw. 63.000 MW) Solarstrom in die Netze eingespeist werden, was einen beachtlichen Anteil an dem für diesen Zeitpunkt in der Region erwarteten Bedarf von etwa 190.000 MW bildet. Mit einem derartigen Auf- und Ausbau solarer Kraftwerke ist bis 2005 ein Marktvolumen zwischen 15 und 60 Mrd. DM, und zwischen 2005 und 2015 von 90 bis 220 Mrd. DM verknüpft. Der Anstoß zum Bau derartiger solarthermischer Kraftwerke kann daher nur von den finanzstarken und technisch fortgeschrittenen Ländern kommen – so die Studie. Sollte sich ein weitreichender Stromverbund realisieren lassen, könnte auch ein Solarstromexport aus dem Süden in das Europäische Verbundnetz erfolgen.

    Landkarte des Mittelmeers mit TREC Konzept

    Das TREC Konzept

    Seit Ende der 1990er Jahre wird das Mittelmeer-Projekt in erster Linie von der Erlanger Solar Millennium AG weitergeführt, und 2003 gründet der frühere Teilchenphysiker Gerhard Knies zusammen mit dem Hamburger Klimaschutz-Fonds und dem Jordanischen Nationalen Energieforschungszentrum die Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC) um die Technologie voranzubringen.

    Ich selbst habe im April 2004 die Gelegenheit, mir das Projekt von dem Millennium-Unternehmenssprecher Rainer Aringhoff ausführlich beschreiben zu lassen, als wir– gemeinsam mit weiteren Industrie- und NGO-Vertretern – Bundesumweltminister Jürgen Trittin in den Jemen begleiten (ich in meiner Rolle als Dolmetscher), wo die fünfte und letzte Vorbereitungskonferenz für die Weltkonferenz renewables 2004 im Juni in Bonn stattfindet. Die Grundidee lautet: Die sonnenreichen Staaten Nordafrikas und des Nahen Ostens bauen in ihren Wüsten Spiegel-Kraftwerke und produzieren Strom für den Eigenverbrauch und den Export. Mit der Restwärme der Kraftwerke können sie außerdem Meerwasser-Entsalzungsanlagen betreiben. Dazu kommt der Bau eines europäischen Stromverbundnetzes aus Hochspannungs-Gleichstromübertragungsleitungen, die es erlauben, den Sahara-Solarstrom mit Windstrom aus Nordeuropa sowie Strom aus Wasserkraft aus Skandinavien und der Alpenregion zu vernetzen. Ein bestechendes Konzept.

    Die Solar Millennium AG plant zusammen mit dem größten spanischen Anlagenbauer ACS-Cobra ab Herbst 2004 den Bau des bislang weltweit größten Solarkraftwerks – als erstes von zwei 50 MW Parabolrinnen-Kraftwerken in der Provinz Granada, Andalusien (s.d.). Ab 2006 soll das Kraftwerk AndaSol-1 für 180.000 Einwohner der Provinz solaren Strom liefern. Auch die Bundesregierung will diese Technologie als Exportchance der Zukunft weiter vorantreiben. Solar Millennium wird deshalb ab 2001 und bis Ende 2003 mit mehreren Millionen Euro unterstützt. Dabei handelt es sich um den größten Einzeletat innerhalb des deutschen Zukunftsinvestitionsprogramms der Bundesregierung für Hochtemperatur-Solarthermie.

    Eine weitere Studie ‚Solarthermische Kraftwerke für den Mittelmeerraum’ vom Mai 2005, die diesmal vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) durchgeführt wird, belegt das Potential dieser Kraftwerke, die in den Ländern Nordafrikas und des Nahen Ostens bis 2050 erwartete Verdreifachung des Strombedarfs zu decken. In einer weiteren Studie untersucht das DLR, welchen Beitrag Strom aus solarthermischen Kraftwerken in der Mittelmeerregion langfristig zur Stromversorgung in Europa leisten kann. Diese beiden von der Bundesregierung veranlaßten Studien TRANS-CSP und MED-CSP vertiefen die Idee eines das Mittelmeer umfassenden Stromversorgungsnetzes, das in erster Linie aus großen Solarkraftwerken besteht.

    Das Szenario, in dem bis zum Jahre 2050 etwa 15 % des europäischen Stroms aus den Wüsten kommt, erfordert allerdings eine enge Kooperation Europas mit den Ländern Nord-Afrikas und des Nahen Ostens. Motor des Projektes ist die TREC, ein inzwischen internationales Netzwerk von Energieexperten. Das Ziel von TREC ist die Etablierung von Energie-, Wasser- und Klimasicherheit für die Regionen in Europa, im Nahen Osten (Middle-East) und Nord-Afrika (daher: EU-MENA), sowie ihre Kooperation auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien, um diese Ziele zu erreichen. Mit Hilfe von Solarthermischen Kraftwerken und Windparks soll die Wasserentsalzung und Stromerzeugung vorangetrieben werden, um den Strom dann mittels Hochspannungs-Gleichstromleitungen (HVDC) in diese Länder und (mit nur 10 – 15 % Übertragungsverlusten) bis nach Europa zu leiten.

    Weitere Unterstützer des Konzeptes sind die Deutsche Physikalische Gesellschaft (DPG), Greenpeace und der Wissenschaftliche Beirat der Bundesregierung Globale Umweltveränderungen (WBGU). Der Präsident des Club of Rome, Prinz Hassan bin Talal von Jordanien, ruft auf der Hannover Messe 2006 die europäische Industrie zu einer „Apollo-Programm ähnlichen“ Anstrengung auf und lädt zu einem internationalen Kongreß im Frühsommer 2007 ein, um über die Umsetzung eines solchen Programms zu diskutieren, das dabei erstmals unter dem Label der Desertec-Stiftung des Club of Rome erscheint.
    Im Mai 2007 gründet Solar Millennium mit dem Essener Industriedienstleister MAN Ferrostaal eine eigene Baufirma für solarthermischen Großanlagen.

    Ein Pilotprojekt soll in Gaza entstehen – als eine Art Initialzündung, die den Teufelkreis aus Mißtrauen und Mutlosigkeit durchbrechen soll. Das große Ziel, „es könnte der Stein sein, der die ganze Vision ins Rollen bringt“, wird durch die anschließenden politischen Entwicklungen erst einmal wieder gestoppt. Dabei könnte ein Solarthermie-Kraftwerk vom ägyptischen Sinai aus den gesamten Gaza-Streifen mit Strom und Wasser versorgen – mit einer Kapazität für bis zu drei Millionen Menschen. Die Kosten hierfür sollen rund 4 Mrd. € betragen, die sich TREC-Berechnungen zufolge nach 15 Jahren amortisiert haben könnten.

    Prinz Hassan präsentiert dem EU-Parlament Ende November 2007 das Weißbuch Clean Power from Deserts – The DESERTEC Concept for Energy, Water and Climate Security. Um das Projekt auf den Weg zu bringen, sind etwa 10 Mrd. € nötig. TREC und der Club of Rome fordern daher von der EU und ihren Mitgliedsstaaten die Einrichtung eines entsprechenden Fonds. Außerdem dürfe das Netz nicht den Interessen der Energiewirtschaft überlassen bleiben, statt dessen müsse eine ‚solare Energieallianz der EU-MENA-Staaten’ geschaffen werden. Auf der Webseite des Projektes liegen 2007 die Konzeptbeschreibung sowie die Studien in immerhin acht Sprachen vor.

    Mitte 2008 bildet das Projekt auch ein Element der ,Union for the Mediterranean’-Initiative des französischen Präsidenten Nicolas Sarkozy, um die Interessen der EU und Nordafrika einander näher zu bringen.

    Andere Vorschläge kommen z.B. von First Solar, einem PV-Paneele-Hersteller in Tempe, Arizone. Mein Freund Karim Asali, Leiter der Abteilung Naher Osten und Afrika, betont in einem Blog der New York Times im Februar 2009, daß alleine nur seine Firma in der Lage ist, im Laufe eines Jahres eine Photovoltaik-Großanlage mit einer Leistung von 1 GW zu errichten. Asali, der im Namen der European Photovoltaic Industry Association mit Sitz in Brüssel spricht, bestätigt auch, daß es technisch ohne weiteres machbar sei, in Nord-Afrika bis 2020 insgesamt 20 GW Solarstrom zu erzeugen.

    Intensive Presse bekommt das Projekt allerdings erst Mitte 2009: „Deutsche Konzerne planen 400-Milliarden-Euro-Sonnenkraftwerke in der Wüste!“ überschlagen sich die Meldungen – denn mit dabei sind der weltgrößte Rückversicherer Münchener Rück, Siemens, die Deutsche Bank, RWE, E.on und viele andere. Mitte Juli wollen sich bis zu zwanzig große Konzerne zu einem Konsortium zusammenschließen um das Projekt voranzutreiben.

    Der Zeitpunkt dieser Ankündigung, die auch international durch alle Medien geht, läßt den Verdacht aufkommen, daß es sich primär um einen politischen Schachzug handelt. Nachdem aufgrund einer deutschen Initiative im April 2008 ein Jahr später die International Renewable Energy Agency (IRENA) gegründet wurde, steht nun die Wahl des Hauptsitzes dieser Agentur an. Die Desertec-Bekanntmachung soll wohl die Waage zugunsten von Bonn ausschlagen lassen… was dann jedoch nicht ganz klappt.

    Immerhin einigt man sich Ende Juni 2009 auf einer Dreierlösung in der Hauptquartier-Frage: Abu Dhabi in den Vereinigten Arabischen Emiraten wird Sitz der IRENA, Bonn wird Sitz des Innovations- und Technologiezentrums und Wien erhält ein Verbindungsbüro für Kontakte zur UN im Bereich Energie und zu anderen internationalen Institutionen. Deutschland wird 4 Mio. € für den Aufbau des Innovations- und Technologiezentrums in Bonn bereitstellen sowie einen jährlichen Betrag zwischen 2 und 3 Mio. € für die laufenden Kosten zahlen. In Abu Dhabi soll die neue Agentur in der ‚Ökostadt’ Masdar residieren, sobald diese fertig ist (s.u.).

    Parabolsspiegel

    Parabolsspiegel

    In Bezug auf das Desertec-Projekt selbst hagelt es inzwischen an Lob und Kritik – quer durch alle Fakultäten: Die einen sprechen von einem Meilenstein für die weltweite Nutzung von Solarkraftwerken in Wüstenregionen (Greenpeace), von der größten privaten Ökostrom-Initiative aller Zeiten, und die Bundeskanzlerin hält es für denkbar, Gelder der EU zum Ausbau der Solarenergie in Nordafrika zu nutzen – während eingestandene Energieexperten das Desertec-Projekt als ‚Fata Morgana’ bezeichnen, die politisch wie wirtschaftlich nicht ausreichend analysiert worden sei. Zum Teil sind auch die Mitglieder nicht ganz geheuer, denn vielleicht beteiligen sich E.on oder RWE nur deshalb, um die Geschwindigkeit des Prozesses (negativ) zu beeinflussen. Immerhin bezeichnet Fritz Vahrenholt, Chef der RWE-Sparte für erneuerbare Energien, die Erwartung, der Strom könne in großem Stil über die Alpen nach Deutschland transportiert werden, als ‚Wolkenschieberei’. Das Konkurrenzunternehmen Vattenfall hält das Projekt sogar für gänzlich unrealistisch.

    Auch auf nordafrikanischer Seite gibt es Skepsis, denn man befürchtet einen europäischen Neo-Kolonialismus – diesmal im erneuerbaren Energiesektor. Umgekehrt könnten nordafrikanische Regierungen die Bedingungen für das Projekt als Druckmittel einsetzen, um in der Migrations- oder Exportpolitik ihre Interessen durchzusetzen. Misereor mahnt sogar, daß die Wüsten mitnichten ungenutzt sind, und daß die Rechte der Nomaden und Karawanen berücksichtigt werden müssen.

    Ich denke allerdings, daß alle diese Sorgen unbegründet sind, denn in Marokko, Ägypten und Algerien werden bereits Solarthermie-Kraftwerke gebaut, bislang allerdings nur relativ kleine Anlagen mit 15 bis 30 MW Leistung. Außerdem ist die Technologie keineswegs so kompliziert, als daß man sie nicht transferieren könnte – ähnlich wie beim Erdöl, das in vielen Ländern inzwischen auch durch lokale Fachkräfte gefördert und verarbeitet wird. Und wer die Wüste kennt der weiß, daß ihre Weite auch nicht durch ein paar (wahrlich winzige) Solarkraftwerke geschmälert werden kann. Auch die Annahme, daß die Spiegel der Kraftwerke durch den Wüstensand verschmutzt oder zerstört werden, kann nach zwanzigjähriger Betriebserfahrung mit solarthermischen Kraftwerken in der Mojave-Wüste nicht bestätigt werden, wo noch immer die Originalspiegel, die mit einer regelmäßigen Entstaubung auskommen, im Einsatz sind.

    Solarkraftwerke werden gebaut – die Frage ist nur wann, wo, von wem und für wen. Bei Desertec geht man jedenfalls davon aus, daß 2050 bis zu 80 % des Sahara-Stroms den rasant wachsenden Bedarf in Nordafrika decken, und nur der Rest nach Europa geleitet wird. Dieser Rest soll dann rund 15 % des europäischen Strombedarfs decken.

    Der Solar Millennium AG zufolge sei eine zunehmende Nachfrage nach solarthermischen Kraftwerken zu verzeichnen. In Spanien ist bereits die dritte Anlage – Andasol III – im Bau, während in den USA drei Solarkraftwerke mit je 250 MW Leistung und Investitionen von 1 Mrd. $ pro Anlage projektiert werden.

    In München unterzeichnen Mitte Juli 2009 zwölf Unternehmen die Grundsatzvereinbarung zur Gründung der ‚Desertec Industrial Initiative’ (DII): die federführende Münchener Rück als eigentlicher Hauptinitiator, Siemens, die Deutsche Bank, die Energiekonzerne RWE und E.on, MAN, die HSH Nordbank, der Schweizer Industriekonzern ABB, die spanische Ökoenergie-Firma Abengoa Solar, der algerische Nahrungsmittelproduzent Cevital, der Anlagenbauer M+W Zander sowie die Fachfirma Schott Solar.

    Bis spätestens Ende Oktober wollen die beteiligten Firmen eine Planungsgesellschaft gründen, die anschließend drei Jahre lang viel Geld dafür ausgeben darf, um Investitions- und vielleicht auch Baupläne für die ersten Solarkraftwerke zu entwickeln. Schwerpunkt des Konsortiums sei eine ‚vertiefte Prüfung und Machbarkeitsstudie’.

    Bislang gibt es weder Informationen darüber, wie viel das Wüstenstrom-Projekt tatsächlich kosten soll, noch wer dafür aufkommen wird oder in welchen Ländern die Kraftwerke gebaut werden sollen. Wenn dies alles geklärt ist, soll mit dem Bau der ersten Kraftwerke 2015 begonnen werden.

    Im Gespräch sind derzeit Kosten von rund 400 Mrd. € bis zum Jahr 2050 (!) – angesichts der erst vor wenigen Monaten sofort ausgezahlten, gleichrangigen Beträge im Zuge der sogenannten ‚Bankenrettung’ also wahrlich ‚Peanuts’. Dieser Betrag teilt sich auf in 350 Mrd. € für die Solarthermie-Kraftwerke selbst, sowie 50 Mrd. € für das zu errichtende Leitungsnetz.

    Trotz des großen Medienrummels bildet das Desertec-Projekt doch nur ein winziges Element der Palette aller globalen Energie-Potentiale, wie sie hier im Buch der Synergie aufgelistet sind. Einen frechen Kommentar in Form einer SF-Kurzgeschichte habe ich im August 2009 auf Telepolis veröffentlicht – unter dem Namen LICHT.

    An der Umsetzung eines ähnlichen Konzeptes beschäftigt man sich beispielsweise auch in Großbritannien. Die Projektgesellschaft Nur Energie Ltd. in London arbeitet seit zwei Jahren an Plänen zum Bau eines solarthermischen Großkraftwerks in Tunesien, dessen Energie über eine Gleichstrom-Hochspannungsleitung durch das Mittelmeer nach Süditalien geleitet werden soll. Im Endstadium ist ein Kraftwerk mit einer installierten Leistung von 2 GW geplant. Hinter Nur Energie steht unter anderem der Cleantech Investment Fonds Hazel Capital in London. Die Investitionssumme wird (extern) auf rund 4 Mrd. € geschätzt.

    Ebenso gibt es noch mehrere andere Projekte für internationale Verbundnetze. Das Projekt ‚Synthesis’ zum Beispiel betrifft ein internationales Verbundnetz von Gleichstrom-Hochspannungsleitungen, mit denen die verschiedenen Zentren der Energiegewinnung in den Wüsten rund um die Erde miteinander verbunden werden können. Dadurch wird der wichtigste Nachteil aufgehoben, den die Gewinnung von Energie aus Sonnenlicht hat, daß die Sonne nämlich immer nur eine Seite der Erde bescheint.

    Im November 2007 berichtet die britische Zeitung The Independent über das Projekt eines etwa 8.000 km langen Stromleitungsnetzes, das von Sibirien bis nach Marokko, und von Ägypten bis Island reicht. Als Hauptarterien dieses Supernetzes sollen Gleichstrom-Hochspannungsleitungen (HVDC) fungieren, die drei Mal so effizient sein sollen wie die üblicherweise verwendeten Wechselstromleitungen und ab Entfernungen über 80 km auch deutlich Kosten sparen. Ein derartiges Supernetz macht Investitionen von rund 60 Mrd. € erforderlich. Als treibende Kraft hinter dieser Verbund-Idee gilt seit mehreren Jahren Gregor Czisch von der Universität Kassel.

    Auch Erfahrungswerte gibt es schon, denn die Technologie ist bereits in Italien landesweit implementiert, und ein weiteres Hochspannung-Gleichstrom-Übertragungskabel (HGÜ) ist in der Ostsee zwischen Schweden und Deutschland installiert. Die bereits 1945 (!) erfundene Technologie hat allerdings auch einige Nachteile: Ihre hohe Anfälligkeit gegen Verschmutzung und Feuchtigkeit sowie ihre schwache Eignung für Überlasten und Abzweigungen.

    Ebenfalls im November 2007 gibt das algerische Unternehmen New Energy Algeria (NEAL) bekannt, eine 3.000 km lange Stromtrasse von der Stadt Adrar am Rande der Sahara bis nach Aachen legen zu wollen. Das Projekt firmiert unter dem Titel ‚Clean Power From The Desert’ und soll durch das Mittelmeer über die Insel Sardinien und anschließend Italien sowie die Schweiz bis nach Deutschland verlaufen. Beteiligt ist auch der staatliche algerische Energiekonzern Sonatrach, der sich bereits 45 % von NEAL gesichert hat. Weitere Mitbesitzer sind das Gas-Unternehmen Sonelgaz (ebenfalls 45 %) sowie die private Energie- und Landwirtschaftsfirma Semouleries Industrielles de la Mitidja (10 %).

    NEAL wird außerdem in Kooperation mit der spanischen Abener Energia Spa ab 2008 ein hybrides Solar-Gas-Kraftwerk in Hassi R’Mel errichten, dessen Investitionsvolumen 250 Mio. € beträgt. Es soll Ende 2009 in Betrieb gehen und 150 MW Strom erzeugen.

    Jos Meeuwsen von der TU Eindhoven ergänzt diese Pläne bereits im Oktober 2007 mit seiner Aussage, daß das Stromnetz der Zukunft ähnlich strukturiert sein müsse wie heute das Internet. Jeder sollte in der Lage sein, ‚Strompakete’ ins Stromnetz ‚herunter- oder hochzuladen’. Das Netz wird vor allem vom jeweiligen Energiemix abhängig sein, aber neue Techniken müssen dafür sorgen, daß der ‚Zwei-Wege-Verkehr’ möglich ist und das dann dezentralisierte Netz trotzdem stabil bleibt. Aus diesem Grund müssen Energietechnik, Informationstechnik und Stromelektronik so integriert werden, daß das entstehende Stromnetz dann weitgehend dem Internet gleicht.

    Meeuwsen stellt drei Szenarios für die Stromnetze der Zukunft vor, die sich vor allem im Hinblick auf die Größe der Stromerzeugungsanlagen unterscheiden. Das Szenario ‚Supernetzwerke’ sieht große Anlagen mit Hochspannungsnetzen vor, die zum Großteil aus erneuerbaren Energien (Biomasse, Windanlagen) gespeist werden. Das Szenario ‚Hybride Netzwerke’ geht ebenfalls von großen Anlagen aus (vor allem Biomasse und Windparks), wobei aber gleichzeitig auch zahlreiche kleine Anlagen in Dörfern und Städten (Biomasse, Wind, Solarenergie) Strom einspeisen. Im ‚lokalen’ Szenario überwiegen schließlich die kleinen Anlagen bis hin zu ‚Mikrogeneratoren’, auch wenn vor allem die Industrie weiterhin Strom von großen Anlagen beziehen wird.

    Die Masdar-Initiative

    Die Idee zu diesem Projekt wird erstmals im April 2006 verkündet. Verantwortlich ist die Abu Dhabi Future Energy Company (ADFEC), die den Auftrag erhalten hat, die Einführung von erneuerbaren und nachhaltigen Technologien im Energiebereich zu forcieren und zur Diversifizierung und zum nachhaltigen Wachstum der Wirtschaft Abu Dhabis beizutragen.

    Mitte 2006 erfolgt dann der Startschuß für das ‚Masdar Research Network’, einem globalen Forschungsnetzwerk zur Entwicklung fortschrittlicher, alternativer Energie- und Umwelttechnologien – in Kooperation mit der RWTH Aachen und anderen internationalen Forschungsinstituten. Das Netzwerk soll die Expertise von führenden Universitäten und Forschungsinstituten aus Asien, Europa und Nordamerika bündeln, um Innovationen bei Energie- und Umwelttechnologien zu beschleunigen. Die Lösungsansätze der Forschungs- und Entwicklungsprojekte richten sich sowohl an Industrie- als auch an Entwicklungsländer.

    Schirmherr des Projektes ist Kronprinz Scheich Mohammad bin Zayed Al Nahyan, der erkannt hat, daß die Erneuerbaren Energien eine der Schlüsseltechnologien der Zukunft sind: „Wir wollen ein bedeutender Spieler bei den Erneuerbaren Energien werden – nicht nur als Investor, sondern wir wollen uns auch mit Forschung und Entwicklung und später auch mit der Produktion befassen“.

    Das Golf-Emirat Abu Dhabi will insgesamt 15 Mrd. $  in erneuerbare Energien investieren. Kernstück bildet dabei der Bau von Masdar City (Masdar, arab.: Quelle, Ursprung), einer neuen Nullemissionsstadt für bis zu 47.500 (andere Quellen: 50.000) Bewohner mitten in der Wüste, die von Sir Norman Foster entworfen wird. Damit will man ebenso wie mit dem jährlich verliehenen Zayed-Preis (2,5 Mio. $) und verschiedenen Forschungsinitiativen neue Techniken und urbane Gestaltungsmaßstäbe entwickeln und demonstrieren. Die neue Stadt mit ihrem Grüngürtel, wind- und sonnenthermischen Anlagen, Wasserkanälen und elektrischen Taxis soll nach ihrer Fertigstellung 2009 das Zentrum für solche Entwicklungen werden.

    Die Stadt auf einer Fläche von 6 km2 soll den zehn Prinzipien der vom WWF gestarteten Initiative ‚One Planet Living’ entsprechen, zu denen neben Null-Emissionen und -Müll (durch wieder verwendbare Verpackungen) auch die Verwendung lokaler Materialien und Nahrungsmittel, ökologischer Verkehr, gerechter Handel, Bewahrung und Wiederherstellung natürlicher Habitate sowie Gesundheit und Glück gehören.

    Masdar-Grundriß

    Masdar-Grundriß

    Ähnlich der traditionellen orientalischen Bauweise soll Masdar eine dicht bebaute, autofreie und fußgängerfreundliche Stadt mit schmalen, schattigen Straßen werden, die vollständig mit erneuerbarer Energie, insbesondere Solarenergie, versorgt wird. Zu diesem Zweck werden die  Dächer zum überwiegenden Teil mit Solaranlagen ausgestattet sein.

    Die Kühlung wird durch Windenergie und Seebrisen erfolgen, während das benötigte Trinkwasser aus einer solarbetriebenen Entsalzungsanlage gewonnen wird. Zudem sollen Pumpen mit Hilfe von Bodensonden die Kühle tiefer Erdschichten an die Oberfläche befördern. Insgesamt soll die Temperatur in der neuen Stadt um 20 Grad geringer sein als in Abu Dhabi heute. Die Grünanlagen der Stadt und die umliegenden Felder werden mit Brauch- und Abwasser versorgt.

    Mit der Hauptstadt Abu Dhabi wird Masdar durch einen Zug verbunden, ansonsten bewegt man sich in der Stadt zu Fuß oder mit kleinen, fahrerlosen Taxis, die auf Gleisen fahren. Auch die ADFEC wird später hier ihren Firmensitz haben. Außerdem entsteht in unmittelbarer Nachbarschaft das Masdar Institute of Science and Technology, dessen Lehrpläne vom Massachusetts Institute of Technology (MIT) ausgearbeitet werden.

    Schwerpunkte der Ausbildung sind Energie- und Nachhaltigkeitstechnologien. Das Masdar Institute ist Teil des Masdar Research Network, einem internationalen Forschungsverbund aus bislang sechs Partnern: der Universität Aachen, der Columbia University (USA), dem Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt, dem Imperial College London (UK), dem Tokyo Institute of Technology (Japan) und der University of Waterloo (Kanada).

    Parallel dazu sollen sich in Masdar bis zu 1.500 innovative Unternehmen ansiedeln, wobei man bereits einige namhafte industrielle Partner gewonnen hat: General Electric, BP, Shell, Mitsubishi, Rolls Royce, Total, Mitsui, Fiat sowie das deutsche Solarunternehmen Conergy. Um die Ansiedlung der ausländischen Firmen zu erleichtern, werden innerhalb der Stadt auch andere (eher westliche) Gesetze gelten. Masdars ‚Grüne Gemeinde’ ist eine spezielle Freihandelszone und deshalb durch eine Mauer vom Rest von Abu Dhabi abgetrennt, die gleichzeitig als Schutz vor der heißen Wüstenluft und dem Lärm des nahegelegenen Flughafens dient. Masdar wird bei der Fertigstellung im Jahr 2015 oder 2016 damit kulturell und rechtlich zu einer Art Insel.

    Im April 2007 wird bekannt gegeben, daß für einen Betrag von 350 Mio. $ eine 100 MW Solaranlage namens Shams 1 (Sonne) errichtet wird, die später stufenweise auf 500 MW ausgebaut werden soll. Die Ausschreibung für die Anlage, welche die concentrated solar power (CSP) Technologie umsetzt (s.u. Parabolrinnen), erfolgt im August 2007. Ebenso erfolgt im Juli 2007 die Ankündigung, daß die Masdar Initiative gemeinsam mit Conergy eine PV-Anlage mit 40 MW Leistung aufbauen wird, deren Solarstrommodule die Keimzelle für die restliche Stadt werden sollen, und die nicht nur Energie sondern auch Schatten spenden werden.

    Masdar-Simulation

    Masdar-Simulation

    Ebenfalls 2007 eröffnen die Credit Suisse, die ADFEC und weitere Partner den Masdar Clean Tech Fund in einer Höhe von 250 Mio. $, der in erneuerbare Energien und nachhaltige Technologien investiert.

    Im Dezember 2007 werden 22 führende Hersteller von PV-Anlagen eingeladen, ihre Produkte unter den klimatischen Bedingungen Abu Dhabis über einen Zeitraum von 18 Monaten zu testen um herauszufinden, wer gegenüber der extremen Hitze, der hohen Feuchtigkeit und dem Sand am besten abschneidet. Standort der insgesamt 26 Versuchsanlagen von jeweils 1 kW Leistung ist ein Wüstenstück in der Nähe des internationalen Flughafens von Abu Dhabi.

    Gleichzeitig wird mit dem japanischen Unternehmen Cosmo Oil Co. und dem Tokyo Institute of Technology ein Muli-Millionen-Vertrag unterzeichnet, bei dem die Solarturm-‚beam down’-Technologie von Prof. Yutaka Tamaura untersucht und weiterentwickelt werden soll. Diese Technik, bei der sich der Dampfkessel am Fuß des Solarturms befindet, verspricht geringere Stromerzeugungskosten und eine höhere Effizienz als die bisherigen Solarturm-Konzepte. Im Rahmen der Vereinbarung wird der Bau einer 100 kW Pilotanlage bis Ende 2008 beschlossen.

    Im Februar 2008 wird mit dem Bau des ersten Stadtviertels für 15.000 Bewohner begonnen. Parallel dazu beginnt der Bau des außerhalb der Stadt gelegenen Solarkraftwerks, dessen Energie zur Errichtung der Stadt genutzt wird. Als Gesamtkosten für das Projekt werden inzwischen 22 Mrd. $ genannt.

    Das in Chicago beheimatete Architekturbüro Adrian Smith + Gordon Gill erhält den Auftrag, das Hauptquartier der Masdar-Intiative zu entwerfen, ein Plus-Energie Gebäude, das mehr Strom erzeugt, als es für seinen eigenen Verbrauch benötigt. Der Bau, der mit einem der größten Solardächer weltweit beginnen wird, soll Ende 2010 abgeschlossen sein.

    Im März 2008 gibt Masdar bekannt, für den Bau des weltweit größten CSP-Kraftwerkes (s.o.) gemeinsam mit der spanischen Firma Sener Grupo de Ingeniería ein Joint-Venture namens Torresol Energy gegründet wird. Shams 1 soll bereits im letzten Quartal 2010 ans Netz gehen.

    Im Mai 2008 werden dann erste Grafiken des geplanten Nahverkehrsnetzes mit seinen automatisch gesteuerten und Solarstrom-betriebenen 6-sitzigen Kabinentaxis veröffentlicht. Das Netz wird aus rund 1.500 Stationen bestehen, die individuell angewählt werden können. Dadurch soll gewährleistet werden, daß kein Punkt innerhalb der Stadt weiter als 200 m von der nächsten Station entfernt liegt.

    Über den aktuellen Stand der elektrisch betriebenen PRT-Systeme (Personal Rapid Transit), zu denen auch Einschienen- und Magnetschwebebahnen zählen, berichte ich ausführlich im Kapitel zur elektrischen Mobiliät (s.d.).

    Elektro-Cabs

    Elektro-Cabs

    Ebenfalls im Mai wird bekannt, daß Abu Dhabi 2 Mrd. $ in in die Solartechnik investiert. Zu dieser bislang wohl größten Investition in die Solartechnik gehören 600 Mio. $ für den Bau von zwei neuen Werken zur Herstellung von Solarzellen, von denen eines mit einer Produktionskapazität von 160 MW in der Hauptstadt Abu Dhabi errichtet wird und 2010 in Betrieb gehen soll, während das andere für 140 Mio. € in Erfurt gebaut und schon 2009 mit der jährlichen Herstellung von 50 MW Dünnschicht-Solarzellen beginnen wird. Später soll dann ein Ausbau auf eine Kapazität von 280 MW erfolgen. Bis 2014 will man durch den Bau weiterer Werke eine jährliche Produktion von 1 GW erreichen und damit zu einem der weltweit größten Anbieter von Dünnschicht-Solarzellen werden.

    Inzwischen hat das Masdar-Konzept schon diverse Nachahmer in anderen Ländern gefunden.

    Architekturunternehmen wie Charlottesville, William McDonough & Partners und Londons Arup planen an der chinesischen Ostküste nahe Shanghai, auf der Insel Chongming, für 1,3 Mrd. $ eine Grüne Stadt namens Dongtan. Der Bau soll bereits 2008 beginnen, und die erste Bauphase 2010 zu Ende gehen, fristgerecht zu der dann stattfindenden Expo in Shanghai.

    Weitere Projekte werden aus Costa Rica, Norwegen und Libyen gemeldet, während nicht ganz so große Projekte in den USA und in verschiedenen europäischen Ländern verfolgt werden. Prinz Charles wird beispielsweise die mit Krier zusammen entworfene Ökostadt Sherford an der Südwestküste in Devon bauen, wo bis 2020 für 12.000 Bewohner 500 Häuser vorgesehen sind. Drei Viertel der Gebäude werden mit Solaranlagen ausgestattet, eine gute Wärmeisolierung ist Pflicht, und die Hälfte des Stroms soll aus erneuerbaren Energien stammen, vor allem aus einem geplanten Windanlagen-Park mit 120 m hohen Windrädern.

    Und auch die anderen Golf-Emirate wollen sich nicht lumpen lassen. So plant der Stararchitekt Rem Koolhaas für das Emirat Ras al-Khaima eine Ökostadt auf 1,2 Mio. m2, die primär als lokalen Materialen errichtet werden soll. Die Gateway Eco City soll 2012 fertig gestellt sein.

    Jordanien gibt im Mai 2008 bekannt, eine CO2-arme Stadt bauen zu wollen, die mit einer Million Einwohnern rund 10 Mal so groß wie Masdar sein soll.

    Solare Wasserentsalzung

    Um den Rahmen des Themas zu verdeutlichen, fasse ich hier nur kurz den Stand auf dem Gebiet der Meerwasserentsalzung zusammen:

    Die erste Meerwasserverdampfungsanlage wurde 1869 von den Briten am Golf von Aden gebaut, um ihre Kolonialflotte mit Trinkwasser aus dem Roten Meer zu versorgen.

    2004 sind weltweit mehr als 9.500 Meerwasserentsalzungsanlagen in Betrieb. Zusammen erzeugen sie rund 11,8 Mrd. m3 Wasser pro Jahr. 1995 lag die Gesamtkapazität bei 20 Mio. m3 pro Tag. 2001 waren es 32,4 Mio. m3, und 2004 sind es 36 Mio. m3 täglich. 57 % der Anlagen stehen im Nahen Osten, wobei Saudi-Arabien mit 4 Mio. m3 am Tag der weltweit größte Produzent von Trinkwasser ist, das aus Meerwasser gewonnen wird. Außerdem wird ein Großteil des Wassers industriell genutzt.

    Ein israelisches Unternehmen baut 2004 in dem indischen Bundesstaat Gujerat eine gigantische Meerwasserentsalzungsanlage im Wert von mehr als 11 Mio. $ für die größte indische Erdölraffinerie (noch haben 20 % der indischen Bevölkerung keinen Zugang zu sauberem Trinkwasser, und 60 % haben keine sanitären Einrichtungen). Auch die erste Meerwasserentsalzungsanlage, die von Vivendi Universal im Staat Sonora in Mexiko gebaut wird, soll Wasser für die Industrie produzieren.

    Doch schon im Oktober 1999 stellt das in Maskat, Oman, beheimatete Middle East Desalination Research Center auf einer internationalen Konferenz fest, daß innerhalb der vergangenen 30 Jahre auf dem Sektor der Meerwasserentsalzung keine wesentlichen Forschritte erzielt worden sind. Die aktuellen Zahlen sprechen eine deutliche Sprache:

    Anderen Quellen zufolge soll es 2006 weltweit schon rund 15.000 Anlagen geben, sicher ist jedoch, daß nur ein winziger Bruchteil davon mit Solarenergie betrieben wird.

    Die solare Meerwasserentsalzung nach dem Greenhouse-Prinzip wird schon seit 1872 (o. 1877) praktiziert, als der Schwede C. Wilson gemeinsam mit einem chilenischen Team in Las Salinas (Chile) die erste Anlage dieser Art errichtet. Mit ihrer Fläche von 4.460 m2 war sie bis 1967 ohne Konkurrenz, als auf der griechischen Insel Patmos eine solare Entsalzungsanlage mit einer Fläche von 8.600 m2 gebaut wurde. Zumeist werden die Anlagen zur Meerwasserentsalzung eingesetzt, in Australien dagegen vornehmlich zur Aufbereitung von Brackwasser.

    Diese Technologie wird insbesondere in den 1960er Jahren in Australien, Griechenland, Tunesien und den USA umgesetzt, weitere Einzelanlagen entstehen auf den Kapverden, auf Haiti und auf den Windward Inseln, außerdem in Indien, Mexiko, Pakistan, Spanien und der UdSSR. 1972 wird in Pakistan eine Anlage mit einer Fläche von 9.072 m2 errichtet.

    In den darauf folgenden Jahrzehnten wird dieser solartechnische Anwendungsbereich in größerem Umfang weiterentwickelt und auch praktisch erprobt, so daß heute in Ägypten, Israel, Kanada, Jordanien, Dubai, Saudi-Arabien, auf den Kanarischen Inseln und anderswo derartige Anlagen in den verschiedensten Dimensionierungen besichtigt werden können.

    Im Grunde kann zwischen drei Anlagentypen unterschieden werden:

  • Erwärmung von stehendem oder fließendem Meer- oder Brackwasser über einer schwarzen Absorptions­fläche bei anschließender Verdampfung und interner oder externer Kondensation.
  • Trennung von Absorptions- und Verdampferstrecke, der Wärmetransport erfolgt hier mit Hilfe eines Transportmediums.
  • Das Meer- oder Brackwasser steht zwar auf der schwarzen Absorptionsfläche, doch die Verdampfung wird durch Anbringung lichtdurchlässiger Folien auf der Oberfläche der Sole verhindert. Die Verdampferstrecke befindet sich dabei außerhalb der eigentlichen Anlage.
  • Ein wirtschaftlicher Durchbruch bei den Versuchen, traditionelle großtechnische Verfahren mit Verfahren der solaren Meerwasserentsalzung zu koppeln, ist bislang noch nicht erfolgt. Zwar wurden derartige Systeme wiederholt propagiert und zum Teil sogar technisch umgesetzt, doch unter den derzeitigen Bedingungen arbeiten selbst Anlagen mit Mehrstufenverdampfern nicht wirtschaftlich. Und dies gilt besonders dann, wenn zur Erzeugung der elektrischen bzw. mechanischen Energie für den Entsalzungsvorgang regenerative Energiequellen wie Wind oder Sonnenenergie (z.B. über Solarzellen) verwendet werden.

    Das sogenannte Gegenstromprinzip, das von der IPAT in Berlin erfolgreich weiterentwickelt wurde, arbeitet mit einer Betriebstemperatur von 75°C – 95°C, wobei ohne weitere Zusatzaggregate eine Tagesausbeute von 10 Litern Süßwasser pro Quadratmeter Kollektorfläche verzeichnet wird. Bei diesem Prinzip, das dem ersten der drei o.g. Anlagentypen entspricht, wird ein dünner Wasserfilm über eine schwarze, um 6° – 10° geneigte Fläche geleitet, welche mit Plastik oder Glasplatten bedeckt ist. Wie schon der Name andeutet, strömt diesem Wasser langsam trockene Luft entgegen, die den durch die Sonneneinstrahlung entstehenden Wasserdampf aufnimmt, sich damit sättigt, und dann in Kühlkammern soweit abgekühlt wird, bis der Wasserdampf kondensiert.

    In dem oben bereits erwähnten Solardorf Las Barrancas wird auch eine Entsalzungsanlage installiert, die täglich 20 m3 Trinkwasser produziert. Das Meerwasser wird mittels einer (auch) solar betriebenen Pumpe zur der Anlage transportiert, die nach dem Verfahren der Mehrstufen-Destillation aufgebaut ist. Die elektrische Pumpe wird mit der Energie von 70 m2 Solarzellen betrieben.

    Eine der neueren solaren Entsalzungsanlagen in arabischen Ländern wird ab 1977 in Aqaba am Roten Meer (Jordanien) installiert. Die 15 autonomen Module à 25 m2 sollen über ein getrenntes Verdampferteil täglich 2 m3 Trinkwasser liefern. Von den 640.000 $ betragenden Projektkosten trug die federführende GTZ einen Anteil von 400.000 $. Konzipiert wird die Anlage von der Firma Dornier-System, realisiert wird sie mit Hilfe der Jordanischen Royal Scientific Society (RSS), und eine Lizenzvergabe an die RSS über die Produktion und den Vertrieb derartiger Anlagen im gesamten Mittleren Osten ist ebenfalls damit verbunden. Die mit Freon als Betriebsmittel funktionierende Anlage soll in ihrer größten wirtschaftlich vertretbaren Form etwa 24 m3 Frischwasser pro Tag erzeugen. Im Juli 1979 wird bekannt, daß die RSS von seiten der GTZ einen zusätzlichen Betrag von 487.000 DM für die weitere lokale Erforschung entsprechender Sonnenenergieanwendungen erhält.

    Die im Rahmen der Niedertemperatursysteme bereits erwähnten Solarmatten der VW AG werden auch für Entsalzungsanlagen vorgeschlagen, da einmal das schwarz eingefärbte Plastikmaterial resistent genug ist, und weil sich anderseits die erreichbaren Temperaturen von bis zu 70°C sehr gut als Vorlauftemperaturen für die eigentliche Entsalzungsanlage nutzen lassen.

    Als weiteres System sei die von der DFVLR neuentwickelte solare Dampfmaschine genannt, die mit Hohlspiegeln als Strahlungsfänger und mit einer automatischen Sonnennachführung ausgerüstet ist. Das Süßwasser fällt dort in einer durchschnittlichen Tagesmenge von 1.500 1 als zusätzliches Resultat der Kühlung bei der 10 kW Stromerzeugung an.

    Grundsätzlich muß zum Thema der solaren Entsalzung gesagt werden, daß derartige Anlagen unter den heutigen Umständen nur dann wirtschaftlich vertretbar sind,

  • wenn nur relativ geringe Mengen an entsalztem Wasser benötigt werden,
  • kein oder nur wenig saisonal anfallendes Oberflächen­wasser vorhanden ist,
  • kein oder nur wenig Grund- bzw. fossiles Wasser vorhanden ist,
  • die Transportkosten für Süßwasser per Schiff oder per Pipeline zu teuer sind,
  • fossile Energieträger für die Verdampfung rar oder zu teuer sind bzw. aus ökologischen Gründen nicht eingesetzt werden sollen,
  • keine Wärme-Kraft-Kopplung möglich ist (s.d.),
  • eine genügend große Fläche zur Verfügung steht,
  • und das Sonnenenergieangebot ausreicht.
  • PV-RO Anlage bei Jeddah

    PV-RO Anlage bei Jeddah

    Anfang der 1980er Jahre werden in arabischen Ländern verschiedene Pilotanlagen zur solaren Entsalzung gebaut, von denen ich einige nachfolgend vorstellen möchte (obwohl sie z.T. nicht solarthermisch, sondern über Photovoltaik betrieben werden):

    In der Nähe von Jeddaj, Saudi-Arabien, errichtet die Mobil Tyco Solar Energy Corp. 1982 am Roten Meer eine solare Entsalzungsanlage nach dem ‚Permasep’-Reverse-Osmosis Prinzip von Du Pont. Die von der Mobil Saudi Arabia betriebene Anlage besitzt 210 PV-Solarmodule mit insgesamt 8 kW Leistung und produziert nach Herstellerangaben 1.000 Gallonen Trinkwasser am Tag. Es zeigt sich, das die RO-Technologie im Betrieb nur halb so teuer ist wie die thermale Entsalzung.

    Die erste Großanlage im Nahen Osten entsteht ab 1984 in Abu Dhabi (V.A.E.), auf der Insel Umm el Nar (Mutter des Feuers). Diese von der japanischen Firma Sakura und mit Regierungshilfe gebauten Anlage hat einen täglichen Ausstoß von 80 t Trinkwasser und kostet knapp 9 Mio. $. Eine spätere Erweiterung auf 120 t/d ist geplant. Es wird die gleiche Technik eingesetzt, die sich schon auf der japanischen Insel Takami bewährt hat, dort aus klimatischen Gründen allerdings in einem kleineren Maßstab von nur 16,4 t/d.

    Anfang 1985 geht in Yanbu’ – ebenfalls in Saudi-Arabien – eine Anlage in Betrieb, die mit einer neuen Technik durch indirektes Frieren arbeitet. Bauherr ist die amerikanische Chicago Bridge & Iron Company, die Kosten betragen 18 Mio. $ und der Ausstoß beträgt 55.000 Gallonen pro Tag. Leider habe ich keine näheren technischen Details über die Funktionsweise dieser Anlage herausfinden können.

    Auch die IPAT der TU-Berlin beschäftigt sich weiter mit der solaren Meerwasserentsalzung. Mitte der 1980er werden auf der portugiesischen Insel Porto Santo drei Varianten eines einfachen Systems mit Doppelglasabdeckung getestet, bei dem die Verdampfungswärme, die bei der Kondensation frei wird, aufgefangen, gespeichert und während der Nacht noch einmal in einem Verdunstungsvorgang zur Gewinnung reinen Wassers genutzt wird. Es zeigt sich, daß sich die Leistung des Systems damit fast verdoppeln läßt.

    Der Wuppertaler Professor Ulrich Reif entwickelt seinerseits einen kleinen, mobilen Solar-Trinkwassergenerator in Pyramidenform und erhält dafür den Hauptpreis des Internationalen Designpreises Osaka 1987.

    Das deutsche Unternehmen Bomin-Solar stellt 1988 einen solarbetriebenen doppelten Stirlingmotor vor (s.d.), bei dem ein zusätzlicher Kolben als Kälteaggregat fungiert. Dabei kommt das Funktionsprinzip der zyklischen Kompression bzw. Dekompression des Arbeitsgases zum Tragen. Salzhaltiges Wasser wird über das Kälteaggregat geleitet und erstarrt dort zu Eis. Beim Gefriervorgang flocken Salze und Schadstoffe aus, wodurch Blöcke aus reinem Süßwasser-Eis zurückbleiben.

    Zwischenbemerkung: 1991 beträgt die weltweite Kapazität konventioneller, thermischer Meerwasserentsalzungsanlagen ca. 10 Mio. m³ pro Tag. Dabei entfallen 48 % der weltweiten Anlagenkapazität auf die Anrainerstaaten des Arabischen Golfs, denn die Meerwasserentsalzung mittels fossiler Brennstoffe können sich heute fast ausschließlich nurv noch diese Länder leisten.

    Das bereits 1991 in Los Angeles gegründete Sun Utility Network von Safwat Moustafa entwickelt eine mobile ‚Solar Multistage Flash’ (MSF) Meerwasser-Entsalzungsanlage mit einem Tagesausstoß von über 50 m3, die mit einem Vakuumröhren-Kollektor ausgestattet ist. Außerdem wird eine ortsfeste 100 m3 Anlage entwickelt, die wahlweise mit Vakuumröhren-Kollektoren und/oder mit einer selbst entwickelten Solarteich-Technologie arbeitet. 1995 stellt das Unternehmen zusammen mit der Sinh Solar Co. auch solare Destillationsanlagen, Sterilisationssysteme sowie PV-Stromversorgungen für abgelegene Krankenhäuser her, die auf Haiti und im Kongo installiert werden. Nach 2002 hört man allerdings nichts mehr von dem Unternehmen.

    Seit 1994 arbeitet in Chigasaki Japans erste vollautomatische thermische Solarentsalzungsanlage mit Membrantechnologie, deren Pumpen von Solarzellen betrieben werden. Das herstellende Unternehmen Takenaka Corp. stellt auch ein Großkonzept vor, bei dem Wüsten von Meeresküsten aus begrünt werden.

    Ab November 1998 fördert das Middle East Desalination Research Center drei Forschungsvorhaben zur solaren Entsalzung in kleineren Anlagen. Neben Wissenschaftlern von IT Power Ltd., Großbritannien, und der jordanischen Royal Scientific Society sind auch Angehörige der Palästinensischen Autonomieverwaltung, des Instituts für Verfahrenstechnik der TU Aachen, des Zentrums für Solarenergie und Wasserstofforschung (ZSW), dem Center National de Coordination et de la Recherche Scientifique et Technique (CNR) in Marollo sowie der Sultan Qaboos University, Oman, beteiligt.

    Da es sich zeigt, daß herkömmliche Metallkollektoren in Meerwasserentsalzungsanlagen von diesem schnell zersetzt werden, startet das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme (ISE) 1998 im Rahmen eines EU-Projektes ein dreijähriges Demonstrationsvorhaben auf Gran Canaria, bei dem ein neu entwickelter Kunststoff-Absorber zum Einsatz kommt, den das Wasser großflächig in Schlangenlinien durchfließt, und an dem das Institut bereits sechs Jahre gearbeitet hatte. Um die Absorptionsfähigkeit des verwendeten Kunststoffes zu erhöhen, wird dieser mit Hilfe der Sputter-Technik mit Edelstahloxynitrid überzogen. Beim Sputtern (= Spritzen) schlagen Argon-Ionen in einem Vakuum winzige Teilchen aus einem Stück des Beschichtungsmaterial heraus und verteilen es hauchdünn auf dem gewünschten Material.

    Das Ergebnis ist ein Kunststoffabsorber, der das Meerwasser auf 85°C aufheizt und damit die Voraussetzungen für eine Destillation schafft. Das erhitzte Wasser wird über Kunststoffvliese geleitet, von deren feuchtwarmer Oberfläche Dampf aufsteigt, der sich an den Rohren des benachbarten Wärmetauschers niederschlägt und als Kondenswasser in einen Auffangbehälter tropft. Durch die Anordnung von Kollektor, Verdunster und Kondensator wird das Wasser in zwei Schritten erwärmt: zuerst bis zu 75°C im Wärmetauscher, der gleichzeitig als Kondensator wirkt, und danach im Kollektor, wo es schnell die 85°C erreicht. Das nun stärker konzentrierte Salzwasser tropft von dem Kunststoffvlies ab und wird ins Meer zurückgeführt.

    Die Anlage, die täglich etwa 1.000 l Süßwasser produziert ist mit einem Heißwasserspeicher ausgerüstet, so daß sie auch Nachts läuft und damit rund um die Uhr Meerwasser entsalzen kann. Hergestellt wird sie von der Münchner Firma TAS. Größere Anlagen sind angedacht, Kooperationen bestehen bereits mit Spanien und Griechenland.

    Um 2003 entwickeln Bochumer Maschinenbauer am Lehrstuhl für Partikeltechnologie und Partikeldesign der Ruhr-Universität Bochum (RUB) eine Meerwasser-Entsalzungsanlage, welche die Sonnenenergie in einem geschlossenen, rückgekoppelten System einsetzt. Die Anlage kostet 10.000 €, die je zur Hälfte auf die Materialkosten und die Arbeitszeit entfallen. Als Trägergas dient Luft, so daß die Anlage mit niedrigeren Temperaturen arbeiten kann als herkömmliche Verfahren.

    Das salzige Wasser wird erwärmt und rieselt durch einen Verdunstungs-Befeuchter, der die einströmende Luft erwärmt und zusätzlich mit Wasserdampf aus dem Meerwasser anreichert. Am Entfeuchter wird die Luft dann kondensiert: Das gewonnene, reine Wasser fließt aus der Anlage heraus, die übriggebliebene Salzlösung (Sole) wird im Kreislauf wieder der Ausgangsflüssigkeit zugeführt. Bei zehn Sonnenstunden ergibt sich bei diesem Verfahren eine Produktrate von 20 Litern Wasser pro Quadratmeter Kollektorfläche und Tag. Die Anlage ist zwar für Solarenergie konzipiert, läßt sich aber auch mit anderen Energiequellen betreiben wie mit der Abwärme von Dieselmotoren usw.

    Wissenschaftler am Lehrstuhl für Verfahrenstechnische Transportprozesse der Ruhr-Universität Bochum stellen im November 2003 den Prototyp einer neuartigen, mit Sonnenenergie betrieben Trinkwasser-Entsalzungsanlage vor, die Luft als Wärmetransportmittel verwendet und sich deshalb mit niedrigeren Temperaturen betreiben läßt als die herkömmlichen, teuren Entsalzungsanlagen. Bei einer Sonnenscheindauer von 10 Stunden liegt die Leistung bei 20 l Trinkwasser pro Tag und Quadratmeter Kollektorfläche. Die Entwicklung der Anlage wurde im Rahmen des Projektes ‚Soldes’ von der EU gefördert.

    Sehr interessant ist auch das Konzept des ‚Solarzeltes’ von Dr. Friedrich Naehring aus Estorf, das etwa 50 Liter Süßwasser je Tag und Quadratmeter Grundfläche liefern kann. Bei dem hier angewendeten Kreisprozeß namens ‚Humidification and Dehumidification of Air in a Solar Powered Convective Cycle’ geht es um die Beladung heißer Luft mit Wasserdampf über einer Salzwasseroberflache und der sich daran anschließenden Kondensation an tropischen Pflanzen in einem zeltförmigen Gewächshaus.

    Bei diesem System, über das mich der Entwickler Mitte 2007 persönlich informiert, sind allerdings noch eine Reihe von Fragen zu klären: Der optimale Luftkreislauf im Zelt, die Gestaltung der Salzwasserfläche, die Auswahl geeigneter Pflanzen für hohe Temperaturen, usw.

    Über einige der einfachen Methoden zur solaren Wasserentsalzung berichte ich unter 3.-Welt-Systeme. Und ein detaillierter Artikel über das Thema der solaren Wasserentsalzung ist inzwischen auch auf Wikipedia einsehbar. Ausgesprochen elementar ist der Hinweis auf eine weitere Form der Wasserentsalzung mittels dessen Herunterkühlung auf den Anomaliepunkt. Ich empfehle hierzu einen Blick auf ein Kapitel in Teil D (Anwendungen und Nebeneffekte), in welchem ich auf diese Technik zu sprechen komme.


    Weitere Formen hochthermischer Solarenergienutzung (I)

    Stirling-Motor

    Ich möchte hier den bereits mehrfach erwähnten Stirling-Motor etwas näher betrachten, da er in der letzten Zeit zunehmend Einsatz im Bereich der solarthermischen Anlagen findet. Es handelt sich dabei ursprünglich um einen Niedertemperatur-Heißluftmotor, dessen Patent bereits 1816 von dem schottischen Pfarrer Robert Stirling (1790 -1878) beantragt wurde.

    Inzwischen wird der Stirling-Motor allerdings auch im Hochtemperaturbereich eingesetzt. Der Motor arbeitet wie eine Dampfmaschine mit äußerer Wärmezufuhr, jedoch anstelle von Dampf mit dem eingeschlossenen Arbeitsmedium Luft, welches sich – im Gegensatz zum Kesselwasser bei der Dampfmaschine – nicht verbraucht. Stirlings Motiv war der Wunsch, eine sichere und einfache Maschine zur Grubenentwässerung zu bauen.

    Am 12. Januar 1853 sticht in den USA das umgebaute Dampfschiff ‚Ericsson’ in See – mit dem größten jemals gebauten Stirlingmotor an Bord. Leider leistet die riesige 4-Zylinder-Maschine (mit Zylinderdurchmessern von 4,27 m) statt der vorausgesagten 350 kW nur 220 kW, wodurch das Schiff eine inakzeptable Fahrt von 11 Knoten macht (20,4 km/h). Der Schwede John Ericsson entwickelt um 1858 aber auch einen 1,5 PS Industrie-Stirling, mit dem er großen Erfolg hat. Eine durch Sonnenenergie betriebene Wasserpumpe wird zu Tausenden verkauft.

    Der Stirling-Motor findet vor allem in der Landwirtschaft einige Verbreitung, weil man ihn mit jedem Brennstoff, also auch mit Holz oder Stroh, betreiben kann. Er gehört außerdem zu den Systemen, die sich hervorragend für die Nutzung von Abwärme eignen (s.d.). Anfang des 20. Jahrhunderts sind weltweit ca. 250.000 Stirlingmotoren im Einsatz, als Tisch-Ventilatoren, Wasserpumpen und Antriebe für Kleingeräte wie z.B. Nähmaschinen. Sie versorgten Privathaushalte und kleine Handwerksbetriebe mit mechanischer Energie. Nach dem Otto-, Diesel- und Elektromotoren sich immer weiter verbreiteten, wurden die Stirlingmotoren zunehmend vom Markt verdrängt.

    Stirling Kleinmodell

    Stirling Kleinmodell

    Die Firma Philips beginnt 1936 mit Versuchen am Stirling-Motor, und ab 1954 wird ein 200 kW Stirling-Generator in Kleinserie hergestellt. Auch Siemens und Volvo arbeiten an Stirlings. Eine größere Verbreitung scheitert jedoch vornehmlich am komplizierten mechanischen Aufbau.

    Bereits 1965 schlägt William Beale von der Ohio University ein Duplex-Stirling-System vor, bei dem zwei Freikolben-Stirling-Maschinen Rücken an Rücken angeordnet sind, wobei die eine Maschine als Wärmekraftmaschine arbeitet, und die andere als Wärmepumpe. Das System ähnelt damit der Vuilleumier-Wärmepumpe (s.d.). Einsatzbereiche sind gasbefeuerte Gefriergeräte für Lebensmittel, gasbefeuerte Wärmepumpen und die Erdgas-Verflüssigung.

    Im Zuge der zeitgenössischen Diskussion um erneuerbare Energie wird das Prinzip auch allgemein bekannt. MAN unternimmt 1967 erste Versuche und stellt 1984 eine Studie vor, bei der es um einen Schiff-Stirling geht. Um 1980 beschäftigen sich weltweit etwa 80 Firmen mit dieser Technologie, und 1986 fährt bereits ein Versuchsfahrzeug von Opel mit einem wasserstoffbetriebenen 8 PS Stirling. Ein Problem bilden die von außen erhitzten Zylinderköpfe, welche Kobalt benötigen. Die fiktive Zahl von 2 Mio. Motoren würden dabei die gesamte Weltproduktion dieses Materials verbrauchen.

    Auf der Stirling-Koferenz 1986 stellt Prof. Dr. Ivo Kolin aus Zagreb einen Solarmotor ohne Sammelspiegel vor, der bereits bei einer Temperaturdifferenz von nur 15°C in Betrieb geht. Bei dieser Konferenz kam die zahlenmäßig stärkste Delegation aus Japan, wo Sanyo verlauten läßt, bald ausgereifte und billige Stirlingmotoren anzubieten. Die US-Firma Sunpower in Ohio entwickelt ihrerseits einen Versuchsmotor für 70.000 Betriebsstunden, der mittels Reisstrohverbrennung Wasserpumpen in Bangladesh betreiben soll. Die MacDonnell-Douglas-Tochter United Stirling aus dem schwedischen Malmö bietet zu diesem Zeitpunkt bereits einen sonnennachgeführten 25 kW Stirling an, der mit einem 11 m durchmessenden Parabolspiegel aus 226 Segmenten ausgestattet ist.

    Stirling von Bomin-Solar

    Bomin-Solar Stirling

    1988 vermeldet die Firma Bomin-Solar einen technischen Durchbruch als es gelingt, als Betriebsmittel statt Luft auch Helium oder Wasserstoff zu nutzen. Bisher gab es bei diesen Gasen immer wieder Probleme mit der Dichtigkeit, doch nun wird ein System vorgestellt, bei dem die Energieübertragung vom bewegten Kolben zur ‚Außenwelt’ mittels Magnetkraft – statt einer mechanischen Kopplung – erfolgt. Die magnetische Auskopplung überträgt die Kolbenbewegung nach außen, und der Zylinder selbst, den keine Kolbenstange mehr durchdringen muß, kann jetzt als hermetisch abgedichteter Raum mit einem geschlossenen Gaskreislauf gestaltet werden.

    Das Unternehmen stellt einen Sechszylinder-Sirling vor, der 3 kW elektrische Leistung abgibt. Er startet, sobald die Temperatur im Brennpunkt der Solarreflektoren 250°C erreicht, ist fast geräuschlos und völlig abgasfrei. Der Wirkungsgrad wird mit 30 % angegeben. Das Unternehmen kombiniert seine Stirlingmotoren mit den im Haus entwickelten Unterdruck-Folienspiegeln (s.d.). Auch über den ‚doppelten Stirling’ für die Kälteerzeugung habe ich weiter oben schon berichtet, ebenso über den Einsatz von Dish-Stirlings im Spanischen Almería, wo 1991 im Rahmen der Versuchsanlage Distal des Stuttgarter Bauingenieurbüros Schlaich, Bergermann und Partner (SBP) drei 9 kW Motoren in Solarausführung von der Firma SOLO in Betrieb gehen.

    Ab 1992 wirbt der deutsche Wärmesystem-Hersteller Herrmann mit dem Einbau eines in der Schweiz entwickelten Stirlings in serienmäßige Gasbrenner für Heizungs- und Warmwasseranlagen. Quasi nebenbei wird damit 1 – 3 kW elektrischer Strom erzeugt, also mehr als ein Einfamilienhaus im Durchschnitt benötigt. Im Sommer kann der Stirling mit einem simplen Sonnen-Spiegelsystem kombiniert werden um auch bei abgeschalteter Gasheizung weiter Strom zu produzieren. Später stellt sich allerdings heraus, daß die Werbekampagne ausschließlich ein ‚Testballon’ war (s.u.). Das Unternehmen sponsort auch den HTC Forschungspreis – der bereits 1988 an J. Kleinwächter von Bomin-Solar verliehen wurde …natürlich für dessen solarbetriebenen Stirlingmotor.

    Moderne Stirlingmotoren erreichen schon Wirkungsgrade von über 40 %, außerdem sind sie leiser, vibrationsärmer und haben ein gleichmäßigeres Drehmoment als Otto- oder Dieselmotoren. 1998 nimmt ein neuer Motor der Saarbergwerke seinen Betrieb auf, der mit Grubengas betrieben wird. Und in Krailing, am südlichen Stadtrand von München, wird im Rahmen einer neuen Industrieansiedlung von 54 Betrieben ein Holzhackschnitzel-Heizkraftwerk errichtet, bei der ein Stirlingmotor der Entwicklungsfirma Magnet-Motor GmbH in Starnberg zum Einsatz kommt.

    1999 bietet das Unternehmen Gütte-Feinwerktechnik in Berlin für 298,- DM einen ‚Handwärmemotor’ an, bei dem es sich um einen Niedertemperatur-Stirling handelt, der bereits bei einer Temperaturdifferenz von nur 5°C in Betrieb geht und die Größe einer CD hat (2004 kostet das Modell 184 €, als Bauteilsatz 91 €).

    In Almería laufen seit 1997 sechs Stirling-Systeme der Firma SOLO, und im türkischen Alanya hat die Kombassan Holding ein Zentrum für Solarenergieforschung geschaffen, an dem man an der Umstellung dieses Systems auf netzunabhängigen Betrieb arbeitet. 1998 wird dort ein solarer Stirling 161 in einem 25 m2 Konzentrator aus runden Kunststoff-Membranelementen in Betrieb genommen, später wird ein neuer, noch größerer Spiegel fertiggestellt.

    Die Sandia National Laboratories in den USA nutzen seit Sommer 1999 einen 46,5 m2 Konzentrator aus Glas/ Metall-Sandwich-Elementen zum Betrieb ihres Stirling-Motors.

    Die 10. Internationale Stirling-Motoren-Konferenz (ISEC) findet im September 2001 in Osnabrück statt, der 1. Deutsche Stirlingkongreß (im Rahmen  des Clean Energy power Kongresses) im Januar 2006 in Berlin.

    Eine ungebrochene Domaine von Stirlingmotoren ist die Erzeugung von sehr tiefen Temperaturen. Mit Tieftemperatur-Stirling-Kältemaschinen lassen sich Temperaturen um 80 K (ca. -193°C) erreichen. Luft- oder Erdgasverflüssigung und die Kühlung von Infrarotsensoren sind typische Beispiele derartiger Tieftemperatur-Anwendungen. Das Militär nutzt diese Maschinen in großen Stückzahlen und seit vielen Jahren für automatische Lenkwaffen und Wärmesichtgeräte.

    SOLO-Modul mit Stirling (offen)

    SOLO-Modul mit Stirling
    (offen)

    Der vom Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit anläßlich der 55. Internationale Handwerksmesse IHM im März 2003 in München verliehene Bundespreis für hervorragende innovatorische Leistungen für das Handwerk in der Kategorie Technologie und Umwelt geht in diesem Jahr an die Sindelfinger Firma SOLO Stirling GmbH und ihr microKWK-Modul. Die Firma SOLO Kleinmotoren GmbH, Muttergesellschaft der neu gegründeten SOLO Stirling GmbH, beschäftigt sich seit 1990 mit der Entwicklung eines Moduls zur Kraft-Wärme-Kopplung, betrieben mit einem Stirlingmotor. Das SOLO-Modul ist mit seiner stufenlos modulierbaren Leistung von 2 – 9,5 kW (elektrisch) bzw. 8 – 26 kW (thermisch) besonders für mittlere bis große Immobilien aus dem Wohn-, Gewerbe-, Kommunal- und Industriebereich geeignet.

    Im Oktober 2004 verkündet die englische E.ON-Tochter Powergen, daß sie in den kommenden fünf Jahren 80.000 Mikro-BHKW der Marke ‚WhisperGen’ auf der britischen Insel vertreiben wolle. Die Geräte kommen von dem 1995 gegründeten neuseeländischen Hersteller Whisper Tech Ltd. in Christchurch, und arbeiten mit einem gasbeheizten 4-Kolben-Stirlingmotor. Die grundlegenden Arbeiten dafür wurden bereits 1987 an der University of Canterbury in Christchurch begonnen.

    Ende 2004 stattet E.ON 550 Haushalte in East Manchester mit diesen Anlagen aus, doch zwölf Monate später scheint die Begeisterung verflogen. Powergen mag sich über den Fortgang des Projekts nicht äußern. Marktbeobachter berichten von technischen Schwierigkeiten.

    2007 wirbt die Whisper Tech Ltd. damit, daß sie gemeinsam mit führenden europäischen Untennehmen an der Implementierung einer Serienherstellung ihres AC WhisperGen microCHP Systems für den europäischen Markt arbeitet, das sich mit den unterschiedlichsten flüssigen oder gasförmigen Brennstoffen betreiben läßt. Hauptinvestor des Unternehmens ist die Meridian Energy, einer der größten Stromversorger Neuseelands.

    Im Rahmen einer persönlichen Korrespondenz mit Herrn Hermann Merk im Februar 2008 berichtete mir dieser: „Auf der Baumesse in Giessen letzte Woche sprach ich mit der Fa. Sanevo aus Offenbach, die die Stirlingmaschinen WhisperGen und Sunmachine (s.u.) vertreibt. Man erzählte mir, daß die Serienfertigung der Sunmachine nun definitiv beginnt, ebenso soll der WhisperGen in Spanien als Lizenzfertigung in Serie gehen, um die Nachfrage zu befriedigen. In Neuseeland sei man nicht in der Lage, die nachgefragten Stückzahlen zu befriedigen.“

    Eckhart Weber und seine Firma Sunmachine GmbH in Nürnberg haben einen Parabolspiegel von 4 m Durchmesser entwickelt, der einen Stirling-Motor mit 2,5 kW elektrischer Leistung antreibt. Es werden drei Exemplare gebaut. Ab 2004 sollen drei verschiedene Modulgrößen zwischen 1 und 4 kW elektrisch und 2,5 und 10 kW thermisch zur Verfügung stehen. Die mittlere Größe mit 2,5 kW soll etwa 13.000 € kosten.

    Sunmachine GmbH vermarktet inzwischen auch eine solarbetriebene Wasserpumpe für Entwicklungsländer auf Basis des Stirling-Prinzips, die einst unter dem Namen ‚Sunwell’ in Lizenz gebaut wurde. Eckhart Weber hatte in den frühen 1990ern zusammen mit der Heizungsfirma Herrmann eine Werbekampagne in Spiegel und Stern geschaltet, um die ‚grundsätzliche Reaktion des Marktes’ zu testen. In den Anzeigen hatte Herrmann den Stirling-Motor bereits als Ergänzung zum eigenen Brennwertkessel offeriert. Obwohl das Produkt weder zu kaufen noch ausgereift war, stießen die Anzeigen auf eine große Resonanz: Auf jedes der zwölf Motive gingen rund 1.500 interessierte Zuschriften ein.

    Anzeige der Firma Herrmann mit Scheich

    Anzeige der Firma Herrmann

    Ende 2005 bieten bereits mehrere Unternehmen effiziente Kraft-Wärme-Kopplung in Wohnhäusern an – wobei die Sunmachine Vertriebsgesellschaft in Kempten mit Holzpellets betriebene Mikro-Blockheizkraftwerke mit Stirlingmotor verkauft, die nicht größer als ein Kühlschrank sind. BHKW vereinen Heizkessel und Stromgenerator direkt beim Verbraucher und steigern den Wirkungsgrad damit auf über 90 %. In den Geräten von Sunmachine werden die Holzpellets auf einem Keramikgitter bei 850°C verbrannt und die kräftige Flamme auf den Erhitzerkopf eines robusten Stirling-Motors gelenkt, wobei die Anlage mindestens 80.000 Stunden störungsfrei laufen soll, was mehr als neun Jahren Dauerbetrieb entspricht.

    Laut dem Rundbrief von Rolf Keppler soll die Sunmachine ab Juli 2008 lieferbar sein. Bei einer Leistung von 3 kW elektrisch und 10 kW thermisch wird ein Betrag von 18.800 € für die mit Gas, bzw. 23.500 € für eine mit Holzpellets betriebene Version fällig.

    Die ersten Flachplatten-Stirlingmotoren werden von Prof. Dr. Ivo Kolin an der Universität Zagreb gebaut (im Januar 2007 verstorben). Sie hatten noch keinen Regenerator und ihr Verdränger wurde durch eine Mechanik mit absichtlich großem Spiel diskontinuierlich bewegt.

    Die Idee der flächigen Auslegung der Hauptbauteile wird  bald von Eckhart Weber von der Firma Sunmachine in Nürnberg aufgegriffen. Er führt die sinusförmige Verdrängerbewegung und den Regenerator als flächiges Bauteil ein, sowie gleichmäßig verteilte und den Regenerator durchdringende Zug-Druckanker, um die auf Deckel und Boden wirkenden Druckkräfte zu beherrschen. Dadurch werden erstmalig größere Maschineneinheiten und vertretbare Wirkungsgrade ermöglicht.

    Karl Obermoser aus Monheim gelingt es vor einigen Jahren durch Anwendung eines erweiterten Freizylinderprinzips, die ganze aufwendige Mechanik und die Notwendigkeit der ebenso aufwendigen und teuren Zug-Druckanker zu eliminieren. Der Prototyp ist ein 0,5 m2 großer Solarmotor mit der Resonanz als Funktionsprinzip, er besitzt allerdings noch keine effiziente Kühlung und arbeitet deshalb mit einer Temperaturdifferenz von nur ungefähr 15°K. Er startet bei einer Temperaturdifferenz von wenigen K selbständig und betreibt bei steigender Sonneneinstrahlung eine kleine Wasserpumpe. (Die beiden Steine, die auf der Maschine im Foto liegen, dienten zur provisorischen Feinabstimmung der Resonanzfrequenz). Das Besondere an diesem Flachplatten-Stirlingmotor ist die spezielle Auslegung der einzelnen Komponenten, durch die sich alle im Betrieb auf die Glasscheibe wirkenden Kräfte zu Null addieren, so daß die Glasscheibe im Betrieb völlig frei von Biegekräften bleibt. Diese enormen Kräfte von bis zu einer Tonne je m² hatten die technische Anwendung des Flachplattenprinzips bisher verhindert.

    1999 entwickeln Scott Backhaus und Gregory Swift am Los Alamos National Laboratory in New Mexico einen thermo-akustischen Stirlingmotor. Wie bei einem üblichen Stirlingmotor wird auch hier Wärme in Bewegung umgewandelt. Ein thermisches Austauschelement, der Regenerator, erhitzt und kühlt ein Gas im Wechsel und zwingt es zu zyklischer Expansion und Kompression. Doch im Gegensatz zu herkömmlichen Maschinen treibt die Gasbewegung keinen schwingenden Kolben an, sondern generiert eine Schallwelle. Diese breitet sich innerhalb einer ringförmigen Röhre aus, wobei eine kleine Blende einen zirkulierenden Fluß verhindert. Mit 100 Hz wird die Welle von dort aus in einen Resonator eingespeist und an dessen offenem Ende aufgefangen. Dadurch lassen sich zum Beispiel hochleistungsfähige Lautsprecher anregen oder zur Stromerzeugung Magnete in Spulen bewegen. Wird jedoch umgekehrt die Schallwelle von außen zugeführt, kann deren kinetische Energie genutzt werden, um einem Medium Wärme zu entziehen. So eignen sich akustische Wellen, um Klimaanlagen und Kühlschränke zu betreiben, die keine umweltschädlichen Treibgase benötigen, sondern auf der Basis von Helium funktionieren.

    Thermoakustischer Stirling

    Thermoakustischer Stirling

    Im September 2004 arbeiten die University of California und das Unternehmen Northrop Grumman Space Technology an der Fortentwicklung eines Stirlingmotors – speziell für den Einsatz in der Raumfahrt. Die sogenannte ‚traveling-wave engine’ nutzt zur Stromerzeugung keine Hitze, sondern Schallwellen. Der thermoakustische elektrische Generator funktioniert, indem Helium durch einen Regenerator geleitet wird, der aus einem Stapel von 322 feinmaschigen Siebscheiben aus rostfreiem Stahl besteht. Der Regenerator ist mit einer Wärmequelle und einem Kühlkörper verbunden, die bewirken, daß das Helium expandiert und kontrahiert. Diese Expansion und Kontraktion erzeugt kräftige Schallwellen – sehr ähnlich der Art und Weise, wie Blitzschlag Ursache einer Wärmeausdehnung ist, die den Donner produziert. Diese oszillierenden Schallwellen in der traveling-wave engine bewegen den Kolben einer Linear-Lichtmaschine, welche Elektrizität erzeugt. Da die einzige bewegliche Komponente in dem Gerät neben dem Helium selbst ein Umgebungstemperatur-Kolben ist, verfügt das Gerät über eine hohe Zuverlässigkeit, wie sie bei Tiefenraum-Sonden verlangt wird. Mit einem Wirkungsgrad von rund 18 % erreicht man bereits die doppelte Effizienz herkömmlicher, mit Nuklearbatterien betriebenen thermoelektrischen Generatoren.

    Die Firma BSR Solar Technologies GmbH in Lörrach (Nachfolgeunternehmen der Bomin-Solar von Jürgen Kleinwächter) arbeitet seit 2004 an Niedertemperatur-Stirlingmotoren, die bereits zu arbeiten beginnen, wenn sich die schwarze Oberfläche der Kollektorschüssel auf etwa 150°C aufgeheizt hat. Ziel dieser Entwicklung war es, eine umweltfreundliche und wartungsarme Solartechnologie zum Antreiben von Pumpen zu entwickeln, die darüber hinaus noch in Entwicklungsländern produziert werden kann.

    Das Gerät sieht aus wie eine große Parabolantenne mit etwa 2 m Durchmesser. Direkt unter der tiefschwarzen Oberfläche wandert ein großer Verdränger-Kolben auf und ab, wobei Rhythmus und Bewegung der Maschine von einem kanaldeckelgroßen Schwungrad gesteuert werden, das gleichzeitig die kinetische Energie zwischenspeichert. Die Drücke in dem Gerät betragen plus/minus 100 Millibar. Aber auf einen Kolben von einem Quadratmeter Größe sind das 10.000 Newton. Die Leistung wirkt mit 100 W zwar gering, aber es sind 100 Watt hydraulische Leistung. Am Firmensitz in Lörrach gibt es einen Tiefbrunnen, aus dem aus 20 m Tiefe pro Stunde 1,5 Kubikmeter Wasser hochgepumpt werden. Die erste Solarpumpe dieser Art wird derzeit in Indien erprobt. Wenn man anstelle der Pumpe einen Generator anschließt, kann das System auch Elektrizität erzeugen. Das Unternehmen arbeitet inzwischen an einer Verdoppelung der Leistung.

    Mitte 2005 arbeitet das 1996 gegründete US-Unternehmen Stirling Energy Systems aus Phoenix in der Wüste nahe bei Albuquerque an einem Solar-Stirling mit Dish-Reflektor, der das Wärmeäquivalent von 10.000 Sonnen auf ein Acht Zoll weites Labyrinth aus dünnen Metall-Röhrchen richtet. Ausgangspunkt für das System ist der thermoelektrische Solar-Dish-Generator, der gemeinsam von McDonnell Douglas (später in Boeing aufgegangen) und der schwedischen Firma Kockums entwickelt und anschließend an das Unternehmen Southern California Edison (SCE) verkauft wurde.

    Im Oktober 2005 berichtet die Presse, daß die SCE plant, rund 110 km nordöstlich von Los Angeles eine 500 MW Solaranlage zu errichten, bei der die Stirling-Dish-Technologie eingesetzt werden soll. Später ist eine Erweiterung auf 850 MW geplant. Die hierfür benötigten 20.000 Dish-Stirling-Systeme sollen im Laufe von 4 Jahren in einem eigens dafür gebauten Werk in Victorville, Kalifornien, hergestellt werden. Als erster Schritt wird der Bau einer 1 MW Testanlage mit 40 Stück der 11,3 m durchmessenden Dishs der Firma Stirling Energy Systems erfolgen.

    Im Februar 2006 wird bekannt, daß der Ingenieur Dean Kamen, Erfinder des Segway (s.d.), inzwischen an einem 1 kW Stirling für die 3. Welt arbeitet, der mit jeder Art von Brennstoff betrieben werden kann, so auch mit Dung, wie er in ländlichen Gebieten in großen Mengen anfällt. Im Laufe der vorangegangen 10 Jahre hat Kamen, der seinen Reichtum durch die Erfindung einer Insulinpumpe und anderer medizinischer Geräte gemacht hat, rund 40 Mio. $ in die Weiterentwicklung seiner Stirling-Motoren investiert. Mitte 2007 arbeitet er außerdem an dem weltweit ersten Hybrid-Stirling Elektrofahrzeug (s.d.).

    1 kW Prototyp-Stirling

    1 kW Prototyp

    Bei dem 3.-Welt-Projekt kooperiert Kamen mit Iqbal Quadir, dem Gründer von Grameen Phone, dem größten Mobiltelefon-Unternehmen in Bangladesh. Bereits 2005 installierte Quadir zwei Prototypen für einen 6-monatigen Testlauf in zwei Dörfern seiner Heimat. Inzwischen verhandelt die Emergence Energy, ein Startup von Quadir in Cambridge, Massachusetts, mit Kamens Deka Research and Development, um sich das System lizenzieren zu lassen. Quadir hofft auf Investorenkapital in einer Höhe von 30 Mio. $, um die Produktion aufzunehmen. Während die beiden ersten handgefertigten Modelle noch jeweils 100.000 $ gekostet haben, soll der Endverkaufspreis der Serienmodelle zwischen 1.000 und 2.000 $ liegen.

    Während des Tests in Bangladesch, schufen Kamens Stirling-Maschinen in jedem Dorf drei neue Unternehmen: eines, um die Maschine zu betreiben und die Elektrizität zu verkaufen, eines, um von örtlichen Landwirten den Dung einzusammeln und an das erste Unternehmen zu verkaufen, und ein drittes, das den Dorfbewohnern Glühbirnen (und in Zukunft vermutlich weitere elektrische Geräte) vermietet.

    Global Cooling Inc. ist heute eine in Delaware, USA, beheimatete Gesellschaft mit zwei hundertprozentigen Tochtergesellschaften, der Global Cooling B.V. und der Global Cooling Manufacturing Co., wobei die Global Cooling B.V., mit Sitz in den Niederlanden, 1994 gegründet wurde, als sie die Lizenz für eine Freikolben-Stirling-Kältetechnik mit Helium als Arbeitsgas erwarb, die von Sunpower in Athens, Ohio, entwickelt worden war. Die Global Cooling Manufacturing Co. mit Sitz in Athens, Ohio, wurde im Jahre 1997 zum Zweck der Entwicklung und Produktion von Stirling-Kühlern für die Global Cooling B.V. gegründet.

    2002 vereinigen die Firmen ihre Bemühungen mit der Sunpower Inc., die sich seit den frühen 1980er Jahren mit Stirling-Kühlsystemen und ab 1988 auch mit der Herstellung hochwertiger Silizium-Zellen für den Einsatz in Solar-Konzentratoren beschäftigt. 2007 bekommt die japanische Twinbird Co. die Technik der Freikolben-Stirling-Kühler lizenziert und beginnt mit der kommerziellen Produktion für den Einsatz in transportablen Kühl- und Gefriergeräten.

    Stirling Konzentrator

    Stirling Konzentrator

    Über den SunCone-Stirling, mit dem sich Ende 2006 die beiden Unternehmen Open Energy Corp. und Infinia Corp. beschäftigen, habe ich bereits im Kapitel Optimierungs- und Verstärkungstechniken berichtet (s.d.). Im Juni 2007 erhält das Unternehmen von den Investoren Idealab, Khosla Ventures u.a. eine Finanzspritze von 9,5 Mio. $, mit der Infinia auch die Stirling Cycles kauft, ein bisheriges Tochterunternehmen von Idealab. Die mit Helium arbeitenden Dish-Stirling-Systeme (s.d.) von Infinia sollen 2008 auf den Markt kommen. Für diesen Zweck akquiriert das Unternehmen weitere 50 Mio. $ Investitionsmittel.

    Im Februar 2008 geben die Sandia National Laboratories und das Unternehmen Stirling Energy Systems (SES) bekannt, daß sie ihren eigenen Rekord von 29,4 % Wirkungsgrad (bei einem Dish-Stirling der Serie 3) an einem besonders hellen Wintertag in New Mexico übertroffen haben. Der neue Weltrekord beträgt jetzt 31,25 %.

    SES arbeitet weiterhin an der Vermarktung seines rekordhaltenden Systems und hat Strombezugsverträge mit zwei großen Versorgungsunternehmen in Südkalifornien, der Southern California Edison und der San Diego Gas & Electric, für bis zu 1.750 MW abgeschlossen. Zu diesem Zeitpunkt gelten diese beiden Solarstrom-Verträge als die weltweit größten. Für ihre Erfüllung sind bis zu 70.000 Solar-Dish-Generatoren erforderlich.

    Im Januar 2008 gibt die weltgrößte genossenschaftlich organisierte Unternehmensgruppe Mondragón Corporación Cooperativa (MCC) im spanischen Baskenland bekannt, ab dem Herbst für den gesamten europäischen Markt pro Jahr 30.000 Stirling-Maschinen zu produzieren, auf Basis einer Lizenz von Whispergen. Mit einer ersten Vorserie soll im Frühjahr begonnen werden.

    Handwärme-Stirling

    Handwärme-Stirling

    Ebenfalls Anfang 2008 stellt die taiwanesische Firma Micro Star International (MSI) auf der CeBIT in Hannover einen winzigen Stirlingmotor namens Air Power Cooler vor, der zur direkten Kühlung von CPU’s gedacht ist. Die Abwärme des Chips treibt einen Ventilator an, dessen Luft wiederum durch die Kühllamellen einer ‚heatpipe’ streicht. Dabei sollen rund 70 % der Hitze in Bewegungsenergie umgewandelt werden, zusätzliche Elektroenergie sei nicht erforderlich.

    Kleine, aber hochwertige Stirlingmodelle werden von verschiedenen Technik-Versandhäusern angeboten, sie kosten 2006 um die 200 € und laufen schon bei sehr kleinen Temperaturunterschieden an – beispielsweise auf einer Handfläche.

    Interessanterweise laufen sie auch rückwärts, wenn man sie z.B. auf eine Eisfläche stellt. Sie beweisen jedenfalls nachdrücklich, daß sich auch geringe Wärmeunterschiede in Arbeit umwandeln lassen, und daß es keineswegs der immens hohen Verbrennungstemperaturen bedarf, wie sie in unserer technischen Welt noch immer im Einsatz sind.

    Und eine vorbildliche und ausgesprochen detaillierte Darstellung der Entwicklung und des Prototypenbaus eines ,zwei mal doppelt wirkenden Stirlingmotors‘ hat Peter Fette aus Walzbachtal veröffentlicht. Hier gibt es sogar ein kurzes Video der arbeitenden Maschine zu sehen.

    Weiterführende Informationen findet man über das Portal von stirlingmotor.com, wo es ein umfangreiches Angebot an kleinen Modell-Stirlings gibt.

    Meinel-Verdampferrohre

    Der US-Astronom und Physiker Aden B. Meinel und seine Frau erfinden gemeinsam während ihrer Arbeiten an der Universität Arizona besondere Kollektoren, in denen Verdampferrohre mit selektiven Filtern umgeben sind, welche die relativ kurzwellige Sonneneinstrahlung hindurchlassen, die langwellige Wärmerückstrahlung aber weitgehend auffangen können. Es werden damit Temperaturen bis 500°C erreicht.

    Die teils evakuierten, teils beschichteten und teils geschlitzten Glasrohre ergeben zwar eine physikalische Optimallösung, sind aber aus technisch-wirtschaftlicher Sicht nicht in der Lage, einen konkurrenzfähigen Wärmepreis zu bieten (Stand 1974).

    Salzkaskaden-Kraftwerk

    Das Georgia Institute of Technology in Atlanta entwickelt 1987 gemeinsam mit dem Solar Energy Research Institute in Golden, Colorado, ein 50 kW Solarkraftwerk mit flachen Heliostaten, die das Sonnenlicht auf eine schräge, rund 10 m hohe Wand konzentrieren.

    Über diese Wand fließt eine Kaskade aus geschmolzenem Karnonate-Salz mit schwärzenden, hitzebeständigen Zusätzen, das dabei stark erhitzt wird. Am Fuß der Wand entziehen Wärmetauscher dem Salz diese Hitze und führen sie zu Heizzwecken oder zum Betrieb einer Turbine ab.

    Da das vom US-Energieministerium geförderte System eine hohe Betriebstemperatur zuläßt, wird auch ein höherer Wirkungsgrad erreicht. Man plant den Bau einer Versuchsanlage von 1 MW – 5 MW in Albuquerque, New Mexico.

    Lörracher Trichter

    Jürgen Kleinwächter, Vizepräsident von COMPLES, dem Sonnenenergie-Verband der Mittelmeerländer, präsentiert auf einer Tagung der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS) 1976 seinen ‚Lörracher Trichter’: Das vielkantige Modell besteht aus verspiegelten Folien und stellt eine Kombination von Flachkollektor und Spiegelsammler dar. Den mit Heizrohrrippen ausgestatteten Flächenkollektor am Trichterboden treffen konzentrierte Sonnenstrahlen, so daß die erzielten Temperaturen ausreichen, um eine Wärmekraftmaschine anzutreiben.

    12 derartige Trichter, die von einem einzigen Synchron-Motor der Sonne nachgeführt werden, liefern bei einer Primärleistung von 300 kW hochgespannten Wasserdampf mit 200°C und 16 bar. Eine derartige Anlage benötigt eine Bodenfläche von nur 900 m2. Bis Ende der 80er Jahre wird das System zu den inzwischen weit bekannten Parabol-Spiegel-Anlagen (s.u.) weiterentwickelt.

    Acrylharz Riesenlupen

    Die beiden japanischen Firmen USHIO und YUPE bauen Riesenlupen aus Acrylharz mit einem Durchmesser von bis zu 50 m, bei einer Dicke von nur 15 mm. Diese Lupen sind leichter als aus Glas hergestellte, so daß ein entsprechendes System zusammen mit Schmelzofen und Steuereinrichtungen nur 50 t wiegt.

    Mit einer Sonnennachführungsautomatik ausgerüstet sollen die Anlagen Leistungen bis 1 MW erbringen, die in einem Kraftwerk durch die Umwandlung der erreichten 3.000°C – 4.000°C zu elektrischem Strom transformiert werden. Derartig hohe Temperaturen sind bisher nur im Sonnenofen von Odeillo erreicht worden.

    Silberkegel Konzentrator

    1988 entwickeln Wissenschaftler der University of Chicago ein neuartiges Spiegelsystem, mit dem Sonnenlicht extrem stark gebündelt werden kann. Mit einem ölhaltigen Silberkegel, der das in einem etwa 40 cm großen Teleskopspiegel eingefangene Licht auf eine Fläche von rund 1 mm Durchmesser konzentriert, wird eine 60.000-fache Konzentration erreicht. Das ist annährend die Intensität, wie sie auf der Sonnenoberfläche herrscht.

    Die so ‚geballte’ Sonnenkraft kann Energie für Laser-Nachrichtenverbindungen im All oder für Lasergeräte zur Isotopentrennung liefern. Außerdem ist damit die Herstellung ultraharter Materialien für Industrie und Militär möglich.

    Saphir Konzentrator

    Anfang der 1990er Jahre wird in einem Physiklabor in Chicago ein Lichtfleck erzeugt, der sogar um 16 % heller als die Sonnenoberfläche ist.

    Ein nur 40 cm durchmessender Parabolspiegel bündelt Sonnenlicht auf einen mandelförmigen Saphir, an dessen ‚gekrümmten’ Wänden das Licht quasi zusammengequetscht wird und die 84.000-fache Leuchtintensität des normalen Tageslichts erreicht.

    Mit dieser Technik sollen neuartige Solar-Laser möglich werden.

    Grenzen der Nutzung der Sonnenenergie

    In den vergangenen 200 Jahren hat sich die Menschheit dahingehend entwickelt, daß ihre technisch-wirtschaftlichen Zentren in Mitteleuropa und Nordamerika weitgehend in jenen Gebieten liegen, in denen die Sonne unzuverlässig scheint, obwohl der gesamte technisch-industrielle Komplex inzwischen darauf aufbaut, daß die genutzten Primär- und Sekundärenergieträger zu jeder Tages- und Jahreszeit unverändert und in vollstem Umfang zur Verfügung stehen.

    Die allgemeine Verfügbarkeit der Sonnenenergie – die ja am meisten dort anfällt, wo sie überhaupt nicht gebraucht wird – ist dem jedoch entgegengesetzt. Eine zentrale Nutzung ist daher sehr schwierig und die Energieübertragung über weite Strecken hin zu den Bedarfszentren, ist überaus problematisch.

    Das Sonnenlicht trifft die Erde nur in mäßiger Konzentration (von der gesamten Sonnenstrahlung fällt für die Erde nur ein Fünfhundertmillionstel ab) und zu sehr unterschiedlichen Zeiten – seine mangelnde Beständigkeit erfordert daher den Einsatz großer und aufwendiger Energiespeicher (s.d.).

    Besonders dann, wenn große Energiemengen benötigt werden, sei es für die Beleuchtung (Nachts) oder für Heizzwecke (Winter), scheint die Sonne nicht oder nur schwach, oder sie wird oft durch Wolkenbildungen verdeckt. Die aus diesem Grund erforderlichen Energiespeicher (besonders Langzeitspeicher) sind noch immer unterentwickelt, existierende Systeme sind unverhältnismäßig teuer. Bei der Betrachtung der Speichersystemproblematik darf auch nicht vergessen werden, daß diese für ihre Speicherfunktion ja auch wesentlich vergrößerte Kollektorflächen benötigen. Bei einem mit Wasser arbeitendem Speicher rechnet man mit 50 l Wasser pro m2 Kollektorfläche – jedenfalls in Bezug auf Kurzzeitspeicher. Eine einfache Kollektor­anlage produziert zwar an einem sonnigen Tag rund 1.500 1 Warmwasser bei 60°C – also weit mehr, als der in diesem Beispiel angenommene 5-Personen Haushalt braucht –, doch schon ein einziger sonnenloser Tag erschöpft diesen Wärmevorrat restlos.

    Die finanziellen Aufwendungen für Kollektoranlagen mit Wärmespeichern betragen (bezüglich eines Einfamilienhauses) zwischen 15.000 und 25.000 DM (Stand 1980), wobei es im mitteleuropäischen Klima notwendig ist, trotzdem noch für die Wintermonate eine zusätzliche Öl- oder Elektroheizung zu installieren, die nochmals um die 15.000 DM kostet. Ein autarkes, also rein auf Sonnenenergie aufbauendes Haus mit etwa 120 m2 Wohnfläche kostet um 600.000 DM, und eigentlich können derartige Systeme erst ab 200 m2 Wohnfläche als wirtschaftlich betrachtet werden.

    Oftmals bekommen Bauherren, die Sonnenkollektoren für die verschiedensten Anwendungen installieren möchten, Schwierigkeiten mit den Baubehörden, die auf Grund der Gestaltungsparagraphen in den Landesbauordnungen teilweise sogar die Baugenehmigung verweigern.

    An dieser Stelle soll aber auch der nicht unerhebliche Wartungsaufwand erwähnt werden, der sich mit einer Kollektoranlage verknüpft. Außerdem die kurze Haltbarkeit dieser Anlagen, die im Durchschnitt nur 15 bis 20 Jahre beträgt. In Klima Mitteleuropas ist ein Korrossionsschutz dringend notwendig, sowie meistens auch ein Frostschutzmittel (Glycolzusatz o.ä.), um einen problemlosen Betrieb zu gewährleisten. Was die Lebensdauer der einzelnen Kollektoren angeht, so hat die EG-Forschungsstätte in Wiesbaden (USPRA) herausgefunden, daß diese kaum länger als 4 bis 5 Jahre beträgt. Eine sogenannte Langzeitbeständigkeit sei nicht festzustellen. Bei Vakuum-Röhrenkollektoren trat häufig ein schleichendes Entweichen des Vakuums auf (Stand 1982). Zu diesem Zeitpunkt sind Kollektor-Solarheizungen noch nicht ausgereift, die Wärmeverluste sind immens und es fehlt an ausreichenden Erkenntnissen über die günstigste Geometrie von Solarhäusern.

    Sonnen- und Himmelsbestrahlungsstärken, Außenlufttemperatur und Windgeschwindigkeit beeinflussen alle Sonnenenergie-Systeme sind– außerdem auch der Reflexionsgrad der direkten Umgebung. Fast alle Systeme können durch Hagel schwere Schäden erleiden. Großflächige Solarkraftwerke (meist Hochtemperatursysteme) brauchen sonnige, flache und nur dünn besiedelte Regionen für ihre optimale Funktion, ihre Auswirkungen auf Fauna und Flora dieser Regionen sind bisher weitgehend noch unbekannt. In der Praxis hat sich gezeigt, daß bereits Kondensstreifen von Flugzeugen die Leistung von Solarkraftwerken um einige Prozent verringern können. Ab Windgeschwindigkeiten von 48 km/h müssen Heliostatenfelder von allen Personen geräumt werden, da man bei Spiegelbruch in einem Scherbenregen stehen würde.

    Der Nutzeffekt von Solarzellen ist für eine breite Anwendung noch zu gering, selbst bei der Silizium-Zellen­Herstellung wird der Preis pro Watt Leistung aus wirtschaftlichen Gründen kaum unter die 2 DM Grenze sinken. Die bereits erwähnte ‚Schallgrenze’ von rund 3,5 $ pro W ist auch im Jahre 2004 noch immer nicht durchbrochen. Hinzu kommt, daß Dünnschichtzellen aller Art durch Alterung sehr schnell inaktiv und damit nutzlos werden. Außerdem kommen die extrem hohen Investitionskosten von ca. 75.000 DM je installierten kW dazu, die die Wirtschaftlichkeitsberechnungen oftmals Schiffbruch erleiden lassen (Stand 1976).

    Die Betriebskosten entfallen gänzlich für PV-Anlagen und die Wartungskosten sind minimal, aber die Anschaffungskosten sind enorm, d.h. alle Kosten entstehen am Anfang, bevor Strom überhaupt erzeugt worden ist. Weitgehend Unklarheit herrscht auch noch bezüglich der ‚verborgenen Emissionen’ der Solarzellenproduktion, die teilweise von hoher Giftigkeit sind. Sowohl die Umweltverträglichkeit als auch das spätere Recycling von Modulen bilden Problemfelder.

    Der großflächige Einsatz von PV-Systemen in heißen Ländern hat einen weiteren Haken: Oft wird dabei nämlich übersehen, daß Solarzellen meistens bei 25°C ihren optimalen Betriebspunkt haben. Die Ausbeute bei einer Modultemperatur von 25° ist wegen der stärkeren Sonneneinstrahlung beispielsweise in Mexiko zwar doppelt so hoch wie in Deutschland, aber ein Modul kann sich in Mexiko in der sommerlichen Sonne auch schnell auf weit über 70°C erhitzen. Laut Klaus Kiefer vom Fraunhofer ISE beträgt der Leistungsabfall rund 0,4 % pro Grad Kelvin bei polykristallinem und monokristallinem Silizium ab 25°C – was aufwendige Kühlsysteme erforderlich macht. In Deutschland kompensieren die kühleren Temperaturen die schwächere Einstrahlung einigermaßen, so daß die Ausbeute in Mexiko in der Praxis – im Gegensatz zur schönen Theorie – eben doch nicht doppelt so hoch ist.

    Ein weiteres Risiko ist der weltweite Mangel an Silizium, dem Grundstoff für Solarzellen. Zwar wird Silizium aus Sand gewonnen – der nahezu unbegrenzt vorhanden ist –, aber das Verfahren ist sehr aufwendig, und die Kapazitäten sind begrenzt. Veredelungsanlagen für Silizium sind teuer und nicht von heute auf morgen zu bauen. Experten rechnen damit, daß bis 2007 noch mehr Silizium nachgefragt wird, als auf dem Weltmarkt vorhanden. Danach soll sich die Lage wieder entspannen.

    Einen kleinen Einblick in die zur Umstellung auf Sonnenenergie tatsächlich notwendigen Kosten erlaubt die Berechnung, daß in den USA das fiktiv anvisierte Ziel von nur 1 % der derzeitigen Kraftwerkskapazitäten eine jährliche Investition von 1 bis 2 Mrd. $ über einen Zeitraum von 10 Jahren erforderlich machen würde.

    Während für die Anwender in Entwicklungsländern schon die einfachsten Kollektoranlagen viel zu teuer sind, erreichen die Kostenvorausberechnungen für Satellitenkraftwerke den absoluten Höhepunkt. Dder enorme Bedarf an teuren Rohstoffen wird deutlich wenn man erfährt, daß schon für einen einzigen der SPS-Satelliten etwa drei Zehntel der derzeitigen Weltjahresproduktion an Aluminium benötigt wird (Stand 1980). Während der Hochtransport der Bauteile in den Orbit durch die vielen notwendigen Raketenstarts die oberen Schichten der Atmosphäre stark verschmutzen wird, befürchtet man von anderer Seite auch, daß die zur Erde zurückgestrahlten Mikrowellen ebenfalls eine Gefährdung darstellen. Erwartet wird auch, daß es einen negativen Einfluß auf das Funkwesen geben wird, ebenso wie zu befürchten ist, daß eine Überhitzung der Atmosphäre oder eine atmosphärische Methan-Reaktion eintreten wird.

    Die wertvolle Energie bleibt an trüben Tagen in den Wolken hängen, die Verluste auf dem Umwandlungsweg Solarstrom – Laserlicht – Solarstrom sind beachtlich. Und – sofern es sich bei den Energiesatelliten nicht um die L5-Habitate nach O’Neill handelt – wenn etwas kaputt ist, müssen Astronauten zur Reparatur hochgeschickt werden.

    Großindustrielle Solarkraftwerke werden über mehrere Kontinente miteinander vernetzt sein. Für Europa mag dies eine weitere Abhängigkeit bei Energielieferungen aus Nordafrika bedeuten, dem prädestinierten Standort zur Versorgung des ‚alten Kontinents’.

    Zusammenfassend ist zu sagen, daß sich die Sonne in kleinem Maßstab und – bei ausreichender Unterstützung auch ganz besonders in Ländern der 3. Welt – durchsetzen könnte (und dringend auch sollte!). Was aber den Einsatz stark beeinträchtigen kann, ist der unqualifizierte Nachbau von Anlagen, deren schnell auftretende und meist erhebliche Betriebsmängel den Ruf der Solarenergie schwer schädigen und das Vertrauen der Kunden schwächen. An dieser Stelle spreche ich aus eigener Erfahrung, die ich hauptsächlich in Syrien und Jordanien sammeln konnte.

    Bei einer Versorgung mit photovoltaischen Solar Home Systemen ist den Menschen der 3. Welt bewußt, daß dies nur eine Elektrifizierung ‚zweiter Klasse’ ist – denn Bügeln, Kochen oder der Betrieb eines Kühlschrank ist nur mit einem Anschluß an das ‚richtige’ Stromnetz möglich. Die SHS stoßen daher oft auf wenig Gegenliebe, weil die Menschen befürchten, dadurch den Anspruch auf eine ‚richtige’ Stromversorgung zu verlieren. Nach Untersuchungen der GTZ im Jahr 2000 werden durch SHS praktisch keine wirtschaftlichen Aktivitäten stimuliert und somit auch keine neuen Einkommensmöglichkeiten und Arbeitsplätze geschaffen.

    Und wenn ein SHS – meistens bestehend aus mindestens einer PV-Anlage, einem Wechselrichter und einer Batterie, um den Strom für Sparlampen, Radio, S/W-Fernseher usw. bereitzustellen – erst mal installiert ist, steigt häufig der Konsum, so daß das System bald überlastet ist. Das führt zu Frustration unter den Anwendern, die meinen, die Technik funktioniere nicht. Das System kann natürlich von der Technik her fast immer problemlos ausgebaut werden, aber das kostet Geld.

    Fazit: Als alleiniger Substitutionsenergieträger für eine technisierte und entwickelte Welt mit hohen Ansprüchen aller Art kommt die Sonnenenergie nicht in Frage, so sinnvoll ihr Einsatz auch sein mag. Und selbst politisch ist diese Energieform nicht ganz ohne Probleme:

    „Die Sonnenenergie öffnet keinen Fluchtweg aus der Weltpolitik, sondern führt mitten hinein in ihre ungelösten Schwierigkeiten.“

    Erwin Häckel, Professor für Internationale Politik (1989)

     

    Doch dies kann ja auch positiv gesehen werden, oder? Denn die Zeit, in welcher man diese Schwierigkeiten einfach unter den Tisch zu kehren versuchte, ist vorbei.

    Und duschen mit solar aufgeheiztem Wasser macht auch sehr viel mehr Spaß, als wenn die gleiche Wärme aus einem Brenner im Keller kommt. Man fühlt es regelrecht. Hatte ich das schon mal gesagt?!