„Speicherkosten bei Solarthermie halb so hoch wie bei PV“

Das ist richtig, ein Solarthermie-Kraftwerk wäre mit der Sonneneinstrahlung nicht wirtschaftlich zu betreiben, zur Erforschung der Technologie genügt sie aber vollkommen. Im DLR wird – auch dank öffentlicher Förderung – seit 40 Jahren die Nutzung der Solarenergie erforscht. Eine solche Erfahrung ist gerade in solch investitionsträchtigen Bereichen ein nicht zu unterschätzender Vorteil. Außerdem verstehen wir unsere Arbeit als Dienst an der deutschen Wirtschaft. Deutsche Unternehmen tragen bis zu 40 Prozent der Wertschöpfung zum Bau von Solarenergie-Kraftwerken bei. Aber wir haben auch einen Standort in Andalusien.

Das ist ein weites Spektrum. Wir kooperieren zum einen mit großen Herstellern wie MAN, die mit uns einen Flüssigsalzreceiver entwickeln, oder Siemens, dem “hidden champion” bei Dampfturbinen für Solarkraftwerke. Es sind etablierte Komponenten-Hersteller wie Schlaich Bergermann Partner, deren Heliostaten wir hier testen, und es sind junge, innovative Unternehmen wie der Lufthansa-Partner Synhelion, den wir bei der Entwicklung solar basierter Treibstoffe unterstützen. Und dann entsteht auch aus unserer Forschungsarbeit immer mal wieder ein Spin-off-Unternehmen, das dann weiter mit uns kooperiert. Fünf dieser Start-ups haben sich mittlerweile auch recht gut etabliert, ein sechstes wird gerade in Spanien gegründet.

In zwei der drei Kammern geht es um die Wärmeträgersubstanzen, die die gebündelte Sonnenwärme aufnehmen und damit Wasserdampf erzeugen. Da erforschen wir zum einen Flüssigsalze, die bereits Standard in Solartürmen sind, die wir aber auch in Parabolrinnen-Kraftwerken einsetzen wollen. In einer anderen Kammer arbeiten wir mit schwarzen Bauxit-Partikeln, die sich ähnlich wie eine Flüssigkeit pumpen lassen, aber höhere Temperaturen speichern können. Künftig wollen wir auch schauen, ob sich Flüssigmetalle wie Natrium dafür einsetzen lassen, aber da sind wir erst in einem theoretischen Stadium.

In der dritten Versuchskammer geht es um Prozesse zur Erzeugung solaren Wasserstoffs als eine thermische Alternative zur Elektrolyse. Bisher ist das Verfahren noch nicht konkurrenzfähig, aber wir rechnen damit, dass wir den Wirkungsgrad der Photovoltaik-betriebenen Elektrolyse deutlich übertreffen können – theoretisch um das Zwei- bis Dreifache.

Genau. Insgesamt haben wir fünf große Forschungsbereiche: In einem geht es um thermodynamische Systeme, Wärmeträger-Fluide und Receiver. Der Bereich Solarchemie widmet sich der Erzeugung von chemischen Energieträgern, also hauptsächlich Wasserstoff. Dann haben wir Kollegen, die neue Methoden und Techniken zur Validierung und Messung von Verschleiß, Wirkungsgraden etc. entwickeln. Der vierte große Forschungsbereich wäre die Energie-Meteorologie, bei der es um die Vorhersage der Sonneneinstrahlung geht. Und in meiner Abteilung arbeiten wir an der Entwicklung autonomer Solarthermie-Kraftwerke, die soweit digitalisiert und automatisiert werden sollen, dass sie fast oder sogar ganz ohne Personal vor Ort betrieben werden können.

Die Strom-Gestehungskosten gehen gar nicht einmal so weit auseinander. Das Problem sind eher die Finanzierungskosten. Da fehlt es den Investoren derzeit noch ein wenig an Zutrauen.

Aber Kosten sind ja nicht alles: Es geht auch um die Qualität des Stroms. Solarthermie-Kraftwerke hören nicht auf, Strom zu erzeugen, wenn die Sonne untergegangen ist. Mit vernünftig ausgelegtem Speicher kommen Solarthermie-Kraftwerke an guten Standorten auf rund 7.000 Betriebsstunden pro Jahr. Bei Photovoltaik sind es an den günstigen Standorten der Sahara selten mehr als 2.500 Stunden.

Der größte Vorteil der Solarthermie ist aber wohl, dass sie abrufbare Leistung bereitstellt und damit weitgehend grundlastfähig ist. Photovoltaik und auch Windstrom benötigen dafür Stromspeicher. Und die sind wesentlich teurer als Wärmespeicher.

Elon Musk hat ja einen Akku angekündigt, der eine Kilowattstunde Strom für 100 Dollar speichert. Eine Kilowattstunde Wärmespeicherung kostet nur etwa 20 Dollar. Wenn wir für die thermische Umwandlung in Strom mit einem Wirkungsgrad von 40 Prozent rechnen, sind die Kosten für eine Kilowattstunde etwa halb so hoch.

Und dann haben wir noch die Frage der Lebensdauer: Empirisch vergleichen können wir sie erst in einigen Jahren. Aber man darf damit rechnen, dass die Standzeit von Solarthermie-Kraftwerken mit Wärmespeicher höher liegt, als bei Photovoltaik plus Lithium-Ionen-Akku.

In PPAs („Power Purchase Agreements“, Anm. d. Red.) und Ausschreibungen hatten wir bei CSP-Kraftwerken (Kraftwerke mit Solarturm, Anm. d. Red.) im letzten Jahr einen Preisrutsch auf fünf bis sieben Dollar-Cent. Und ich sehe weiteres Potenzial, insbesondere durch Volumeneffekte. Zudem gibt es ein enormes Innovationspotenzial. Das spiegelt sich auch im Interesse an unserer Forschung wider: Der gerade erst eingeweihte Multifokusturm mit drei Versuchskammern ist bereits für die nächsten Jahre mit Kooperationsprojekten von verschiedenen Industriepartnern ausgelastet.