bild der wissenschaft: Die Weltfinanzkrise und der schon seit Monaten wieder sehr günstige Ölpreis setzen Ihrem Plan, in Nordafrika Strom für Europa zu erzeugen, sicher gewaltig zu, Herr Professor Müller-Steinhagen.
MÜLLER-STEINHAGEN: Auch wenn derzeit Investitionsmittel viel knapper sind als noch vor einem halben Jahr: An der Erneuerung unserer Stromversorgung kommen wir nicht vorbei. Unser Kraftwerkspark veraltet zusehends. In den kommenden 20 Jahren müssen wir 40 bis 50 Prozent der Kapazität erneuern – auch wenn unser Stromverbrauch selbst kaum noch zunimmt. In vielen Ländern des Mittelmeerraums liegt der Strombedarf pro Kopf der Bevölkerung dagegen erst bei einem Viertel des EU-Wertes. Das wird sich in den kommenden Jahrzehnten drastisch ändern. Beide Entwicklungen zusammen bieten die historische Möglichkeit, in den kommenden Jahren zahlreiche solarthermische Kraftwerke zu bauen und damit künftig in großem Umfang umweltverträglichen Strom für Europa, Nordafrika und den Nahen Osten zu erzeugen. Weiterhin geben die solarthermischen Kraftwerke Ländern mit Süßwasserknappheit die Chance, preisgünstig und in großem Rahmen Meerwasser zu entsalzen. Dass die gegenwärtige Weltfinanzkrise unsere Hoffnungen nicht zunichte macht, beweist ein Beschluss des Wirtschaftsausschusses der deutschen Bundesregierung von Ende Januar. Demnach sind solarthermische Kraftwerke in der Wüste eine realistische Alternative zum Ausbau von Erdgaskraftwerken in Deutschland.
bdw: Ist die Industrie für Ihre Pläne zu begeistern? Denn sie soll und muss sich ja an den Investitionen beteiligen.
MÜLLER-STEINHAGEN: Das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt erforscht die Technologie der solarthermischen Kraftwerke seit drei Jahrzehnten. Bis vor zehn Jahren hat man uns oft als „Träumer” abqualifiziert. Das sieht inzwischen anders aus. Jüngst habe ich einen Nachmittag lang mit dem Gesamtvorstand eines großen Energieversorgungsunternehmens darüber diskutiert, wie eine europäische Stromversorgung mit einem erheblichen Anteil aus Strom von Solarkraftwerken in der Wüste aussehen müsste. Auch mit anderen großen Unternehmen der Elektrizitätswirtschaft stehen wir in engem Kontakt. Sie können davon ausgehen, dass deutsche Stromversorger bald in südeuropäische oder nordafrikanische Projekte investieren werden. Das brauchen wir auch. Natürlich wird diese Technologie nur dann erfolgreich sein, wenn sich ihre Stromerzeugungskosten mittelfristig so entwickeln, dass sie gleichauf mit denen konventioneller Kraftwerke liegen.
bdw: Bei der Photovoltaik war man ähnlich hoffnungsvoll. „Noch vor 2010 werden Solarzellen in Mittelmeerländern so günstig Strom erzeugen, dass sie mit konventionellen Spitzenlastkraftwerken konkurrieren”, sagte der Geschäftsführer von RWE Schott Solar 2003 gegenüber bild der wissenschaft. Doch ohne massive staatliche Förderung wäre das noch lange nicht der Fall. Was wird Strom aus Solarthermie 2020 oder 2030 kosten?
MÜLLER-STEINHAGEN: Auf konkrete Zahlen lege ich mich nicht fest. Wir haben in den letzten Jahren gesehen, wie rasch Prognosen hinfällig sind, wenn die Rohstoffpreise steigen – etwa für Stahl. Unser Ziel und das unserer Industriepartner ist, in etwa 15 Jahren wettbewerbsfähig zu sein mit Mittellaststrom aus Gaskraftwerken oder Kohlekraftwerken, bei denen das entstehende Kohlendioxid abgetrennt und gespeichert wird. Die ersten solarthermischen Kraftwerke werden sicher nicht gleich mit Mitteleuropa vernetzt, sondern sie werden den regionalen Bedarf decken – in Spanien, in Nordafrika. Ab etwa 2025 wird der erste Strom über Hochspannungs-Gleichstromleitungen nach Mitteleuropa fließen.
bdw: Brauchen wir dann noch konventionelle Kraftwerke?
MÜLLER-STEINHAGEN: Wir werden mit der Solarthermie nicht den gesamten Strombedarf decken können und wollen das auch gar nicht. Nach unseren Berechnungen könnten um 2050 etwa 15 bis 20 Prozent des europäischen Stroms aus solarthermischen Kraftwerken in Nordafrika kommen. Deshalb müssen wir weiterhin unsere heimischen erneuerbaren Energien ausbauen – Wind, Photovoltaik, Geothermie. Und wir brauchen auch künftig fossile Kraftwerke, die mehr von der eingesetzten Primärenergie nutzen, als das heute der Fall ist, und die zur gleichzeitigen Wärme- und Stromerzeugung und für die Deckung von Stromlastspitzen eingesetzt werden.
bdw: Wie lange dauert der Bau eines Solarthermie-Kraftwerks?
MÜLLER-STEINHAGEN: In Spanien vergehen vom Baubeginn bis zur ersten Stromlieferung etwa zwei Jahre. Natürlich gibt es davor auch dort eine Planungs- und eine Genehmigungsphase.
bdw: Welche Projekte sind bei den südlichen Anrainerstaaten des Mittelmeers bereits angestoßen?
MÜLLER-STEINHAGEN: In Algerien, Ägypten, Marokko wird gebaut, auch in Abu Dhabi auf der arabischen Halbinsel. Höchst aktiv sind auch die USA geworden. Dort sind Solarkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 5000 Megawatt, die fünf Kernkraftwerken entspricht, in der fortgeschrittenen Planungsphase.
bdw: Auf den Solarthermie-Schwerpunkt im März-Heft gab es rege Leserreaktionen. Kritisch hinterfragt wurden der Wasserengpass in der Sahara, die Integrationsfähigkeit der Hochspannungs-Gleichstrom-übertragung in das mitteleuropäische Stromnetz sowie die Terrorgefahr. Fangen wir mit dem Wasser für die Dampferzeugung an.
MÜLLER-STEINHAGEN: Die in Spanien entstehenden solarthermischen Kraftwerke haben einen Dampfkreislauf mit Kühlwasser im Kondensator. Doch man kann solarthermische Kraftwerke auch mit Luft kühlen. Das machen bereits viele konventionelle Kraftwerke an unterschiedlichen Standorten der Welt. Der Wirkungsgrad der heutigen solarthermischen Kraftwerke wäre mit Luftkühlung etwa 20 Prozent niedriger und würde damit 13 Prozent im Jahresmittel betragen. Äußerst spannend sind deshalb unsere Forschungsprojekte mit solaren Gasturbinen. Dabei komprimieren wir Luft, erhitzen sie auf etwa 1000 Grad Celsius und betreiben eine Gasturbine, die über einen Generator Strom erzeugt. In diesem Fall braucht man kein Kühlwasser mehr, und kann trotzdem Wirkungsgrade von etwa 25 Prozent erreichen. Das heißt: Ein Viertel der Sonnenenergie wird in Strom umgewandelt.
bdw: Hochgespannter Gleichstrom transportiert Elektrizität zwar mit deutlich weniger Verlusten als hochgespannter Wechselstrom. Doch Gleichstrom ließe sich nur unter großen Schwierigkeiten in das bestehende Wechselstrom-Leitungssystem integrieren, kritisiert ein anderer Leser.
MÜLLER-STEINHAGEN: Die Hochspannungs-Gleichstromübertragung gleicht unseren Autobahnen, von denen Bundes-, Land- und Ortsstraßen abzweigen. Ein schwerwiegendes technisches Problem erkenne ich hier nicht. Schon heute gibt es weltweit über 100 Hochspannungs-Gleichstromübertragungen, die problemlos funktionieren. Die Umwandlungsverluste halten sich in Grenzen. Über die 3000 Kilometer Entfernung von Nordafrika bis Mitteleuropa würden wir nach unseren Berechnungen lediglich zehn Prozent des eingespeisten Stroms verlieren. In China ist gerade eine Leitung fertig geworden – ausgelegt für die Leistung von 6400 Megawatt –, die nach 2000 Kilometern sieben Prozent Stromverlust verzeichnet.
bdw: Werden auch diese Leitungen oberirdisch verlegt?
MÜLLER-STEINHAGEN: Im Regelfall ja. Unterirdisch verlegte Leitungen kosten wesentlich mehr. Deshalb kommen sie wohl nur in dicht bebauten Gebieten in Betracht. Die Abwärme wäre dabei kein Problem. Eine Hochspannungs-Gleichstromübertragung erzeugt pro Flächeneinheit nicht mehr Wärme als ein Laptop.
bdw: Ein weiterer Leser befürchtet: Wenn es einen Terroranschlag auf die Stromübertragungsleitung Nordafrika–E uropa gäbe, säßen wir im Dunkeln.
MÜLLER-STEINHAGEN: Das Problem ist real. Deshalb wird man eine Reihe von Leitungen von Nordafrika nach Europa legen. Wir wollen nicht ein gigantisches solarthermisches Kraftwerk bauen, sondern den gesamten nordafrikanischen Raum für Dutzende von kleineren Kraftwerken nutzen und so das Risiko streuen. Für das Jahr 2050 gehen wir von 20 bis 40 Leitungen aus, die von unterschiedlichen nordafrikanischen Standorten nach Europa führen.
bdw: Wo sind weitere Entwicklungsfortschritte nötig?
MÜLLER-STEINHAGEN: Die Wirkungsgrade müssen besser werden. Bei den aktuell entstehenden Kraftwerken haben wir im Schnitt einen Wirkungsgrad von 15 Prozent. Wenn wir 20 Prozent erreichen, können wir bereits ein Viertel der Spiegelfläche einsparen. Mit enormen Folgen: Denn die Spiegelfläche macht die Hälfte aller Investitionskosten aus. Parallel dazu müssen wir die Wärmespeicher verbessern. Turbine und Generator rechnen sich umso mehr, je länger sie im Einsatz sind. Es muss gelingen, die am Tag gesammelte Hochtemperaturwärme bis tief in die Nacht zu speichern, um dann über sie Strom zu erzeugen. Hier entwickeln wir geeignete Speichermedien – etwa einen speziellen Beton. Es sieht so aus, als würde er sich besser zur Wärmespeicherung in solarthermischen Kraftwerken eignen als die derzeit eingesetzten Alternativen Wasser, Salz oder Öl. ■
