Schweizer Strom fliesst in Spanien

Der basellandschaftliche Energieversorger EBL hat das weltweit grösste Fresnel-Solarkraftwerk gebaut und ist dabei ein hohes Risiko eingegangen. Eine Erfolgsgeschichte.

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Wer hier oben sitzt, fühlt sich wie der Herr über tausend Spiegel. Der Blick aus dem Fenster des Kommandoraums gäbe eine Postkarte her. Wenn sich an diesem sonnigen Märztag die Spiegel wie von Geisterhand gesteuert Reihe für Reihe mit dem Sonnenstand bewegen, rollt eine glitzernde Welle über die Steppe der spanischen Provinz Murcias.

Erleichterung bei den Baslern

Die Ingenieure machen die letzten Tests, bevor Tubo Sol PE2 in Calasparra von den Behörden abgenommen wird. Es herrscht Aufbruchsstimmung. Tubo Sol ist das grösste Kraftwerk der Welt dieser Art. Die Fachleute sprechen von Fresnel-Technik, benannt nach dem französischen Physiker August Jean Fresnel. Das Konzept ist grundsätzlich einfach: Flache Spiegel fokussieren direkte Sonnenstrahlung auf ein Absorberrohr (siehe Grafik unten). Das darin zirkulierende Wasser wird bis 270 Grad Celsius erhitzt und verdampft. Der Dampf geht auf zwei Turbinen, die mit einer Leistung von 30 Megawatt an einem wolkenlosen Sommertag Strom für 15'000 durchschnittliche Haushalte der Stadt Zürich herstellen könnten.

Seit März fliesst Schweizer Strom ins Netz Spaniens. Die Anlage gehört zu 51 Prozent der Genossenschaft Elektra Basellandschaft (EBL). Sie hat den Bau vom ersten bis zum letzten Schritt selbst überwacht. Beat Andrist, Geschäftsleitungsmitglied der EBL, reist einmal im Monat nach Calasparra und ist erleichtert. Das Kraftwerk funktioniert einwandfrei. «Wir waren ein grosses Risiko eingegangen», sagt Andrist.

Unerprobte Technik

Als sich der im Vergleich zu einer Axpo kleine basellandschaftliche Energieversorger vor fünf Jahren zum Projekt Tubo Sol entschloss, war die Welt noch in Ordnung. Manche Energieunternehmen verdienten sich in Spanien mit Sonnenenergie eine goldene Nase. In Murcia ist die Sonneneinstrahlung doppelt so hoch wie in der Schweiz. Förderbeiträge der spanischen Regierung machten Sonnenstrom lukrativ. Entsprechend fliessen im weltweiten Vergleich in Spanien die meisten Gigawattstunden solarthermischen Stroms. Das war ein Grund für den EBL-Verwaltungsrat, in der Region Murcia die Zukunft zu planen. Er setzt auf Sonnenenergie. Sollte in zwanzig Jahren das letzte AKW in der Schweiz abgeschaltet sein, will die EBL ohne Fördergelder eigenen Strom aus dem Süden anbieten.

Doch dann kam die Wirtschaftskrise. Das war 2009. Zu diesem Zeitpunkt trug die EBL die finanzielle Last für das geplante Kraftwerk zu 85 Prozent selbst. Bereits für das Projekt gewonnene Banken zogen sich zurück. «Die Liste technischer Risiken bei diesem Kraftwerkstyp war lang», sagt Beat Andrist. Die Fresnel-Technik ist kommerziell bisher unerprobt. Und derzeit gibt es nur etwa drei Unternehmen, die diese Technik anbieten. Darunter die deutsche Firma Novatec, die Erbauer des EBL-Kraftwerks. Der Verwaltungsrat blieb trotzdem bei seinem Entscheid. Eine Risikoanalyse hatte ergeben, dass ein Worst-Case-Szenario für die EBL verkraftbar wäre. Und ein bisschen Pioniergeist hatte wohl auch mitgespielt. «Wir helfen, die Technik weiter zu entwickeln», sagt Tobias Andrist, EBL-Gesamtprojektleiter. Es gibt tatsächlich Indizien, dass sich die Fresnel-Technik durchsetzen könnte. Australien will für ihr grosses Solarprogramm darauf setzen.

Schlechter Wirkungsgrad

Obwohl: Von allen Konzepten für solarthermische Kraftwerke hat Tubo Sol in der hier realisierten Auslegung den schlechtesten Wirkungsgrad. Nur etwa 15 Prozent der jährlichen Einstrahlungsenergie werden in elektrischen Strom umgewandelt. Dieser Nachteil werde durch geringere Investitionskosten wirtschaftlich mehr als aufgewogen, rechnet Andrist. 162 Millionen Euro kostet Tubo Sol PE2, Bauzeit zwei Jahre. Die Finanzierung klappte dank deutscher und niederländischer Banken. Inzwischen sind weitere Schweizer Energieproduzenten beteiligt, darunter die Elektrizitätswerke der Stadt und des Kantons Zürich. In 17 Jahren soll die Anlage amortisiert sein. Wie lange die spanische Regierung Fördergelder spricht, ist ungewiss. Die Wirtschaftskrise zwingt den Staat zum Sparen.

Die Spiegelfläche auf dem für 35 Jahre gepachteten Land ist fast so gross wie 40 Fussballfelder. Roboter hatten diese eigens für Tubo Sol in einer leeren Halle in Murcia zusammengebaut. Das spart Transportkosten. Die Maschinen verwendeten normales Glas, stanzten es in Blech aus Dänemark. Alles Industriestandard. Computer steuern die Motoren, welche die Spiegel nach dem Sonnenstand ausrichten. «Die Anlage anzufahren ist nicht einfach», sagt Leo Voser, der technische Leiter. Die Herausforderung ist, die Verdampfung zu regeln. Ein Wolkendurchgang etwa beschattet die Absorberrohre. Dann beginnt der Dampfdruck zu schwanken. Um die Dampfturbinen mit konstantem Druck zu betreiben, hilft ein Speicher, der Dampf für maximal 30 Minuten bereithält.

Genug Sonne und Land

Die meisten heute bestehenden solarthermischen Kraftwerke funktionieren mit gekrümmten Parabolspiegeln. Diese Technologie wird seit Mitte der 1980er-Jahre in Kalifornien erfolgreich eingesetzt. Ein Wachstum dieser Branche ist aber erst seit einigen Jahren feststellbar. Heute gibt es eine Vielzahl verschiedener Roadmaps. Die EU kann sich vorstellen, dass bis 2020 Solarstrom aus Kraftwerken wie in Calasparra 3 Prozent des europäischen Bedarfs deckt. Die Mittelmeer-Union möchte an den Süd- und Ostküsten des Mittelmeeres massiv investieren, namentlich in Staaten wie Marokko, Tunesien und Ägypten. Bis 2020 sollen Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 20 Gigawatt (GW) erstellt sein, inklusive der notwendigen Netzinfrastruktur, welche die Mittelmeerstaaten mit Europa verbindet. Im Juni beginnt Marokko mit dem Bau einer Anlage, dessen Leistung fünfmal so gross ist wie Tubo Sol.

Sonne hat es genug, ebenso unbebautes Land. Laut den Europäischen Akademien der Wissenschaft Easac könnten Sonnenkraftwerke am Mittelmeer das Hundertfache der Stromnachfrage Europas decken. Doch das sind Zahlenspielereien. Fakt ist: Heute leisten solarthermische Kraftwerke weltweit nur 1,3 GW, das entspricht der Leistung der AKW von Gösgen und Beznau I. 2,3 GW sind im Bau, rund 32 GW geplant. Ob es je einen Boom geben wird wie bei der Windkraft und welches Konzept sich durchsetzt, hängt von vielen Faktoren ab: Sonneneinstrahlung, verfügbares Land, Wasserverbrauch, Materialeinsatz.

Solarthermie bald marktfähig?

Noch produzieren solarthermische Kraftwerke 2- bis 3-mal teurer als Gas- oder Kohlekraftwerke. Doch gibt es Sparpotenzial: Allein der Standort macht es aus. In Marokko etwa liegen die Gestehungskosten pro Kilowattstunde im Vergleich zu Spanien bis zu 20 Prozent tiefer. Experten erwarten durch technische Fortschritte und den Bau grösserer Anlagen eine Kostenreduktion von 30 Prozent. Voraussetzung ist aber, dass künftig solarthermische Kraftwerke mit einem Wärmespeicher für den 24-Stunden-Betrieb ausgerüstet sind und Strom für die Grundlast im Netz liefern können. So hätten sie Vorteile gegenüber der Fotovoltaik, die stets billiger wird, aber nur bei Sonnenschein Strom liefert, weil die Sonnenenergie ohne den Umweg über den Wasserdampf in Strom umgewandelt wird. Werden ökologische Nachteile fossiler Kraftwerke und die Brennstoffpreise in die Gestehungskosten mit eingerechnet, dann sind solarthermische Kraftwerke bald marktfähig.

Strom ohne Fördergelder

Auch die EBL glaubt an das grosse Potenzial der Solarthermie und evaluiert bereits ein weiteres Kraftwerk in Spanien. Das nächste soll 50 Megawatt leisten und mit überhitztem Dampf funktionieren. Dabei wird das Wasser in den Absorberröhren vollständig verdampft und damit der Wirkungsgrad erhöht. «Das Ziel ist, Strom so billig zu produzieren, um auf Fördergelder verzichten zu können», sagt EBL-Gesamtprojektleiter Tobias Andrist. Trotz der Erfahrung mit Tubo Sol braucht auch dieses Vorhaben unternehmerischen Mut. Eine Hilfe wäre schon, wenn der Staat eine Risikogarantie übernehmen könnte, sagt Andrist. Investitionen in ausländische Projekte würden aber beim Bund derzeit auf geringes Interesse stossen.

Der Strom von Tubo Sol fliesst vorerst ins spanische Netz – schon wegen der Fördergelder. Die Schweiz wird erst in zwanzig Jahren davon profitieren. Heute wäre ein Import ohnehin zu teuer. Kapazitätsengpässe des Stromnetzes an den Ländergrenzen lassen keinen günstigen Strom zu. Erst ein Ausbau des europäischen Stromnetzes – für die Verteilung erneuerbarer Energie unerlässlich – würde den Preis für Strom aus Spanien senken. 200 Milliarden Euro wird dies laut EU-Kommission bis 2020 kosten.

(Tages-Anzeiger)

Erstellt: 01.05.2012, 17:28 Uhr

(Bild: TA-Grafik)

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