Grünes Licht für Blythe: Mitte September hat die kalifornische Energiebehörde (CEC) das bisher größte Solarkraftwerk der Welt genehmigt. Noch vor Jahresende beginnen die ersten beiden Bauabschnitte des neuen Solarfeldes in Blythe, sie sollen bis 2014 ans Netz gehen. Insgesamt sind vier Blöcke geplant, am Ende stellen sie fast ein Gigawatt elektrische Leistung bereit. „Mit einem Investitionsvolumen von über einer Milliarde US-Dollar je Anlage handelt es sich um eines der größten Infrastrukturprojekte in den USA“, erläutert Thomas Mayer, bis Ende Oktober Vorstandschef der Solar Millennium AG aus Erlangen. Das Unternehmen entwickelt die Solarparks und baut sie auf. Bis Jahresende ist der Abschluss der Finanzierung für die ersten zwei Kraftwerksblöcke geplant. Solar Millennium hat dafür eine Anleihe für Privatanleger aufgelegt, Kreditgarantien und Zuschüsse des amerikanisches Staates sollen die Investition absichern.
Blythe liegt zwei Meilen nördlich vom Interstate Highway 10, auf halber Strecke zwischen Los Angeles und Phoenix, keine Autostunde östlich des berühmten Joshua Tree Nationalparks. Die Gegend ist sehr trocken und heiß, überbietet sogar die Sonnenrekorde der Iberischen Halbinsel. „Die jährlichen Direktnormalstrahlungswerte in diesem Gebiet erreichen 2.700 Kilowattstunden pro Quadratmeter“, erklärt Josef Eichhammer, Chef des amerikanischen Ablegers von Solar Millennium. „Damit liegen sie um mehr als 30 Prozent höher als in Südspanien.“ Rund 2.200 Gigawattstunden Strom soll das Parabolrinnenkraftwerk im Jahr liefern. Bereits im Juni hatten Solar Millennium und der regionale Energieversorger Southern California Edison (SCE) die Verträge zur Stromlieferung ausgehandelt, zunächst für die ersten beiden Blöcke mit je 242 Megawatt Leistung. Der Vertrag regelt die Abnahme des Stroms für 20 Jahre ab Inbetriebnahme. Die zuständige Regulierungsbehörde segnete den Deal ab.
Mister Schwarzenegger gratuliert
Das Projekt ist der erste große Erfolg von Solar Millennium in den USA. In Übersee agieren die Erlanger über die Firma Solar Trust of America LLC, einem Joint Venture der Solar Millennium AG (70 Prozent) und der Ferrostaal AG (30 Prozent) aus Essen. Solar Trust wiederum hat Solar Millennium LLC mit Sitz in Oakland gegründet, als hundertprozentige Tochter. Nun wird das erste Baby in der Neuen Welt geboren, und Gouverneur Arnold Schwarzenegger gratulierte schon mal vorab: „Ich applaudiere der Entscheidung der Behörden, das Solarkraftwerk in Blythe zu genehmigen“, sagte er am Tag nach dem Beschluss. „Ich bin sehr froh darüber, dieses und andere Solarprojekte auf gutem Weg zu sehen. Solche Vorhaben erfordern unsere volle Unterstützung. In der Solarenergie liegt die Zukunft der kalifornischen Wirtschaft.“
Der US-Bundesstaat am Pazifik gilt als achtgrößte Volkswirtschaft der Welt. Bis Ende dieses Jahres sollen rund 20 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Quellen stammen, bis 2020 sogar ein Drittel. Neben den solarthermischen Kraftwerken hatte Schwarzenegger unlängst eine Initiative ins Leben gerufen, die rund eine Million kalifornische Dächer für Solartechnik erschließen soll. Dafür stehen bis Ende 2018 rund 2,9 Milliarden US-Dollar bereit. Das Ziel sind drei Gigawatt photovoltaischer Leistung.
Das Parabolrinnenkraftwerk in Blythe ist die größere und verbesserte Version der drei Kraftwerksblöcke, die Solar Millennium in Andalusien aufgebaut hat. Dort liefert jeder Block 50 Megawatt. Andasol 3 wurde gerade fertig installiert, nun wird die Netzeinspeisung vorbereitet. Mitte 2011 wird das Kraftwerk Strom liefern. Dann wird Andasol rund eine halbe Million Menschen mit Sonnenstrom versorgen, und zwar rund um die Uhr. Das technische Prinzip fußt auf rinnenförmigen Parabolspiegeln, die der Sonne nachgeführt werden. Sie bündeln die Sonnenhitze auf ein Receiverrohr, in dem ein Thermoöl zirkuliert. Es erhitzt sich auf rund 400 Grad Celsius. Die Hälfte der Energie wird direkt in Dampf umgesetzt, um klassische Turbinen anzutreiben. Die andere Hälfte wird in zwei riesige Salzspeicher eingelagert, um die Turbinen abends und in der Nacht zu versorgen. Damit können die Parabolrinnenkraftwerke sogar Großstädte rund um die Uhr mit Sonnenstrom beliefern.
Neuer Kollektor: HelioThrough
Andasol liegt in der Provinz Granada, auf der Hochebene von Guadix etwa 1.100 Meter über dem Meeresspiegel, zwischen den Städtchen Aldeire und La Calahorra. Früher prägten Kupferminen die Region, aber nach der Schließung der Zechen im Jahr 1996 wanderten die Menschen ins nahegelegene Almería ab, um Jobs auf dem Bau zu suchen. Anfang der neunziger Jahre errichtete das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt in der Nähe das Forschungszentrum Plataforma Solar de Almería. Seit März 2000 ließ Solar Millennium vor Ort die Sonneneinstrahlung messen: 2.100 Kilowattstunden pro Jahr und Quadratmeter gelten als Europarekord. Und: Am Fuße der Sierra Nevada gibt es genug Grundwasser, um den Dampfkreislauf der Turbinen zu speisen und die Anlage zu kühlen. Das erhöht den Wirkungsgrad gegenüber der Luftkühlung.
In Blythe hingegen will Solar Millennium auf Kühlwasser verzichten, um die amerikanischen Umweltauflagen zu erfüllen. „Da wir den Dampfkreislauf der Turbinen nicht mit Wasser, sondern mit Luft kühlen, brauchen wir 90 Prozent weniger Wasser“, rechnet Josef Eichhammer von Solar Millennium LLC vor. Das hat auch eine handfeste ökonomische Seite: Im Südwesten der USA wird Wasser mit Gold aufgewogen, weil es über Hunderte Kilometer herangeschafft werden muss. Den geringeren Wirkungsgrad aus dem thermischen Prozess in der Turbinenstation gleichen die Ingenieure durch eine neue Generation von Kollektoren aus, eine Weiterentwicklung der andalusischen Wärmesammler.
Der HelioThrough wurde im Sommer auf einer Konferenz in San Francisco erstmals vorgestellt und ausgezeichnet. Der von Flagsol in Köln entwickelte Kollektor erhielt eine optimierte Geometrie und kostet rund 20 Prozent weniger als das Vorgängermodell Skal-ET. Der Wirkungsgrad liegt um zehn Prozent höher. Der HelioThrough reflektiert 99 Prozent der Sonnenstrahlung auf das Absorberrohr, statt früher 95 Prozent. Seit Ende 2009 befindet er sich in einer 800 Meter langen Versuchsanlage in den USA im Dauertest. „Der HelioThrough soll in allen Projekten zum Einsatz kommen, die wir zurzeit in Nevada und Kalifornien planen“, kommentiert Uwe T. Schmidt, CEO von Solar Trust of America.
Früher Zechen, heute Solaranlagen
Flagsol GmbH wiederum war und ist das erste gemeinsame Kind von Solar Millennium (74,9 Prozent) und Ferrostaal (25,1 Prozent) in der Alten Welt. Die Kölner Ingenieurschmiede übernimmt die technische Projektierung und Planung der großen Parabolrinnenkraftwerke – weltweit. „Wir organisieren auch den Bau der Solarkraftwerke, vom Einkauf einzelner Teile bis zur Schlüsselübergabe“, sagt Ruud Dekkers, Chef von Flagsol. „Dabei profitieren wir von der globalen Aufstellung und langjährigen Erfahrung im Anlagenbau unseres Partners in Essen, der Ferrostaal. Früher wurden im Ruhrgebiet Zechen und Stauwerke gebaut. Heute nutzen wir dieses Know-how, um Solarkraftwerke zu realisieren.“ Vor Ort in Andalusien agiert Solar Millennium über die Tochtergesellschaft Milenio Solar in La Calahorra.
Eine knifflige Sache
Bevor die Techniker anrückten, mussten Grundstücke gekauft und die Nutzungsrechte eingeholt werden. Jeder Block von Andasol benötigt rund zwei Quadratkilometer Fläche. Im Juni 2006 wurde der Grundstein für Andasol 1 gelegt. Nach vier Jahren sind nun alle drei Bauabschnitte vollendet. Die Anlagen sind für eine Lebensdauer von 40 Jahren ausgelegt. Der Bau hat es in sich: Die Fundamente für die Kollektoren beispielsweise wurden so dimensioniert, dass sie im normalen Betrieb Windgeschwindigkeiten von bis zu 50 Stundenkilometern aushalten. Bei den hochpräzisen Spiegeln und der Nachführung wurden nur minimale Toleranzen zugelassen, damit die Ausbeute des Sonnenstroms möglichst hoch ist. Die Bodenplatten für die Wärmespeicher haben einen Durchmesser von 36 Metern, sie tragen mehr als 30.000 Tonnen Salz.
Besondere Sorgfalt ist bei den Absorberrohren vonnöten. Sie bestehen aus einem Metallrohr für die Sole und einem Glashüllrohr, dazwischen herrscht ein isolierendes Vakuum. Zunächst wurden die Parabolrinnen vor Ort in einer wettergeschützten Halle vormontiert. Dazu gehören die Spiegel, die Verbindungselemente und die Metallgestelle. Die Spiegel werden an vier Punkten in das Metallgestell eingehängt. Die Absorberrohre wurden erst im Solarfeld montiert und genau auf die Spiegel ausgerichtet. Die Technik kommt aus Deutschland, unter anderem von Schaeffler (Metalltechnik), Siemens (Spiegel) und Schott (Absorberrohre). Den Bau erledigte ein spanischer Baukonzern. Für die Netzeinspeisung erhielt Andasol eine eigene Umspannstation, etwa sieben Kilometer südöstlich des Kollektorfeldes. An diesem Punkt übernimmt der spanische Energieversorger Endesa den Strom, die Details und die Vergütung regelt das spanische Stromeinspeisegesetz.
Jeder andalusische Kraftwerksblock besteht aus 312 Kollektorreihen mit einer Gesamtlänge von 90 Kilometern und 210.000 Parabolspiegeln. Die Spiegel haben zusammengenommen mehr als eine halbe Million Quadratmeter Fläche. Das entspricht 70 Fußballfeldern. Andasol 3 besteht aus 7.296 Kollektorelementen, jedes zwölf Meter lang und rund 2,5 Tonnen schwer. Am dritten Block sind neben Solar Millennium und Ferrostaal die Stadtwerke München, RheinEnergie und RWE Innogy beteiligt.
Spezielle Turbinen
Ende September lieferte MAN aus Oberhausen die Turbine. Sie wiegt 160 Tonnen und treibt einen 85 Tonnen schweren Generator. Andasol 3 soll jährlich rund 165 Millionen Kilowattstunden Strom einspeisen. Der Montage der Turbine ging eine logistische Meisterleistung voraus: Mehrere hundert Tonnen Material wurden aus Dänemark, England, Italien und Deutschland per Schwertransporter und Schiff nach Spanien transportiert. Höhepunkt der Aktion war die Ankunft und Vormontage der aus einer Hoch- und einer Niederdruckmaschine bestehenden Turbine mit zwei Schwerlastkränen im Kraftwerksblock. Danach traf der in England gefertigte Generator ein, der zwischen den beiden Turbinenelementen installiert wurde.
Das ist nicht minder knifflig als die Montage der Parabolspiegel und Absorberrohre: „Grundsätzlich müssen die beiden Turbinenteile immer an der Welle des Generators ausgerichtet werden und nicht umgekehrt“, erläutert Thomas Speth, der die Turbinenmontage leitete. „Dabei darf die Abweichung zwei Zehntelmillimeter nicht überschreiten.“ Die Turbine wurde speziell für das Solarkraftwerk entwickelt, denn „anders als in konventionellen Kraftwerken muss eine Turbine im Solarbetrieb darauf ausgelegt sein, je nach Verfügbarkeit des Dampfes jeden Tag an- und abgefahren zu werden“, wie Herbert Spelleken, Projektleiter bei Flagsol, erklärt. Der Turbine nachgeschaltet ist der Kondensator, in dem sich der Dampf wieder entspannt und verflüssigt. Er wiegt mehr als 100 Tonnen und ist 14 Meter lang.
Das Monstrum wurde in Italien auf einen 36 Meter langen Schwertransporter verladen und per Fähre nach Valencia gebracht. Das letzte Wegstück legte die Maschine auf der Autobahn zurück. Rund 300 Leute waren auf der Baustelle des Turbinenhauses unterwegs. Bis zu 500 Leute werden sich demnächst damit beschäftigen, die Wärmetauscher, die Pumpen und die Turbinenanlage zu verrohren. Der Anschluss der rund 90 Kilometer langen Kollektoren von Andasol 3 wurde bereits Mitte Juni abgeschlossen.
Auch bei den thermischen Speichern liegt der Bau im Zeitplan. Mitte September wurden 3.000 Tonnen des speziellen Salzgemischs aus Kaliumnitrat und Natriumnitrat angeliefert. Das Salz wird im Hafen von Almería gelagert und erst bei der Befüllung der beiden Salztanks auf der Baustelle in einer speziellen Vorrichtung erhitzt und verflüssigt. Jeder Salztank fasst rund 30.000 Tonnen Flüssigsalz. Das Salz wird tagsüber durch das Solarfeld auf 390 Grad Celsius aufgeheizt und dabei von einem Tank in den anderen gepumpt. Nachts oder bei Bewölkung wird diese Energie abgerufen und in Strom umgewandelt. Ein voller Speicher liefert ausreichend Wärme, um die Turbine etwa acht Stunden lang mit Volllast zu fahren.
130.000 Jobs möglich
Zurück nach Kalifornien: Der Gigant von Blythe sprengt die Dimensionen seiner Vorgänger. Solar Millennium will dort auf staatseigenem Land bauen, das Bureau of Land Management hat bereits genickt. Rund 9.400 Acres wird das Kraftwerk umfassen, das sind 38 Millionen Quadratmeter, also 38 Quadratkilometer. Davon werden 2.840 Hektar für die Baustelle und den Betrieb benötigt, also 28,4 Quadratkilometer. Der Bau wird etwa 2.500 Arbeitskräfte erfordern, die bis zum Netzanschluss des vierten Blocks Ende des kommenden Jahrzehnts alle Hände voll zu tun haben.
Nach Berechnungen von A. T. Kearney und dem Industrieverband Estela werden für die Vorbereitung, die Planung, die Fertigung der Komponenten, die Logistik, die Montage und den Betrieb eines solarthermischen Kraftwerks mit einem Gigawatt Leistung insgesamt rund 10.000 Vollzeitarbeitskräfte benötigt. In einer aktuellen Studie kommt A. T. Kearney zu dem Schluss, dass weltweit bis 2025 rund 100 Gigawatt Kraftwerksleistung aus solarthermischen Anlagen kommen könnte.
Autor der Studie ist Jan Stenger, Experte für Hochtechnologie bei der Unternehmensberatung. Er rechnet vor: „Damit könnten rund 100.000 bis 130.000 Stellen geschaffen werden. Langfristig benötigen Betrieb und Instandhaltung etwa 45.000 Stellen.“
Nach dem Erfolg der Andasol-Kraftwerke in Spanien tritt die solarthermische Stromerzeugung nun in eine neue Phase. In Ägypten gibt es bereits die ersten Anlagen, die 150 Megawatt leisten (siehe Kasten). Blythe zeigt, wie schnell sich das Geschäft entwickeln wird. Bei entsprechendem Ausbau der Kapazitäten wirkt auch in der solarthermischen Stromerzeugung das Gesetz der Massenfertigung. Die Erzeugungskosten für diesen Strom könnten bis 2015 um 30 Prozent und bis 2025 sogar um mehr als die Hälfte sinken. So ist der HelioThrough ein erstmals nach industriellen Kriterien entwickelter Kollektor.
Die Industrie steigt ein
Und schon steigt die Industrie ein: Siemens Energy hat mit der italienischen Firmengruppe Angelantoni ein Joint Venture gegründet. Anfang 2010 begann der Bau einer neuen Fabrik für Solarreceiver (Absorber) in Massa Martana bei Perugia in Umbrien. Ab kommendem Frühjahr sollen dort jährlich 75.000 Receiver vom Band gehen. In einem zweiten Schritt soll die Kapazität auf rund 140.000 Stück jährlich wachsen.
Diese Receiver verwenden anstelle des Thermoöls ein geschmolzenes Salz zur Wärmeleitung. Dadurch holen sie mehr Wärme aus der Sonne, denn das Salz erlaubt 550 Grad Celsius im Absorber. Die Fabrik firmiert unter dem Namen Archimede Solar Energy, Siemens hält 28 Prozent der Anteile. „Wir können bis zu 70 Prozent der Komponenten eines Parabolrinnenkraftwerks und bei Bedarf auch Komplettlösungen anbieten“, sagt René Umlauft, Chef des Geschäftsbereichs Erneuerbare Energien bei Siemens Energy. „Mit der neuen Fertigung stehen unseren Kunden künftig zwei Receiver-Technologien zur Auswahl.“ Somit ist Siemens sowohl Zulieferer für Solar Millennium als auch Konkurrent. In Sizilien wurde bereits ein erstes kommerzielles Projekt mit 1.500 Salzreceivern gebaut. Das Kraftwerk Priolo Gargallo ging im Sommer in Betrieb.
Zweistelliger Zuwachs
Experten schätzen, dass der Markt für solarthermische Kraftwerke (Concentrated Solar Power: CSP) bis 2020 jedes Jahr zweistellig wächst. In zehn Jahren wird dieses Geschäft weltweit rund 20 Milliarden Euro schwer sein. Derzeit leisten CSP-Kraftwerke rund drei Gigawatt. Schon 2015 werden es zwölf Gigawatt sein, bis 2020 etwa 30 Gigawatt und bis 2025 zwischen 60 und 100 Gigawatt, je nach konservativem oder optimistischem Szenario. Martin Sonnenschein, Chef für Zentraleuropa bei A. T. Kearney, prognostiziert: „Je nach eingesetzter Technologie und Regulierbarkeit des Kraftwerks könnten bis 2015 die Stromerzeugungskosten um bis zu 30 Prozent sinken. Dadurch können die Tarife für diesen Solarstrom zwischen 2015 und 2020 um bis zu 50 Prozent reduziert werden. In Gebieten mit hoher Sonneneinstrahlung wie etwa in Nahost und Nordafrika ist eine zusätzliche Senkung der Stromerzeugungskosten um weitere 25 Prozent möglich. In Summe sind Stromtarife von zehn bis zwölf Eurocent je Kilowattstunde möglich.“
Allein im Golden State stehen etliche Projekte am Start. Der jüngsten Genehmigung der CEC für das Kraftwerk in Blythe gingen innerhalb weniger Wochen diese Entscheidungen voraus: Im August bestätigte die Kommission ein 250-Megawatt-Solarkraftwerk von NextEra in Beacon. Auch dort kommen Parabolrinnenkollektoren zum Einsatz, das Investment beläuft sich auf eine Milliarde US-Dollar. Es soll gleichfalls 2013 oder 2014 ans Netz gehen. Mitte September nickte die Regulierungsbehörde außerdem einen Plan von Abengoa ab, in der Mojave-Wüste ein Kraftwerk mit 250 Megawatt aufzubauen. Auch hier wird Parabolrinnentechnik verbaut. Die Baustelle befindet sich am Harper Dry Lake im San Bernardino County. In der Pipeline der Behörde warten noch ein 370-Megawatt-Solarkraftwerk in Ivanpah, das die Firma Bright Source errichten will. Tessera amp; Stirling wollen in Kalifornien insgesamt 750 Megawatt installieren, NextEra hat bereits ein zweites Projekt mit 250 Megawatt in der Schublade.
Die Lawine rollt
Die Lawine rollt, und zwar weltweit. Solar Millennium plant in Südspanien bereits das nächste Kraftwerk, das 2013 ans Netz gehen soll. Die Hälfte der Anteile am Ibersol-Projekt hat im August der langjährige Partner Ferrostaal übernommen. Auch Ibersol wird 50 Megawatt leisten, weil die spanischen Einspeisegesetze ab dieser Grenze einen Deckel vorschieben. Das Kraftwerk ist in der Provinz Extremadura geplant. Kraftwerke von der Größenordnung wie in Blythe sind unter anderem auf der Arabischen Halbinsel, in Indien und in China geplant.
Heiko Schwarzburger
