Die Schweiz ist kein Land für Solarkraftwerke

Ein Solarexperte des Bundesamts für Energie schätzt das Potenzial von Freiflächen-Solaranlagen nicht sehr hoch ein. Am Paul Scherrer Institut wird an Solarthermischen Kraftwerken geforscht, welche in südlichen Ländern viel Strom produzieren können.

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Freiflächen-Solaranlagen, wie sie in der Ostschweiz geplant sind, werden ein Nischenprodukt bleiben. Das erklärt Stefan Nowak, Leiter des Programms «Photovoltaik» beim Bundesamt für Energie. Technisch sei die Erstellung solcher Anlagen mit kristallinen Siliziumzellen keine besondere Herausforderung. Kontrovers diskutiert würden diese Freiflächenanlagen aber aus raumplanerischer Sicht und wegen des Landschaftsschutzes. Deshalb sei man in Deutschland davon abgekommen, solche Anlagen zu bauen.

Auch in der Schweiz habe die erste Freiflächenanlage in Mont-Soleil zu Streitereien geführt, welche der Solartechnik geschadet hätten. Deshalb glaubt Stefan Nowak von der NET Nowak Energy & Technology Ltd. nicht, dass in der Schweiz Solarkraftwerke mit sehr hohen Megawattleistungen gebaut werden wie in Südeuropa.

Technische Limiten gibt es wenige für Freiflächenanlagen. Bedingung ist ein Netzanschluss, der innerhalb einer vernünftigen Distanz liegen muss, was zum Beispiel auch für eine Windanlage gilt. Zu beachten sind zudem geologische Aspekte wie die Hangstabilität und auch die Beschattung. «Beim Projekt am Walensee ist beispielsweise der Aufwand recht hoch, um die Solarmodule in der Felswand zu verankern», sagt Nowak

Mehr Sonne in den Bergen

Die Effizienz solcher Freiflächenanlagen ist ansprechend, obwohl diese mehrheitlich im Mittelland geplant sind. In den Bergen kann aufgrund der Sonneneinstrahlung mit der gleichen Solarfläche bis zu 1,5mal mehr Strom produziert werden als im Mittelland. In den Alpen zieht allerdings wegen des Horizonts schneller Schatten auf, und auch raumplanerisch sind Freiflächenanlagen dort eine Herausforderung. Besser als ein Solarkraftwerk auf der «grünen Wiese» eignet sich nach Nowak die Nutzung bestehender Infrastrukturen, so wie beispielsweise beim Skilift Tenna. Grossflächig werden in Zukunft aber vor allem Gebäude für die Solarenergie genutzt werden – deren Dächer und Fassaden. «Eine gute Solaranlage produziert heute im Mittelland jährlich 1000 Kilowattstunden pro installiertes Kilowatt», sagt Nowak. Die Dachflächenanlage auf dem Stade de Suisse leistet 1,3 Megawatt, bei der ETH Lausanne sind 2 MW im Bau und auf den Palexpo-Dächern in Genf gar 4,2 MW. Auch dank solcher Anlagen soll gemäss Swissolar die Sonnenkraft bis 2025 einen Anteil von 20 Prozent zum Strommix beitragen. «Ein ambitiöses Ziel», sagt Nowak. Aber das Potenzial sei da, und deshalb seien 10 bis 20 Prozent möglich.

Dafür werden auch immer wirksamere Siliziumzellen entwickelt. Diese haben heute in der Regel einen Wirkungsgrad von 16 bis 18 Prozent. Teurere Zellen gar über 20 Prozent. Entscheidend für die Wirtschaftlichkeit einer Anlage ist allerdings nicht der Wirkungsgrad der Solarzelle, sondern die Gesamtinvestition, aus der schliesslich die Kosten pro Kilowattstunde berechnet werden.

Eine andere Technik im Süden

Grosse Solarkraftwerke sind in der Schweiz also nicht realistisch. Gebaut werden diese in südlicheren Ländern mit höherer Sonneneinstrahlung. Nicht immer wird dort aber auf die Technologie der Photovoltaik gesetzt. Vermehrt werden solarthermische Kraftwerke eingesetzt, welche das Sonnenlicht mit Spiegeln konzentrieren. «Die Technik heisst deshalb <Concentrating Solar Power> CSP», sagt Anton Meier, der am Paul Scherrer Institut in Villigen an der thermischen und chemischen Speicherung von Sonnenenergie forscht. Das konzentrierte Sonnenlicht erhitzt ein Wärmeträgermedium wie Öl, Wasser oder Salz, mit dem Dampf erzeugt wird. Mit diesem Dampf lassen sich wie in einem konventionellen Kraftwerk Dampfturbinen und Generatoren antreiben, um Strom zu erzeugen. «Der Vorteil besteht darin, dass im Gegensatz zur Photovoltaik nicht direkt Strom erzeugt wird, sondern Wärme, die gespeichert und nach Bedarf in elektrischen Strom umgewandelt werden kann», erklärt Anton Meier. Mit grossen Wärmespeichern aus Flüssigsalzen sei bereits heute ein 24-Stunden-Betrieb möglich.

Stromtransport ist möglich

Solche Anlagen seien seit mehr als 20 Jahren erprobt und stehen in den USA, Spanien und auch Italien. Nach Meier beträgt deren Jahreswirkungsgrad 17 bis 20 Prozent. Dieser könne gesteigert werden, indem die Betriebstemperatur erhöht werde. Das Wärmeträgermedium Öl müsse dafür durch Luft oder Wasserdampf ersetzt werden. «Mit einem höheren Wirkungsgrad werden die Stromkosten gesenkt. Eine Kostensenkung entsteht auch durch Massenproduktion», erklärt Meier. Bleibt die Frage, ob es sich lohnt, solchen Strom in den Norden zu leiten. Den Stromtransport über grosse Distanzen hält der PSI-Forscher für möglich. «Dafür bietet sich die Hochspannungs-Gleichstromübertragung an, die bereits erprobt ist». Bruno Knellwolf