Solarthermie, was nun?

Die Solarthermie befindet sich in Deutschland seit Langem in einer Krise. Zunächst werden die Ursachen beleuchtet, wie es dazu kam. Dann wird das Potential der Solarthermie für die Energiewende aufgezeigt und kurz das Thema „Power to Heat“ erörtert. Auf Grundlage ihrer Solar-Keymark-Zertifikate wird ein Vergleich thermischer Kollektoren und abschließend für die leistungsstärksten eine aktuelle Bestandsaufnahme ihrer Wirtschaftlichkeit an praktischen Beispielen angestellt.

Bis Ende der neunziger Jahre funktionierte der Wettbewerb um die besten Kollektoren. Weil es eine Nachfrage gab, strebten alle namhaften Anbieter nach immer leistungsstärkeren Systemen. Es gab aber auch immer schon ein Bestreben, Technologievor- und -nachteile zu ignorieren und Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen auf Kollektorpreise und Arbeitsplätze zu reduzieren. Unter der rot-grünen Regierung ab 1998 setzte sich eine einheitliche Förderung der Bruttokollektorfläche im Marktanreizprogramm (MAP) durch. Seitdem gibt es wenig Anreiz, bessere Kollektoren zu kaufen oder zu verkaufen, weil der Beitrag der Förderung zur Investition umso geringer ausfällt, je kleiner die notwendige Kollektorfläche ist. Die Einführung dieser BAFA-Förderung im MAP bestraft jede Innovation hin zu besseren Kollektoren. Auch die Tatsache, dass diese Förderung vorübergehend den Markt belebte, kann darüber nicht hinwegtäuschen. Die KfW, welche im MAP für die Förderung größerer Solaranlagen zuständig ist, fördert anteilig jede Investition effizienzunabhängig. Bei Großan­lagen steht die Effizienz in aller Regel automatisch im Fokus, weil der Investor hier viel stärker auf die Wirtschaftlichkeit schaut, als es bei privaten Kleinanlagen der Fall ist.

Der Verzicht auf Verbindlichkeit bei Funktions- und Ertragsangaben sowie auf Funktionsnachweise hat das Vertrauen in die Solarthermie (ST) stark beschädigt, weil diese Politik geradezu zwangsläufig von übertriebenen, leichtfertigen Versprechen und in Folge von vielen Enttäuschungen begleitet wurde.

Etwa zur gleichen Zeit wie die Einführung der Bruttoflächenförderung bei der ST begann der rasante Aufschwung der Photovoltaik (PV), welche die Fehler der ST nicht wiederholte, sondern von Anfang an Ertragsgarantien lieferte, sich exakt nach ihren gemessenen Erträgen fördern ließ und nach außen ein einheitliches Erscheinungsbild darbot. Mit dem EEG gelang es der PV anfangs pro Kilowattstunde bis zum 40-fachen der Förderung von ST zu erwirken. Seitdem sah sich ­deren Schwester ST zusätzlich zu ihren eigenen Hemmnissen und Problemen noch einem regelrechten Förderkannibalismus ausgesetzt. Erst in jüngster Zeit normalisiert sich aus Sicht der ST die Förderung der PV durch die Degression im EEG wieder.

Heute ist die ST in Deutschland trotz Energiewende und gestiegener Energiepreise stark geschwächt. Die Entwicklung auf anderen Kontinenten sowie der Aufschwung anderer Technologien im selben Zeitraum widerlegen, dass dies einfach mit der Wirtschafts- und Finanzkrise erklärt werden kann. Die ST schrumpfte bis 2014 und befindet sich ernsthaft in Gefahr, ganz von der Bildfläche zu verschwinden.

Aber kann die ST überhaupt verschwinden? Nur vorübergehend, denn ohne Solarwärme ist eine Energiewende nicht möglich. Von den etwa 9 Petajoule des Endenergieverbrauchs in Deutschland werden 40 Prozent als Wärme mit Temperaturen unter 100 °C gebraucht, dagegen weniger als ein Viertel nur als Strom. Von diesem Viertel wird immerhin bereits ein Viertel mit erneuerbaren Energien erzeugt, vorwiegend mit Biomasse, Wind- und Wasserkraft. Die PV beansprucht mit knapp 10 Milliarden Euro jährlich zwar bereits den Löwenanteil der EEG-Ab­gabe, leistet aber immer noch nur einen sehr kleinen Beitrag zur Endenergie.

„Power to Heat“ – Rettung oder Verzweiflung?

Die PV und die Windkraft brauchten sich bisher mit der Verwendung der Energie nicht auseinandersetzen. Die Verteilung und Speicherung oblag dem Netz und die Kosten dafür übernahm der Stromkunde.

Die ST musste dagegen schon immer komplette Systeme liefern, wobei die Speicherung dazugehört. Wärme lässt sich deutlich günstiger speichern als Strom. Dies legt auch für Stromerzeuger eine Wärmespeicherung nahe. Aber damit wird der ganze vorherige Aufwand zur Stromerzeugung mit einem Bruchteil des Wirkungsgrades der ST – inklusive der inzwischen bereits aufgelaufenen Subventionen dafür – konterkariert. Die gleiche Menge Wärme kann man mit ST zu viel geringeren Kosten haben.

Wer vor dem PV-Hype mit PV hätte Wärme für Heizung und Warmwasser erzeugen und speichern wollen, wäre herzlich verspottet worden. Das hat sich nur aufgrund des EEGs geändert. Volkswirtschaftlich sowie physikalisch-technisch bleibt es der gleiche Unsinn, auch wenn es sich heute möglicherweise besser „rechnet“. Weil der Strom sowieso schon einmal da ist, wenn auch nicht dann, wenn er am meisten gebraucht wird, soll er nun wenigstens verheizt werden. Schaut man auf Abbildung 1, verkleinert sich bei „Power to Heat“ die grüne Fläche für Wärme, während die rote für Strom größer wird.

Dies geschieht auch bei jeder Wärmepumpe (WP). Eine WP ist eine Stromheizung, wenn dabei auch weniger Strom zum Einsatz kommt, als danach Wärme zur Verfügung steht.

Aber es müssen zwei Bedingungen erfüllt sein, damit beim Heizen mit Wärmepumpen auch die Umwelt entlastet werden kann. Erstens muss die Leistungszahl der WP wesentlich höher sein als der aktuelle, zeitgleiche (nicht über das Jahr gemittelte) Primärenergiefaktor, mit dem der Strom erzeugt wird, und zweitens darf die WP nicht zu Spitzenlastzeiten gebraucht werden. In der Praxis sind oft beide Bedingungen nicht erfüllt. Im Jahresmittel und besonders, wenn die WP am meisten gebraucht wird, ist ihre Leistungszahl geringer als der Primärenergiefaktor im Stromerzeugungsmix und Spitzenlastkraftwerke müssen dafür in Betrieb gehen.

Daran ändert auch nichts, dass der Primärenergiefaktor in der neuen europäischen Gebäuderichtlinie und in der ENEV 2016 auf 1,8 gesenkt wird, weil Wind und vor allem PV noch viel zu wenig die Spitzenlast bedienen können. Es wäre unproblematisch und durchaus sinnvoll, mit Wärmepumpen den Stromanteil zu Grund- und Schwachlastzeiten zu er­höhen, um dabei Primärenergie zur Wärmeerzeugung einzusparen. Aber zur Strom-Spitzenlastzeit ist dies ein falscher Weg, weil damit der Bedarf an Kraftwerkskapazität unter Umständen sogar noch erhöht wird. Eine vernünftige Bewertung von Strom bedürfte eines jahreszeitlichen oder sogar monatlich auf­gelösten Primärenergie­faktors. Für den Wärmepumpen- bzw. Heizstrom erfolgte dann in den Wintermonaten kein Schönrechnen mehr. Für Sommerstromverbraucher hingegen würde sich damit ein ­vernünftiger und besonders preiswerter Betrieb mit Strom aus erneuerbaren Energien empfehlen.

Das Potential der Solarthermie

Im zweiten Diagramm wird der Wärmebedarf näher betrachtet.

Bei etwa 100 °C wird für heute die ökonomische Grenze gezogen. Das ergibt ein Substitutionspotential von gut 40 Prozent des Endenergiebedarfs. Nach heutigem Stand der Technik könnten mit relativ kleinen Wärmespeichern zur Speicherung der Solarwärme über höchstens vier Stunden Sonnenschein in Summe 18 Prozent des Wärmeendbedarfs bzw. zehn Prozent des gesamten Endenergiebedarfs, nämlich 20 Prozent Raumwärme, 80 Prozent Warmwasser und zehn Prozent Prozesswärme bis 100 °C gedeckt werden [1, 2]. Diese 250 Milliarden kWh jährlich kosteten etwa 250 Milliarden Euro oder über 20 Jahre verteilt 5 Eurocent/kWh – Förderung noch nicht mitgerechnet.

Dazu würden 0,14 Prozent der Fläche von Deutschland, das ist etwas weniger als die Fläche des Bodensees, benötigt. Eine besondere Pionierrolle müssten dabei die Netzwärme und die Prozesswärme übernehmen, weil vor allem dort bereits Solarwärmekosten von 45 bis 80 Euro/MWh ohne Förderung möglich sind. Mit einer Kurzzeitspeicherung zwischen 1 und 6 Tagen könnten mit etwa 21 Prozent vom Endenergiebedarf fast so viel wie der gesamte Strombedarf Deutschlands mit ST gedeckt werden.

Dabei wird deutlich, dass Deutschland zu klein ist oder zu viel Energie braucht, um beliebig große Anteile vom eigenen Territorium aus solar abdecken zu können, und wie wichtig es ist, die verfügbaren Flächen mit den höchstmöglichen Wirkungsgraden und in sinnvoller Aufteilung zur Verwandlung der Sonnenstrahlung in Wärme und in Strom zu nutzen.

Solar-Keymark-Kollektorvergleiche

Der Kollektor ist der Motor jeder Solar­anlage. Er allein setzt die Leistungs- und Ertragsgrenzen. Die Wirtschaftlichkeit einer Solaranlage hängt überproportional von einer hohen Kollektorleistung ab, weil die Verluste immer annähernd in gleicher Höhe anfallen.

Welche Kollektoren gibt es am Markt und was leisten sie? Aus der Schweiz wurde 2012 ein Vakuumflachkollektor vorgestellt, der das Potential eines Spitzenreiters hat.

Aber auch aus Deutschland gab es Innovationen. So erlebte die CPC-Vakuumröhren-Kollektortechnologie, welche ein Jahrzehnt die Bruttoflächen-Jahresertrags-Spitzenposition bereits mit Abstand behauptete, durch ein Verfahren zur Plasmabeschichtung ab 2012 noch einen deutlichen Entwicklungssprung hin zu höheren Temperaturen mit Steigerungen des Kollektorertrags von 15 bis 90 Prozent für Prozess­temperaturen von 60 bis 180 °C. Beide Innovationen wurden 2012 mit je einem Intersolar-Award ausgezeichnet. Folgende Ergebnisse sind einer aktuellen Studie vom ITW der Universität Stuttgart entnommen [3]. Mit dem Programm „ScenoCalc“ wurden die Kollektor-Jahreserträge von acht repräsentativen Kollektoren für den Standort Würzburg gerechnet.

„ScenoCalc“ ist ein unabhängiges wissenschaftliches Simulationsprogramm, das offiziell von sämtlichen europäischen Kollektor-Testinstituten zur Berechnung der Jahreserträge (Annual Col­lector Output, ACO) auf Seite 2 der Solar-Keymark-Zertifikate genutzt wird. Die Eingangsparameter liefern Kollek­tortests nach Standard ISO 9806, welcher seit 2013 den früheren Standard EN 12975-2 ersetzt. „ScenoCalc“ ist frei im Internet verfügbar [4]. Bei Verwendung der Parameter aus den Solar-Keymark-Zertifi­katen, die ebenfalls im Internet frei zugänglich sind [5], können die Werte der folgenden Diagramme nachgerechnet bzw. auch ACOs für weitere Kollektoren, Standorte, Temperaturen und Ausrichtungen ermittelt werden. „ScenoCalc“ rechnet mit einer konstanten mittleren Kollektortemperatur und ohne thermischen Stillstand. Verluste, außer denen des Kollektors, bleiben von „ScenoCalc“ unberücksichtigt. Das heißt, „ScenoCalc“ simuliert zwar keine Systeme, ist aber ein sehr gutes Werkzeug, um Kollektoren zu vergleichen.

Die Parameter aus den Solar-Keymark-Zertifikaten werden fast immer mit Wasser ermittelt. Verwendet man ein anderes Fluid als Wasser, dann sind die realen Ergebnisse grundsätzlich kleiner als die berechneten. Das Diagramm (Abb. 3) zeigt die Abhängigkeit verschiedener Kollektortypen von der mittleren Kollektortemperatur.

Vor dem Hintergrund des Legionellenschutzes und in Anbetracht dessen, dass Solarwärme in der Regel auch gespeichert werden soll, wobei dies am besten bei 85 bis 95 °C geschieht, um die Kapazität der Speicher gut zu nutzen, gibt es unterhalb von 50 °C kaum solarthermische Anwendungen. Auch beim solaren Heizen werden meistens deutlich höhere Kollek­tortemperaturen gebraucht, z. B. in der Nah- und Fernwärme, aber auch, um MFH wirksam unterstützen und nebenbei auch noch Wärme speichern zu können.

Die Bruttoflächen-Kollektoreffizienz auf der linken y-Achse von Abbildung 3 zeigt, wieviel Sonnenenergie in Wärme verwandelt wird. Ein preiswerter Flachkollektor schafft bei 50 °C etwa 30 Prozent oder entsprechend der rechten y-Achse etwa 400 kWh/a in Würzburg. CPC-Plasma-Vakuumröhrenkollektoren und Vakuumflachkollektoren liefern 60 Prozent mehr und bei 100 °C das Fünffache.

Sehr gute FK mit selektivem Absorber werden nur noch selten und der Kollektor „Bester FK …“ nahezu ausschließlich für Fernwärmeprojekte eingesetzt. Die beiden besten Kollek­torbauarten liefern bei 50 °C etwa 55 Prozent der Jahresstrahlung als Wärme und bei 100 °C noch über 40 Prozent. Das ist gegenüber Photovoltaik die 3- bis 4-fache Flächenaus­nutzung.

Außer bei sehr niedrigen Temperaturen liefern Kollektoren mit Vakuumtechnik stets weitaus höhere Jahreserträge als Flachkollektoren mit Einscheibenver­glasung und minera­lischer Dämmung. Heat-Pipe- und direkt durchströmte Vakuumröhrenkollektoren könnten auch noch etwa 25 Prozent mehr bringen, wenn sie technisch in der Lage wären, CPC-Reflektoren zu nutzen.

Das nächste Diagramm 4 zeigt die ­Unterschiede im Kol­lektor-Jahresertrag bei 75 °C für dieselben Kollektoren in ­Abhängigkeit von ihrer Ausrichtung.

Es ist interessant, dass alle Kollektoren bei Ost- oder Westausrichtung etwa 130 kWh/m² einbüßen. Während der sehr gute FK dabei etwa ein Drittel einbüßt, sind es bei den besten Kollektoren weniger als ein Viertel. Deshalb verstärken sich auch die relativen Unterschiede zwischen den Kollektoren bei Ab­weichung von Süden noch weiter. Das toleranteste Verhalten gegenüber Südab­weichung zeigt der Heat-Pipe-Kollektor, allerdings auf recht niedrigem Niveau. Ähnlich, aber noch ausgeprägter verhält es sich mit dem Neigungswinkel [3]. Kurz zusammengefasst eignen sich viele Kollektoren schlecht, in horizontaler oder Fassadenlage oder weit nach Osten oder Westen ausgerichtet zu werden.

Dabei sind innerstädtisch für die ST zukünftig möglicher­weise die Fassaden wichtiger als die Dächer [6],

• weil viele Dächer bereits völlig verbaut sind,
• weil die Montage günstiger sein kann, viele Dächer sind statisch ohne Reserven,
• weil es in der Fassade keine gegen­seitige Verschattung gibt und deshalb der Ertrag der Fassadenfläche trotz der deutlichen Minder­erträge gegenüber dem optimalen Neigungswinkel größer ist als der Ertrag einer Dachfläche,
• weil Fassadenwärme kostbarer ist, denn davon wird mehr Wärme im Winter und weniger im Sommer genutzt und schließlich auch,
• weil die PV Fassaden i. d. R. nur schlecht nutzen kann.

Beispiele: Solarthermie mit Hochleistungskollektoren

Die größte Wirtschaftlichkeit lässt sich mit ST-Groß­anlagen und mit Hochleistungskollektoren erzielen. Deshalb sollen hier Beispiele gezeigt werden, bei denen die Megawattstunde Wärme auf hohen Temperaturniveaus von 80 bis 100 °C ohne Förderung bereits zwischen 45 und 90 Euro und mit Förderung zwischen 25 und 65 Euro kostet.

Bei Großanlagen ist ST heute bereits günstiger als Öl und im Sommer günstiger als die variablen Kosten von Biomasse.

Wenn diese Anlagen jedoch einmal zu einem Massenmarkt geworden sind, werden die Megawattstundenpreise auch den Gaspreis unterbieten und auch die Kleinanlagen für das EFH werden dann von den gesunkenen Preisen profitieren. Bei der Kalkulation mit Solarwärme weiß man für 20 bis 30 Jahre im Voraus den Preis nach dem Wertmaßstab von heute. Jede böse Überraschung wie Geld- oder Energiepreis­inflation kann die Rechnung nachträglich nur noch verbessern.

Nach dem gleichen Muster wurden seit 2006 bereits 350 größere und große Anlagen in 20 Ländern mit einer Gesamtfläche von 50.000 m² gebaut [7, 8]. Das Hauptaugenmerk der DSTTP (Deutsche Solarthermie-Technologieplattform) zur Wiederbelebung der ST liegt auf der Senkung der Kosten. Zur Erreichung dieses Ziels muss erst ein Aufschwung mit großen Solaranlagen vorangehen.

Zusammenfassung

Die ST erlebt seit 2008 zwar einen gewaltigen Abschwung, ist aber keineswegs am Ende. Denn eine Energiewende ist bei einem Substitutionspotential von 40 Prozent der Endenergie ohne ST nicht zu bewerkstelligen. Solarwärme blieb bisher immer ein nachrangiges Thema, weil damit Energie „nur“ gespart, aber kein Deal gemacht werden kann. Beim Kunden ist sie als Spar- und Autarkietechnologie sehr beliebt, doch leider wurden zu viele davon schon Opfer falscher Versprechen. Es gibt gewaltige Effizienzunterschiede bei ST-Kollektoren. Solange diese Unterschiede durch den Verzicht auf Ertragsgarantien sowie Funktions- und Ertragsnachweisen und durch die Förderung der Bruttofläche bei Kleinanlagen ignoriert, egalisiert und mit Steuergeldern kompensiert werden, kann kein Vertrauen entstehen. Mit einem „Weiter so!“ wird die ST nicht gesunden. Der ST-Weltmarkt entwickelt sich auch weiter, wenn Deutschland einmal keine Rolle mehr spielen sollte. Dabei ist die passende ökonomische Technik für ein Substitutionspotential von etwa 20 Prozent der Endenergie Deutschlands bereits vorhanden. Als bescheidener Anfang wurde mit etwa 50.000 m² CPC-Hochleistungskollek­toren in solarthermischen Großanlagen „Made in Germany“ immerhin ein Potential zur Subs­titution von etwa 500 Gigawattstunden bzw. etwa 15.000 Tonnen CO2-Vermeidung errichtet.

Quellen:

[1] Abrecht, S., Meißner, R., Sinn und Unsinn von Solarspeichern, Heizungsjournal 9/2012

[2] Meißner, R., Heizen mit der Sonne – Sicherheit gegen thermischen Stillstand sorgt für Effizienz, Sanitär- und Heizungstechnik 4/2013

[3] Stephan Fischer: Comparison of Thermal Performance of Different Solar Collector Technologies for Solar District Heating Systems Based on Solar Keymark Certificates and SCEnOCalc, Poster SDH Hamburg (2014)

[4] ScenoCalc-Download: http://www.sp.se/en/index/services/solar/ScenoCalc/Sidor/default.aspx

[5] Zertifikate-Download: http://solarkey.dk/solarkeymarkdata/qCollectorCertificates/ShowQCollector CertificatesTable.aspx

[6] BINE-Informationsdienst, Fassaden mit Durchblick, Projektinfo 9/2013, [http://www.bine.info/fileadmin/content/Presse/Projektinfos_2013/PM_07_2013/ProjektInfo_0713_internetx.pdf(http://www.bine.info/fileadmin/content/Presse/Projektinfos_2013/PM_07_2013/ProjektInfo_0713_internetx.pdf)

[7] Meißner, R., Entwicklungsschub Plasmatechnologie – CPC-Vakuum­röhren-Kollektortechnik für Prozesswärme bis 160 °C, Sanitär- und Heizungstechnik 8/2013

[8] Meißner, R., Schrage, J., Gleich­berechtigung für Solarthermie! Fernwärme wirkungsvoll mit Solarthermie unterstützen, Sanitär- und Heizungstechnik 12/2013