Das Jahr 2018 war für Deutschland das wärmste und sonnenreichste seit 1881, dem Beginn systematischer Wetteraufzeichnungen.

Am Beispiel der bislang größten thermischen Solaranlage Deutschlands in Senftenberg wird gezeigt, wie Investoren, die auf klimafreundliche Solarenergie setzten, mit einer außergewöhnlichen Dividende belohnt wurden.

Diese Solarthermieanlage ging im August 2016 auf einer ehemaligen Deponie nach etwa 5-monatiger Bauzeit in Betrieb und unterstützt seitdem mit 8.300 m² Vakuumröhrenkollektoren ein städtisches Fernwärmenetz. Im Rekordjahr 2018 lieferte sie 1/4 mehr Fernwärme als durchschnittlich erwartet wird und 1/3 mehr als dem Energieversorger von den Erbauern der Anlage garantiert wurde. Doch dieser Mehrgewinn übersteigt weit die Abweichung der Jahreseinstrahlung vom Mittel. Ist das noch plausibel?

Am 15. August 2016 wurde die Solaranlage in Betrieb genommen. Vom 16. bis 18. August wurden unter Aufsicht eines Sicherheitsbeauftragten thermische Stagnationen bei wechselhaftem Wetter und bei voller Einstrahlung von etwa 1.000 W/m² getestet. Bis Ende 2018 speiste die Anlage dann 9,66 GWh in das Fernwärmenetz, wobei es über 29 Monate nur zwei weitere Stagnationen als Folge von Netzarbeiten gab, die letzte im August 2018. Die Einspeisung der Solarwärme erfolgt wie im Heizwerk in den Vorlauf mit jahreszeitlich gleitenden Kollektortemperaturen zwischen 90 und 105 °C. Nur bei sehr schwacher Einstrahlung, vor allem morgens beim Anfahren und abends zur "Resternte", schaltet die Solaranlage auf Rücklauftemperaturanhebung um. Der Übersichtlichkeit halber werden im Folgenden die beiden Kalenderjahre 2017 und 2018 ausgewertet. 2017 brachte 0,6 Prozent weniger Einstrahlung als im Durchschnitt erwartet, wobei die monatlichen Ist-Soll-Differenzen von -17 Prozent (April) bis +18 Prozent (August) reichten. Dank konservativer Planung wurde der Wärmegewinn ins Netz mit knapp 4 GWh um etwa vier Prozent überschritten. Von der gesamten Einstrahlung auf die Bruttofläche des Kollektorfelds kamen 41,8 Prozent dem Wärmenetz zugute.

Dagegen war 2018 mit 14,4 Prozent Einstrahlung über dem Durchschnitt spektakulär, ebenso mit monatlichen Ist-Soll-Differenzen von +89,3 Prozent (Februar) bis -38,7 Prozent (Dezember). Sieben Monate waren weit über Soll, nur der März, Juni und September waren halbwegs normal. Der Wärmegewinn ins Netz wurde mit 4,72 GWh um etwa 24 Prozent überschritten. Von der gesamten Einstrahlung auf die Bruttofläche des Kollektorfelds kamen 43,2 Prozent dem Wärmenetz zugute – ein noch höherer Jahresnutzungsgrad als 2017, weil der Mehrertrag überwiegend an Sommertagen mit höheren Tagesnutzungsgraden erwirtschaftet wurde.

Abb. 4 zeigt für die ersten 865 Betriebstage die Tagesnutzungsgrade (rote Punkte und linke y-Achse) als Funktion der Tageseinstrahlung und die entsprechenden Tagesnetzerträge (blaue Punkte und rechte y-Achse):

Der Ertrag stellt sich proportional zur Einstrahlung ein, der Tagesnutzungsgrad nimmt hingegen bei kurzen Tagen und schlechtem Wetter überproportional ab. Der Breakeven-Point, ab dem die Anlage überhaupt etwas bringt, liegt dank der hohen Kollektoreffizienz bei nur etwa 1 kWh/m² Tageseinstrahlung. Um täglich mindestens 10 MWh ins Netz einspeisen zu können, was im Mittel von der Anlage erwartet wird, sind Tageseinstrahlungen von mindestens 3 kWh/m² notwendig.

Die mit stets über 42 Prozent hohen Jahresnutzungsgrade sind ebenfalls Ausdruck einer hohen Kollektorflächeneffizienz, welche aktuelle PV- um Faktor 3 und Flachkollektoren bei den Senftenberger Netztemperaturen um Faktor 1,5 übertrifft. Sie zeigen nebenbei, dass vor allem die Tage mit einer Einstrahlung über 2,5 kWh/m² für den Solarertrag maßgebend sind.

Der Wärmebedarf für den Frostschutz wird, wie auch die Anfahrverluste, immer mitgemessen und spielt offensichtlich so gut wie keine Rolle. Der Frostschutzbedarf von etwa 1,3 Prozent des Netzwärmeertrags entsteht jährlich von Oktober bis April. Davon wurden bisher erst 5,9 MWh, also nur 0,06 Prozent des Netzwärmegewinns, wieder aus dem Fernwärmenetz geholt. Zu > 99,94 Prozent genügte dazu in Senftenberg die ungenutzte Restwärme, die bei Vakuumkollektoren auch bei wenig Strahlung noch übrig bleibt.

Die Anfahrverluste bestehen aus der erforderlichen Wärme zum Aufwärmen der Anlage, vor allem am Morgen, sowie aus den Verlusten nach dem Abschalten, vor allem nachts. Sie verteilten sich übers Jahr fast gleichmäßig. Dabei gleicht es sich aus, dass sie an Wintertagen natürlich viel höher sind, die Anlage dafür dann aber seltener startet. Insgesamt sind die Anfahrverluste umso geringer, je geringer die Speicherkapazität des Kollektorfeldes ist, weshalb dabei flinke Vakuumkollektoren mit Wasser als Wärmeträger besonders gut abschneiden, weil Wasser mit den geringsten Rohrquerschnitten und damit insgesamt mit dem geringsten Kollektorfeld-Wärmeträgerinhalt auskommt. Die Theorie und eine weltweite etwa 40-jährige Solarthermiepraxis zeigten bisher, dass nur Hochleistungskollektoren dank ihrer Vakuumdämmung auch bei Wintern wie in Mitteleuropa einen ganzjährigen Betrieb mit Wasser sinnvoll ermöglichen.

Abb. 6 zeigt für die ersten 865 Tagesergebnisse den Gesamtertrag (rot), den Tagesertrag (blau) und den Tagesnutzungsgrad (grün). Zwischen März und September gibt es so gut wie keinen Tag ohne Solarernte und es werden etwa 6/7 des Wärmeertrags gewonnen. Doch auch im finsteren Dezember und Januar gab es bisher jedes Jahr Tage mit für die erforderlichen Netztemperaturen sensationellen Tagesnutzungsgraden von 20 Prozent.

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