Spanier treffen sich erst lange nach Sonnenuntergang zum Abendessen. Dann nehmen sie ihre Küchengeräte in Betrieb – und bis tief in die Nacht hinein beleuchten Gastwirte ihre Restaurants und Bodegas. Für die Kraftwerke des Landes bedeutet das höchste Auslastung und für die Energiekonzerne eine enorme Herausforderung. Kein anderes Land betreibt mehr Solarkraftwerke. Tagsüber wird Spanien zu etwa fünf Prozent mit Solarstrom versorgt. Doch abends gibt es lediglich Kohle- und Atomstrom.
Erst wenn Solarkraftwerke rund um die Uhr Energie liefern, können sie herkömmliche Stromerzeuger ersetzen. Die südspanische Region Andalusien ist dabei nun einen gewaltigen Schritt vorangekommen. Seit wenigen Monaten betreiben die Südspanier das solarthermische 50-Megawatt-Kraftwerk Andasol I mit Wärmespeicher. Zwei weitere baugleiche Anlagen gehen bis 2011 in Betrieb.
In solarthermischen Kraftwerken wird tagsüber mithilfe des Sonnenlichts eine Flüssigkeit erhitzt, die Wasser in Dampf umwandelt. Dieser treibt einen Turbogenerator an, der Strom erzeugt. Andasol I und andere neuere Anlagen sind mit Speichern ausgestattet, die einen Teil der Wärme tagsüber aufnehmen und nachts oder bei bewölktem Himmel abgeben.
Die Wärmespeichertechnik ist noch ausbaufähig
Die Andasol-Anlagen etwa verfügen über jeweils zwei gigantische Speicher, in denen 57.000 Tonnen flüssiges Nitritsalz auf bis zu 400 Grad Celsius aufgeheizt werden. Um die gespeicherte Wärme nachts in Strom umzuwandeln, wird eine Flüssigkeit durch das Salz geleitet. Diese erhitzt sich und erzeugt Dampf, der den Turbogenerator antreibt.
Technik mit Tücken
Die Technik der Wärmespeicher in den innovativen spanischen Kraftwerken bereitet den Experten allerdings noch Probleme. Salzspeicher haben „ihre Tücken“, sagt Rainer Tamme vom Institut für Technische Thermodynamik des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) in Stuttgart. Sinkt ihre Temperatur unter 240 Grad Celsius, wird das Salz fest und die Anlage ist irreparabel zerstört. Deshalb arbeiten Forscher in Deutschland und Spanien an Alternativen.
Gemeinsam mit dem Stuttgarter Baukonzern Züblin entwickelt Tamme einen Wärmespeicher aus Beton. Statt durch flüssiges Nitritsalz wird in diesen Anlagen das erhitzte Wasser durch einen neun Meter langen Betonklotz geleitet, der ein Volumen von 18 Kubikmeter hat. Um die Wärme auszukoppeln, wird später Wasser durch die Rohre geleitet.
