Solaranlagen mit Glykol-Wasser-Gemisch vertragen keine thermische Stagnation. Deshalb müssen sie gemäß Abb. 7 immer rechts bzw. unterhalb des technischen Optimums, das heißt, mit zu großen Speichern, ausgelegt und/oder mit Kollektorfeld-Notkühlungen ausgestattet werden. Insofern ist die nächste Abb. 9 auf Glykol-Anlagen gar nicht korrekt anwendbar, weil die Bedingung "kleiner Speicher" von diesen nie erfüllbar ist.
Die Abb. 9 entwickelt Abb. 8 weiter, indem von der Jahreseinstrahlung für mittlere Kollektortemperaturen von 25 bis 125 °C linear von null bis zwölf Prozent an Systemverlusten abgezogen wird. Bei der konkreten Anlage ohne Wärmeübertrager sind das 5,4 Prozent der Jahreseinstrahlung oder elf Prozent vom Jahresertrag oder knapp 70 kWh/m²a, woraus großzügig abgerundet die 550 kWh/m²a Systemertrag resultieren.
Diese Pauschalierung berücksichtigt nur die Punkte 1, 2, 5 und 6. Die Abb. 8 und 9 zeigen auch den Unterschied zwischen dänischen und deutschen Wärmenetzen. Weil die dänische Energie-politik der Solarthermie schon seit über 20 Jahren den Weg in die Wärmenetze ebnet, haben sich alle jüngeren Netzplanungen der in Dänemark stark etablierten Flachkollektor-Technologie mit besonders niedrigen Rücklauftemperaturen von ca. 30 bis 35 °C und moderaten Vorlauftemperaturen von 55 bis 70 °C angepasst. In Deutschland sind die Endverbrauchernetze etwa 20 Kelvin heißer und die Primärnetze bis zu 50 Kelvin. Abb. 9 zeigt, dass Flachkollektortechnik besonders in deutschen Wärmenetzen stark hinter Hochleistungs-Vakuumröhrentechnik zurückfällt und dass unter deutschen Netzbedingungen mit deutlich niedrigeren Jahreserträgen gerechnet werden muss. Abb. 9 widerspiegelt nicht, dass Glykol-Systeme zusätzlich noch einen sehr großen Speicher brauchen, um Überschüsse und Stagnation im Sommer ganz auszuschließen. Heat-Pipe-Vakuumröhrenkollektoren schneiden relativ schlecht ab, weil sie aufgrund der ungenutzten Lücken zwischen den Röhren die Bruttokollektorfläche nur sehr schlecht ausnutzen können. Die Photovoltaik kommt mit Power-To-Heat erst bei mittleren Netztemperaturen von weit über 100 °C sinnvoll in Frage.
Fazit
Nahezu ohne Solarspeicher kann Solarthermie in Wärmenetzen die Mindestlast und die Verluste kostengünstig bis ca. acht Prozent des Jahres- bzw. etwa 30 Prozent des Sommerbedarfs decken. Mit Speichern kann dieser Anteil derzeit auf kaum mehr als ca. 20 Prozent des Jahresbedarfs erhöht werden, weil eine Bevorratung von Solarwärme aktuell noch nur über wenige Tage ökonomisch ist. Wenn jedoch im Sommer zusätzliche Wärmelasten vom Wärmenetz bedient werden müssen (z. B. Bäder oder wärmeverbrauchende Industrie) oder wenn sich das Wärmenetz selbst als zusätzlicher Wärmespeicher eignet, dann kann der Deckungsanteil von Solarwärme noch weiter erhöht werden. Mit steigenden Energiepreisen wird es sich auch zunehmend lohnen, die Energieeinsparung mittels größerer Speicherkapazitäten zu erhöhen. Angesichts der langen Betriebszeiten von 20 bis 30 Jahren könnte man der voraussichtlichen Verknappung fossiler Energieträger damit aber auch spekulativ etwas entgegenkommen.
Zur solaren Unterstützung aller bestehenden deutschen Wärmenetze mit nur zehn Prozent ihres Wärmebedarfs würden ca. 20 km² Kollektorfläche ausreichen, womit über 10.000 GWh Endenergie und mindestens 2 Mio. Tonnen CO2 gespart würden. Das Potential zur Substitution des gesamten deutschen Wärmebedarfs mit Sonnenwärme um zehn Prozent im Temperaturbereich bis 100 °C ist noch etwa zehnmal größer. Beim Vergleich von verfügbarer Kollektortechnik gibt es bei Wärmenetzen beträchtliche Unterschiede im Jahres-Kollektor- bzw. Systemertrag, die hin zu größeren Netztemperaturen immer größer werden.
[1] 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).
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