Solarwärme bis 150 Grad: Kann der ETH-Prototyp industrielles Prozessgas ersetzen?
Ein leichter Kollektor soll Prozesswärme bis 150 Grad günstiger machen. Welche Pilotdaten, Systemkosten und Förderbedingungen vor einem industriellen Durchbruch fehlen.
Der ETH-Dachprototyp erreicht den Zieltemperaturbereich, ein marktreifes Produkt ist er noch nicht. Eine Modellrechnung zeigt, weshalb Jahresertrag, Speicher und Integration wichtiger sind als Spitzentemperatur.
Was der ETH-Prototyp verspricht
ETH-Pioneer-Fellow Luca Thommen entwickelt einen konzentrierenden solarthermischen Kollektor für industrielle Prozesswärme. Das System soll Luft oder Wasser mit Sonnenenergie auf bis zu ungefähr 150 Grad Celsius erwärmen. Als Anwendungen nennt die ETH unter anderem Pasteurisierung, Sterilisation, Waschen, Kochen und Destillation – Prozesse, die heute häufig mit Gas oder anderer zugekaufter Energie beheizt werden.
Ein Prototyp auf einem ETH-Dach erreichte laut Projektvorstellung den angestrebten Temperaturbereich. Leichte Dämmung, wenig Metall und verbreitete Materialien sollen die Kosten gegenüber bisherigen Lösungen senken. Gespräche mit Climeworks betreffen Prozesse um etwa 100 Grad. Ein marktreifes Produkt und ein Pilot innerhalb eines Jahres sind erklärte Ziele, keine bestätigten Bestellungen oder Liefertermine.
Diese Trennung ist zentral: Ein Dachprototyp belegt, dass ein technisches Prinzip unter bestimmten Bedingungen funktioniert. Er belegt noch nicht Jahresertrag, Serienkosten, Lebensdauer, Wartungsaufwand oder Amortisation in einer Fabrik. Dafür braucht es einen vermessenen Pilotbetrieb über unterschiedliche Jahreszeiten.
Warum Prozesswärme ein relevantes Ziel ist
Viele Klimadebatten konzentrieren sich auf Strom und Gebäudeheizung. Industrie benötigt jedoch Wärme auf sehr unterschiedlichen Temperaturniveaus. Für Niedertemperaturprozesse bis etwa 150 Grad kann Solarthermie direkt Wärme liefern, ohne Sonnenstrom zuerst in Wärme umzuwandeln. Das kann Umwandlungsverluste vermeiden und elektrische Netze entlasten.
Direkte Solarwärme hat aber eine zeitliche Grenze: Produktion folgt Einstrahlung, während eine Fabrik möglicherweise morgens, nachts oder im Winter Wärme braucht. Eine reale Anlage benötigt deshalb Speicher, flexible Prozessplanung oder ein Backup. Das Backup kann eine Wärmepumpe, ein Elektroheizer, erneuerbares Gas oder das bestehende System sein. Welches Konzept sinnvoll ist, hängt von Temperatur, Betriebsstunden und Standort ab.
| Kriterium | Solarthermie | Wärmepumpe | Gasheizung |
|---|---|---|---|
| Energiequelle | Direkte Sonnenwärme | Strom plus Umwelt-/Abwärme | Brennstoff |
| Verfügbarkeit | Wetter- und tageszeitabhängig | Bei Strom und Quelle steuerbar | Gut steuerbar |
| Temperatur | Projektziel bis rund 150 °C | Technikabhängig, Effizienz sinkt bei Hub | Hohe Temperaturen leicht erreichbar |
| Lokale Emissionen | Im Betrieb keine Verbrennung | Keine Verbrennung am Standort | CO₂ und weitere Verbrennungsfolgen |
| Hauptunsicherheit | Fläche, Speicher, Jahresertrag | Strompreis, Quelle, Leistungszahl | Brennstoff- und CO₂-Kosten |
Die Tabelle ist kein Siegerpodest. Häufig ist ein Hybridsystem sinnvoll: Solarthermie deckt günstige Sonnenstunden, eine Wärmepumpe nutzt niedrige Quelltemperaturen, und ein vorhandener Kessel sichert Spitzen. Entscheidend sind stündliche Lastdaten statt ein Jahresmittel.
Sechs Kaufkriterien, die ein Pilot beantworten muss
- Jahresertrag: Wie viele nutzbare Kilowattstunden liefert die Anlage nach Wärmeverlusten, Stillstand und Verschattung?
- Temperaturprofil: Wie oft werden 100, 120 oder 150 Grad erreicht, und bei welchem Durchfluss?
- Systemwirkungsgrad: Welche Anteile gehen in Kollektor, Leitung, Speicher und Übergabe verloren?
- Lebensdauer: Wie widerstehen Materialien Hagel, Wind, Feuchtigkeit, Temperaturwechseln und Industrieumgebung?
- Integration: Kann der Prozess schwankende Wärme aufnehmen, oder ist ein Speicher und Umbau nötig?
- Vollkosten: Was kosten Planung, Dachstatik, Installation, Wartung, Versicherung und Ersatzteile?
Ein Prototyp kann eine hohe Spitzentemperatur zeigen und trotzdem wirtschaftlich scheitern, wenn der nutzbare Durchfluss klein oder der Jahresertrag tief ist. Umgekehrt kann eine moderate Temperatur sehr wertvoll sein, wenn sie an vielen Stunden exakt zum Prozess passt. Daher gehört zur Kennzahl immer die erzeugte Wärmemenge.
Eine transparente Modellrechnung
Das folgende Beispiel ist frei gewählt und keine Prognose für SolarHeat. Ein Betrieb benötigt jährlich 1’000 Megawattstunden Prozesswärme. Eine geplante Solaranlage soll laut Simulation 280 Megawattstunden nutzbar liefern. Die vollständige Investition nach Förderung betrage 420’000 Franken, die jährlichen Betriebs- und Wartungskosten 6’000 Franken. Über 20 Jahre und ohne Finanzierung, Degradation oder Restwert ergeben sich 120’000 Franken Betriebskosten; zusammen 540’000 Franken.
Bei konstant 280 Megawattstunden pro Jahr entstehen in 20 Jahren 5’600 Megawattstunden. Die vereinfachten Wärmekosten betragen 540’000 geteilt durch 5’600, also rund 96 Franken pro Megawattstunde. Finanzierung, Ertragsabnahme, Reparaturen, Steuern und Backup sind nicht enthalten. Schon eine zehnprozentige Abweichung beim Jahresertrag verändert das Ergebnis spürbar.
Zum Vergleich wird nicht bloss der heutige Gaspreis eingesetzt. CO₂-Kosten, Kesselwirkungsgrad, Netzgebühr und erwartete Preisbandbreite gehören dazu. Bei einer Wärmepumpe zählen Investition, Leistungszahl bei erforderlicher Temperatur, Stromtarif und Anschlussleistung. Die Modellrechnung zeigt nur die Methode, nicht die Wirtschaftlichkeit des ETH-Prototyps.
Eine Sensitivität macht die Unsicherheit sichtbar. Liefert die Anlage nur 230 statt 280 Megawattstunden pro Jahr, steigen die vereinfachten Wärmekosten auf rund 117 Franken pro Megawattstunde. Liefert sie 330, sinken sie auf ungefähr 82 Franken. Deshalb muss ein Anbieter nicht nur einen Idealwert, sondern eine Bandbreite für Wetter, Stillstand und Alterung nennen. Auch ein Ausfall im Sommer kann wirtschaftlich stärker wiegen als derselbe Ausfall in einem bewölkten Wintermonat.
Bundesförderung: grosszügig, aber an Bedingungen geknüpft
Der Bund fördert Solarthermie für Prozesswärme ab mindestens 20 Kilowatt thermischer Kollektornennleistung. Laut BFE besteht der einmalige Investitionsbeitrag aus 2’400 Franken Grundbeitrag plus 1’000 Franken pro Kilowatt thermischer Nennleistung. Die Wärme muss vor allem für Prozesse oder Dienstleistungen genutzt werden; die Richtlinie nennt grundsätzlich mindestens zwei Drittel Prozess- oder Dienstleistungsnutzung.
Nur geeignete, zertifizierte und gelistete Kollektoren werden berücksichtigt. Das Gesuch muss beim BFE eingereicht werden, und Doppelförderung ist begrenzt. Ein künftiges SolarHeat-Produkt wäre nicht automatisch förderberechtigt, nur weil es Solarwärme erzeugt. Zertifizierung, Kollektorliste, Leistungsgrenze, Antrag und Projektzeitpunkt müssen erfüllt sein.
Ein vereinfachtes Förderbeispiel: Bei 50 Kilowatt Nennleistung ergäbe die Formel 2’400 plus 50’000, also 52’400 Franken. Ob dieser Betrag im konkreten Projekt zugesichert wird, entscheidet das BFE anhand der vollständigen Voraussetzungen. Planung sollte nie starten, indem ein noch nicht bewilligter Beitrag als sichere Einnahme verbucht wird.
Dachfläche, Speicher und Betrieb bestimmen den Erfolg
Ein Industriegebäude kann eine grosse Dachfläche haben, aber Statik, Oberlichter, Brandschutz, Verschattung und Leitungswege reduzieren den nutzbaren Anteil. Konzentrierende Systeme benötigen zusätzlich eine passende Ausrichtung und reagieren anders auf diffuse Strahlung als klassische Flachkollektoren. Die leichte Konstruktion des Projekts könnte statisch helfen; Messdaten müssen den Vorteil quantifizieren.
Der Speicher wird nicht pauschal möglichst gross ausgelegt. Ein kurzer Puffer glättet Wolken, ein Tagesspeicher verschiebt Wärme in den Abend, saisonale Speicherung ist eine andere Grössenordnung. Jede zusätzliche Speichereinheit kostet Geld und verliert Wärme. Ideal ist, wenn ein Prozess einen hohen Tagesbedarf hat und Sonnenwärme direkt abnimmt.
- Stündliche Wärmeabnahme mindestens eines repräsentativen Jahres erfassen.
- Temperatur und Rücklauftemperatur jedes Prozessschritts messen.
- Abwärme und Effizienzmassnahmen zuerst prüfen.
- Dachstatik, Bewilligung, Brandschutz und Wartungszugang klären.
- Solarertrag, Speicher und Backup gemeinsam simulieren.
- Pilot mit unabhängiger Messung und offen gelegter Systemgrenze auswerten.
Was als Nächstes zählt
Das ETH-Projekt adressiert einen plausiblen Markt: Prozesswärme bis 150 Grad, bei der heute Gas dominiert und bestehende Solarthermie zu teuer sein kann. Der erreichte Temperaturbereich und der Ansatz mit einfachen Materialien rechtfertigen Aufmerksamkeit.
Die entscheidenden Nachrichten kommen aber erst mit einem industriellen Pilot: Jahresertrag, Kosten pro nutzbarer Kilowattstunde, Ausfallzeiten, Materialalterung und Integrationsaufwand. Gespräche mit einem Unternehmen und ein Einjahresziel sind noch kein Auftrag. Wenn die Pilotdaten den Anspruch bestätigen, kann SolarHeat eine Lücke schliessen. Bis dahin ist es ein vielversprechender Prototyp, kein bewiesener Ersatz für Prozessgas.
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Quellen
- ETH Zürich: An ETH researcher facilitates the breakthrough of solar heat in industry
- ETH Entrepreneurship: Pioneer Fellowship SolarHeat von Luca Thommen
- Bundesamt für Energie BFE: Solarthermie für Prozesswärme: Bedingungen und Beiträge
- Bundesamt für Energie BFE: Richtlinie zur Förderung von Solarthermie für Prozesswärme
