Über Sonnenschein freut sich die Winzerin Barbara Banke vom Weingut Kendall-Jackson in Kalifornien nicht nur, weil die Trauben besonders gut reifen. Je schöner das Wetter ist, desto geringer fällt auch die Strom- und Gasrechnung ihres Betriebs aus. Auf dem Blechdach einer Produktionshalle, so groß wie ein Fußballfeld, stehen seit einem Jahr mannshohe Spiegelrinnen, die das Sonnenlicht auf ein schmales Band dünner Siliziumsolarzellen konzentrieren.
Die Zellen liefern Strom. Zusätzlich fließt ein Wasser-Glykolgemisch durch ein Rohrsystem an der Rückseite der Zellen. Dieses kühlt die Siliziummodule und erhitzt einen Wasserspeicher auf gut 60 Grad Celsius. Mehr als fünf Millionen Liter heißes Wasser braucht der Betrieb im Jahr, um die Tanks zu reinigen, in denen der Wein gelagert wird. Die Fotovoltaik der Hybridanlage versorgt die Beleuchtung und die Kühlsysteme. "Wir sparen damit so viel Energie, dass sich die Anlage in voraussichtlich drei Jahren amortisiert haben wird", sagt Banke.
Die aus Fotovoltaik und Solarthermie kombinierten Module (im Fachjargon PVT abgekürzt) stammen vom Unternehmen Cogenra aus Kalifornien, das unter anderem schon die Universität Arizona, eine Molkerei und die neue Facebook-Hauptverwaltung in Menlo Park, Kalifornien, mit Solaranlagen ausgestattet hat.
Die Zwei-in-eins-Lösung kann vor allem mit einem hohen Wirkungsgrad punkten. "Reine Silizium-Fotovoltaik nutzt etwa 15 bis 20 Prozent des Sonnenlichts. Der Rest geht als Wärme verloren", erklärt Produktmanager Mani Thothadri. "Wird dagegen auch die Wärme gesammelt und genutzt, steigt der Gesamtwirkungsgrad pro Fläche auf rund 75 Prozent."
Mit einem ähnlichen Wirkungsgrad wirbt auch Zenith Solar aus Israel, das mit noch größeren Spiegelsystemen und mit teuren, dafür effizient gestapelten Solarzellen arbeitet, die auf verschiedene Farbbereiche des Sonnenlichts reagieren. Ihre Anlagen versorgen seit drei Jahren einen Kibbuz in Israel mit Strom und Wärme. Zwei Zehn-Megawatt-Anlagen für die chinesische Provinz Gansu hat Zenith hingegen bisher nur angekündigt. Das Marktforschungsinstitut Pike Research aus Boulder, Colorado, sagt den Solarhybriden aber ein rasantes Wachstum voraus. Im Jahr 2022, heißt es in seiner Studie, sollen sie weltweit 13,5 Millionen Haushalte mit Energie versorgen.
Ähnliche, futuristisch anmutende Kleinkraftwerke auf deutsche Dächer zu stellen, ergibt dagegen kaum Sinn. Systeme, die mit Spiegeln Sonnenlicht konzentrieren, eignen sich vor allem für Regionen mit viel direkter Sonneneinstrahlung. Für die hiesige Anwendung entwickeln Forscher daher Hybride im klassischen Kasten-Look.
Wissenschaftler des Instituts für Solarenergieforschung (ISFH) im niedersächsischen Hameln etwa haben PVT-Module getestet, die ähnlich arbeiten wie die Cogenra-Systeme, nur eben ohne Spiegel. Im Grunde sind es klassische Fotovoltaik-Module, die an der Rückseite durch zirkulierende Flüssigkeit gekühlt werden.
In wenig sonnenverwöhnten Regionen wie Deutschland lässt sich mit der eher lauen Abwärme der Solarzellen allerdings kein Heizungs- oder Warmwasser erzeugen. "Die PVT-Anlagen können aber zum Beispiel helfen, die Luft eines Hallenbads zu wärmen, oder wie in unseren Tests eine Erdwärmepumpe mit zusätzlicher Wärme speisen", sagt der ISFH-Ingenieur Erik Bertram.
Beides zusammen kann die elektrische Bilanz einer solchen Anlage verbessern, denn Fotovoltaikzellen funktionieren besser, wenn sie kühl bleiben. Darum fiel die Stromernte der getesteten Module fünf Prozent höher als sonst aus, und die Wärmepumpe brauchte zehn Prozent weniger Elektrizität. "Wirtschaftlich sind solche PVT-Module allerdings noch nicht", räumt Bertram ein. Der Aufwand ist hoch.
Forscher des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE) in Freiburg favorisieren ein anderes Kombi-Konzept. Sie entwickeln Module, die auch in Deutschland heizungskompatible 60 Grad Celsius erreichen. Ein Verbund aus Solarzellen und Wärmeabsorber steckt hier in einem gut isolierten Metallkasten. Zur Sonnenseite ist das Modul zudem mit einer beschichteten Glasscheibe bedeckt, die viel Licht passieren, aber keine Wärme wieder entweichen lässt.
Der ausgetüftelte Wärmefang kann allerdings die Stromausbeute mindern, denn mit jedem Grad mehr sinkt der Ertrag um fast ein halbes Prozent. Das macht sich vor allem im Sommer bemerkbar, wenn nicht geheizt und keine Wärme aus dem Solarkollektor abgeführt wird. "Dann steigt die Temperatur in den Modulen in der Regel auf 40 bis 60 Grad Celsius", berichtet der ISE-Forscher Gerhard Stryi-Hipp. Das heißt, der Wirkungsgrad schrumpft von typischerweise 15 Prozent bei 25 Grad Celsius auf bis zu 12,5 Prozent - der Ertrag sinkt also um ein Sechstel. "In warmen Gegenden ist es deshalb überlegenswert, eine solarthermische Klimaanlage anzuschließen, die überschüssige Wärme in Kälte verwandelt", sagt er.
Sicherheitsbedenken, weil sich Elektrizität und Flüssigkeit in den Hybridmodulen sehr nahe kommen, haben die Wissenschaftler nicht. "Es ist zwar schwierig, ein Material zu finden, das die Wärme gut leitet und gegen elektrischen Strom sicher isoliert, aber es ist machbar", sagt der ISE-Forscher. Sein Team arbeitet vor allem mit speziellen Kunststofffolien, testet aber auch Lacke und elektrolytisch oxidiertes Aluminium. In etwa drei Jahren wollen die Forscher ihr Konzept zur Serienreife bringen.
"Käufer werden gegenüber den Einzellösungen voraussichtlich kein Geld sparen", sagt Stryi-Hipp. "Sie können aber für das gleiche Geld auf derselben Dachfläche mehr nutzbare Energie erzeugen."