10. Jul 2012

Die Photovoltaikplattform hat unsichtbare Tauchschwimmer. Nennleistung ca. 50 kW, Grösse 400 m2 (aktive Moduloberfläche: ca. 300 m2), Jahresproduktion: 60'000 – 90'000 kWh, 40% davon im Winterhalbjahr. Fotomontage: ©HydroSun AG

Thomas Nordmann, VR-Präsident HydroSun AG: «Dem Stausee Marmorera fällt bei diesem 5-Jahres-Versuchsprojekt die Rolle eines ‹Lehrschwimmbeckens› zu.» Bild: Toni Rütti

Michael Roth, Leiter Produktion und Handel, ewz: «Die Solarstromanlage profitiert von der bereits bestehenden Infrastruktur des Wasserkraftwerks.» Bild: Toni Rütti

ewz: Photovoltaikplattform auf dem Stausee Marmorera

(©TR) Zusammen mit dem ewz realisiert die Firma HydroSun AG (Feldmeilen) eine 50 kW PV-Versuchsanlage. Die schwimmende Solaranlage soll ab 2013 fünf Jahre lang auf dem Bündner Marmorera-Stausee betrieben werden. Der durchschnittliche Stromertrag soll fast doppelt so hoch wie im Mittelland sein. Zudem könnte mit solchen Anlagen der Anteil der Solarstromproduktion im Winter markant erhöht werden.


Ziel der unlängst gegründeten Joint-Venture-Gesellschaft der Firmen TNC Consulting AG (Feldmeilen) und Staubli, Kurath & Partner AG (Zürich) ist es, schwimmende Photovoltaikanlagen auf bestehenden Stauseen in den Schweizer Alpen zu installieren: In einem ersten Schritt will die HydroSun AG ab Frühjahr 2013 an bis zu drei Standorten in der Schweiz praktische Anwendungs- und Betriebserfahrungen mit schwimmenden Solarstrominseln sammeln. Das erste Pilotprojekt sieht einen 5-jährigen Betrieb einer Photovoltaikanlage auf dem bündnerischen Marmorera-Stausee vor, der ewz gehört. Ein entsprechendes Baugesuch wurde eingereicht.

Jahresproduktion: 60'000 – 90'000 kWh

Die Bewohner der bündnerischen Gemeinde Marmorera wurden von der HydroSun AG im Beisein der kantonalen Behörden und Vertretern des ewz über die Projektabsicht «Waterlily» (englisch für Seerose) informiert. Das Vorhaben sei laut Medieninformation gut aufgenommen worden.

Eckdaten der projektierten schwimmenden Photovoltaikplattform auf dem Stausee Marmorera:

  • Nennleistung ca. 50 kW, Grösse 400 m2 (aktive Moduloberfläche: ca. 300 m2)
  • Jahresproduktion: 60'000 – 90'000 kWh
  • 40% davon im Winterhalbjahr.

Die Photovoltaik-Insel «Waterlily» wird mit einem am Seeboden verankerten Unterwasser-Auftriebskörper bestückt. Die Einspeisung des elektrischen Stroms erfolgt an Land durch ein Unterwasserkabel ins lokale Stromnetz des ewz. Zum Einsatz gelangen mehrere PV-Modultypen im Parallelbetrieb mit eigenen Wechselrichtern, 3-phasig, 380 V. An weiteren technischen Spezifikationen sind die zweiachsige Ost-West-Nachführung sowie der Anstellwinkel zu nennen; dank schräg verstellbaren Modulen soll der Schnee fortlaufend ins Wasser gleiten.

Technische Machbarkeit nachweisen

Thomas Nordmann, Verwaltungsratspräsident der HydroSun AG, erklärt, worin die grosse Herausforderung bei diesem Projekt besteht: «Eine solche Anlage muss bei Wind und Wetter den besonderen Anforderungen in den Alpen standhalten. Zusätzlich muss die ‹Waterlily› ohne Probleme im gefrorenen Stausee und bei schwankendem Wasserspiegel betrieben werden können. Die technische Machbarkeit ist in der Praxis nachzuweisen.» Der Betrieb dieser Anlage wird begleitet durch ein umfangreiches Mess- und Forschungsprogramm. Zudem werden auch die Umweltverträglichkeit und die Synergieeffekte beim Parallelbetrieb mit dem bestehenden Wasserkraftwerk untersucht.

Anhand der Pilotanlage sollen die Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit eines Solar-Wasser-Hybridkraftwerkes aus mehreren schwimmenden «Solar-Seerosen» auf Stauseen beurteilt werden könne. Doch ganz neu ist die Idee übrigens nicht, wurden doch in den USA und in Israel auch schon Trinkwasserreservoirs mit Photovoltaik abgedeckt.

Doppelnutzen des hybriden Betriebs

Vorstudien haben laut Medienorientierung gezeigt, dass die Sonneneinstrahlung an geeigneten Standorten in den Schweizer Alpen bis 1.6 mal höher ist als im Schweizerischen Mittelland. Die Solarstrominsel «Waterlily» soll zusätzlich dem Sonnengang nachgeführt werden. Damit soll sich der Solarstromertrag um den Faktor 1.8 steigern lassen. Zudem führen die tiefen Temperaturen und die Reflexion von Eis und Schnee im Winterhalbjahr auch zu höheren Erträgen. Laut Michael Roth, Leiter Produktion und Handel (ewz), ist für die Elektrizitätswirtschaft vor allem der entstehende Doppelnutzen des hybriden Betriebs von Photovoltaik und Wasserkraft am gleichen Standort interessant: «Der Stausee wird quasi zur Batterie der Photovoltaikanlage. Das Photovoltaikkraftwerk kann bedarfsgerecht mehr Strom bereitstellen. Die Solarstromanlage profitiert von der bereits bestehenden Infrastruktur des Wasserkraftwerks.» Das ewz unterstützt dieses innovative Pilotprojekt und möchte dem Vorhaben erklärtermassen zum Durchbruch verhelfen.

Anträge an öffentliche Forschungsträger

Für den Prototyp wird mit Investitionen von ca. 1 Mio. Franken gerechnet, plus der Aufwand für den fünf Jahre dauernden Versuchsbetrieb, die Messkampagne, die Begleituntersuchung und der Rückbau von ca. 0.9 Mio. Franken. Die Finanzierung der Produktentwicklung erfolgt durch die HydroSun AG. Für die Co-Finanzierung des Prototypen und der Versuchsperiode werden Anträge an öffentliche Forschungsträger auf Stadt- und Bundesebene gestellt.

Rückbau garantieren

Auf dem Marmorerasee werden nun also Erfahrungen auf rund 1’600 m.ü.M. mit stark schwankendem Wasserspiegel und einer Eisdecke im Winter von bis zu 1 m Dicke gesammelt. Die Eis- und Schneebedeckung des Marmorerasees beginnt Mitte Dezember und dauert bis Anfang April. Weitere Versuchsanlagen der HydroSun AG sind an einem tiefer sowie an einem höher gelegenen Standort geplant, um die unterschiedlichen Betriebsbedingungen und Herausforderungen im Sommer- und Winterbetrieb in der Praxis zu erkunden. Wo die beiden Projekte auf 900 und auf 2‘500 m.ü.M. verwirklicht werden sollen, wollten die Verantwortlichen noch nicht verraten. Nach Abschluss der Messkampagne im Bündnerland im Jahre 2017 wird die Anlage vollumfänglich zurückgebaut. Ziel ist, keine Spuren zu hinterlassen.

Stromgestehungskosten
Die Stromgestehungskosten belaufen sich beim Prototypen auf 0.35 bis 0.43 Franken. Ab 2015 wird mit 0.27 bis 0.30 Franken gerechnet, ab 2018 nur noch mit 0.23 bis 0.25 Franken, falls aus dem Projekt eine Dauerlösung werden sollte.

HydroSun AG >>

©Text: Toni Rütti, Redaktor ee-news.ch

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