Solarwärme und thermochemische Wärmespeicherung in Gebäuden

Das saisonale Missverhältnis zwischen Solarangebot und Heizbedarf gehört zu den wesentlichen Herausforderungen der Gebäudeenergietechnik. Im Sommer steht viel Sonnenstrahlung zur Verfügung, während der Raumheizbedarf überwiegend in den kalten Monaten entsteht. Saisonale Speicherung soll einen Teil der Sommerenergie für die Heizperiode verfügbar machen.

Warmwasserspeicher speichern Energie durch Erwärmung des Wassers. Ihre Verluste hängen deshalb von der Temperaturdifferenz zur Umgebung, der Dämmung und der Speicherdauer ab. Thermochemische Speicherung nutzt dagegen eine reversible Reaktion. Bleiben die Reaktionspartner unter geeigneten Bedingungen getrennt, lässt sich die Energie über lange Zeit mit geringen Stillstandsverlusten halten. Beim Laden, Entladen und Wärmeübertragen entstehen dennoch Verluste, die auf Systemebene zu berücksichtigen sind. [1]

Wie funktioniert die Speicherung mit Salzhydraten?

Ein untersuchter Ansatz entzieht einem hydratisierten Salz Wasser und führt es bei Wärmebedarf wieder zu:

• Laden im Sommer: Solarwärme trennt einen Teil des Kristallwassers vom Salz; der entstehende Wasserdampf muss geführt werden.
• Speichern: Die Rückreaktion wird verhindert, bis Wärme benötigt wird.
• Entladen im Winter: Dem Salz wird kontrolliert Wasserdampf zugeführt. Die freigesetzte Wärme kann an den Heizkreis übertragen werden.

Zu den untersuchten Stoffen gehört Strontiumbromid. Für Niedertemperaturanwendungen ist unter anderem der Übergang zwischen Hexahydrat und Monohydrat relevant:

Die Reaktion nach rechts entspricht dem Laden, diejenige nach links dem Entladen. Die Einleitung einer Studie des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) bespricht Untersuchungen dieses Reaktionspaars für Anwendungen unter etwa 100–105 °C. Davon zu unterscheiden ist das Paar aus wasserfreiem Salz und Monohydrat, das im experimentellen Teil dieser Studie bei höheren Temperaturen untersucht wird. Angaben zu Betriebstemperatur oder Energiedichte müssen deshalb immer dem jeweiligen Reaktionspaar und seinen Bedingungen zugeordnet werden. [2]

A Thermochemical Heat Storage System for Households von Armand Fopah Lele behandelt dieses Paar unmittelbar auf S. 62–64. Das Buch verknüpft die Hydratationstemperatur mit dem Wasserdampfdruck: Wasserverdampfung bei etwa 10 °C erzeugt ungefähr 12 mbar und kann unter den beschriebenen Bedingungen ein Reaktionsniveau um 50 °C ermöglichen. Das ist ein bedingter Betriebszusammenhang und keine Garantie für eine konstante Austrittstemperatur während der gesamten Entladung. [7]

Die Materialauswahl ist der Anfang der Auslegung. Die tatsächliche Leistung hängt außerdem von Wärmeübertragung, Dampfzugang zum Material, Dichtheit des Reaktors, Korrosionsbeständigkeit und Stabilität über Lade- und Entladezyklen ab.

Integration des Speichers in das Gebäude

Dieser Beitrag schlägt vor, für Neubauten geeignete Bereiche nahe den Fundamenten oder im Untergeschoss für thermochemische Speichermodule zu untersuchen. Wird dieser Raum früh in der Planung berücksichtigt, können größere Kapazitäten untersucht werden, ohne den Speicher auf einen kleinen Technikraum zu beschränken.

Vorgesehen sind unabhängige, geschlossene Reaktormodule mit Zugang für Prüfung, Wartung und Austausch. Das Speichermaterial bleibt von Beton und tragenden Bauteilen getrennt. Die Module können entsprechend den Gebäudeanforderungen verteilt und an einen gemeinsamen Wärmekreis angeschlossen werden.

Niedertemperaturheizungen, etwa eine Fußbodenheizung, sind in diesem Zusammenhang untersuchenswert: Die beim Verbraucher erforderliche Temperatur beeinflusst die Betriebsbedingungen von Kollektoren und Speicher.

Rechenbeispiel: ein hypothetisches Gebäude in Aachen

Zur Abschätzung des möglichen Solarangebots dient Aachen in Deutschland als Referenzstandort. Das Gebäude selbst bleibt hypothetisch, damit Standortdaten und Auslegungsannahmen klar getrennt bleiben.

Daten zur Sonneneinstrahlung

Verwendet wurden PVGIS 5.3 des Joint Research Centre (JRC) der Europäischen Kommission und die Datenbank PVGIS-SARAH3. Gewählt wurden der Referenzpunkt 50.7753° N, 6.0839° E innerhalb Aachens, eine nach Süden ausgerichtete Fläche mit 45° Neigung zur Horizontalen und der Zeitraum 2005–2023. Das Werkzeug stellt monatliche Strahlungsdaten für horizontale und geneigte Flächen bereit. [3]

Für jeden Monat wurde der Mittelwert über die 19 Jahre berechnet. Anschließend wurden die Monatsmittel zu zwei vollständigen Halbjahren zusammengefasst:

Die Summen wurden vom Autor aus PVGIS-Daten berechnet und auf ganze kWh/m² gerundet. Die nachfolgende Kollektorrechnung verwendet eine unabhängige Stundenreihe für denselben Standort, Zeitraum und Neigungswinkel; ihre Strahlungssummen stimmen bis auf geringe Rundungsdifferenzen mit diesen Werten überein. Gemeint ist die einfallende Strahlungsenergie vor der Umwandlung in Nutzwärme. Die Abfrage berücksichtigt den Gelände-Horizont, jedoch keine Verschattung durch benachbarte Gebäude oder Bäume. [4]

Annahmen zu Gebäude und System sowie Grundlage der Wirkungsgrade

Der angenommene jährliche Raumheizbedarf ergibt sich aus:

Das sind 160 MWh pro Jahr für die Raumheizung. Trinkwarmwasser sowie Strom für Pumpen und Regelung sind in diesem Beispiel nicht enthalten.

40 kWh/(m²·a) stehen hier für ein Neubauszenario mit niedrigem Raumheizbedarf. Zusätzlich werden 60 und 80 kWh/(m²·a) zur Untersuchung der Sensitivität gegenüber dem thermischen Gebäudestandard betrachtet.

Die Aperturfläche ist die Bezugsfläche für die einfallende Strahlung in der Kollektorrechnung. Sie ist nicht zwingend identisch mit dem gesamten Aufstellflächenbedarf: Kollektorabmessungen, Abstände, Wartungsgänge und Verschattung beeinflussen den Platzbedarf. Das Beispiel setzt deshalb nicht voraus, dass 700 m² Aperturfläche ohne Weiteres auf einem Dach mit 1.000 m² Grundfläche installiert werden können.

Berechnung der Kollektorwirkungsgrade. Anstelle eines unbegründeten konstanten Saisonwirkungsgrads wurden die Kennwerte des Vakuumröhrenkollektors Apricus ETC-30 auf Aperturflächenbasis aus der technischen Dokumentation, S. 9, verwendet: η₀ = 0,714, a₁ = 1,243 W/(m²·K), a₂ = 0,009 W/(m²·K²). [5]

Auf jede Stunde der PVGIS-Daten von 2005–2023 wurde ein stationärer Ansatz angewendet. Die Wärmeleistung je Quadratmeter Aperturfläche lautet:

G_h bezeichnet die gesamte Bestrahlungsstärke auf der geneigten Fläche in W/m², T_a,h die stündliche Außentemperatur und T_m die angenommene mittlere Fluidtemperatur im Kollektor. Die Energie ergibt sich durch Integration der Leistung über alle Stunden und Division durch die Anzahl der Jahre. [9]

Dies ist eine Vorabschätzung des Kollektorausgangs, keine vollständige Simulation des Kollektorfelds. Der Einfallswinkelkorrekturfaktor wurde auf 1 gesetzt; Wärmekapazität, Anfahrvorgänge sowie Rohrleitungs- und externe Wärmetauscherverluste wurden vernachlässigt. Bedarfslimits und ein voller Speicher werden nicht abgebildet. Die resultierenden Wirkungsgrade gelten daher nur unter diesen Modellbedingungen und sind keine in Aachen gemessenen Werte. Für eine reale Auslegung müssen diese Effekte ergänzt werden. Die weitere Beispielrechnung nimmt vereinfachend an, dass die Kollektorwärme ohne zusätzliche Übertragungsverluste den Reaktoreingang beziehungsweise den Heizkreis erreicht.

Grundlage des Speicherfaktors. Hennaut et al. (2011) simulieren mit TRNSYS ein geschlossenes Strontiumbromid-System im Klima von Uccle, Belgien. Aus Abb. 7, S. 5, lässt sich für den Fall mit 17,5 m² Kollektoren und 7.500 kg Salz ein Verhältnis von Reaktorausgang zu Ladewärme von etwa 0,72 ablesen. Es wird hier als überschlägiges Referenzszenario verwendet, nicht als Versuchsergebnis des angenommenen Gebäudes. Der Faktor hängt von Last, Speichergröße und Entladegrad ab und ist keine feste Stoffeigenschaft. Die Studie nimmt Verdampfung bei 5 °C und Kondensation bei 20 °C an, ohne Erdquelle und Verdampfer im Detail zu simulieren. [8]

Dieses Verhältnis darf nicht durch die im Buch A Thermochemical Heat Storage System for Households genannten 77 % ersetzt werden: Das Buch bezieht diesen Kennwert auf maximale Leistungen, S. 150 und 166, nicht auf die zwischen Sommer und Winter zurückgewonnene Energiemenge. [7]

1. Im Sommer verfügbare Solarwärme zum Laden

Die stündliche Integration ergibt unter den Modellbedingungen einen mittleren Sommerertrag von 361,245 kWh/m² und damit etwa 41,15 % äquivalenten Wirkungsgrad. Für 700 m² Aperturfläche:

In diesem Szenario wird angenommen, dass diese gesamte Wärmemenge bei ausreichender Kapazität und Ladeleistung dem Speicher zugeführt werden kann. Sommerlicher Wärmebedarf, Übertragungsverluste oder eine begrenzte Aufnahmefähigkeit reduzieren den Reaktoreintrag. Die folgenden Rechnungen verwenden die ungerundeten Integrationswerte; die Wirkungsgrade in der Tabelle dienen nur der Zusammenfassung.

2. Wärme aus dem saisonalen Speicherpfad

Mit dem Referenzverhältnis von Reaktorausgang zu Ladeenergie von etwa 72 %:

72 % sind ein Szenario aus einer veröffentlichten Simulation, kein nachgewiesener saisonaler Wirkungsgrad des Aachener Konzepts. Im geschlossenen Kreis mit flüssig gespeichertem Wasser erfordert die Entladung Verdampfungswärme. Deren Quelle und Menge müssen bestimmt und von der im Sommer geladenen Solarenergie getrennt bilanziert werden. Das obige Ergebnis bezeichnet den gesamten Reaktorausgang bei verfügbarer Wärmequelle; die Verdampferwärme darf nicht nochmals addiert werden. Eine Deckungsbehauptung erfordert eine vollständige Energiebilanz und die zeitabhängige Prüfung von Betriebstemperaturen und Wärmeleistung. [7] [8]

Zur Einordnung dieser Wärmezufuhr nennt das Buch in Tabelle 2.5, S. 36, eine Reaktionsenthalpie von 337 kJ/mol für das Hexahydrat/Monohydrat-Paar. Anhang A.3, S. 189, erläutert den Abzug der Wasserverdampfungsenergie bei der Berechnung der Nettospeicherung. Mit etwa 44,6 kJ pro mol Wasser bei 15 °C verlangt die theoretische Erzeugung von 160 MWh Reaktionswärme:

Dies ist eine Größenordnungsabschätzung für die Niedertemperatur-Wärmequelle, keine abschließende Betriebsbilanz. Sie vernachlässigt sensible Wärme und Entladeverluste und verwendet die genannten Referenzwerte. 105,9 MWh Wärme bedeuten nicht 105,9 MWh Stromverbrauch: Die Wärme kann etwa aus dem Erdreich oder einer anderen geeigneten Quelle stammen, deren Bereitstellungsaufwand zu berücksichtigen ist. Dasselbe Prinzip findet sich im MERITS-Konzept mit anderem Speichermaterial. [6]

3. Im Winterhalbjahr verfügbare Solarwärme

Winterliche Einstrahlung kann direkt oder bei Bedarf über einen Kurzzeitspeicher zum Heizen genutzt werden. Die Stundenrechnung bei 40 °C mittlerer Fluidtemperatur liefert etwa 54,39 % äquivalenten Wirkungsgrad und 229,591 kWh/m² Ertrag:

Dies ist potenzielle Wärmeproduktion am Kollektorausgang. Wie viel davon das Gebäude tatsächlich erreicht und nutzt, hängt vom zeitlichen Zusammentreffen mit dem Bedarf, den erreichbaren Temperaturen, der Regelung und zusätzlichen Verlusten ab.

4. Jährliches Wärmepotenzial im Vergleich zum Heizbedarf

Die Summe aus dem Referenz-Reaktorausgang und der winterlichen Solarwärme ergibt innerhalb der vereinfachten Rechengrenzen:

Was bedeutet dieses Ergebnis?

Unter den gewählten Bedingungen ist die Summe der berechneten Wärmeausgänge etwa 2,14-mal so groß wie der angenommene Jahresheizbedarf. Dies spricht für eine weitere Untersuchung des Energiepotenzials und weist auf mögliche Spielräume für eine kleinere Kollektorfläche oder andere Wärmenutzungen hin.

342,8 MWh sind jedoch ein bedingtes rechnerisches Potenzial. Sie bedeuten weder einen entsprechenden Gebäudeverbrauch noch einen solaren Deckungsgrad von 214 %. Da der Reaktorausgang den Einfluss der Niedertemperatur-Wärmequelle enthält, darf die gesamte Summe nicht als gespeicherte Solarenergie bezeichnet werden. Nutzwärme wird durch den tatsächlichen Bedarf begrenzt; der Jahresvergleich allein bestimmt keinen nutzbaren Überschuss.

Bemerkenswert ist, dass der winterliche Kollektorertrag von 160,7 MWh bereits nahe am angenommenen Jahresbedarf liegt. Das macht Speicherung nicht überflüssig: Wärme kann an Tagen mit geringem Bedarf anfallen, während die Nachfrage zu anderen Zeiten entsteht. Es zeigt vielmehr, dass das Beispiel das Energieangebot einer großen Kollektorfläche prüft und keine optimale Systemgröße bestimmt.

Grundsätzlich lässt sich eine Bedarfsdeckung mit diesem Konzept untersuchen, wenn ausreichende Speicherkapazität, geeignete Lade- und Entladeleistung, ein nutzbares Temperaturniveau und eine ausreichende Verdampfer-Wärmequelle verfügbar sind. Der Nachweis für ein konkretes Gebäude gehört in die jeweilige Projektstudie.

Sensitivität gegenüber dem thermischen Gebäudestandard

Bei unverändertem Kollektorfeld und gleichen Rechenbedingungen verändern sich Heizbedarf und Jahresvergleich wie folgt:

60 und 80 sind Testfälle und keine normativen Gebäudeklassen. Die Tabelle zeigt, wie der jährliche Energiespielraum mit steigendem Bedarf schrumpft, noch vor Übertragungsverlusten, Betriebsgrenzen und zeitlicher Abstimmung. Keines dieser Verhältnisse belegt die Deckung oder bestimmt die erforderliche Speicherkapazität. Die nachfolgende Raum- und Wirtschaftlichkeitsrechnung bleibt beim Basisfall 40; ihre Ergebnisse gelten ohne Neuauslegung nicht für die beiden anderen Fälle.

Von der Energiemenge zum Speichervolumen

Die erforderliche Kapazität richtet sich nach der Wärme, die zwischen Erzeugungs- und Bedarfszeiten verschoben werden muss. Der Speicher muss nicht den gesamten Sommerertrag aufnehmen, wenn der Bedarf mit einer kleineren Kapazität gedeckt werden kann. Nach Festlegung der erforderlichen Nutzkapazität gilt allgemein:

Die Energiedichte bezeichnet hier die Nutzwärme je Kubikmeter des vollständigen Systems bei der erforderlichen Liefertemperatur. Die theoretische Materialenergiedichte allein reicht nicht aus, um die Dicke eines Speichers unter dem Gebäude zu bestimmen. [1]

Volumenreferenz und Grenzen ihrer Anwendung

Tabelle 2.6, S. 37, des Buchs beschreibt den SOLUX-Prototyp mit Strontiumbromid und expandiertem Graphit. Mauran et al. beschreiben einen Reaktor mit 1 m³ Volumen und etwa 60 kWh Heizwärmefreisetzung bei vollständiger Reaktion. Hier werden 60 kWh je m³ Reaktor als erste Zahlenreferenz verwendet, nicht als nachgewiesene Dichte des Gesamtsystems oder garantierte Nutzenergie nach sämtlichen Verlusten. [7] [10]

Speichervolumen für den gesamten jährlichen Raumheizbedarf

Für einen eindeutigen Raumvergleich wird zunächst eine Nennzielkapazität von 160 MWh gewählt, entsprechend dem Jahresheizbedarf, ohne die kapazitätsmindernde Wirkung winterlicher Solarwärme anzurechnen. Hinsichtlich der zu verlagernden Energiemenge ist das ein konservatives Auslegungsziel und keine Abschätzung der Mindestkapazität. Das Referenzvolumen der Reaktoren beträgt dann:

Hinzu kommen Wasser, Verdampfer, Kondensator, Verbindungen und Wartungszugang. Für die Mindestmenge des ausgetauschten flüssigen Wassers werden die Reaktion mit fünf Wassermolekülen und 337 kJ/mol aus Tabelle 2.5 des Buchs verwendet:

Das ist nur das Wasser bei rund 1.000 kg/m³, ohne Tankwand und Gasraum. Dieses Wasser ist im hier verwendeten Referenz-Reaktorvolumen nicht enthalten.

Ausschließlich für den architektonischen Vergleich werden 20 % des Gesamtraums für Nebenaggregate, Zugang und Wartung reserviert; Reaktoren und Wasser belegen somit 80 %. Dieser ausdrücklich gewählte Planungszuschlag ist weder ein Versuchsergebnis noch ein Literaturwert aus dem Buch. Nach Auswahl der Ausrüstung ist seine Eignung zu prüfen:

Die gesamte Gebäudegrundfläche von 1.000 m² mit angenommenen 3 m lichter Höhe bietet 3.000 m³ und damit weniger als die Referenzabschätzung von rund 3.526 m³. Bereits die Reaktoren allein entsprechen etwa 2,67 m volumetrischer Höhe. Bei dieser Referenz-Reaktordichte genügt daher kein flacher Hohlraum unter den Fundamenten für das gewählte Ziel. Die äquivalente Höhe ist lediglich Volumen geteilt durch Fläche; sie belegt keine praktische Anordnung oder Zugänglichkeit der Geräte.

Was ändert sich bei kleinerer saisonaler Zielkapazität?

Eine kleinere Kapazität könnte im Untergeschoss somit räumlich unterzubringen sein. Ob 40 oder 80 MWh ausreichen, erfordert jedoch eine zeitaufgelöste Erzeugungs- und Bedarfsbilanz. Der Speicherbedarf lässt sich nicht durch Subtraktion des jährlichen Winterertrags vom Jahresbedarf bestimmen: Überschüsse und Defizite können an unterschiedlichen Tagen und in unterschiedlichen Monaten auftreten.

Für 160 MWh Zielausgang werden mit dem Referenzfaktor 0,72 etwa 222,2 MWh Ladeenergie benötigt, gegenüber 252,9 MWh am sommerlichen Kollektorausgang. Im vereinfachten Szenario besteht ein Energiespielraum, der durch Übertragungsverluste und andere Nutzungen kleiner wird. Das Reaktorvolumen wird nicht nochmals mit 0,72 multipliziert: Der Faktor verknüpft Ausgangs- und Ladeenergie und ist kein volumetrischer Belegungsfaktor.

Dies bleiben erste Nennvolumina und keine Ausführungsplanung. Unvollständige Reaktion, nicht vollständig auf nutzbarem Temperaturniveau rückgewinnbare Wärme und Verluste bis zum Gebäude können das erforderliche Volumen erhöhen. Volumenreferenz und Energiefaktor stammen außerdem aus verschiedenen Studien. Ihre Kombination für den Vorvergleich belegt nicht, dass beide gemeinsam in einem Reaktor erreichbar sind. Zu prüfen sind Material- und Ausrüstungsmassen, Lasten, Verdampferleistung und Wärmequelle sowie Zugang und Wartung.

Jährliche Einsparung und Wirtschaftlichkeit gegenüber Gasheizung

Ein großes Energieangebot allein belegt keine Wirtschaftlichkeit. Kollektoren, Reaktor, Material, Wärmequelle und bauliche Maßnahmen sind mit tatsächlich vermiedenen Brennstoffkosten zu vergleichen, abzüglich Strom, Wartung und Ersatz. Die folgende Rechnung ist eine erste Wirtschaftlichkeitsprüfung mit Referenzpreisen, kein Angebot und keine abschließende Investitionsstudie. Grundlage bleiben 160 MWh Raumheizbedarf pro Jahr. Alle Beträge verstehen sich einschließlich Mehrwertsteuer; tatsächliche Angebote müssen auf derselben Steuerbasis verglichen werden.

Was kostet die Bereitstellung dieser Wärme mit Gas?

Als örtliche Referenz dient STAWAG Gas Extra in Aachen für Verbrauch ab 12.001 kWh/Jahr: 11,38 ct/kWh Gas einschließlich Mehrwertsteuer. Das Preisblatt, Stand September 2026 und gültig ab 1. Januar 2026, nennt außerdem 184,09 € Grundpreis pro Jahr. Der Preis ist eine örtliche Referenz zum Prüfdatum, keine Garantie für den Vertragspreis während der gesamten Projektlebensdauer. [11]

Angenommen wird ein Jahresnutzungsgrad des Gassystems von 90 % bezogen auf den abgerechneten Brennwert Hs, von eingekauftem Gas bis zur Nutzwärme für Räume. Dieser Vergleichswert muss für die konkrete Alternative geprüft werden. Er darf nicht mit einem momentanen Wirkungsgrad oder einem auf den Heizwert bezogenen Wert verwechselt werden. Daraus folgt:

Mit Grundpreis ergibt sich eine Referenzrechnung von rund 20.415 €/Jahr. Die nachfolgende Brennstoffeinsparung verwendet aber nur den verbrauchsabhängigen Anteil, weil der Grundpreis bei Gas für Spitzenlast oder Warmwasser bestehen bleiben kann. Bereits im Tarif enthaltene Steuern und Abgaben werden nicht erneut aufgeschlagen.

Welche Einsparung lässt sich dem neuen System zurechnen?

Die Einsparung richtet sich nach der Nutzwärme, die Gas tatsächlich ersetzt, nicht nach dem gesamten Potenzial von 342,8 MWh. f bezeichnet den vom Solar- und Speichersystem gedeckten Anteil des Heizbedarfs, einschließlich des Einflusses der Niedertemperatur-Wärmequelle:

ΔC_operation umfasst die jährlichen zusätzlichen Netto-Betriebsausgaben gegenüber dem Gassystem: Strom für Pumpen, Regelung und gegebenenfalls Vakuumerzeugung, Verdampferwärme, Inspektion, Wartung und Rücklagen für Komponenten- oder Materialersatz, nach Abzug vermiedener Wartung der Alternative. Diese Kosten lassen sich nicht allein aus dem Faktor 0,72 ermitteln.

Als Testfall werden 5.000 €/Jahr zusätzliche Nettoausgaben angesetzt. Dieser Rechenbetrag beruht auf keinem Betriebsangebot und muss in der Projektstudie durch konkrete Ausrüstungswerte ersetzt werden:

Diese Anteile sind wirtschaftliche Szenarien, keine durch die technische Rechnung nachgewiesenen Deckungsgrade. Die tatsächliche Deckung erfordert eine zeitabhängige Simulation und eine Leistungs- und Temperaturprüfung. Bei 85 % beziehungsweise 95 % Gasnutzungsgrad verändert sich die Brennstoffeinsparung bei vollständiger Deckung auf etwa 21.421 beziehungsweise 19.166 €/Jahr.

Zur Verdampfer-Sensitivität: Würden die gesamten 160 MWh Raumheizwärme über den Speicher laufen, bedeuteten die zuvor abgeschätzten 105,9 MWh ideale Verdampfungswärme, dass jeder zusätzliche Cent je kWh Quellenwärme rund 1.059 €/Jahr kostet. Das ist eine Sensitivität der Wärmebereitstellung. Sie wird nicht zusätzlich angesetzt, falls sie bereits im Betriebsbudget enthalten ist. Wird ein Teil des Bedarfs direkt aus winterlicher Solarwärme gedeckt, sinkt die erforderliche Verdampferwärme.

Investition und Amortisationsdauer

Maßgeblich ist die Mehrinvestition gegenüber einer funktional gleichwertigen Alternative, ΔI. Sie umfasst Kollektorfeld, Reaktoren, Salz, Wasserführung, Wärmequelle, Vakuumtechnik, Regelung, Montage, Planung, Bauarbeiten und den reservierten Raum, abzüglich ausschließlich tatsächlich vermeidbarer Alternativinvestitionen. Muss eine Reserve-Gasheizung erhalten bleiben, ist deren Investition nicht automatisch vermieden.

Die Rechnung bewertet Solarwärme und Speicherung gemeinsam gegenüber Gas. Die gesamte Einsparung darf nicht allein der Batterie zugerechnet werden, denn die Kollektoren liefern auch direkte Winterwärme. Zur Bewertung der Speicherergänzung wäre dasselbe Kollektorfeld mit und ohne saisonalen Speicher zu vergleichen: zusätzliche Gasersparnis durch den Speicher gegenüber dessen Mehrkosten. Diese zeitabhängige Gegenüberstellung wurde noch nicht durchgeführt.

Für das Beispiel liegt kein Anlagenangebot vor. Daher wird kein erfundener Betrag als tatsächliche Investition ausgegeben. Stattdessen werden drei Mehrinvestitionen getestet, bei vollständiger Deckung und 15.231 €/Jahr Nettoersparnis:

Die Investitionswerte sind keine Marktpreise des Speichers. Einfache Amortisation berücksichtigt zudem nicht den Zeitwert des Geldes. Ergänzend werden 20 Jahre und ein realer Diskontsatz von 3 % pro Jahr untersucht, bei konstanten realen Preisen und unverändertem Betrieb, ohne Förderung oder Restwert. Laufzeit und Diskontsatz sind Bewertungsannahmen, keine nachgewiesene Anlagenlebensdauer. Größere Ersatzinvestitionen sind einzubeziehen, sofern sie nicht durch die Betriebsrücklage gedeckt sind. Der Barwert der Einsparung beträgt:

Bei vollständiger Deckung und den angenommenen Betriebsausgaben müsste die Mehrinvestition daher ungefähr 227.000 € oder weniger betragen, um durch 20 Jahre Einsparung bei 3 % Diskontsatz ausgeglichen zu werden. Selbst 300.000 €, die sich ohne Abzinsung rechnerisch in 19,7 Jahren amortisieren, werden innerhalb dieses abgezinsten Horizonts nicht zurückverdient. Bei angenommenen zusätzlichen Betriebskosten von null stiege die Grenze auf etwa 301.000 €; das ist ein idealisierter Vergleichsfall.

Auch der Gaspreis wirkt sich aus: Bei 8 oder 15 ct/kWh statt 11,38 ct/kWh läge die Brennstoffeinsparung bei vollständiger Deckung bei etwa 14.222 beziehungsweise 26.667 €/Jahr. Das sind Sensitivitätsfälle und keine Gaspreisprognosen.

Was folgt daraus für eine zukünftige Anwendung?

Das wirtschaftliche Ergebnis ist bedingt und kein Rentabilitätsnachweis. Mögliche jährliche Gasersparnisse werden durch den tatsächlichen Gebäudebedarf begrenzt; ein großes Energieangebot allein rechtfertigt keinen großen Speicher. Die Raumreferenz von 3.526 m³ für 160 MWh erschwert die Integration und kann Baukosten sowie entgangene alternative Raumnutzung verursachen. Eine Investitionsentscheidung benötigt ein vollständiges Kostenangebot, nachgewiesene Deckung und eine Lebensdauerabschätzung für Betrieb und Ersatz.

Zu den Umsetzungsproblemen gehören Dichtheit bei niedrigem Druck, Wärme- und Dampftransport im Salz, Korrosion, Verklumpung, Volumenänderung, Regelung der Verdampferquelle und Wartungszugang. Der im April 2025 veröffentlichte IEA-SHC-Beitrag nennt die Skalierung der Fertigung, die Umsetzung von Leistungsanforderungen in geeignete Komponenten und hohe Kosten weiterhin als Herausforderungen kompakter Wärmespeicherung. Das ist eine Aussage zum Sektor und bedeutet nicht, dass sämtliche thermochemischen Anwendungen denselben Reifegrad haben. [12]

Die zukünftige Anwendbarkeit steigt, wenn standardisierte Module eine höhere Nutzenergiedichte des Gesamtsystems, niedrigere Fertigungs- und Montagekosten und eine verlässliche Lebensdauer mit wenig Wartung und kostengünstiger Niedertemperaturquelle nachweisen. Mehrfache Nutzung im Jahr kann die Investition auf mehr Energie verteilen, muss aber im Betriebsszenario belegt werden. Ein saisonaler Speicher mit einem Jahreszyklus ist wirtschaftlich anders zu bewerten als ein häufig zyklierter Speicher. Nach den vorliegenden Daten ist der Vorschlag daher am besten ein Thema für Machbarkeitsstudie und Pilotprojekt mit prüfbaren wirtschaftlichen Bedingungen, bevor er als marktreife wirtschaftliche Gasheizungsalternative bezeichnet wird. Später sind Dämmungsverbesserung, Wärmepumpen, Kurzzeitspeicher oder gemeinsame Wärmeversorgung bei gleicher Lebenszykluskostenbasis und gleichem Komfort einzubeziehen.

Was muss weiterentwickelt werden?

Für den Übergang vom Konzept zur Anwendung müssen vier miteinander verbundene Bereiche abgestimmt werden:

• Material und Reaktor: Zyklenstabilität, Wärme- und Dampftransport, Lade- und Entladegeschwindigkeit sowie chemische Verträglichkeit der Reaktorwerkstoffe.
• Wärmesystem: Betriebstemperaturen, Kollektorwirkungsgrad, Verluste, Wasser- und Dampfmanagement, Verdampferwärmequelle und Regelung der Wärmeverteilung.
• Gebäudeintegration: tatsächliches Volumen, Geräte- und Materialmassen, Zugang, Wartung, Austausch und Trennung von tragenden Bauteilen.
• Wirtschaftlichkeit: Material-, Modul-, Installations- und Betriebskosten im Vergleich mit funktional gleichwertigen Heizungs- und Speicherlösungen.

Die Aachener Daten geben dem Konzept einen klaren geografischen Bezug. Die Rechnungen zeigen, wie das Ergebnis mit Kollektorfläche, Systemleistung und verfügbarer Kapazität variiert. Die ingenieurtechnische Grundidee bleibt, durch frühzeitige Gebäudeplanung geeigneten saisonalen Speicherraum vorzusehen und das System gemeinsam auf Wärmebedarf, Platz, Wartung und Kosten auszulegen.

Quellen und Daten

1. IEA SHC — Task 67, Highlights 2022. Kompakte Wärmespeicherung und Übergang von Materialeigenschaften zur Komponenten- und Systemleistung. Original-PDF
2. Stengler, Bürger & Linder — DLR. Thermodynamic and kinetic investigations of the SrBr₂ hydration and dehydration reactions for thermochemical energy storage and heat transformation. Zitiert wird die Einleitung auf S. 2 zum Monohydrat/Hexahydrat-Paar; Versuchsergebnisse des Hochtemperaturpaars werden nicht auf dieses Beispiel übertragen. Original-PDF
3. Europäische Kommission, Joint Research Centre — PVGIS. Erläuterung der monatlichen Strahlungsdaten, Einheiten und Bezugsflächen. Originalquelle
4. PVGIS 5.3 / SARAH3 — Aachener Beispieldaten. Koordinaten 50.7753, 6.0839; 2005–2023; 45° Neigung nach Süden; Abruf 25. Oktober 2026. Die saisonalen Tabellenwerte sind vom Autor aus den Monatsmitteln aggregiert. Datenabfrage
5. Apricus — ETC Solar Collector Product Overview, September 2016, S. 9–10. Flächendefinition, Wirkungsgradkennlinien und Einfallswinkeleinfluss. Für die stündliche Vorabschätzung wurden ETC-30-Kennwerte auf Aperturflächenbasis verwendet. Die saisonalen Wirkungsgrade sind Ergebnisse dieses Artikels unter seinen Modellannahmen, keine in der Dokumentation veröffentlichten Saisonwerte. Original-PDF
6. IEA Energy Storage — Annex 33, Schlussbericht, Fassung Mai 2021, S. 249 (PDF-Seite 250). MERITS-Konzept, Wasserführung und Niedertemperatur-Wärmequelle im geschlossenen Speicherzyklus. MERITS nutzt ein anderes Material; die Quelle belegt hier das Dampfmanagement-Prinzip, nicht die Strontiumbromid-Leistung. Original-PDF
7. Armand Fopah Lele — A Thermochemical Heat Storage System for Households: Combined Investigations of Thermal Transfers Coupled to Chemical Reactions. Springer Theses, 2016. DOI: 10.1007/978-3-319-41228-3. Verwendete Stellen: S. 36, Tabelle 2.5; S. 37, Tabelle 2.6; S. 62–64; S. 150 und 166; Anhang A.3, S. 189–190. Seitenzahlen beziehen sich auf die gedruckte Buchzählung. Verlagsseite
8. Hennaut, Thomas, Davin & André (2011). Dynamic simulation of residential buildings with seasonal sorption storage of solar energy – Parametric analysis. Universität Lüttich, ISES Solar World Congress. S. 2–3 zu Systembedingungen; S. 5, Abb. 7, zum Verhältnis von Reaktorausgang zu Ladewärme. Näherungsablesung für 17,5 m² und 7.500 kg, keine Messung am Aachener System. Original-PDF Originalquelle
9. Europäische Kommission, JRC — PVGIS 5.3 / SARAH3, Stundenreihe. Gleiche Koordinaten, Neigung und Jahre wie Quelle 4; 166.536 Datensätze; Abruf 26. Oktober 2026. Verwendet wurden die Strahlungskomponenten auf der geneigten Fläche und die Außentemperatur. Originalquelle Datenabfrage
10. Mauran, Lahmidi & Goetz (2008). Solar heating and cooling by a thermochemical process. First experiments of a prototype storing 60 kWh by a solid/gas reaction. Solar Energy 82, 623–636. Reaktorvolumen und Kapazität bei vollständiger Reaktion dienen als erste Größenreferenz; siehe auch Quelle 7, S. 37. Verlagsseite
11. STAWAG — Gas Extra, Preisblatt September 2026, S. 1. Gültig ab 1. Januar 2026 für Verbrauch ab 12.001 kWh/Jahr: 11,38 ct/kWh Brutto-Arbeitspreis und 184,09 €/Jahr Grundpreis, jeweils einschließlich 19 % Mehrwertsteuer. Prüfdatum: 26. Oktober 2026. Original-PDF Originalquelle
12. IEA SHC — Task 67: a worldwide effort in advancing compact thermal energy storage. Veröffentlichung vom 14. April 2025 zu Produktionsskalierung, Komponentenauslegung, Kosten und Markteinführung im Bereich kompakter Wärmespeicherung. Originalquelle

Gebäudeabmessungen, Betriebstemperaturen und Raumzuschlag sind offengelegte Beispielannahmen. Die Kollektorkennwerte sind veröffentlicht; der Saisonwirkungsgrad wurde aus Stundendaten berechnet. Reaktor-Ausgangsverhältnis und Volumenkapazität stammen aus verschiedenen Referenzen und dienen dem Vorvergleich. Die Wirtschaftlichkeitsrechnung nutzt einen veröffentlichten Tarif und ausdrückliche Deckungs-, Betriebs- und Investitionsannahmen; sie enthält weder ein konkretes Kostenangebot noch eine Einspargarantie. Die Ergebnisse sind keine Freigabe einer Auslegung und kein Deckungsnachweis. Rechenprotokoll, Daten und Methode liegen zur Prüfung und Nachrechnung bei.