Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke (CSP) am Beispiel Desertec-Projekt unter besonderer Berücksichtigung der Clean Development Mechanism (CDM)

Inhaltverzeichnis

abbildungsverzeichnis

abkürzungsverzeichnis

1. Einleitung

2. Naturwissenschaftlich-technische Grundlagen
2.1 Sonnenenergie
2.2 Solarstrahlung
2.2.1 Ort der Einstrahlung in Bezug auf die geographische Breite
2.2.2 Konzentration der Solarstrahlung
2.2.3 Nutzung der Sonnenstrahlung für solarthermische Kraftwerke

3. Technische Aspekte solarthermischer Kraftwerke
3.1 Typen solarthermischer Kraftwerke
3.1.1 Linienkonzentratoren
3.1.2 Punktkonzentratoren
3.2 Bauarten solarthermischer Kraftwerke
3.2.1 Parabolrinnenkraftwerke
3.2.2 Fresnel-Kollektor-Kraftwerke
3.2.3 Solarturmkraftwerke
3.2.4 Dish-Stirling-Kraftwerke (Paraboloidkraftwerke)
3.2.5 Integrated Solar Combined Cycle Kraftwerke (ISCC)
3.3 Speicherung der Solarenergie
3.4 Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)

4. Das DESERTEC Projekt
4.1 DESERTEC Konzept
4.2 DESERTEC Industrial Initiative (DII)

5. Clean Development Mechanism (CDM)
5.1 Kyoto Protokoll
5.2 EU-Emissionshandel
5.3 Grundlagen des CDM
5.4 Ablauf eines CDM-Projekts
5.5 Linking Directive

6. Ökonomische Aspekte solarthermischer Kraftwerke
6.1 Gegenwärtige Projektentwicklung solarthermischer Kraftwerke
6.2 Stromgestehungskosten solarthermischer Kraftwerke
6.2.1 Investitionskosten
6.2.2 Betriebskosten
6.2.3 Annuitätsfaktor und interne Verzinsung
6.2.4 Jahresertrag
6.3 Kostenreduktionspotenziale solarthermischer Kraftwerke
6.4 Lernkurveneffekte solarthermischer Kraftwerke
6.5 Einfluss der thermischen Speicherung auf die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke
6.6 Einfluss des CDM auf die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke
6.7 Wettbewerbsfähigkeit solarthermischer Kraftwerke

7. Zusammenfassung und Ausblick

anhang

Literaturverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abb. 2-1: Unterscheidung von Solarstrahlungsarten

Abb. 2-2: Konzentration der Sonnenstrahlen mit Hilfe eines Kollektors

Abb. 2-3: Senkrechter Strahlungseinfall der DNI aufgrund der Nachführung

Abb. 2-4: Weltweite jährliche DNI in kWh/m²a

Abb. 3-1: Einachsig nachgeführte Linienkonzentratoren

Abb. 3-2: Zweiachsig nachgeführte Punktkonzentratoren

Abb. 3-3: Parabolrinnenkollektoren mit Absorberrohr

Abb. 3-4: Parabolrinnenkraftwerk mit thermischem Speicher

Abb. 3-5: Solar Electric Generating Systems (SEGS I-IX)

Abb. 3-6: Andasol 1

Abb. 3-7: Thermischer Zwei-Tank-Speicher mit flüssigem Salz

Abb. 3-8: Fresnel-Kollektoren mit feststehendem Absorberrohr

Abb. 3-9: Kollektorfeld eines Fresnel-Kollektor-Kraftwerks (50 MW)

Abb. 3-10: Kimberlina Solar Thermal Power Plant

Abb. 3-11: Heliostatenfeld mit Receiver im Solarturm

Abb. 3-12: links: Planta Solar 20 (PS20), rechts: Planta Solar 10 (PS10)

Abb. 3-13: Solarturmkraftwerk Jülich

Abb. 3-14: Hohlspiegel mit Stirlingmotor (Dish-Stirling-Anlage)

Abb. 3-15: Maricopa Solar Project

Abb. 3-16: Solarthermische Kraftwerke mit thermischen Speicher können rund um die Uhr eine gesicherte Leistung liefern

Abb. 3-17: NorNed Seekabel

Abb. 3-18: Xiangjiaba - Shanghai ±800 kV UHVDC

Abb. 4-1: Visuelle Darstellung des DESERTEC Konzepts; links unten: Fläche die benötigt wird, um den Strombedarf durch solarthermische Kraftwerke zu decken

Abb. 5-1:"baseline and credit" Verfahren

Abb. 6-1: Gegenwärtige Projektentwicklung solarthermischer Kraftwerke

Abb. 6-2: Weltweit installierte Leistung

Abb. 6-3: Weltweit im Bau befindliche Leistung

Abb. 6-4: Weltweit installierte und im Bau befindliche Leistung

Abb. 6-5: Weltweit angekündigte Leistung

Abb. 6-6: Stromgestehungskosten solarthermischer Kraftwerke

Abb. 6-7: Stromgestehungskosten Parabolrinnenkraftwerk (Thermoöl) in €2010

Abb. 6-8: Links: Sensitivität des Annuitätsfaktors, der Betriebskosten, der Investitionskosten und des Jahresertrags auf die Stromgestehungskosten eines Parabolrinnenkraftwerks (50 MW); Rechts: Sensitivität der Brennstoffkosten, des Annuitätsfaktors, der Betriebskosten, der Investitionskosten und des Jahresertrags auf die Stromgestehungskosten eines konventionellen Kraftwerks (50 MW)

Abb. 6-9: Investitionsaufteilung eines Parabolrinnenkraftwerks (50 MW) mit einem 3h-Speicher

Abb. 6-10: Investitionsaufteilung eines Parabolrinnenkraftwerks (100 MW) mit einem 12h-Speicher

Abb. 6-11: Sensitivität der Investitionskosten auf die Stromgestehungskosten (Solarfeld, Kraftwerksblock, Speicherkosten, Grundstückskosten und indirekten Kosten)

Abb. 6-12: Spezifische Investitionskosten eines Parabolrinnenkraftwerks (Thermoöl) in €2010

Abb. 6-13: Sensitivität der Betriebskosten auf die Stromgestehungskosten (Kraftwerksgröße, Personalkosten, Betriebsmittel und Wartungskosten)

Abb. 6-14: Zinssatz bzw. Annuitätsfaktor zur Berechnung der Finanzierung eines Parabolrinnenkraftwerks

Abb. 6-15: Nutzungsdauer zur Berechnung der Finanzierung eines Parabolrinnenkraftwerks

Abb. 6-16: Sensitivität der Stromerzeugung auf die Stromgestehungskosten (DNI, Leistungsfähigkeit des Konzentrators, des Receivers und des Kraftwerksblocks, Störungsfälle)

Abb. 6-17: Abhängigkeit der Stromgestehungskosten von den DNI-Ressourcen

Abb. 6-18: Gesamtprojektkosten eines solarthermischen Kraftwerks am Beispiel Marokko

Abb. 6-19: DNI-Werte des Jahres 2002 aller nicht-ausgeschlossenen Gebiete in Marokko

Abb. 6-20: links: Technische Potenziale solarthermischer Kraftwerke in Marokko (Unterteilung in verschiedene DNI-Klassen); rechts: Küstennahe Potenziale solarthermischer Kraftwerke in Marokko, wobei nur Standorte mit einbezogen wurden, welche unterhalb von 20 Metern über dem Meeresspiegel liegen (Unterteilung in verschiedene DNI-Klassen)

Abb. 6-21: Korrelation der Volllaststunden, der DNI und des SM eines solarthermischen Kraftwerks im Vergleich zu Projektdaten von Andasol 1 (Spanien) und Nevada Solar One (USA)

Abb. 6-22: Simulation eines relativen Jahresertragverlaufs eines solarthermischen Kraftwerks mit einem 24h-Speicher an verschiedenen Standorten (ohne fossile Zufeuerung)

Abb. 6-23: Kumulierte Kostenreduktionspotenziale durch technische Innovationen, Erhöhung der Kraftwerksleistung und Massenproduktion bis 2020

Abb. 6-24: Lernkurven der spezifischen Investitionskosten solarthermischer Kraftwerke mit Solarmultiplikatoren von SM1-SM4 im Vergleich zu Projektdaten von Andasol 1 und Nevada Solar One

Abb. 6-25: Lernkurve solarthermischer Kraftwerke im Vergleich mit einer Kostenprojektion von Heizöl

Abb. 6-26: Stromnachfragekurve (schematische Darstellung)

Abb. 6-27: Einteilung der Technologien in die möglichen Einsätze der drei Laststufen mit erforderlichen Minimal- und Maximalerlösen

Abb. 6-28: Nutzung eines thermischen Energiespeichers in einem Parabolrinnenkraftwerk. Verlagerung der Stromabgabe auf die abendlichen Spitzennachfragezeiten

Abb. 6-29: Streuung der täglichen Kapazitätsfaktoren eines Parabolrinnenkraftwerks mit einem 7h-Speicher im reinen Solarbetrieb (jährlicher Kapazitätsfaktor 39,4 Prozent)

Abb. 6-30: Arbeitsleistung der SEGS-Kraftwerke gemessen am Kapazitätsfaktor von Juni bis September während der Jahre 1989 bis 2003

Tabelle 6-1: Jährliche Volllaststunden (h/a) solarthermischer Kraftwerke mit divergierenden Solarmultiplikatoren (SM 1-4) an unterschiedlichen Standorten (DNI)

Tabelle A- 1 : Originalwerte der Studien von Abb. 6-7 Anhang

Tabelle A- 2 : Inflationsraten der Jahre 2000-2010 in EU-16 und USA Anhang

Tabelle A- 3 : Faktoren, mit welchen die Originalwerte multipliziert wurden Anhang

Tabelle A- 4 : Multiplikation der Originalwerte mit Faktor B, wodurch die in Abb. 6-7 verwendeten Werte (Wert neu) entstehen Anhang

Tabelle A- 5: Multiplikation der Originalwerte mit Faktor B, wodurch die in Abb. 6-12 verwendeten Werte (Wert neu) entstehen Anhang

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1. Einleitung

Der Weltenergieverbrauch ist seit Beginn der Industrialisierung ausnehmend stark angestiegen, wobei ein Mensch heute im Durchschnitt etwa 15mal mehr Energie als vor 130 Jahren verbraucht. In absehbarer Zukunft wird sich dieser Wachstumstrend noch weiter steigern.

Die weltweite Energieversorgung basiert dabei hauptsächlich auf der Verbrennung fossiler Energieträger. Dadurch werden Luftschadstoffe wie Schwefeldioxid und Stickoxide freigesetzt. Ferner gelangen innerhalb weniger Jahrzehnte zusätzliche Mengen an Kohlendioxid in die Atmosphäre, die über mehrere Jahrmillionen bei der Entstehung der fossilen Brennstoffe als Kohlenstoff gebunden wurden. Dies führt zur Verstärkung des Treibhauseffektes und der globalen Erwärmung, mit allen damit verbundenen, möglichen dramatischen Folgen für das Ökosystem Erde samt seinen Bewohnern. Energiebedingte Kohlendioxidemissionen tragen dabei etwa zur Hälfte zum menschlich verursachten Treibhauseffekt bei.^[1]

Durch die Nutzung regenerativer Energien entstehen keine oder nur sehr wenig der oben aufgeführten Problematiken. Regenerative Energien bieten die Chance einen nachhaltigen Energiepfad einzuschlagen. Die Sonne ist dabei die Energiequelle fast aller regenerativen Energien, die nach menschlichen Maßstäben unerschöpflich ist. Die Wüsten der Erde empfangen in 6 Stunden mehr Energie, als die Menschheit in einem Jahr verbraucht. Abgesehen von der Geothermie und der Gezeitentechnologie nutzen alle regenerativen Energien die eingestrahlte Sonnenenergie direkt oder indirekt. Sonnenkollektoren, solarthermische Kraftwerke und Solarzellen nutzen die Sonnenenergie direkt, wobei diese jedoch derzeit noch nicht wettbewerbsfähig sind und weiterer ökonomischer Verbesserungen und Entwicklungen bedürfen.

Mit Hilfe der Stromgestehungskosten kann die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke dargestellt werden. Besondere Beachtung findet die Behandlung der Stromgestehungskosten der Parabolrinnentechnologie. Dabei soll herausgefunden werden, welche Faktoren wie stark auf die Stromgestehungskosten Einfluss nehmen. Der Standort Wüste wird dabei unter Berücksichtigung des DESERTEC-Projekts speziell behandelt. Zusätzlich erfolgt eine Betrachtung, wie sich der Clean Development Mechanismus auf die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke auswirkt.

Zuerst wird die allgemeine Funktionsweise solarthermischer Kraftwerke beschrieben und anhand von Beispielen aus der Praxis veranschaulicht. Zudem werden Praxisbeispiele von HGÜ-Verbindungen erörtert. Darauf folgt eine Beschreibung des DESERTEC-Projekts und des Clean Development Mechanism (CDM). Überdies wird die aktuelle Situation des solarthermischen Kraftwerkmarkts dargestellt. Ferner werden die Einflussfaktoren der Stromgestehungskosten näher untersucht. Dazu erfolgt eine genaue Betrachtung der Investitionskosten, der Betriebskosten, des Annuitätsfaktors und des Jahresertrags, wobei der Standort erheblichen Einfluss auf diese Faktoren nimmt. Hierzu wird der Standort Wüste mit dessen Vor-, Nachteilen und Risiken besonders hervorgehoben. Weiterhin wird auf den Einsatz eines thermischen Speichers, dessen Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit eines solarthermischen Kraftwerks und die Möglichkeit zur Grundlastversorgung und Planbarkeit eingegangen. Außerdem werden Kostenreduktionsschätzungen und die dazugehörigen Lernraten der Parabolrinnentechnologie aufgezeigt. Schließlich wird erläutert, welchen Einfluss der CDM auf die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke hat und mit welchen grundlegenden Problemen bei der Durchführung eines CDM-Projekts zu rechnen ist. Zuletzt wird die heutige und zukünftige Wettbewerbsfähigkeit solarthermischer Kraftwerke kurz erläutert. Dadurch soll geklärt werden, inwieweit solarthermische Kraftwerke heute wirtschaftlich betrieben werden können und welche Faktoren wie stark auf die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke Einfluss nehmen. Besonders die ökonomischen Ergebnisse der DESERTEC-Studien werden einer kritischen Betrachtung unterzogen.

In dieser Arbeit werden nur solarthermische Kraftwerke behandelt, welche die Sonnenstrahlen konzentrieren. Infolgedessen wird auf nicht-konzentrierende solarthermische Anlagen wie z.B. das Aufwindkraftwerk aufgrund des sehr frühen Entwicklungsstadiums, indem sich diese Technologie befindet, nicht näher eingegangen. Außerdem werden die Grundlagen des CDM und dessen Verknüpfungen mit dem Kyoto-Protokoll und dem Emissionshandel nur kurz erörtert. Eine nähere Betrachtung dieser beiden Komponenten würde den Rahmen der Arbeit sprengen.

Das DESERTEC-Konzept beschreibt die Perspektiven einer nachhaltigen Strom- und Trinkwasserversorgung für die EUMENA-Region bis zum Jahr 2050. Ferner werden im Konzept alle regenerativen Energien mit einbezogen. Diese Arbeit beleuchtet jedoch ausschließlich solarthermische Kraftwerke zur Stromerzeugung, wobei hauptsächlich auf die nordafrikanische Region eingegangen wird. Eine weiterführende Bearbeitung des DESERTEC-Konzepts würde den Rahmen der Arbeit sprengen. Zudem wäre eine detaillierte politische Beurteilung oder eine erschöpfende Betrachtung des Leitungsbaus, jeweils ein eigenständiges Diplomarbeitsthema, weshalb hier darauf verzichtet wurde. Ferner bleibt die Entwicklung der Brennstoffpreise, die einen signifikanten Einfluss auf die Stromgestehungskosten nimmt, in dieser Arbeit aufgrund der thematischen Vielfältigkeit unberücksichtigt.

2. Naturwissenschaftlich-technische Grundlagen

In diesem Kapitel werden die Begriffe Sonnenenergie, Solarstrahlung und Konzentration beschrieben. Ferner wird erklärt, welche Art der Solarstrahlung von solarthermischen Kraftwerken mit Hilfe welcher Komponenten wie genutzt wird. Zudem wird ein Überblick über die globale Verteilung der Solarstrahlung geschaffen.

2.1 Sonnenenergie

Die weitaus größte erneuerbare Energiequelle ist die Sonne. Sie existiert seit ca. 4,5 Mrd. Jahren und wird noch ca. weitere 4 Mrd. Jahre existieren.^[2] Die Energiemenge der Sonne, welche die Erdoberfläche erreicht, entspricht dem 10.000fachen des Weltprimärenergiebedarfs.

Sonnenenergie wird in direkte und indirekte Sonnenenergie eingeteilt. Die direkte Energie wird mittelbar genutzt, wie das bei Solarkraftwerken der Fall ist. Die indirekte Energie wird unmittelbar genutzt, da die Sonnenenergie durch natürliche Umwandlung in andere Energieformen wie Wind, Wasser der Flüsse oder Pflanzenwachstum verändert wird. Die Basis aller Solar-, Wind- und Wasserkraftwerke ist somit die Sonne.^[3]

2.2 Solarstrahlung

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Sonnenstrahlung bzw. Solarstrahlung wird in direkte und diffuse Strahlung eingeteilt (Abb. 2-1). Die direkte Strahlung trifft ohne Streuung und Reflexion (wie z.B. Wolken und Nebel) auf die Erdoberfläche. Die diffuse Strahlung entsteht durch Reflexion und Streuung in der Atmosphäre.^[4] Nur durch die direkte Sonnenstrahlung können Verschattungen entstehen, da das direkte Sonnenlicht nur aus der Sonnenrichtung kommt. Das Licht der diffusen Strahlung besitzt hingegen keine definierte Richtung.^[5] Die Globalstrahlung ist die Summe der direkten und diffusen Strahlung.

Verschiedene Faktoren haben Einfluss auf die Globalstrahlung, dazu gehören Ort der Einstrahlung in Bezug auf die geographische Breite (und die damit verbundene Sonnenscheindauer), Witterungsbedingungen, saisonale Schwankungen und Tagesstand der Sonne, wobei der entscheidende Faktor der Ort der Einstrahlung ist. Durch die Summe der Einflussfaktoren kann es zu einer erheblichen Streuung der lokalen Globalstrahlung kommen. Somit kann der Anteil der direkten Strahlung bei wolkenfreiem Himmel ca. 90 Prozent betragen, während der Anteil beispielsweise bei Nebel auf bis zu 0 Prozent sinken kann.^[6]

2.2.1 Ort der Einstrahlung in Bezug auf die geographische Breite

Die mittlere jährliche Globalstrahlung auf der Erdoberfläche bewegt sich insgesamt zwischen 800 und 2400 kWh/m². In Mitteleuropa und in Deutschland liegt sie zwischen 900 und 1100 kWh/m²a (Kilowattstunden pro Quadratmeter und Jahr).^[7] Dieser Wert steigt bis auf über 1800 kWh/m²a in Südeuropa. Im Wüstengürtel der Erde beidseits des Äquators (Nordafrika, Naher Osten, Zentralasien, Süd- und Nordamerika, Australien) werden örtlich sogar Werte von über 2500 kWh/m²a erreicht.^[8] Die jährliche Sonnenscheindauer liegt in Deutschland zwischen 1400 und 1900 Stunden. In Südeuropa bewegt sie sich zwischen 2300 und 2800 h/a. In Nordafrika liegt der Wert zwischen 3200 und 3500 h/a.^[9]

Beispiel: Die Sahara ist 8.700.000 km2 groß. Die mittlere jährliche Bestrahlung ist dort doppelt so hoch wie in Deutschland und liegt bei 2350 kWh/m²a. Die Gesamtbestrahlung der Sahara beträgt rund das 200fache des Weltprimärenergiebedarfs. Auf eine Fläche von 48.500 km2 trifft die gleiche Energiemenge, die derzeit von der Menschheit verbraucht wird. Dies entspricht dem 1,5fachen der Fläche des Bundeslandes Brandenburg. An diesem Beispiel ist klar erkennbar, dass es durchaus möglich ist, den gesamten Energiebedarf der Menschheit ausschließlich durch Sonnenenergie zu decken.^[10]

2.2.2 Konzentration der Solarstrahlung

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Das Sonnenlicht auf der Erde lässt sich theoretisch um das etwa 46.000fache konzentrieren. Damit lassen sich im Brennpunkt Temperaturen von 5500° C erzielen. Praktisch wurden bisher Konzentrationsfaktoren von über 10.000 und Temperaturen von weit über 1000° C erreicht.

Bei konzentrierender Solarkraft (Concentrated Solar Power, CSP) wird das direkte Sonnenlicht konzentriert, um somit hohe Temperaturgrade zu erreichen (Abb. 2-2).

Bei der Konzentration wird allgemein die Strahlung einer Strahlungsquelle durch eine optische Einrichtung, den Konzentrator, mit der Öffnungs- bzw. Aperturfläche auf einen Empfänger bzw. Receiver konzentriert.^[11] Mit anderen Worten wird die Strahlung der Sonne reflektiert und gebündelt. Dies geschieht mit dem Konzentrator. Bei solarthermischen Kraftwerken ist das der Kollektor oder Reflektor. Das konzentrierte Sonnenlicht wird vom Receiver oder Absorber empfangen und absorbiert.

2.2.3 Nutzung der Sonnenstrahlung für solarthermische Kraftwerke

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Solarthermische Kraftwerke nutzen nur die direkte Sonnenstrahlung (Direct Normal Irradiation, DNI). Trifft die Sonnenstrahlung genau senkrecht auf die Fläche, ist der Energiegewinn am größten.^[12]

Hierzu wird bei solarthermischen Kraftwerken der Kollektor geneigt (Abb. 2-3).^[13] Die Kollektoren müssen somit für ihren Betrieb der Sonne nachgeführt werden, um zu jedem Zeitpunkt einen möglichst senkrechten Strahlungseinfall zu erreichen und dadurch das Sonnenlicht optimal zu konzentrieren.^[14] Die Nachführung ist bei solarthermischen Kraftwerken unabdingbar.

Bei solarthermischen Kraftwerken unterscheidet man zwischen einachsiger und zweiachsiger Nachführung. Nur bei der zweiachsigen Nachführung lässt sich eine Anlage stets optimal zur Sonne ausrichten, welche jedoch technisch sehr aufwändig ist. Deshalb wird oftmals eine einachsige Nachführung bevorzugt.^[15]

Für eine Konzentration wird direkte Strahlung als Strahlungsquelle benötigt. Somit eignet sich diffuse Solarstrahlung nicht für konzentrierende Systeme. Dadurch wird der Einsatz vor allem in sonnenreichen Regionen der Erde, die einen hohen Anteil an direkter jährlicher Solarstrahlung besitzen, interessant.^[16]

In Mitteleuropa kommt der Einsatz von solchen Anlagen praktisch nicht in Frage. Gründe hierfür sind der hohe Anteil der jährlichen Diffusstrahlung (bis zu 50 Prozent) und die vergleichbar geringe Sonnenscheindauer (unter 2000 h/a).^[17]

Laut Trieb-1 et al. (2009, S.3) haben Afrika, Australien und der Nahe Osten die größten Potenziale solarthermischer Kraftwerke (Abb. 2-4). Die DNI-Werte liegen in diesen Ländern meist zwischen 2000 und 2800 kWh/m²a. Die Daten der Abbildung basieren auf einer 22-jährigen Messung (1983-2005).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

3. Technische Aspekte solarthermischer Kraftwerke

In diesem Kapitel wird die allgemeine Funktionsweise eines solarthermischen Kraftwerks beschrieben. Des Weiteren werden die Typen und Bauarten solarthermischer Kraftwerke dargestellt und anhand von Beispielen aus der Praxis veranschaulicht. Außerdem wird der Einsatzgrund eines thermischen Energiespeichers erörtert und dessen Bauarten und Betrieb geschildert. Ferner wird die Stromübertragung mittels HGÜ-Leitungen anhand von Praxisbeispielen dargelegt. Auf Grund dessen soll geklärt werden, ob eine technische Realisierbarkeit solarthermischer Kraftwerke (mit Wärmespeicher) möglich und wie weit diese bereits vorangeschritten ist. Zusätzlich soll anhand von Beispielen aus der Praxis dargestellt werden, dass eine Stromübertragung mittels HGÜ-Verbindungen über mehrere tausend Kilometer durchaus im Bereich des Möglichen liegt.

Ein Kraftwerk ist eine technische Anlage, die einen bestimmten Energieträger in Elektrizität umwandelt. Solarthermische Kraftwerke bestehen aus einem solaren und einem konventionellen Kraftwerksteil. Der Solarteil besteht aus vielen Kollektoren und (eventuell) aus einem Wärmespeicher. Der konventionelle Teil besteht aus einem reinen Dampfturbinen- oder einem Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerksteil (GuD-Kraftwerksteil).^[18]

Ein solarthermisches Kraftwerk erzeugt aus Sonnenstrahlung elektrischen Strom.^[19] Dabei erfolgt eine mehrstufige Energieumwandlung. Zunächst konzentriert der Konzentrator die Sonnenstrahlung. Die Konzentratoren erhöhen die Intensität der Solarstrahlung. Dadurch wird das Wärmeträgermedium im Receiver erhitzt. Dieses Wärmeträgermedium gibt wiederum seine Wärme an Wasser ab und dabei entsteht Wasserdampf. Auch gibt es bereits Verfahren, bei denen das Wasser ohne Zwischenkreislauf direkt erhitzt wird und dabei Wasserdampf entsteht. Dieser Wasserdampf treibt eine Dampf- oder Gasturbine an. Dabei wird thermische Energie in mechanische Energie umgewandelt. Ein Generator, der mit der Turbine gekoppelt ist, erzeugt Strom. Auf diese Weise wird die Sonnenenergie in solarthermischen Kraftwerken über Wärme und mechanische Energie in elektrische Energie umgewandelt.

Allgemein wird zwischen großen zentralen solarthermischen Kraftwerken im Leistungsbereich von 10 bis mehreren hundert Megawatt (MW) und kleinen dezentralen Kraftanlagen mit einer Leistung von 10 bis 500 Kilowatt (kW) unterschieden.^[20]

3.1 Typen solarthermischer Kraftwerke

Insgesamt gibt es vier verschiedene Bauarten solarthermischer Kraftwerke:

- Parabolrinnenkraftwerke,
- Fresnel-Kollektor-Kraftwerke,
- Solarturmkraftwerke und
- Dish-Stirling-Kraftwerke.

Diese werden bezüglich der Bauweise und Verwendung von Konzentratoren in zwei unterschiedliche Typen eingeteilt - Kraftwerke mit Lininenkonzentratoren (Parabolrinnen- und Fresnel-Kollektor-Kraftwerke) und Kraftwerke mit Punktkonzentratoren (Solarturm- und Dish-Stirling-Kraftwerke). Linienkonzentratoren werden einachsig und Punktkonzentratoren zweiachsig der Sonne nachgeführt.

3.1.1 Linienkonzentratoren

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Da die Konzentratoren die Sonnenstrahlen reflektieren, werden sie auch Reflektoren genannt. Der Reflektor konzentriert das Sonnenlicht auf eine Brennlinie oder einen Brennpunkt. Dieser hat bei Parabolrinnenkraftwerken die Form einer Parabel (Abb. 3-1 links). Bei Fresnelkraftwerken werden so genannte Flachspiegel eingesetzt, die durch eine fast ebene Fläche geprägt sind (Abb. 3-1 rechts). Die Spiegel bestehen meist aus Glas, da sich diese in der Praxis aufgrund ihrer langen Lebensdauer für die Reflexion bewährt haben. Der Reflektor muss der Sonne nachgeführt werden, sodass die Strahlung immer senkrecht einfällt. Linienkonzentratoren werden einachsig der Sonne nachgeführt, die Reflektoren bewegen sich auf einer Achse (ihrer Längsachse) und folgen somit dem Lauf der Sonne. Einachsig nachgeführte Systeme konzentrieren das Sonnenlicht auf ein Absorberrohr im Brennpunkt. Da die Strahlung auf eine "Linie" konzentriert wird, ist nur eine einachsige Nachführung erforderlich.

Bei einem Parabolrinnenkraftwerk konzentrieren die Linienkonzentratoren das Sonnenlicht auf ein Absorberrohr und heißen Parabolrinnenkollektoren (Abb. 3-1 links). Bei einem Fresnelkraftwerk wird der Konzentrator auf mehrere Spiegel verteilt, die einzeln in eine optimale Position zum Absorberrohr gebracht werden. Die Linienkonzentratoren dieser Kraftwerke heißen Fresnelkollektoren (Abb. 3-1 rechts).^[21]

Bei kommerziellen Anlagen sind bislang weitgehend Parabolrinnenkollektoren zum Einsatz gekommen.^[22]

3.1.2 Punktkonzentratoren

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Mit Punktkonzentratoren können durch höhere Konzentration höhere Arbeitstemperaturen erreicht werden. Punktkonzentratoren werden zweiachsig der Sonne nachgeführt, die Konzentratoren bewegen sich auf zwei Achsen (ihrer Längs- und Querachse) zur Sonne hin. Somit ist eine punktuelle Konzentration möglich. Zweiachsig nachgeführte Systeme konzentrieren das Sonnenlicht auf einen zentralen Absorber in unmittelbarer Nähe des Brennpunkts (Abb. 3-2).

Bei einem Dish-Stirling-Kraftwerk konzentriert der Punktkonzentrator das Sonnenlicht auf einen einzigen Brennpunkt und wird Paraboloidkollektor genannt (Abb. 3-2 links). Bei einem Turmkraftwerk wird der Konzentrator auf mehrere Spiegel verteilt, die Heliostaten. Das Heliostatenfeld konzentriert das Sonnenlicht auf einen Absorber an der Turmspitze (Abb. 3-2 rechts). Damit können größere Leistungen erreicht werden.^[23]

3.2 Bauarten solarthermischer Kraftwerke

3.2.1 Parabolrinnenkraftwerke

Bei Parabolrinnenkraftwerken (Parabolic Trough System) wird direkte Sonnenstrahlung von den Parabolrinnenkollektoren auf einen linienförmigen Receiver (Absorberrohr) konzentriert (Abb. 3-3). Die Parabolrinnenkollektoren konzentrieren das Sonnenlicht mehr als 80fach im Brennpunkt. Als Absorber werden in der Regel Vakuumröhren aus Stahl-Glas-Verbindungen verwendet.^[24] Das Vakuum dient dabei als Isolierung. Der Absorber wandelt die Strahlung in Wärme um und gibt diese an ein Wärmeträgermedium ab. Als Wärmeträgermedium kann Wasserdampf und Thermoöl verwendet werden, wobei parallel mit anderen Stoffen wie z.B. flüssiges Salz oder CO2 geforscht wird. Im kommerziellen Bereich kommt bisher ausschließlich Thermoöl zum Einsatz, welches durch das Absorberrohr fließt und sich auf Temperaturen von knapp 400° C aufheizt. Die Wärme wird über Wärmetauscher an einen Wasserdampfkreislauf abgegeben (Abb. 3-4).

Dabei wird unter Druck Wasser verdampft und überhitzt. Der Dampf treibt eine Turbine an. Die Turbine setzt wiederum einen Generator in Gang, der elektrischen Strom erzeugt. Im Anschluss an die Turbine kondensiert der Dampf durch Kühlung wieder zu Wasser und gelangt mit Hilfe einer Pumpe erneut in den Kreislauf.

Dieser Prozess der Stromerzeugung über Dampfturbinen wird nach den Erfindern Clausius-Rankine-Prozess genannt. Tatsächlich ist das exakt der gleiche Prozess wie bei konventionellen Dampfkraftwerken, wobei fossile oder nukleare Energieträger durch die Solarstrahlung substituiert werden.^[25]

Die Effizienz des Kreisprozesses eines solarthermischen Kraftwerks ist durch seinen Wirkungsgrad gekennzeichnet.^[26] Dieser zeigt an, wie viel Prozent der eingestrahlten Sonnenenergie in elektrische Energie umgewandelt werden kann. Je höher der Wirkungsgrad, desto effizienter ist das Kraftwerk und desto günstiger kann Strom produziert werden. Somit ist der Wirkungsgrad eine wichtige Größe für den Vergleich der verschiedenen Kraftwerkstechnologien.

Laut Richter et al. (2009, S. 17) weisen Parabolrinnenkraftwerke einen kommerziell nachgewiesenen Wirkungsgrad von 14 Prozent im Jahresverlauf auf. Auch Quaschning (2010, S. 178) spricht bei Parabolrinnenkraftwerken mit Dampfturbine von einem mittleren jährlichen Wirkungsgrad von etwa 15 Prozent. Dr. Nikolaus Benz (energiespektrum 5, 2009, S. 14), Geschäftsführer der Schott Solar CSP GmbH, nennt mittlere jährliche Wirkungsgrade von 16-17 Prozent.

Allerdings beträgt der maximal erreichbare Wirkungsgrad eines Parabolrinnenkraftwerks mit Thermoöl als Wärmeträgermedium 16 Prozent. Diese Beschränkung basiert auf der maximalen Arbeitstemperatur des Thermoöls.^[27]

Mit Hilfe technischer Neuentwicklungen wird versucht den Wirkungsgrad weiter zu steigern und somit Kosten zu reduzieren. Ein neuartiges Verfahren ist beispielsweise die solare Direktverdampfung (Direct Steam Generation, DSG). Dabei wird Wasser mit Hilfe der Kollektoren bei hohem Druck direkt verdampft und auf bis zu 500° C erhitzt. Dieser Dampf lässt sich ohne die zusätzliche Nutzung von Thermoöl und Wärmetauscher direkt in die Turbine leiten.^[28]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Aufgrund der Ölkrise und der stark steigenden Energiepreise, errichtete die Firma Luz im Jahr 1984 das "Solar Electric Generating System I" (SEGS I) in der kalifornischen Mojave-Wüste (Abb. 3-5). Es ist das erste kommerzielle Parabolrinenkraftwerk der Welt mit einer Leistung von 13,8 MW. Bis zum Jahr 1989 folgten weitere Kraftwerke (SEGS II - SEGS VII) mit einer Leistung von jeweils 30 MW. In den Jahren 1990 und 1991 wurden zwei weitere Anlagen gebaut (SEGS VII und SEGS IX), diesmal mit einer Leistung von jeweils 80 MW. Die Gesamtleistung aller Kraftwerke beträgt 354 MW. Die Gesamtfläche der Kollektoren variiert zwischen 83.000 m2 bei SEGS I und 484.000 m2 bei SEGS IX. Die Gesamtfläche, die für den Bau benötigt wurde, beträgt über 7 km2. Die Kraftwerke speisen jährlich rund 800 Gigawattstunden (GWh) Strom ins Netz, was den Bedarf von 200.000 Haushalten entspricht. SEGS II - SEGS IX können auch mit Erdgas betrieben werden, sodass sie auch nachts oder bei Schlechtwetterperioden Elektrizität liefern. Der Erdgasanteil, der pro Jahr zugeführt wird, darf jedoch per Gesetz nicht höher als 25 Prozent sein. Die DNI-Werte in der Mojave-Wüste liegen bei 2725 kWh/m²a. Der mittlere jährliche Wirkungsgrad liegt bei SEGS I noch bei 9,3 Prozent. Dieser konnte fortwährend erhöht werden, wodurch SEGS IX einen Wirkungsgrad von 13,6 Prozent aufweisen kann. Bis heute verfügen die Kraftwerke über eine technische Verfügbarkeit von mehr als 98 Prozent, wobei die Leistungsabgabe nach 20 Jahren Betriebsdauer lediglich um etwa 3 Prozent gesunken ist. Laut Axel Buchholz (Gille, 2009, S. 60), Geschäftsführer der Flabeg Holding GmbH, welche die Spiegel für die Solarkollektoren liefern, müssen sie nur 0,1 bis 0,2 Prozent der Spiegel im Jahr ersetzen, obwohl einige tausend Spiegel seit Jahrzehnten im Einsatz sind. Die Gesamtinvestitionen für die Anlagen betrugen mehr als 1,2 Mrd. Dollar.

Nachdem Mitte der 1980er Jahre die Energiepreise wieder drastisch fielen und die Steuerbefreiungen der amerikanischen Regierung ausliefen, kam es zum Konkurs der Firma Luz, was einen weiteren Bau solarthermischer Kraftwerke verhinderte. Erst im Jahr 2006 erfolgte eine Renaissance solarthermischer Kraftwerke mit dem Bau neuer Parabolrinnenkraftwerken in den USA und Spanien.^{[29][30][31][32][33]}

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die "Andasol" Parabolrinnenkraftwerke befinden sich in der Provinz Granada im südspanischen Andalusien (Abb. 3-6). Die Anlage besteht aus drei im Wesentlichen baugleichen Kraftwerken. "Andasol 1" ging Ende 2008, "Andasol 2" ging Ende 2009 und "Andasol 3" soll Ende 2010 ans Netz gehen. Jedes Kraftwerk verfügt über eine Leistung von 50 MW und produziert eine Bruttostrommenge von etwa 180 GWh pro Jahr. Damit erzeugen die Kraftwerke zusammen genommen mit einer Leistung von 150 MW rund 540 GWh Strom pro Jahr. Damit lässt sich der Bedarf von etwa 600.000 Menschen decken. Pro Bauabschnitt beträgt die Kollektorfläche 510.000 m2, was der Größe von etwa 70 Fußballfeldern entspricht. Damit gelten die Andasol Kraftwerke als das größte Solarkraftwerk der Welt. Die Gesamtfläche pro Kraftwerkspark entspricht etwa 2 km2. Der DNI-Wert des Standorts beträgt 2136 kWh/m²a. Der Anteil der fossilen Zufeuerung darf bei Andasol 1, sowie bei allen spanischen Kraftwerken, per Gesetz nicht höher als 15 Prozent sein. Der geschätzte mittlere jährliche Wirkungsgrad liegt bei etwa 15 Prozent. Mit Hilfe der Andasol Kraftwerke sollen die Nachfragespitzen im Sommer abgedeckt werden, die vor allem durch den hohen Energiebedarf der Klimaanlagen verursacht werden. Mit Sonnenkraftwerken lassen sich logischerweise die mittäglichen Spitzenlasten besonders gut abdecken.^[34][35]

Die Anlage ist mit thermischen Speichern (siehe Kapitel 3.3) ausgestattet (Abb. 3-7). Jeder Kraftwerkspark verfügt über einen Zwei-Tank-Speicher mit flüssigem Salz. Die Tanks sind 14 Meter hoch und weisen einen Durchmesser von 36 Metern auf. Beide Tanks fassen zusammen 28.500 t flüssiges Salz (jeder 14.250 t). Sind die Speicher voll aufgeladen (1.010 MWh^[36]), reicht deren Kapazität für 7,5 h Volllastbetrieb aus. Dadurch werden die Anlagen planbar und können auch bei Bewölkung oder nachts im Volllastbetrieb laufen.^[37][38] In den Sommermonaten ist nahezu ein 24-stündiger Betrieb möglich. Das führt zu einem Betrieb von etwa 3500 Volllaststunden pro Jahr, was einer Verdopplung der jährlichen Betriebsstunden unter Volllast entspricht.^[39]

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Als Referenzprojekt für das Design der Wärmespeicher diente das Demonstrationskraftwerk Solar Two in Barstow, Kalifornien, das mit einem Speicher des gleichen Salzgemisches ausgestattet ist und eine Speicherkapazität von 3 Stunden besitzt.^[40]

Den Bau der Anlagen realisierte seit 2007 MAN Solar Millennium GmbH, ein Gemeinschaftsunternehmen von MAN Ferrostaal und der Solar Millennium AG, wobei Solar Millennium das Know-how für das Kraftwerk lieferte. Jahrelang hatte Solar Millennium in einem der solarthermischen Kraftwerke in der Mojave-Wüste geforscht und die Technik optimiert.^[41]

3.2.2 Fresnel-Kollektor-Kraftwerke

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Die Fresnel-Kollektor-Anlage (Linear Fresnel Reflector System) ist eine weitere Variante der Linienkonzentration (Abb. 3-8). Es handelt sich dabei um den gleichen Prozess der Stromerzeugung wie bei der Parabolrinne, wobei der Kollektor- und der Absorberaufbau im Vergleich zur Parabolrinne unterschiedlich sind. Beim Fresnelkollektor handelt es sich um mehrere Spiegelstreifen, die der Sonne nachgeführt werden. Dabei lenken sie die direkte Solarstrahlung auf ein feststehendes Absorberrohr.^[42]

Für ein Fresnel-Kollektor-Kraftwerk mit einer Leistung von 50 MW werden 12 Kollektor-Reihen mit einer Länge von 1000 m benötigt (Abb. 3-9). Die Reihen können ohne Abstand nacheinander aufgebaut werden, sodass die Solarfeldgröße gleich der Spiegelflächengröße ist. Dadurch entsteht kein zusätzlicher Flächenverbrauch und im Vergleich zur Parabolrinne ist eine effizientere Landnutzung gegeben. Die Kollektoren sind parallel in Reihe geschaltet und das Solarfeld ist in drei Sektionen unterteilt - Vorwärmung, Verdampfung, Überhitzung.^[43]

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Das Absorberrohr wird von einem Sekundär-Reflektor abgedeckt. Dieser dient dabei als zusätzliche Wärmeisolierung. Somit kommt das Absorberrohr ohne Vakuumisolierung aus und vermeidet dadurch aufwendige Stahl-Glas-Verbindungen, welche bruchanfällig sind und einen höheren Wärmeverlust aufweisen. Beim Fresnel-Kollektor-Kraftwerk werden höhere Temperaturen als beim Parabolrinnenkraftwerk erreicht (ca. 450-500° C). Dadurch kann direkt mit einem Wasserdampfkreislauf gearbeitet werden. Auf einen zwischengeschalteten Thermoöl-Kreislauf und die damit verbundenen Nachteile und Mehraufwendungen kann verzichtet werden.^[44]

Bei einem Vergleich der Fresnel-Kollektoren mit Parabolrinnenkollektoren könnten Kostenreduktionen von bis zu 50 Prozent entstehen.^[45] Diese Einsparungen werden durch mehrere Faktoren realisiert. Zum einen kann auf gekrümmtes Glas verzichtet werden, das in der Herstellung aufwendiger und teurer ist. Zum anderen werden die Windlasten aufgrund des bodennahen Aufbaus verringert, wodurch auch die Nachführung vereinfacht werden kann. Des Weiteren kann pro Absorberrohr eine wesentlich größere Aperturfläche installiert werden, wodurch eine hohe Modularität und dadurch weitere Kostensenkungen ermöglicht werden.^[46] Schlussendlich sind weitere Einsparungen durch geringere Instandhaltungskosten möglich.^[47]

Bei Fresnel-Kollektor-Kraftwerken und Dish-Stirling-Kraftwerken können bislang keine kommerziell nachgewiesenen Angaben bezüglich des mittleren jährlichen Wirkungsgrades gemacht werden, da es bei diesen Techniken an ausreichenden Erfahrungswerten fehlt. Weltweit gibt es bisher erst einige wenige Prototypen und Demonstrationsanlagen dieser Bautypen. Die folgenden Werte basieren auf den Erfahrungen der Pilotanlagen und weiterführenden, aufs Jahr gerechneten Schätzungen.

Laut Trieb et al. (2005, S. 42) weisen Fresnel-Kollektor-Kraftwerke Wirkungsgrade von 9 bis 11 Prozent auf. Auch Lerchenmüller et al. (2004, S. 30) weisen bei ihren Simulationsergebnissen einen Wirkungsgrad von 10,4 Prozent aus.

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Das australische Unternehmen Ausra errichtete in Bakersfield, Kalifornien, das Fresnel-Kollektor-Kraftwerk "Kimberlina Solar Thermal Power Plant" (Abb. 3-10). Es ist seit Ende 2008 mit einer Leistung von 5 MW in Betrieb und deckt den Strombedarf von rund 3500 Haushalten ab. Es dient in erster Linie als Demonstrationskraftwerk, gilt jedoch als erstes kommerzielles Fresnel-Kollektor-Kraftwerk und hilft die Spitzenlasten des kalifornischen Sommers abzudecken (Kühlungsbedarf). [7] [8]

3.2.3 Solarturmkraftwerke

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Um ein Solarturmkraftwerk (Power Tower System) sind mehrere Hundert oder gar Tausend Heliostaten angeordnet (Abb. 3-11). Diese werden einzeln der Sonne nachgeführt und auf einen bestimmten Punkt in der Turmspitze ausgerichtet (Punktkonzentration). Dort befindet sich der Receiver mit einem Absorber. Die Heliostaten konzentrieren das Sonnenlicht um das 600-1000fache. Der Absorber wandelt die Strahlung in Wärme um und erwärmt sich aufgrund der hohen Strahlungskonzentration auf Temperaturen bis 1100° C. Die Wärme wird an ein Wärmeträgermedium abgegeben. Dabei

handelt es sich um Luft, flüssiges Salz, Wasserdampf oder Natrium. Dieses transportiert die Wärme weiter. Eine Gas- oder Dampfturbine, die einen Generator antreibt, wandelt die Wärme schließlich in elektrische Energie um.^[48]

Das Turmkonzept beinhaltet zwei Arten von Receivern - den offenen volumetrischen Receiver und den druckaufgeladenen Receiver.

Beim offenen volumetrischen Receiver kann ausschließlich Luft als Wärmeträgermedium verwendet werden.^[49] Dabei wird Umgebungsluft von einem Gebläse durch den Receiver gesaugt. Der Receiver gibt dabei die Wärme an die hindurchgesaugte Umgebungsluft ab. Die Receiver-Vorderseite wird dabei von der angesaugten Luft gekühlt. Im Inneren des Receivers entwickeln sich sehr hohe Temperaturen. Die Luft erwärmt sich dabei auf Temperaturen von 650 bis 850° C. Die heiße Luft gelangt in einen Abhitzekessel, der Wasser verdampft und überhitzt und somit einen Dampfturbinenkreislauf antreibt (siehe weiter im Kapitel, Praxisbeispiel "Solarturmkraftwerk Jülich").^[50]

Es gibt drei Arten von druckaufgeladenen Receivern - den volumetrischen Druckreceiver, den Silizium-Druckreceiver und den Rohrreceiver. Im weiteren Verlauf wird nur auf den volumetrischen Druckreceiver näher eingegangen, da dieser mittelfristig die aussichtsreichste Option zur Wirkungsgraderhöhung und Kostenreduktion bietet.

Hierbei wird die Luft in einem volumetrischen Druckreceiver durch das konzentrierende Sonnenlicht bei etwa 15 Bar auf Temperaturen bis 1100° C erhitzt. Diese heiße Luft treibt eine Gas turbine an, was mit Wasserdampf nicht möglich wäre. Ein nachgeschalteter Dampfturbinen-Prozess wird durch die Abwärme der Turbine angetrieben. Der Vorteil dieses aufwendigeren und teureren Systems ergibt sich durch den höheren thermischen Wirkungsgrad. Dieser kann durch den kombinierten Gas- und Dampfturbinenprozess von etwa 35 Prozent beim reinen Dampfturbinenprozess auf über 50 Prozent gesteigert werden. Dadurch sind Gesamtwirkungsgrade von über 20 Prozent möglich.

Im Gegensatz zu Parabolrinnenkraftwerken gibt es bei Solarturmkraftwerken weniger Erfahrung mit kommerziellen Anlagen.^[51] Laut Quaschning (2010, S. 178) weisen Solarturmkraftwerke mit Dampfturbine einen mittleren jährlichen Wirkungsgrad von etwa 15 Prozent auf. Die Werte von Trieb et al. (2005, S. 42) sind dagegen etwas geringer und liegen zwischen 8 und 10 Prozent. Jedoch können laut Quaschning (2010, S. 178) Solarturmkraftwerke mit Druckreceivern mittlere jährliche Wirkungsgrade von 20 Prozent und mehr erreichen, da diese an einen kombinierten Gas- und Dampfturbinenprozess gekoppelt sind. Auch Trieb et al. (2005, S. 42) sprechen bei dieser Technologie von Wirkungsgraden zwischen 15 und 25 Prozent im Jahresmittel. Richter et al. (2009, S. 22) gehen von einem jährlichen mittleren Wirkungsgrad von 25 Prozent aus.

Abengoa Solar errichtete den "Planta Solar 20" (PS20) in der spanischen Provinz Sevilla, direkt neben seinem Vorgänger "Planta Solar 10" (PS10), dem weltweit ersten kommerziellen Solarturmkraftwerk (Abb. 3-12). PS20 ging im Jahr 2009 mit einer Leistung von 20 MW in Betrieb. Es erzeugt geschätzte 48 GWh Strom pro Jahr und versorgt damit rund 12.000 Haushalte. Mit seiner Kollektorfläche von 150.000 m2 und einem 165 m hohen Turm gilt es als das größte Solarturmkraftwerk der Welt. PS20 verfügt über einen Druckwasserspeicher, mit einer Speicherkapazität von 1 Stunde (siehe Kapitel 3.3). Außerdem kann bei schlechten solaren Bedingungen Erdgas zugefeuert werden, wobei der gesamte Erdgasanteil zwischen 12 und 15 Prozent liegt. Der DNI-Wert liegt bei 2012 kWh/m²a. Durch technische Verbesserungen im Receiverbereich wird ein höherer jährlicher Wirkungsgrad als beim PS10 (17 Prozent) erwartet.^[52] [10] [11]

Das "Solarturmkraftwerk Jülich" ist ein Gemeinschaftsprojekt der Stadtwerke Jülich, der Kraftanlagen München (KAM), dem Deutschen Luft- und Raumfahrtzentrum (DLR) und dem Solar-Institut Jülich (SIJ) (Abb. 3-13). Das Kraftwerk mit einer Leistung von 1,5 MW wird zwar kommerziell betrieben und speist Strom ins Netz ein, wurde jedoch hauptsächlich als Forschungs- und Demonstrationsanlage erbaut. Dabei kommt unter anderem der in Deutschland entwickelte offene, volumetrische Luftreceiver zum Einsatz. Bei dieser Receiverart wird kein Wasser benötigt, weshalb sich der Einsatz in Wüstenregionen anbietet.^[53] Im Januar 2009 begann die mehrjährige Test- und Forschungsphase des Kraftwerks mit dem Ziel, höhere Wirkungsgrade zu erreichen und durch Praxiserfahrungen die Technologie zur endgültigen Marktreife weiter zu entwickeln. Im Vordergrund steht dabei die Sicherung des deutschen Exportmarktes in diesem Technologiebereich. [13]

3.2.4 Dish-Stirling-Kraftwerke (Paraboloidkraftwerke)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Bei einer Dish-Stirling-Anlage (Dish/Engine System) wird der Kollektor als Hohlspiegel (dish) bezeichnet und hat die Form einer großen Schüssel (Abb. 3-14). Der Spiegel wird kontinuierlich zweiachsig der Sonne nachgeführt, wobei er das Licht auf einen Brennpunkt konzentriert (Punktkonzentration). Im Brennpunkt befindet sich der Receiver, der die Wärme absorbiert und an einen Stirling-Heißgas-Motor abgibt. Der Stirling-Motor setzt die Wärme wiederum in Bewegungsenergie um und treibt einen Generator an, der schließlich elektrische Energie erzeugt.^[54]

Die Leistung der Dish-Stirling-Anlagen liegt zwischen 5 und 50 kW. Aufgrund dieser kleinen Leistungsgrößen ist ein dezentraler Einsatz sinnvoll. Ein Beispiel wäre die Versorgung von abgelegenen Ortschaften, die nicht an das Stromnetz angeschlossen sind. Deshalb sind diese Anlagen ein sinnvoller Ersatz für die heute weit verbreiteten Diesel-Aggregate. Zusätzlich können mehrere Anlagen auch zu einer "Farm" zusammen geschaltet werden, sodass sich Leistungsbereiche von 5 kW bis mehrere hundert MW realisieren lassen.^[55]

Laut Quaschning (2010, S. 178) erreichen Dish-Stirling-Kraftwerke einen mittleren jährlichen Wirkungsgrad von 20 Prozent und mehr. Die Zahlen von Trieb et al. (2005, S. 42) sind etwas konservativer und liegen zwischen 16 und 18 Prozent. Allerdings wurden laut Richter et al. (2009, S. 26) und Rentzing et al. (2009, S. 60) bei dieser Technologie bereits Spitzenwirkungsgrade von 31,25 Prozent gemessen. Somit erreicht dieser Kraftwerkstyp bisher den höchsten Wirkungsgrad unter den solarthermischen Kraftwerken, arbeitet allerdings auch mit der anfälligsten Technik.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die Firma Tessera Solar errichtete Ende 2009 das Dish-Stirling-Kraftwerk "Maricopa Solar Project" mit einer Leistung von 1,5 MW in Arizona (Abb. 3-15). Es ist das erste kommerzielle Paraboloidkraftwerk und ging Anfang 2010 in Betrieb. Es besteht aus 60 Hohlspiegeln, mit einer Leistung von jeweils 25 kW. Die Firma Stirling Energy Systems (SES) lieferte dabei die Hohlspiegel mit der firmeneigenen Bezeichnung "Suncatcher". Bei diesem System wird kein Wasser für die Stromerzeugung oder Kühlung benötigt. Das Kraftwerk ist der erste Schritt für die Großprojekte, die in den USA für die nächsten Jahre geplant sind. [16]

3.2.5 Integrated Solar Combined Cycle Kraftwerke (ISCC)

Bei einem ISCC-Kraftwerk wird ein Solarfeld in ein herkömmliches GuD-Kraftwerk eingekoppelt. Infolgedessen handelt es sich hierbei um ein Hybridkraftwerk. Die Solarwärme der Parabolrinnenkollektoren reicht jedoch nicht zum Antrieb des Gasturbinenprozesses aus. Deshalb kann nur ein begrenzter Solaranteil in das Kraftwerk mit eingegliedert werden. Da die Solarwärme lediglich für einen Teil der Dampferzeugung - und das auch nur zeitweise - eingesetzt wird, ist der jährliche solare Anteil dieser Kraftwerksvariante ohne den Einsatz von Speichertechnologien auf Werte unter 20 Prozent beschränkt.^[56][57]

Die Firma Abengoa Solar errichtete den Solarteil des "ISCC Marokko" bei Ain Beni Mathar in Marokko, welches das weltweit größte ISCC-Kraftwerk ist. Es hat eine Leistung von 470 MW, wobei der Solaranteil, erzeugt durch Parabolrinnenkollektoren, etwa 20 MW (ca. 4 Prozent) beträgt. Der DNI-Wert in dieser Region liegt bei 2290 kWh/m²a. Das Kraftwerk nahm Anfang 2010 den Betrieb auf. [17] [18] [19]

Abener Energia errichtet derzeit in Algerien ein ISCC-Kraftwerk mit einer Leistung von 150 MW und einem Parabolrinnen-Solaranteil von 20 MW (ca. 13 Prozent). Auch in Ägypten entsteht ein 150 MW Kraftwerk mit einem Parabolrinnen-Solaranteil von 25 MW (ca. 17 Prozent). Beide Anlagen gehen Mitte 2010 in Betrieb. [20] [21]

Diese drei Anlagen sind bisher die einzigen solarthermischen Kraftwerke, die in Nordafrika in Betrieb oder in Bau sind (Stand: April 2010).

3.3 Speicherung der Solarenergie

Die Sonnenstrahlung steht nicht immer konstant zur Verfügung. Saisonale und tägliche Schwankungen erschweren ihre Nutzung. Um eine konstante sichere Energieversorgung zu gewährleisten, sind Speicher erforderlich. Mit Energiespeichern lassen sich die unterschiedlichen Verläufe der Energieerzeugung und des Energieverbrauchs ausgleichen. Somit kann eine bedarfsgerechte Energieversorgung sichergestellt werden. Die bei einer maximalen Sonneneinstrahlung anfallende Überschusswärme wird gespeichert und bei Sonnenstrahlungsausfall oder bei hohem Wärmebedarf wieder abgegeben. So kann ein solarthermisches Kraftwerk, mit der am Tag gespeicherten Energie, beispielsweise auch während der Nacht oder bei Schlechtwetterperioden Energie erzeugen (Abb. 3-16). Hierbei erhitzt das Solarfeld den Speicher tagsüber mit überschüssiger Wärme. Abends oder nachts und bei Schlechtwetterperioden speist der Speicher den Wasserdampfkreislauf. Das Solarfeld wird deshalb mit soviel Kollektoren ausgestattet, wie für die Stromerzeugung tagsüber und für die "Fütterung" des Speichers nötig ist.^[58]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Grundsätzlich gibt es vier allgemeine Formen der Energiespeicherung - elektrische, mechanische, chemische und thermische Energiespeicher. Bei Solaranlagen spielen besonders thermische Energiespeicher oder Wärmespeicher (Thermal Energy Storage, TES) eine wichtige Rolle.^[59]

Außerdem wird zwischen Kurz- und Langzeitspeichern unterschieden. Im Allgemeinen werden Speicher, deren Speicherdauer im Bereich von Minuten bis zu wenigen Stunden liegt, als Kurzzeitspeicher bezeichnet.^[60] Bei solarthermischen Kraftwerken ist die Speicherung auf die Überbrückung des nächtlichen Strahlungsausfalls, schlechter Wetterbedingungen oder die Abwälzung der Energie auf Nachfragespitzen ausgelegt. Deshalb ist eine Speicherung von höchstens 24 Stunden erforderlich, sodass es sich bei solarthermischen Kraftwerken um Kurzzeitspeicher oder Tagesspeicher handelt.^[61]

Speichermöglichkeiten für solarthermische Kraftwerke beschränken sich auf Fluidspeicher, Feststoffspeicher, Dampfspeicher und Latentwärmespeicher. Im kommerziellen Bereich wurden bisher nur Dampfspeicher und Fluidspeicher mit Flüssigsalz als Speichermedium eingesetzt. Feststoff- und Latentwärmespeicher wurden bis dato im Labormaßstab und in Pilotprojekten getestet, entsprechend werden diese Speicherformen hier im weiteren Verlauf nicht berücksichtigt.

Dampfspeicher nutzen Druckwasser als Speichermedium, wobei die gespeicherte Energie schnell verfügbar ist. Deshalb sind diese Systeme als Pufferspeicher zur Abdeckung von Spitzenlasten geeignet. Jedoch sind sie ineffizient und bei hohen Kapazitäten wirtschaftlich nicht attraktiv. Daher sind sie als Tagesspeicher ungeeignet (siehe Kapitel 3.2.3, Praxisbeispiel "PS20").

Fluidspeicher nutzen ein flüssiges Medium zur Speicherung von Wärme, wobei das Arbeitsmedium (z.B. Thermoöl) direkt gespeichert werden kann. Alternativ kann die Energie auch an ein anderes, flüssiges Speichermedium abgegeben werden (z.B. Flüssigsalz). Voraussetzung für das Speichermedium ist, dass der Siedepunkt oberhalb der maximalen Betriebstemperatur liegt. Thermoöl wurde bis dato aufgrund der hohen Investitionskosten nicht und Flüssigsalz am häufigsten eingesetzt.^[62] In der Praxis finden Flüssigsalz-Zweitanksysteme Verwendung. Ein kalter Tank, dessen Temperatur so gewählt werden muss, dass sie oberhalb der Erstarrungstemperatur des Salzes liegt. In der Regel liegt diese Temperatur bei 280° C. Ein heißer Tank, dessen Temperatur etwa 380° C beträgt. Beim Beladen wird flüssiges "kaltes" Salz in den heißen Tank gepumpt. Beim Entladen wird flüssiges "heißes" Salz in den kalten Tank gepumpt.^[63] Durch diesen Prozess wird Wärme gespeichert bzw. wieder abgegeben (siehe Kapitel 3.2.1, Praxisbeispiele "Andasol 1-3")

3.4 Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)

Die übliche Stromübertragung erfolgt mit der sog. Drehstrom-Höchstspannungs-Übertragung (DHÜ), die jedoch aufgrund der hohen Übertragungsverluste nur für kurze Strecken wirtschaftlich sinnvoll ist. Bei großen Entfernungen kommt die so genannte Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) infrage. Die englischen Bezeichnungen dafür sind entweder "High Voltage Direct Current Transmission" (HVDC) oder einfach "supergrids".

Bei der Gleichstromübertragung muss der Wechselstrom, der bei der Produktion anfällt, in Gleichstrom umgewandelt werden. Dieser muss vor dem Verbrauch wieder in Wechselstrom rückgewandelt werden.^[64] Deshalb entstehen bei einer HGÜ-Leitung neben den Übertragungsverlusten zusätzliche Verluste durch die Umwandlung - was einen wirtschaftlichen Einsatz erst ab einer Strecke von wenigen hundert Kilometern sinnvoll macht.^[65]

Trieb et al. (2006, S. 24) geben bei einer 800-kV-HGÜ-Leitung Stromverluste von insgesamt 3,1 Prozent pro 1000 km an. Auch laut Dr. Dietmar Retzmann, führender Experte für HGÜ-Übertragungstechnologie von Siemens, haben HGÜ-Leitungen ca. 10 Prozent Übertragungsverlust bei einer Strecke von 3000 km - was ungefähr die Distanz vom südlichen Ende der Sahara nach Mitteleuropa ist.^[66] Laut Quaschning (2009, S. 159) sind bei einer 5000 km langen 800-kV-HGÜ-Leitung Übertragungsverluste von weniger als 14 Prozent zu erwarten. Selbst Andree Böhling (2009, S. 3), Energieexperte bei Greenpeace Energy, nennt Verluste von etwa 3 Prozent bei einer Distanz von 1000 km.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

HGÜ-Leitungen sind schon seit Jahrzehnten im kommerziellen Einsatz. Heute werden weltweit in über 90 Projekten 75 Gigawatt (GW) Strom durch HGÜ-Leitungen übertragen.^[67] Als aktuelles Praxisbeispiel dient das NorNed Seekabel mit einer Leistung von 700 MW, das zwischen Feda in Norwegen und Eemshaven in den Niederlanden von der Firma ABB verlegt wurde (Abb. 3-17). Dieses Kabel ist 580 km lang und verbindet die Stromnetze beider Länder. Das NorNed Kabel ist das längste Unterseekabel der Welt. Die Anlage nahm im Mai 2008 den Betrieb auf. Dabei wird während der Nacht der schlecht regulierbare, überschüssige Strom aus niederländischen Kohle- und Atomkraftwerken nach Norwegen transportiert. Dort wird er zuerst verbraucht, wobei der Überschuss kostengünstig in sog. Pumpspeicherkraftwerken gespeichert werden kann. Während des Tages wird Strom aus den Wasserkraftwerken Norwegens und gespeicherter Strom aus den Pumpspeicherkraftwerken wieder rücktransportiert, um die Verbrauchsspitzen der Niederlande zu decken.^[68] Dadurch können einerseits niederländische fossile Kraftwerke effizient und optimal betrieben werden. Andererseits wird norwegische, erneuerbare Wasserkraft in das europäische Stromnetz integriert. Außerdem ermöglicht es Norwegen, die Energienachfrage bei geringem Wasserstand zu decken und gewährleistet eine Erhöhung der Versorgungssicherheit. [22] Diese HGÜ-Leitung zeigt, dass mit dem heutigen Stand der Technik ein Seekabel mit mehreren hundert Kilometern Länge ohne weiteres realisierbar ist. Mit Hilfe eines europäischen HGÜ-Netzes würden sich die Pumpspeicherkapazitäten und die fluktuierenden Stromproduktionen der regenerativen Energien ideal ergänzen.

[...]

^[1] Nitsch et al., 2004, S. 6-22

^[2] Hadamovsky/Jonas, 2007, S. 21 - 26

^[3] Quaschning, 2009, S. 49

^[4] Hadamovsky/Jonas, 2007, S. 21 - 26

^[5] Quaschning, 2009, S. 59

^[6] Hadamovsky/Jonas, 2007, S. 21 - 26

^[7] Khartchenko, 2004, S. 7

^[8] Quaschning, 2009, S. 57

^[9] Khartchenko, 2004, S. 7

^[10] Quaschning, 2009, S. 59

^[11] Quaschning, 2009, S. 130

^[12] Hadamovsky/Jonas, 2007, S. 21 - 26

^[13] Quaschning, 2009, S. 66

^[14] Khartchenko, 2004, S. 393

^[15] Quaschning, 2009, S. 70

^[16] Quaschning, 2009, S. 143

^[17] Khartchenko, 2004, S. 393

^[18] Khartchenko, 2004, S. 398

^[19] Quaschning, 2010, S. 163

^[20] Khartchenko, 2004, S. 393

^[21] Quaschning, 2009, S. 143

^[22] Quaschning, 2009, S. 134

^[23] Quaschning, 2009, S. 143

^[24] Quaschning, 2009, S. 137

^[25] Quaschning, 2010, S. 166 f.

^[26] Khartchenko, 2004, S. 395

^[27] Krewitt et al., 2009, S. 140

^[28] Quaschning, 2010, S. 169

^[29] Quaschning, 2010, S. 168 f.

^[30] Mohr et al., 1999, S. 46

^[31] Quaschning, 2009, S. 149 f.

^[32] Rentzing, 2009, S. 60

^[33] Geyer et al., 2002, S. 15

^[34] energiespektrum 5, 2009, S. 12

^[35] Richter et al., 2009, S. 13

^[36] Ertmer, 2009, S. 26

^[37] energiespektrum 7-8, 2009, S. 21

^[38] Pagel, 2009, S. 35 f.

^[39] Solar Millenium, 2008, S. 13

^[40] Solar Millenium, 2008, S. 18

^[41] Rentzing et al., 2009, S. 61

^[42] Mertins et al., 2003, S. 124

^[43] Häberle et al., 2003, S. 2

^[44] Mertins et al., 2003, S. 124

^[45] Häberle et al., 2003, S. 2

^[46] Mertins et al., 2003, S. 124

^[47] Häberle et al., 2003, S. 2

^[48] Khartchenko, 2004, S. 404

^[49] Pitz-Paal, 2003, S. 24 ff.

^[50] Quaschning, 2010, S. 170 ff.

^[51] Quaschning, 2010, S. 170 ff.

^[52] Abengoa Solar, 2008, S. 10-15

^[53] Rentzing, 2009, S. 60

^[54] Quaschning, 2010, S. 172 f.

^[55] Laing et al., 2003, S. 30

^[56] Quaschning et al., 2002, S. 51 f.

^[57] Quaschning, 2009, S. 152

^[58] Quaschning, 2009, S. 150 f.

^[59] Khartchenko, 2004, S. 149

^[60] Khartchenko, 2004, S. 151

^[61] Tamme et al., 2005, S. 126

^[62] Tamme et al., 2005, S. 127

^[63] Quaschning, 2009, S. 150

^[64] Quaschning, 2009, S. 159

^[65] Trieb et al., 2006, S. 24

^[66] Kleinschmidt, 2009, S. 11

^[67] Trieb et al., 2006, S. 23

^[68] Kim et al., 2009, S. 394