Potenzial solarthermischer Stromerzeugung

Ein steigender Wirkungsgrad ist der Schlüssel zum wirtschaftlichen Erfolg der solarthermischen Kraftwerke. Höhere Betriebstemperaturen könnten diesen Weg ebnen. Auf der anderen Seite gilt es, die Investitionskosten für solche Solarkraftwerke zu senken.

Der wichtigste Ansatz zur Senkung der Stromkosten solarthermischer Kraftwerke liegt in der Steigerung ihres Gesamtwirkungsgrades. Konzentrierende Solarsysteme können theoretisch deutlich höhere Austrittstemperaturen erreichen, als sie derzeit realisiert werden. Das würde in den nachgeschalteten Dampfkraftwerken höhere Wirkungsgrade erlauben. So könnten zum Beispiel Parabolrinnenkollektoren Temperaturen von bis zu 550 Grad erzielen und damit ein konventionelles Dampfkraftwerk optimal antreiben. Das heutzutage in kommerziellen Systemen als Wärmeträger verwendete Thermoöl begrenzt dagegen die Temperaturen auf 400 Grad. Wesentlich höhere Betriebstemperaturen lassen sich durch Direktverdampfung von Wasser in den Parabolrinnenkollektoren erzielen. Eine entsprechende Demonstrationsanlage ist seit 1999 auf der Plataforma Solar de Almeria, Spanien, in Betrieb.

Nach Angaben der Studie „Elektrizität: Schlüssel zu einem nachhaltigen und klimaverträglichen Energiesystem“ der Deutschen Physikalischen Gesellschaft von Juni 2010 erlauben die einachsig fokussierbaren Parabolrinnen nur eine Konzentration der Sonnenenergie bis zu einem Faktor 100. Dem gegenüber bieten Dish-Sterling-Syteme und Solarturmanlagen die Möglichkeit einer zweiachsigen Fokussierung und Nachführung und erlauben damit das Wärmemedium in einem Empfänger auf wesentlich höhere Temperaturen aufzuheizen.

Dish-Sterling-Syteme nutzen einen rotationssymmetrischen Parabolspiegel, der die Solarstrahlung auf einen Absorber richtet, dessen Wärmemedium über einen Sterlingmotor einen elektrischen Generator antreibt. Dabei können Einzelsysteme im Bereich von bisher einigen 10 Kilowatt Leistung zu Gesamtanlagen mit Leistungen im Megawattbereich zusammengeschaltet werden.

Für große Leistungen sind vor allem Solartürme geeignet, die mit großen Spiegelfeldern im Bereich von mehreren Megawatt arbeiten können. Dabei steht das Konzept mit geschlossenen volumetrischen Receivern (REFOS-Konzept) im Vordergrund. Diese erlauben es, die Luft unter Drücken zwischen 15 bis 20 bar zu erhitzen und so Betriebstemperaturen von 800  bis 1200 Grad zu erzielen. Damit wäre es möglich, die konzentrierte Sonnenenergie sowohl in Hochtemperaturchemieprozesse als auch in hocheffiziente Gasturbinen- und Gas und Dampfturbinen-Kraftwerke einzuspeisen. Diese in Europa entwickelte Technik lässt sich in einem breiten Leistungsbereich von etwa 5 bis 200 Megawatt elektrischer Leistung einsetzen. 

Energiespeicher

Der andere wichtige Ansatz zur Senkung der solaren Stromkosten ist die Entwicklung von thermischen Energiespeichern mit hoher Lebensdauer und niedrigen spezifischen Kosten. Energiespeicher erhöhen den Solaranteil der Kraftwerke, verbessern das Betriebsverhalten und ermöglichen eine höhere Ausnutzung des Kraftwerksblocks.  Dabei geht es um die Speicherung eines Teils der am Tag anfallenden Wärme für etwa 15 Stunden, um die Nacht zu überbrücken und damit eine gewisse Kontinuität der Stromproduktion sicherzustellen. An der Entwicklung thermischer Speicher wird intensiv gearbeitet und verschiedene Energiespeicherkonzepte mit innovativen Speichermaterialien wurden vorgeschlagen und erfolgreich getestet: So gibt es beim Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt zum Beispiel für Parabolrinnenkollektoren mit Temperaturen bis zu 400 Grad ein Konzept, das Hochtemperaturbeton als Speichermedium verwendet. Für Turmkraftwerke mit Temperaturen bis zu 900 Grad bietet sich ein Konzept mit Quarzsand als Speichermedium an.

Sinkende Kosten

Die kommerziell erhältliche Technik basiert im Moment auf Parabolrinnenkollektoren mit Thermoöl und auf Turmkraftwerken mit atmosphärischem Luft-Receiver, die beide jeweils einen Dampfkreislauf antreiben. Während bei den bereits im Betrieb befindlichen Parabolrinnenkraftwerken in Kalifornien (SEGS II-VII) die rein solaren Stromgestehungskosten noch etwa 18 Cent/kWh betragen (bei Hybridbetrieb 14 Cent/kWh), kann man beim Bau neuer, größerer Einheiten von 100 MW an guten Standorten rein solare Stromkosten von etwa 9 Cent/kWh und bei Hybridbetrieb (50 Prozent Zufeuerung) von etwa 6 Cent/kWh erreichen. Bei Solarturmkraftwerken liegen die Kosten infolge ihres geringeren Entwicklungstandes noch etwas höher.

Wegen der geringen Zahl der bisher gebauten solarthermischen Kraftwerke ist es schwierig, zuverlässige Zusammenhänge zwischen Kosten und kumulierter Produktionsmenge abzuleiten. Mit plausiblen Annahmen kann man aber abschätzen, dass sich die Stromkosten aus solarthermischen Kraftwerken bis zum Jahr 2020  auf 52 und bis zum Jahr 2050 auf 39 Prozent der Kosten im Jahr 2000 reduzieren sollten.

Die Grafik zeigt die erwartete Entwicklung der Stromgestehungskosten konzentrierender solarthermischer Kraftwerke an verschiedenen Standorten mit unterschiedlicher Einstrahlung und für verschiedene Betriebsweisen. Voraussetzung für die prognostizierte Kostenseknung ist jedoch, dass sich die Markteinführung solarthermischer Kraftwerke in den nächsten 10 bis 20 Jahren etwa so, wie im Szenario des Forschungsprojektes SOKRATES (Solarthermische Kraftwerkstechnologie für den Schutz des Erdklimas) des Bundesumweltministeriums beschrieben, entwickelt. Von den erwarteten Kostensenkungen sollte etwa die eine Hälfte der Hochskalierung zu größeren Einheiten und der Verbilligung bei großen Produktionsmengen zuzurechnen sein, die andere den Forschungs- und Entwicklungsanstrengungen im Technologiebereich.