Sonnenwärmekraftwerk

Ein Solarstromturm des Crescent Dunes Solar Energy Project, der das Licht über 10.000 verspiegelte Heliostaten auf einer Fläche von 1,21 km² konzentriert. ⓘ

Die drei Türme der Ivanpah Solar Power Facility ⓘ

Teil des 354-MW-Solarkomplexes SEGS im Norden von San Bernardino County, Kalifornien ⓘ

Khi Solar One, Südafrika, aus der Vogelperspektive ⓘ

Konzentrierte Solarenergie (CSP, auch konzentrierende Solarenergie, konzentrierende Solarthermie genannt) erzeugt Solarstrom, indem sie Spiegel oder Linsen verwendet, um eine große Fläche des Sonnenlichts auf einen Empfänger zu konzentrieren. Strom wird erzeugt, wenn das konzentrierte Licht in Wärme (Solarthermie) umgewandelt wird, die eine Wärmekraftmaschine (in der Regel eine Dampfturbine) antreibt, die mit einem Stromgenerator verbunden ist, oder eine thermochemische Reaktion in Gang setzt. ⓘ

Die weltweit installierte CSP-Kapazität lag im Jahr 2021 bei 6.800 MW, gegenüber 354 MW im Jahr 2005. Auf Spanien entfiel mit 2 300 MW fast ein Drittel der weltweiten Kapazität, obwohl in diesem Land seit 2013 keine neuen Kapazitäten mehr in Betrieb genommen wurden. Es folgen die Vereinigten Staaten mit 1.740 MW. Auch in Nordafrika und dem Nahen Osten sowie in China und Indien ist das Interesse groß. Der Weltmarkt wurde zunächst von Parabolrinnen-Kraftwerken dominiert, die zu einem bestimmten Zeitpunkt 90 % der CSP-Anlagen ausmachten. Seit etwa 2010 werden bei neuen Anlagen CSP-Kraftwerke mit zentralem Kraftwerksturm bevorzugt, da sie bei höheren Temperaturen betrieben werden können - bis zu 565 °C (1.049 °F) im Vergleich zu den maximal 400 °C (752 °F) der Parabolrinne -, was eine höhere Effizienz verspricht. ⓘ

Zu den größeren CSP-Projekten gehören die Ivanpah Solar Power Facility (392 MW) in den Vereinigten Staaten, bei der die Solarturmtechnologie ohne thermische Energiespeicherung zum Einsatz kommt, und das Solarkraftwerk Ouarzazate in Marokko, das Rinnen- und Turmtechnologie für insgesamt 510 MW mit einer mehrstündigen Energiespeicherung kombiniert. ⓘ

Als ein Kraftwerk, das thermische Energie erzeugt, hat CSP mehr mit Wärmekraftwerken wie Kohle, Gas oder Geothermie gemein. Ein CSP-Kraftwerk kann mit einem thermischen Energiespeicher ausgestattet werden, der Energie entweder in Form von fühlbarer Wärme oder als latente Wärme speichert (z. B. mit geschmolzenem Salz), wodurch diese Anlagen in der Lage sind, Tag und Nacht Strom zu erzeugen. Dies macht CSP zu einer abschaltbaren Form der Solarenergie. Abrufbare erneuerbare Energien sind besonders wertvoll an Orten, an denen es bereits eine hohe Durchdringung mit Photovoltaik (PV) gibt, wie z. B. in Kalifornien, da die Nachfrage nach elektrischer Energie bei Sonnenuntergang ihren Höhepunkt erreicht, wenn die PV-Kapazität abnimmt (ein Phänomen, das als Entenkurve bezeichnet wird). ⓘ

CSP wird oft mit der Photovoltaik (PV) verglichen, da beide die Sonnenenergie nutzen. Während die Photovoltaik in den letzten Jahren aufgrund sinkender Preise ein enormes Wachstum verzeichnete, war das Wachstum der CSP-Solarenergie aufgrund technischer Schwierigkeiten und hoher Preise nur langsam. Im Jahr 2017 machte CSP weniger als 2 % der weltweit installierten Kapazität von Solarstromanlagen aus. CSP kann jedoch leichter Energie während der Nacht speichern, was sie wettbewerbsfähiger gegenüber disponierbaren Generatoren und Grundlastkraftwerken macht. ⓘ

Das DEWA-Projekt in Dubai, das 2019 gebaut wird, hielt 2017 den Weltrekord für den niedrigsten CSP-Preis mit 73 US-Dollar pro MWh für sein kombiniertes 700-MW-Röhren- und Turm-Projekt: 600 MW Rinne, 100 MW Turm mit täglich 15 Stunden thermischer Energiespeicherung. Der CSP-Grundlasttarif in der extrem trockenen Atacama-Region in Chile lag bei den Auktionen 2017 unter 50 USD/MWh. ⓘ

Solarwärmekraftwerk PS10 bei Sevilla, Spanien ⓘ

Sonnenwärmekraftwerk Ivanpah, Kalifornien, USA ⓘ

Andasol, Spanien ⓘ

Ein Sonnenwärmekraftwerk oder Solarwärmekraftwerk (auch solarthermisches Kraftwerk) ist ein Kraftwerk, das die Wärme der Sonne als primäre Energiequelle verwendet, entweder durch Absorption von deren Strahlung oder durch Nutzung warmer Luft. Solarwärmekraftwerke sind insbesondere abzugrenzen von der Photovoltaik, die die Strahlung der Sonne direkt in elektrischen Strom wandelt. ⓘ

Solarkraftwerke, die die Direktstrahlung der Sonne mit Reflektoren (Spiegeln) auf eine kleine Fläche bündeln, werden im Englischen auch CSP systems (von Concentrated Solar Power) genannt. Sie erreichen eine kürzere energetische Amortisationszeit und je nach Bauart auch höhere Wirkungsgrade als Photovoltaikanlagen, haben jedoch höhere Betriebs- und Wartungskosten und erfordern eine bestimmte Mindestgröße. Sie sind nur in sonnenreichen Regionen der Erde mit hoher direkter Sonneneinstrahlung wirtschaftlich einsetzbar. ⓘ

Sonnenwärmekraftwerke hatten zunächst niedrigere spezifische Investitionskosten pro installiertes Kilowatt als Photovoltaik­anlagen; durch den sehr starken Preisrückgang bei Solarmodulen ab 2011 haben mittlerweile aber Photovoltaikanlagen niedrigere Stromgestehungskosten. Da sich bei Sonnenwärmekraftwerken aber leicht günstige Wärmespeicher oder auch Brenner für chemische Brennstoffe installieren lassen, die diese Kraftwerke grundlastfähig machen, werden ihre Systemkosten langfristig geringer als bei Photovoltaikanlagen eingeschätzt, womit sie in späteren Phasen der Energiewende eine wichtige Rolle spielen könnten. Auch der umgekehrte Weg, die Einkopplung von Solarenergie in ein Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk, ist möglich und wurde erstmals 2011 im algerischen Kraftwerk Hassi R’Mel realisiert. ⓘ

Geschichte

Solardampfmaschine zum Pumpen von Wasser, in der Nähe von Los Angeles um 1901 ⓘ

Eine Legende besagt, dass Archimedes ein "Brennglas" benutzte, um das Sonnenlicht auf die einfallende römische Flotte zu konzentrieren und sie aus Syrakus zu vertreiben. 1973 stellte der griechische Wissenschaftler Dr. Ioannis Sakkas, der wissen wollte, ob Archimedes die römische Flotte 212 v. Chr. wirklich vernichtet haben könnte, fast 60 griechische Matrosen auf, von denen jeder einen länglichen Spiegel in der Hand hielt, der die Sonnenstrahlen einfing und sie auf eine 49 m entfernte, mit Teer bedeckte Sperrholzsilhouette richtete. Das Schiff fing nach einigen Minuten Feuer; Historiker bezweifeln jedoch weiterhin die Geschichte von Archimedes. ⓘ

1866 verwendete Auguste Mouchout eine Parabolrinne zur Dampferzeugung für die erste solare Dampfmaschine. Das erste Patent für einen Sonnenkollektor erhielt der Italiener Alessandro Battaglia 1886 in Genua, Italien. In den folgenden Jahren entwickelten Erfinder wie John Ericsson und Frank Shuman konzentrierende solarbetriebene Geräte zur Bewässerung, Kühlung und Fortbewegung. 1913 stellte Shuman in Maadi, Ägypten, ein Parabol-Solarkraftwerk mit 55 PS (41 kW) für die Bewässerung fertig. Das erste Solarenergiesystem mit einer Spiegelschüssel wurde von Dr. R.H. Goddard gebaut, der bereits durch seine Forschungen über flüssigkeitsbetriebene Raketen bekannt war und 1929 einen Artikel schrieb, in dem er behauptete, dass alle bisherigen Hindernisse beseitigt worden seien. ⓘ

Professor Giovanni Francia (1911-1980) entwarf und baute die erste konzentrierte Solaranlage, die 1968 in Sant'Ilario in der Nähe von Genua, Italien, in Betrieb genommen wurde. Diese Anlage hatte die Architektur der heutigen Kraftwerke mit einem Solarreceiver in der Mitte eines Feldes von Sonnenkollektoren. Die Anlage konnte 1 MW mit überhitztem Dampf bei 100 bar und 500 °C erzeugen. Der 10-MW-Kraftwerksturm Solar One wurde 1981 in Südkalifornien entwickelt. Solar One wurde 1995 in Solar Two umgewandelt, wobei ein neues Konzept mit einer Salzschmelze (60 % Natriumnitrat, 40 % Kaliumnitrat) als Arbeitsmedium des Receivers und als Speichermedium eingeführt wurde. Das Konzept der Salzschmelze hat sich bewährt, und Solar Two wurde bis zu seiner Stilllegung im Jahr 1999 erfolgreich betrieben. Die Parabolrinnentechnologie des nahe gelegenen Solar Energy Generating Systems (SEGS), das 1984 in Betrieb genommen wurde, war praktikabler. Das 354-MW-SEGS war bis 2014 das größte Solarkraftwerk der Welt. ⓘ

Von 1990, als SEGS fertiggestellt wurde, bis 2006, als das kompakte lineare Fresnel-Reflektorsystem im australischen Kraftwerk Liddell gebaut wurde, wurden keine kommerziellen konzentrierten Solarkraftwerke gebaut. Es wurden nur wenige andere Anlagen mit diesem Design gebaut, obwohl das 5-MW-Solarthermiekraftwerk Kimberlina 2009 eröffnet wurde. ⓘ

2007 wurde Nevada Solar One mit einer Leistung von 75 MW gebaut, ein Rinnensystem und die erste große Anlage seit SEGS. Zwischen 2009 und 2013 baute Spanien über 40 Parabolrinnenanlagen, die in 50-MW-Blöcken standardisiert sind. ⓘ

Aufgrund des Erfolgs von Solar Two wurde 2011 in Spanien ein kommerzielles Kraftwerk mit der Bezeichnung Solar Tres Power Tower gebaut, das später in Gemasolar Thermosolar Plant umbenannt wurde. Die Ergebnisse von Gemasolar ebneten den Weg für weitere Anlagen dieses Typs. Die Ivanpah Solar Power Facility wurde zur gleichen Zeit gebaut, allerdings ohne Wärmespeicher, sondern mit Erdgas zur morgendlichen Vorwärmung des Wassers. ⓘ

Die meisten konzentrierten Solarkraftwerke verwenden das Parabolrinnendesign anstelle der Power Tower- oder Fresnel-Systeme. Es gibt auch Variationen von Parabolrinnensystemen wie den integrierten solaren Kombikreislauf (ISCC), der Rinnen und herkömmliche fossile Heizsysteme kombiniert. ⓘ

Ursprünglich wurde CSP als Konkurrenz zur Photovoltaik betrachtet, und Ivanpah wurde ohne Energiespeicherung gebaut, obwohl Solar Two einen mehrstündigen thermischen Speicher eingebaut hatte. Bis 2015 waren die Preise für Photovoltaikanlagen gesunken, und der kommerzielle PV-Strom wurde für 1⁄3 der jüngsten CSP-Verträge verkauft. Zunehmend wurden jedoch Angebote für CSP-Kraftwerke mit einer thermischen Energiespeicherung von 3 bis 12 Stunden abgegeben, was CSP zu einer einsatzfähigen Form der Solarenergie machte. Als solche wird sie zunehmend als Konkurrenz zu Erdgas und PV mit Batterien für flexible, abrufbare Energie angesehen. ⓘ

Die Geschichte der Solarthermiekraftwerke reicht bis in die zweite Hälfte des 19. Jahrhunderts zurück, als Erfinder wie William Adams, Augustin Mouchot, Alessandro Battaglia oder John Ericsson verschiedene Anlagen zur Sonnenenergiekonversion wie Solarkocher, solarbetriebene Destillationsapparate, Kältemaschinen und Kessel für solarbetriebene Dampfmaschinen bauten. ⓘ

Am 1. September 1907 erteilte das kaiserliche Patentamt die Patent-Urkunde Nr. 237294 an die deutschen Ingenieure Wilhelm Maier aus Aalen und Adolf Remshardt aus Stuttgart für eine Vorrichtung zur unmittelbaren Verwendung der Sonnenwärme zur Dampferzeugung. ⓘ

1912 wurden schließlich Parabolrinnen zur Dampferzeugung für eine 45-kW-Dampfmotorpumpe in Maadi/Ägypten von Frank Shuman und Charles Boys eingesetzt. Die fünf Kollektorreihen hatten eine Länge von 65 m, eine Aperturweite von 4 m und eine Gesamtaperturfläche von 1.200 m². Die Nachführung erfolgte automatisch mit Hilfe eines Thermostaten. Auch eine gewisse Speicherung der Wärme für den Nachtbetrieb war bereits möglich. Der Preis betrug damals 31.200 Mark. Die Anlage lieferte „bei zehnstündiger Arbeitszeit pro Tag Dampf für 50 Pferdekräfte“. ⓘ

1916 hatte der Deutsche Reichstag 200.000 Reichsmark für eine Parabolrinnen-Demonstration in Deutsch-Südwest-Afrika bewilligt. Durch den Ersten Weltkrieg und das aufkommende Erdölzeitalter kam es jedoch nicht zu einer Umsetzung. ⓘ

Zwischen 1977 und 1982 wurden Parabolrinnen-Prozesswärme-Demonstrationsanlagen in den USA installiert. ⓘ

1981 wurde in Europa eine Demonstrationsanlage mit 500 kW elektrischer Leistung auf der Plataforma Solar de Almería in Betrieb genommen. ⓘ

Im spanischen Andalusien wurden von Juni 2006 bis Sommer 2009 mit Andasol, drei Anlagen zu je 50 MW, die derzeit größten Solarkraftwerke Europas gebaut. Andasol 1 ging im Dezember 2008 ans Netz und wurde am 1. Juli 2009 offiziell eingeweiht. Andasol 2 nahm Mitte 2009 den Testbetrieb auf, Andasol 3 2011. Die insolvente deutsche Firma Solar Millennium war an diesen Solarkraftwerken mit Projektierung, technischer Entwicklung und Steuerung wesentlich beteiligt. Die Dampfturbinen und Generatoren lieferte, wie für nahezu alle spanischen Parabolrinnen-Kraftwerksprojekte, die Siemens AG. Dieser Kraftwerkstyp wurde neben anderen Typen auch für den Grand Solar Plan und das DESERTEC-Projekt vorgeschlagen, eine endgültige Entscheidung über die Technologie wurde aber noch nicht getroffen. ⓘ

In Abu Dhabi (Vereinigte Arabische Emirate) wurde mit Shams-1 am 17. März 2013 das zu diesem Zeitpunkt größte Solarwärmekraftwerk der Welt in Betrieb genommen. Es hat eine Fläche von 2,5 km² und soll 20.000 Haushalte mit Energie versorgen. ⓘ

Eine Weiterentwicklung der Parabolrinnen sind die sogenannten Fresnel-Spiegel-Kollektoren. Mehrere ebenerdig angeordnete parallele, ungewölbte Spiegelstreifen (nach dem Prinzip einer Fresnel-Linse) reflektieren die einfallende Direktstrahlung des Sonnenlichts auf das Absorberrohr. Die Streifen werden einachsig nachgeführt. Ein zusätzlicher Sekundärspiegel hinter dem Rohr lenkt die Strahlung auf die Brennlinie. Dieses Konzept befindet sich derzeit in der praktischen Erprobungsphase. ⓘ

Diese Bauweise verbindet die Funktionsprinzipien von Parabolrinnenkollektoren und Turmkraftwerken miteinander, wobei sowohl auf gewölbte Spiegel als auch auf mehrachsige Sonnenstandsnachführungen verzichtet wird und der modulare Aufbau erhalten bleibt. Von der Verwendung der einfacher herzustellenden ungewölbten Spiegelstreifen werden Kostenvorteile erwartet. Das Absorberrohr wird im Gegensatz zu den meisten Parabolrinnenkonstruktionen nicht bewegt. So können sehr lange Kollektoren gebaut werden, die durch fehlende Rohrbögen und flexible Verbindungen geringe Strömungswiderstände für das Wärmeträgermedium aufweisen. Dem stehen Verschattungsverluste zwischen den Spiegelstreifen gegenüber. ⓘ

Seit 2004 unterstützt ein derartiges System die Dampferzeugung in einem australischen Kohlekraftwerk. Die Technologie wird von der Universität von New South Wales und Sydney erprobt. Die Anlage soll nach ihrer vollständigen Fertigstellung für das Kraftwerk Liddell im Hunter Valley, zirka 250 km nordwestlich von Sydney, rund 15 MW_th erzeugen und so zur Brennstoffeinsparung beitragen. Es handelt sich dabei um ein rund 60 m × 30 m großes Feld aus ebenen Spiegeln, die das Sonnenlicht auf etwa 10 m hohe Linien über dem Kollektorfeld konzentrieren. Dort wird mit Direktdampferzeugung etwa 285 °C heißer Wasserdampf erzeugt. ⓘ

Seit Juli 2008 ist im Auftrag von Gas Natural im spanischen Sevilla eine 352 m² große Anlage der Firma PSE AG aus Freiburg mit einer Spitzenleistung von 176 kW in Betrieb, welche die erzeugte Prozesswärme zum Antrieb einer Absorptionskältemaschine verwendet und damit ein Gebäude der Universität Sevilla kühlt. ⓘ

Seit März 2009 ist das Fresnelsolarkraftwerk PE 1 (Puerto Errado 1) der Karlsruher Firma Novatec Solar im spanischen Calasparra in kommerziellem Dauerbetrieb. Das Solarkraftwerk hat eine elektrische Leistung von 1,4 MW und basiert auf linearer Fresnelkollektortechnologie. PE 1 umfasst neben einem konventionellen Kraftwerksblock, einen solaren Dampferzeuger mit einer Spiegelfläche von ca. 18.000 m². ⓘ

Zur Dampferzeugung wird direkt eingestrahltes Sonnenlicht mit Hilfe von 16 Flachspiegelreihen auf einen linearen Receiver in 7,40 m Höhe konzentriert. In dieser Brennlinie des Spiegelfeldes ist ein Absorberrohr installiert, in dem durch die konzentrierte Strahlung Wasser direkt zu Sattdampf von 270 °C und 55 bar verdampft wird. Durch die Entwicklung eines neuen Receiverdesigns wird seit September 2011 am Fresnelkraftwerk Puerto Errado 1 überhitzter Dampf mit Temperaturen über 500 °C erzeugt. Eine genauere Beschreibung der PE-1-Anlage mit mehreren Bildern befindet sich in den Weblinks. ⓘ

Aufgrund der guten Erfahrungen mit der PE-1-Anlage ist ein weiteres Fresnelsolarkraftwerk mit einer Leistung von 30 MW gebaut und am 5. Oktober 2012 in Betrieb genommen worden. Puerto Errado 2 ist mit einer Spiegelfläche von 302.000 m² (0,302 km²) das weltgrößte Fresnelkraftwerk in Betrieb.

CSP-Fresnelkraftwerk Puerto Errado 2 ⓘ

Derzeitige Technologie

CSP wird zur Stromerzeugung eingesetzt (manchmal auch als solare Thermoelektrizität bezeichnet, die normalerweise durch Dampf erzeugt wird). Bei Systemen der konzentrierten Solartechnik werden Spiegel oder Linsen mit Nachführsystemen verwendet, um eine große Fläche des Sonnenlichts auf eine kleine Fläche zu konzentrieren. Das konzentrierte Licht wird dann als Wärme oder als Wärmequelle für ein konventionelles Kraftwerk genutzt (solare Thermoelektrizität). Die in CSP-Systemen verwendeten Solarkonzentratoren können häufig auch für die industrielle Prozesswärme oder -kühlung eingesetzt werden, z. B. bei der solaren Klimatisierung. ⓘ

Es gibt vier Arten von Konzentratortechnologien, nämlich Parabolrinnen, Parabolspiegel, konzentrierende lineare Fresnel-Reflektoren und Solartürme. Parabolrinnen und konzentrierende lineare Fresnel-Reflektoren werden als Kollektortypen mit linearem Fokus klassifiziert, während Parabolrinne und Solarturm Typen mit Punktfokus sind. Linear fokussierte Kollektoren erreichen mittlere Konzentrationsfaktoren (50 Sonnen und mehr), während punktuell fokussierte Kollektoren hohe Konzentrationsfaktoren (über 500 Sonnen) erreichen. Obwohl diese Solarkonzentratoren einfach sind, sind sie weit von der theoretischen Höchstkonzentration entfernt. Die Parabolrinnenkonzentration beispielsweise beträgt etwa 1⁄3 des theoretischen Maximums für den Auslegungsannahmewinkel, d. h. für die gleichen Gesamttoleranzen für das System. Eine Annäherung an das theoretische Maximum kann durch den Einsatz von aufwendigeren Konzentratoren erreicht werden, die auf nicht-abbildenden Optiken basieren. ⓘ

Verschiedene Arten von Konzentratoren erzeugen unterschiedliche Spitzentemperaturen und dementsprechend unterschiedliche thermodynamische Wirkungsgrade, da sie der Sonne unterschiedlich nachgeführt werden und das Licht fokussieren. Neue Innovationen in der CSP-Technologie führen dazu, dass die Systeme immer kostengünstiger werden. ⓘ

Parabolrinne

Parabolrinne in einer Anlage bei Harper Lake, Kalifornien ⓘ

Eine Parabolrinne besteht aus einem linearen Parabolspiegel, der das Licht auf einen Empfänger konzentriert, der entlang der Brennlinie des Spiegels positioniert ist. Der Empfänger ist ein Rohr, das in der Längsbrennlinie des Parabolspiegels angeordnet und mit einer Arbeitsflüssigkeit gefüllt ist. Der Reflektor folgt tagsüber der Sonne, indem er entlang einer einzigen Achse nachgeführt wird. Eine Arbeitsflüssigkeit (z. B. geschmolzenes Salz) wird beim Durchströmen des Receivers auf 150-350 °C erhitzt und dient dann als Wärmequelle für ein Stromerzeugungssystem. Rinnensysteme sind die am weitesten entwickelte CSP-Technologie. Die Anlagen von Solar Energy Generating Systems (SEGS) in Kalifornien, die weltweit ersten kommerziellen Parabolrinnen-Kraftwerke, die Nevada Solar One von Acciona in der Nähe von Boulder City, Nevada, und Andasol, Europas erstes kommerzielles Parabolrinnen-Kraftwerk, sind ebenso repräsentativ wie die SSPS-DCS-Testanlagen der Plataforma Solar de Almería in Spanien. ⓘ

Gekapselte Rinne

Das Konzept sieht vor, dass das Solarthermiesystem in einem gewächshausähnlichen Gewächshaus untergebracht ist. Das Gewächshaus schafft eine geschützte Umgebung, die den Elementen standhält, die sich negativ auf die Zuverlässigkeit und Effizienz des Solarthermiesystems auswirken können. Leichte, gebogene, solarreflektierende Spiegel sind an Drähten an der Decke des Gewächshauses aufgehängt. Ein einachsiges Nachführsystem positioniert die Spiegel so, dass sie die optimale Menge an Sonnenlicht einfangen. Die Spiegel bündeln das Sonnenlicht und fokussieren es auf ein Netz von stationären Stahlrohren, die ebenfalls an der Gewächshausstruktur aufgehängt sind. Über die gesamte Länge der Rohre wird Wasser geleitet, das bei intensiver Sonneneinstrahlung zur Dampferzeugung gekocht wird. Der Schutz der Spiegel vor dem Wind ermöglicht höhere Temperaturen und verhindert, dass sich Staub auf den Spiegeln ablagert. ⓘ

GlassPoint Solar, das Unternehmen, das das Enclosed-Trough-Design entwickelt hat, gibt an, dass seine Technologie in sonnigen Regionen Wärme für Enhanced Oil Recovery (EOR) für etwa 5 $ pro 290 kWh (1.000.000 BTU) erzeugen kann, verglichen mit 10 bis 12 $ für andere konventionelle solarthermische Technologien. ⓘ

Solarstromturm

Ashalim-Kraftwerk, Israel, nach seiner Fertigstellung der höchste Solarturm der Welt. Er bündelt das Licht von über 50.000 Heliostaten. ⓘ

Das Solarkraftwerk PS10 in Andalusien, Spanien, bündelt das Sonnenlicht aus einem Feld von Heliostaten auf einen zentralen Solarturm. ⓘ

Ein Solarturm besteht aus einem Feld von zweiachsig nachgeführten Reflektoren (Heliostaten), die das Sonnenlicht auf einen zentralen Receiver oben auf dem Turm konzentrieren; der Receiver enthält eine Wärmeübertragungsflüssigkeit, die aus Wasserdampf oder geschmolzenem Salz bestehen kann. Optisch entspricht ein Solarstromturm einem runden Fresnel-Reflektor. Die Arbeitsflüssigkeit im Receiver wird auf 500-1000 °C (773-1.273 K oder 932-1.832 °F) erhitzt und dann als Wärmequelle für ein Stromerzeugungs- oder Energiespeichersystem genutzt. Ein Vorteil des Solarturms ist, dass die Reflektoren anstelle des gesamten Turms eingestellt werden können. Die Entwicklung von Solartürmen ist weniger weit fortgeschritten als die von Rinnensystemen, aber sie bieten einen höheren Wirkungsgrad und eine bessere Energiespeicherfähigkeit. Mit Heliostaten zur Erwärmung der Arbeitsflüssigkeit ist auch der Einsatz von Abstrahltürmen möglich. ⓘ

Die Solar Two in Daggett, Kalifornien, und die CESA-1 auf der Plataforma Solar de Almeria in Almeria, Spanien, sind die repräsentativsten Demonstrationsanlagen. Die Planta Solar 10 (PS10) in Sanlucar la Mayor, Spanien, ist der erste kommerzielle Solarstromturm der Welt. Das 377-MW-Solarkraftwerk Ivanpah in der Mojave-Wüste ist die größte CSP-Anlage der Welt und nutzt drei Kraftwerkstürme. Ivanpah erzeugte nur 0,652 TWh (63 %) seiner Energie aus Sonnenenergie, die restlichen 0,388 TWh (37 %) wurden durch die Verbrennung von Erdgas gewonnen. ⓘ

Fresnel-Reflektoren

Fresnel-Reflektoren bestehen aus vielen dünnen, flachen Spiegelstreifen, die das Sonnenlicht auf Rohre konzentrieren, durch die eine Arbeitsflüssigkeit gepumpt wird. Flache Spiegel bieten eine größere Reflexionsfläche auf gleichem Raum als Parabolspiegel und fangen so mehr Sonnenlicht ein, außerdem sind sie viel billiger als Parabolspiegel. Fresnel-Reflektoren können in CSPs verschiedener Größe verwendet werden. ⓘ

Fresnel-Reflektoren werden manchmal als eine Technologie mit einer schlechteren Leistung als andere Methoden angesehen. Die Kosteneffizienz dieses Modells ist der Grund dafür, dass einige diese Technologie anstelle anderer mit höherer Leistung verwenden. Einige neue Modelle von Fresnel-Reflektoren mit Ray-Tracing-Fähigkeiten wurden bereits getestet und haben zunächst bewiesen, dass sie eine höhere Leistung als die Standardversion erbringen. ⓘ

Dish-Stirling

Ein Dish-Stirling ⓘ

Ein Dish-Stirling- oder Dish-Engine-System besteht aus einem freistehenden Parabolspiegel, der das Licht auf einen Empfänger konzentriert, der im Brennpunkt des Reflektors steht. Der Reflektor folgt der Sonne in zwei Achsen. Die Arbeitsflüssigkeit im Receiver wird auf 250-700 °C (482-1.292 °F) erhitzt und dann von einem Stirlingmotor zur Stromerzeugung genutzt. Parabolrinnensysteme bieten einen hohen Wirkungsgrad bei der Umwandlung von Sonnenenergie in Strom (zwischen 31 % und 32 %), und ihre modulare Bauweise sorgt für Skalierbarkeit. Die Schüsseln von Stirling Energy Systems (SES), United Sun Systems (USS) und Science Applications International Corporation (SAIC) an der UNLV sowie die Big Dish der Australian National University in Canberra, Australien, sind repräsentativ für diese Technologie. Am 31. Januar 2008, einem kalten, hellen Tag, wurde mit den SES-Schüsseln in der National Solar Thermal Test Facility (NSTTF) in New Mexico ein Weltrekord für die Umwandlung von Sonnenenergie in elektrische Energie mit 31,25 % aufgestellt. Nach Angaben der schwedischen Firma Ripasso Energy, die die Anlage entwickelt hat, erreichte ihr Dish Sterling-System, das 2015 in der Kalahari-Wüste in Südafrika getestet wurde, einen Wirkungsgrad von 34 %. Die SES-Anlage in Maricopa, Phoenix, war die größte Stirling-Dish-Anlage der Welt, bis sie an United Sun Systems verkauft wurde. Danach wurden größere Teile der Anlage im Zuge des enormen Energiebedarfs nach China verlagert. ⓘ

Solarthermisch unterstützte Ölgewinnung

Die Wärme der Sonne kann zur Erzeugung von Dampf genutzt werden, um Schweröl weniger zähflüssig und leichter pumpfähig zu machen. Solartürme und Parabolrinnen können zur Bereitstellung des Dampfes verwendet werden, der direkt genutzt wird, so dass keine Generatoren erforderlich sind und kein Strom erzeugt wird. Die solarthermische Ölgewinnung kann die Lebensdauer von Ölfeldern mit sehr dickflüssigem Öl verlängern, das sich sonst nicht wirtschaftlich pumpen ließe. ⓘ

CSP mit thermischer Energiespeicherung

In einer CSP-Anlage mit Speicherung wird die Sonnenenergie zunächst zur Erwärmung von geschmolzenem Salz oder synthetischem Öl genutzt, das in isolierten Tanks gespeichert wird und Wärmeenergie bei hohen Temperaturen liefert. Später wird das heiße geschmolzene Salz (oder Öl) in einem Dampferzeuger zur Dampferzeugung verwendet, um je nach Bedarf mit einem Dampfturbinengenerator Strom zu erzeugen. Auf diese Weise wird die nur bei Tageslicht verfügbare Sonnenenergie genutzt, um rund um die Uhr bei Bedarf Strom zu erzeugen - als Lastfolgekraftwerk oder Solar-Peaker-Kraftwerk. Die thermische Speicherkapazität wird in Stunden der Stromerzeugung bei Nennleistung angegeben. Im Gegensatz zu PV- oder CSP-Kraftwerken ohne Speicher ist die Stromerzeugung aus solarthermischen Speicherkraftwerken planbar und autark, ähnlich wie bei Kohle-/Gaskraftwerken, jedoch ohne die Umweltverschmutzung. CSP-Anlagen mit thermischen Energiespeichern können auch als Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen eingesetzt werden, die rund um die Uhr sowohl Strom als auch Prozessdampf liefern. Im Dezember 2018 lagen die Erzeugungskosten von CSP-Kraftwerken mit thermischen Energiespeichern zwischen 5 c € / kWh und 7 c € / kWh, je nach guter bis mittlerer Sonneneinstrahlung an einem Standort. Im Gegensatz zu PV-Anlagen können CSP-Anlagen mit thermischen Energiespeichern auch rund um die Uhr wirtschaftlich genutzt werden, um ausschließlich Prozessdampf zu erzeugen, der umweltschädliche fossile Brennstoffe ersetzt. CSP-Anlagen können auch mit PV-Anlagen kombiniert werden, um bessere Synergieeffekte zu erzielen. ⓘ

CSP-Anlagen mit Wärmespeichern sind auch unter Verwendung des Brayton-Zyklus mit Luft anstelle von Dampf zur Erzeugung von Strom und/oder Dampf rund um die Uhr verfügbar. Diese CSP-Anlagen sind mit einer Gasturbine zur Stromerzeugung ausgestattet. Sie haben auch eine kleine Kapazität (<0,4 MW) und können auf einer Fläche von wenigen Hektar installiert werden. Die Abwärme des Kraftwerks kann auch für die Erzeugung von Prozessdampf und für HLK-Anlagen genutzt werden. Falls die Verfügbarkeit von Land keine Einschränkung darstellt, kann eine beliebige Anzahl dieser Module bis zu 1000 MW mit RAMS und Kostenvorteil installiert werden, da die Kosten pro MW dieser Einheiten billiger sind als bei größeren solarthermischen Anlagen. ⓘ

Auch eine zentrale Fernwärmeversorgung rund um die Uhr ist mit solarthermischen Speicherkraftwerken machbar. ⓘ

Kohlenstoffneutrale Treibstoffproduktion

Die Herstellung kohlenstoffneutraler synthetischer Kraftstoffe mit konzentrierter Solarthermie bei einer Temperatur von fast 1500 °C ist technisch machbar und angesichts der sinkenden Kosten von CSP-Anlagen in naher Zukunft auch kommerziell rentabel. Auch kohlenstoffneutraler Wasserstoff kann mit solarthermischer Energie (CSP) unter Verwendung des Schwefel-Jod-Zyklus, des Hybrid-Schwefel-Zyklus, des Eisenoxid-Zyklus, des Kupfer-Chlor-Zyklus, des Zink-Zinkoxid-Zyklus, des Cerium(IV)-Oxid-Cerium(III)-Oxid-Zyklus usw. hergestellt werden. ⓘ

Einsatz in der ganzen Welt

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

1984

1990

1995

2000

2005

2010

2015

Weltweite CSP-Kapazität seit 1984 in MW_{p ⓘ}

Nationale CSP-Kapazitäten im Jahr 2018 (MW_p) ⓘ

Land	Insgesamt	Hinzugefügt
Spanien	2,300	0
Vereinigte Staaten	1,738	0
Südafrika	400	100
Marokko	380	200
Indien	225	0
China	210	200
Vereinigte Arabische Emirate	100	0
Saudi-Arabien	50	50
Algerien	25	0
Ägypten	20	0
Australien	12	0
Thailand	5	0
Quelle: REN21 Global Status Report, 2017 und 2018

Eine erste Anlage wurde auf Sizilien in Adrano betrieben. Der Einsatz von CSP-Anlagen in den USA begann 1984 mit den SEGS-Anlagen. Die letzte SEGS-Anlage wurde 1990 fertiggestellt. Von 1991 bis 2005 wurden nirgendwo auf der Welt CSP-Anlagen gebaut. Die weltweit installierte CSP-Kapazität hat sich zwischen 2004 und 2013 fast verzehnfacht und wuchs in den letzten fünf Jahren um durchschnittlich 50 % pro Jahr. Im Jahr 2013 stieg die weltweit installierte Kapazität um 36 % oder fast 0,9 Gigawatt (GW) auf mehr als 3,4 GW. Spanien und die Vereinigten Staaten blieben weltweit führend, während die Zahl der Länder mit installierten CSP-Anlagen zunahm, aber der rapide Preisverfall bei PV-Solaranlagen, politische Veränderungen und die globale Finanzkrise stoppten die meisten Entwicklungen in diesen Ländern. 2014 war das beste Jahr für CSP, doch dann folgte ein rapider Rückgang mit nur einer großen Anlage, die 2016 weltweit fertiggestellt wurde. Es gibt einen bemerkenswerten Trend hin zu Entwicklungsländern und Regionen mit hoher Sonneneinstrahlung, in denen 2017 mehrere große Anlagen im Bau sind. ⓘ

Konzentrierte Solarenergie weltweit (MW_p) ⓘ

Jahr	1984	1985	1989	1990	1991-2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Installiert	14	60	200	80	0	1	74	55	179	307	629	803	872	925	420	110	100	550	381	239	110
Kumulativ	14	74	274	354	354	355	429	484	663	969	1,598	2,553	3,425	4,335	4,705	4,815	4,915	5,465	6,451	6690	6800
Quellen: REN21 - CSP-world.com - IRENA - HeliosCSP

Wirkungsgrad

Der Wirkungsgrad eines konzentrierenden Solarenergiesystems hängt von der Technologie ab, mit der die Sonnenenergie in elektrische Energie umgewandelt wird, von der Betriebstemperatur des Empfängers und der Wärmeabgabe, von den thermischen Verlusten im System und vom Vorhandensein oder Fehlen anderer Systemverluste; neben dem Umwandlungswirkungsgrad verursacht auch das optische System, das das Sonnenlicht konzentriert, zusätzliche Verluste. ⓘ

In der Praxis wird ein maximaler Umwandlungswirkungsgrad von 23-35 % für Systeme des Typs "Power Tower" angegeben, die bei Temperaturen von 250 bis 565 °C betrieben werden, wobei der höhere Wirkungsgrad von einer kombinierten Zyklusturbine ausgeht. Dish-Stirling-Systeme, die bei Temperaturen von 550-750 °C arbeiten, erreichen einen Wirkungsgrad von etwa 30 %. Aufgrund von Schwankungen der Sonneneinstrahlung im Laufe des Tages entspricht der durchschnittlich erreichte Umwandlungswirkungsgrad nicht diesen maximalen Wirkungsgraden, und die jährlichen Nettowirkungsgrade von Solarenergie in Elektrizität liegen bei 7-20 % für Pilot-Power-Tower-Systeme und bei 12-25 % für Stirling-Dish-Systeme im Demonstrationsmaßstab. ⓘ

Theorie

Der maximale Umwandlungswirkungsgrad eines jeden Systems zur Umwandlung von Wärme in elektrische Energie wird durch den Carnot-Wirkungsgrad angegeben, der eine theoretische Grenze für den Wirkungsgrad darstellt, der von jedem System erreicht werden kann und durch die Gesetze der Thermodynamik festgelegt ist. In der realen Welt wird der Carnot-Wirkungsgrad nicht erreicht. ⓘ

Der Umwandlungswirkungsgrad $\eta$ der einfallenden Sonnenstrahlung in mechanische Arbeit hängt von den Wärmestrahlungseigenschaften des Solarreceivers und von der Wärmekraftmaschine (z. B. Dampfturbine) ab. Die Sonneneinstrahlung wird zunächst durch den Solarreceiver mit dem Wirkungsgrad $\eta _{Receiver}$ in Wärme umgewandelt, und anschließend wird die Wärme durch die Wärmekraftmaschine in mechanische Energie mit dem Wirkungsgrad $\eta _{mechanical}$unter Anwendung des Carnotschen Prinzips in mechanische Energie umgewandelt. Die mechanische Energie wird dann durch einen Generator in elektrische Energie umgewandelt. Für einen Solarreceiver mit einem mechanischen Wandler (z. B. einer Turbine) kann der Gesamtwirkungsgrad wie folgt definiert werden:

$\eta =\eta _{\mathrm {optics} }\cdot \eta _{\mathrm {receiver} }\cdot \eta _{\mathrm {mechanical} }\cdot \eta _{\mathrm {generator} }$ ⓘ

wobei $\eta _{\mathrm {optics} }$ den Anteil des auf den Receiver konzentrierten einfallenden Lichts darstellt, $\eta _{\mathrm {receiver} }$ den Anteil des auf den Receiver einfallenden Lichts, der in Wärmeenergie umgewandelt wird, $\eta _{\mathrm {mechanical} }$ den Wirkungsgrad der Umwandlung von Wärmeenergie in mechanische Energie und $\eta _{\mathrm {generator} }$ den Wirkungsgrad der Umwandlung der mechanischen Energie in elektrische Energie. ⓘ

$\eta _{\mathrm {receiver} }$ ist:

$\eta _{\mathrm {receiver} }={\frac {Q_{\mathrm {absorbed} }-Q_{\mathrm {lost} }}{Q_{\mathrm {incident} }}}$

mit $Q_{\mathrm {incident} }$, $Q_{\mathrm {absorbed} }$, $Q_{\mathrm {lost} }$ der einfallende Sonnenstrom bzw. die vom Solarreceiver des Systems absorbierten und verlorenen Ströme. ⓘ

Der Umwandlungswirkungsgrad $\eta _{\mathrm {mechanical} }$ ist höchstens der Carnot-Wirkungsgrad, der von der Temperatur des Receivers $T_{H}$ und der Temperatur der Wärmerückführung ("Kühlkörpertemperatur") $T^{0}$,

$\eta _{\mathrm {Carnot} }=1-{\frac {T^{0}}{T_{H}}}$ ⓘ

Die realen Wirkungsgrade typischer Motoren erreichen 50 % bis höchstens 70 % des Carnot-Wirkungsgrads aufgrund von Verlusten wie Wärmeverlusten und Schlupf in den beweglichen Teilen. ⓘ

Idealfall

Für einen Sonnenstrom $I$ (z. B. $I=1000\,\mathrm {W/m^{2}}$) konzentriert $C$ mal mit einem Wirkungsgrad $\eta _{Optics}$ auf das System Solarreceiver mit einer Kollektorfläche $A$ und einem Absorptionsvermögen $\alpha$:

$Q_{\mathrm {solar} }=ICA$,

$Q_{\mathrm {absorbed} }=\eta _{\mathrm {optics} }\alpha Q_{\mathrm {solar} }$,

Der Einfachheit halber kann man davon ausgehen, dass es sich bei den Verlusten nur um Strahlungsverluste handelt (eine angemessene Annahme für hohe Temperaturen), also für eine Abstrahlfläche A und einen Emissionsgrad $\epsilon$ die Anwendung des Stefan-Boltzmann-Gesetzes ergibt:

$Q_{\mathrm {lost} }=A\epsilon \sigma T_{H}^{4}$ ⓘ

Vereinfacht man diese Gleichungen durch die Annahme einer perfekten Optik ($\eta _{\mathrm {Optics} }$ = 1) und ohne Berücksichtigung des letzten Umwandlungsschritts in Elektrizität durch einen Generator, der Gleichheit von sammelnder und abstrahlender Fläche und des maximalen Absorptions- und Emissionsgrads ($\alpha$ = 1, $\epsilon$ = 1), dann ergibt das Einsetzen der ersten Gleichung

$\eta =\left(1-{\frac {\sigma T_{H}^{4}}{IC}}\right)\cdot \left(1-{\frac {T^{0}}{T_{H}}}\right)$ ⓘ

Das Diagramm zeigt, dass der Gesamtwirkungsgrad nicht stetig mit der Temperatur des Empfängers steigt. Obwohl der Wirkungsgrad der Wärmekraftmaschine (Carnot) mit steigender Temperatur zunimmt, ist dies beim Empfänger nicht der Fall. Im Gegenteil, der Wirkungsgrad des Empfängers nimmt ab, da die Energiemenge, die er nicht aufnehmen kann (Q_lost), in Abhängigkeit von der Temperatur um die vierte Potenz wächst. Folglich gibt es eine maximal erreichbare Temperatur. Wenn der Wirkungsgrad des Empfängers Null ist (blaue Kurve in der Abbildung unten), ist T_max: $T_{\mathrm {max} }=\left({\frac {IC}{\sigma }}\right)^{0.25}$ ⓘ

Es gibt eine Temperatur T_opt, bei der der Wirkungsgrad maximal ist, d. h. wenn die Ableitung des Wirkungsgrads von der Empfängertemperatur Null ist:

${\frac {d\eta }{dT_{H}}}(T_{\mathrm {opt} })=0$

Daraus ergibt sich die folgende Gleichung:

$T_{opt}^{5}-(0.75T^{0})T_{\mathrm {opt} }^{4}-{\frac {T^{0}IC}{4\sigma }}=0$

Wenn man diese Gleichung numerisch löst, erhält man die optimale Prozesstemperatur in Abhängigkeit vom Verhältnis der solaren Konzentration $C$ (rote Kurve in der Abbildung unten) ⓘ

C	500	1000	5000	10000	45000 (max. für die Erde) ⓘ
Tmax	1720	2050	3060	3640	5300
Topt	970	1100	1500	1720	2310

Abgesehen von den theoretischen Wirkungsgraden zeigen die realen Erfahrungen mit CSP, dass die prognostizierte Produktion um 25-60 % unterschritten wird, was zu einem großen Teil auf die praktischen Verluste des Carnot-Zyklus zurückzuführen ist, die in der obigen Analyse nicht berücksichtigt wurden. ⓘ

Kosten

Nur wenige CSP-Anlagen in China haben im Jahr 2021 einen Tarif von 50 US$ pro MWh erreicht. ⓘ

Bereits 2011 führte der rapide Preisverfall bei Photovoltaikanlagen zu Prognosen, dass CSP nicht mehr wirtschaftlich sein wird. Ab 2020 werden die günstigsten Kraftwerke mit konzentrierter Solarenergie in den Vereinigten Staaten und weltweit fünfmal teurer sein als Photovoltaik-Kraftwerke, mit einem prognostizierten Mindestpreis von 7 Cent pro Kilowattstunde für die fortschrittlichsten CSP-Kraftwerke gegenüber einem Rekordtief von 1,32 Cent pro kWh für Photovoltaik-Kraftwerke. Dieser fünffache Preisunterschied wird seit 2018 beibehalten. ⓘ

Auch wenn der Einsatz von CSP insgesamt noch begrenzt ist, sind die Stromgestehungskosten von Anlagen im kommerziellen Maßstab in den letzten Jahren deutlich gesunken. Mit einer Lernrate von schätzungsweise 20 % Kostensenkung bei jeder Kapazitätsverdopplung näherten sich die Kosten Anfang der 2020er Jahre dem oberen Ende der Kostenspanne für fossile Brennstoffe an, was durch Förderprogramme in mehreren Ländern wie Spanien, den USA, Marokko, Südafrika, China und den VAE gefördert wurde:

Der Einsatz von CSP hat sich erheblich verlangsamt, da die meisten der oben genannten Märkte ihre Unterstützung gestrichen haben, da sich die Technologie pro kWH als teurer erwiesen hat als Photovoltaik und Windkraft. Einige gehen davon aus, dass CSP in Kombination mit thermischer Energiespeicherung (TES) bei einer Speicherdauer von mehr als 4 Stunden pro Tag billiger bleiben wird als PV mit Lithiumbatterien, während NREL erwartet, dass PV mit Lithiumbatterien mit 10-stündiger Speicherung bis 2030 genauso viel kosten wird wie PV mit 4-stündiger Speicherung im Jahr 2020. ⓘ

Anreize und Märkte

Spanien

Solarkraftwerk Andasol in Spanien ⓘ

Im Jahr 2008 wurde in Spanien der erste kommerzielle CSP-Markt in Europa geschaffen. Bis 2012 konnte die solarthermische Stromerzeugung zunächst mit Einspeisevergütungen gefördert werden (Art. 2 RD 661/2007) - was zum Aufbau der größten CSP-Flotte der Welt führte, die mit 2,3 GW installierter Leistung jährlich etwa 5 TWh Strom in das spanische Netz einspeist. Die ursprünglichen Anforderungen für Anlagen im FiT waren:

• Anlagen, die vor dem 29. September 2008 in das Anlagenregister eingetragen wurden: 50 MW für solarthermische Anlagen.
• Nach dem 29. September 2008 registrierte Anlagen (nur PV).

Die Leistungsgrenzen für die verschiedenen Anlagentypen wurden bei der vierteljährlichen Überprüfung der Antragsbedingungen neu festgelegt (Art. 5 RD 1578/2008, Anhang III RD 1578/2008). Vor dem Ende einer Antragsperiode werden die für jeden Anlagentyp festgelegten Marktobergrenzen auf der Website des Ministeriums für Industrie, Tourismus und Handel veröffentlicht (Art. 5 RD 1578/2008). Aufgrund von Kostenbedenken hat Spanien am 27. Januar 2012 die Annahme neuer Projekte für die Einspeisevergütung gestoppt. Bereits angenommene Projekte waren von einer 6%igen "Solarsteuer" auf die Einspeisevergütung betroffen, wodurch die Einspeisevergütung effektiv reduziert wurde. ⓘ

In diesem Zusammenhang erließ die spanische Regierung 2013 das Königliche Gesetzesdekret 9/2013, das auf die Verabschiedung dringender Maßnahmen zur Gewährleistung der wirtschaftlichen und finanziellen Stabilität des Elektrizitätssystems abzielt und die Grundlage für das neue Gesetz 24/2013 für den spanischen Elektrizitätssektor bildet. Dieser neue rückwirkende rechtlich-wirtschaftliche Rahmen, der für alle Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien gilt, wurde 2014 durch das RD 413/2014 weiterentwickelt, mit dem die früheren Regulierungsrahmen des RD 661/2007 und des RD 1578/2008 aufgehoben und ein neues Vergütungssystem für diese Anlagen festgelegt wurden. ⓘ

Nach einem verlorenen Jahrzehnt für die CSP in Europa hat Spanien in seinem nationalen Energie- und Klimaplan angekündigt, zwischen 2021 und 2030 5 GW CSP-Kapazität hinzuzufügen. Zu diesem Zweck werden ab 2021 halbjährliche Versteigerungen von 200 MW CSP-Kapazität erwartet, Einzelheiten sind jedoch noch nicht bekannt. ⓘ

Australien

Mehrere CSP-Anlagen wurden in abgelegenen Aborigine-Siedlungen im Northern Territory errichtet: Hermannsburg, Yuendumu und Lajamanu. ⓘ

Bislang wurde in Australien noch kein CSP-Projekt im kommerziellen Maßstab in Betrieb genommen, aber es wurden mehrere Projekte vorgeschlagen. Im Jahr 2017 erhielt der inzwischen in Konkurs gegangene amerikanische CSP-Entwickler SolarReserve den Zuschlag für eine PPA zur Realisierung des 150-MW-Solarthermieprojekts Aurora in Südaustralien zu einem rekordverdächtig niedrigen Preis von nur 0,08 AUD$/kWh bzw. fast 0,06 USD/kWh. Leider gelang es dem Unternehmen nicht, die Finanzierung zu sichern, und das Projekt wurde eingestellt. Eine weitere vielversprechende Anwendung für CSP in Australien sind Bergwerke, die rund um die Uhr Strom benötigen, aber oft keinen Netzanschluss haben. Vast Solar, ein Start-up-Unternehmen, das ein neuartiges modulares CSP-Konzept der dritten Generation vermarkten will, plant für 2021 den Baubeginn einer kombinierten 50-MW-CSP- und PV-Anlage in Mt. Isa im Nordwesten Queenslands. ⓘ

Auf Bundesebene kann die solarthermische Stromerzeugung in großem Maßstab aus zugelassenen RET-Kraftwerken im Rahmen des Large-scale Renewable Energy Target (LRET), das im Rahmen des Renewable Energy Electricity Act 2000 in Kraft ist, zur Ausstellung von Großerzeugungszertifikaten (LGCs) berechtigt sein. Diese Zertifikate können dann an haftende Stellen (in der Regel Stromhändler) verkauft und übertragen werden, um ihre Verpflichtungen im Rahmen dieses Systems handelbarer Zertifikate zu erfüllen. Da diese Gesetzgebung jedoch technologieneutral ist, begünstigt sie eher etablierte EE-Technologien mit niedrigeren nivellierten Erzeugungskosten, wie z. B. große Onshore-Windkraftanlagen, als Solarthermie und CSP. Auf staatlicher Ebene sind die Einspeisegesetze für erneuerbare Energien in der Regel durch die maximale Erzeugungskapazität in kWp gedeckelt und gelten nur für die Erzeugung von Kleinst- oder mittelgroßen Anlagen und in einer Reihe von Fällen nur für die Erzeugung von Solar-PV (Photovoltaik). Dies bedeutet, dass CSP-Projekte in größerem Maßstab in vielen Bundesstaaten und Territorien nicht für Einspeisevergütungen in Frage kommen. ⓘ

China

In letzter Zeit hat China die Entwicklung der CSP-Technologie vorangetrieben, um mit anderen Stromerzeugungsmethoden auf der Grundlage erneuerbarer und nicht erneuerbarer Energiequellen zu konkurrieren. ⓘ

Im Jahr 2016 gab China seine Absicht bekannt, im Rahmen des 13. Fünfjahresplans eine Reihe von 20 technologisch unterschiedlichen CSP-Demonstrationsprojekten zu bauen, um eine international wettbewerbsfähige CSP-Industrie aufzubauen. Seit der Fertigstellung der ersten Anlagen im Jahr 2018 wird der erzeugte Strom aus den Anlagen mit thermischer Speicherung mit einer administrativ festgelegten FiT von 1,5 RMB pro kWh gefördert. Ende 2020 betrieb China insgesamt 545 MW in 12 CSP-Anlagen, sieben Anlagen (320 MW) sind Salzschmelztürme; weitere zwei Anlagen (150 MW) nutzen das bewährte Parabolrinnendesign Eurotrough 150, drei Anlagen (75 MW) nutzen Liner-Fresnel-Kollektoren. Pläne für den Bau einer zweiten Serie von Demonstrationsprojekten wurden nie in die Tat umgesetzt, und weitere technologiespezifische Unterstützung für CSP im kommenden 14. Fünfjahresplan ist nicht bekannt. Die derzeitige Förderung ist für die verbleibenden Projekte der Demonstrationsreihe vorgesehen und läuft Ende 2021 aus. ⓘ

Indien

Im März 2020 schrieb die SECI 5000 MW aus, die aus einer Kombination von Photovoltaik, Solarthermie mit Speicherung und Kohlekraft (mindestens 51 % aus erneuerbaren Quellen) bestehen können, um rund um die Uhr Strom mit einer jährlichen Verfügbarkeit von mindestens 80 % zu liefern. ⓘ

Zukunft

Eine von Greenpeace International, der European Solar Thermal Electricity Association und der SolarPACES-Gruppe der Internationalen Energieagentur durchgeführte Studie untersuchte das Potenzial und die Zukunft der konzentrierten Solarenergie. Die Studie ergab, dass die konzentrierte Solarenergie bis 2050 bis zu 25 % des weltweiten Energiebedarfs decken könnte. Die Investitionen würden in diesem Zeitraum von 2 Milliarden Euro weltweit auf 92,5 Milliarden Euro steigen. Spanien ist führend in der Technologie der konzentrierten Solarenergie und hat mehr als 50 staatlich genehmigte Projekte in Arbeit. Außerdem exportiert das Land seine Technologie, was den Anteil dieser Technologie an der weltweiten Energieversorgung weiter erhöht. Da die Technologie am besten in Gebieten mit hoher Sonneneinstrahlung funktioniert, sagen Experten das größte Wachstum in Gebieten wie Afrika, Mexiko und dem Südwesten der USA voraus. Die Studie zeigt, dass die thermischen Speichersysteme auf Nitratbasis (Kalzium, Kalium, Natrium usw.) die CSP-Anlagen immer rentabler machen werden. In der Studie wurden drei verschiedene Ergebnisse für diese Technologie untersucht: kein Anstieg der CSP-Technologie, Fortsetzung der Investitionen wie in Spanien und den USA und schließlich das wahre Potenzial der CSP ohne jegliche Hindernisse für ihr Wachstum. Die Ergebnisse des dritten Teils sind in der nachstehenden Tabelle aufgeführt:

Jahr	Jährlich Investitionen	Kumulativ Kapazität ⓘ
2015	21 Milliarden Euro	4.755 MW
2050	174 Mrd. €	1.500.000 MW

Schließlich wurde in der Studie anerkannt, dass sich die Technologie für CSP verbessert und dass dies bis 2050 zu einem drastischen Preisrückgang führen wird. Sie prognostizierte einen Rückgang von derzeit 0,23-0,15 €/kWh auf 0,14-0,10 €/kWh. ⓘ

Die Europäische Union prüfte die Entwicklung eines 400 Mrd. € (774 Mrd. US$) teuren Netzes von Solarkraftwerken in der Sahara unter Verwendung der CSP-Technologie, das unter dem Namen Desertec bekannt werden sollte, um "ein neues kohlenstofffreies Netz zu schaffen, das Europa, den Nahen Osten und Nordafrika verbindet". Der Plan wurde hauptsächlich von deutschen Industriellen unterstützt und sah vor, bis 2050 15 % des europäischen Stroms zu produzieren. Marokko war ein wichtiger Partner bei Desertec, und da das Land kaum 1 % des Stromverbrauchs der EU hat, könnte es mehr als genug Energie für das gesamte Land produzieren und einen großen Energieüberschuss nach Europa liefern. Algerien verfügt über die größte Wüstenfläche, und das algerische Privatunternehmen Cevital hat sich für Desertec angemeldet. Mit seiner großen Wüste (das höchste CSP-Potenzial im Mittelmeerraum und im Nahen Osten ~ ca. 170 TWh/Jahr) und seiner strategischen geografischen Lage in der Nähe Europas ist Algerien eines der Schlüsselländer für den Erfolg des Desertec-Projekts. Darüber hinaus wird das reichhaltige Erdgasvorkommen in der algerischen Wüste das technische Potenzial Algeriens bei der Anschaffung von Solar-Gas-Hybridkraftwerken für die 24-Stunden-Stromerzeugung stärken. Die meisten Teilnehmer haben sich Ende 2014 aus dem Projekt zurückgezogen. ⓘ

Die Erfahrungen mit den ersten CSP-Anlagen in den USA waren unterschiedlich. Solana in Arizona und Ivanpah in Kalifornien weisen große Produktionsausfälle bei der Stromerzeugung auf, die in den ersten Betriebsjahren zwischen 25 und 40 % liegen. Die Hersteller machen Wolken und stürmisches Wetter dafür verantwortlich, aber Kritiker vermuten auch technische Probleme. Diese Probleme führen dazu, dass die Versorgungsunternehmen überhöhte Preise für Großhandelsstrom zahlen müssen, und gefährden die langfristige Rentabilität der Technologie. Da die Kosten für die Photovoltaik immer weiter sinken, sind viele der Meinung, dass die CSP eine begrenzte Zukunft in der Stromerzeugung für Versorgungsunternehmen hat. In anderen Ländern, vor allem in Spanien und Südafrika, haben CSP-Anlagen die für sie vorgesehenen Parameter erfüllt. ⓘ

CSP kann auch für andere Zwecke als die Stromerzeugung eingesetzt werden. Forscher untersuchen solarthermische Reaktoren für die Herstellung von solaren Brennstoffen, die die Solarenergie in Zukunft zu einer vollständig transportablen Energieform machen könnten. Diese Forscher nutzen die Sonnenwärme der CSP als Katalysator für die Thermochemie, um H₂O-Moleküle aufzuspalten und so Wasserstoff (H₂) aus Sonnenenergie ohne Kohlenstoffemissionen zu erzeugen. Durch die Aufspaltung von H₂O und CO₂ könnten auch andere häufig genutzte Kohlenwasserstoffe - z. B. der Treibstoff für Verkehrsflugzeuge - mit Solarenergie und nicht aus fossilen Brennstoffen erzeugt werden. ⓘ

Solarkraftwerke in sehr großem Maßstab

Um die Jahrtausendwende bis etwa 2010 gab es mehrere Vorschläge für sehr große Solarkraftwerke im Gigawattbereich, die CSP nutzen. Dazu gehören der euro-mediterrane Desertec-Vorschlag und das Projekt Helios in Griechenland (10 GW), die beide inzwischen gestrichen wurden. Eine Studie aus dem Jahr 2003 kam zu dem Schluss, dass die Welt jährlich 2.357.840 TWh aus sehr großen Solarkraftwerken erzeugen könnte, die jeweils 1 % der Wüsten der Welt nutzen. Der weltweite Gesamtverbrauch lag bei 15.223 TWh/Jahr (im Jahr 2003). Bei den Projekten im Gigawattbereich hätte es sich um Reihen von Einzelanlagen in Standardgröße gehandelt. Im Jahr 2012 stellte das BLM im Südwesten der Vereinigten Staaten 97.921.069 Acres (39.627.251 Hektar) Land für Solarprojekte zur Verfügung, genug für 10.000 bis 20.000 GW. Die größte in Betrieb befindliche Einzelanlage ist das 510-MW-Solarkraftwerk Noor. Im Jahr 2022 wird die vierte CSP-Phase des 5-GW-Solarparks Mohammed bin Rashid Al Maktoum in Dubai mit 700 MW der größte Solarkomplex mit CSP sein. ⓘ

Geeignete Standorte

Die Standorte mit der höchsten direkten Einstrahlung sind trocken, hoch gelegen und befinden sich in den Tropen. Diese Standorte haben ein höheres Potenzial für CSP als Gebiete mit weniger Sonne. ⓘ

Aufgelassene Tagebaue, mäßig steile Hänge und Kratersenken können im Falle von CSP-Kraftwerken von Vorteil sein, da der Kraftwerksturm zusammen mit dem Speicherbehälter für die Salzschmelze auf dem Boden aufgestellt werden kann. ⓘ

Umweltauswirkungen

CSP hat eine Reihe von Auswirkungen auf die Umwelt, insbesondere auf den Wasserverbrauch, die Flächennutzung und die Verwendung von Gefahrstoffen. Wasser wird im Allgemeinen zur Kühlung und zur Reinigung der Spiegel verwendet. In einigen Projekten werden verschiedene Ansätze zur Verringerung des Wasser- und Reinigungsmitteleinsatzes untersucht, darunter die Verwendung von Barrieren, Antihaftbeschichtungen auf Spiegeln, Wassernebelsysteme und andere. ⓘ

Wasserverbrauch

Konzentrierende Solarkraftwerke mit Nasskühlsystemen haben den höchsten Wasserverbrauch aller konventionellen Kraftwerkstypen; nur fossile Kraftwerke mit Kohlenstoffabscheidung und -speicherung haben einen höheren Wasserverbrauch. Eine Studie aus dem Jahr 2013, in der verschiedene Stromquellen verglichen wurden, ergab, dass der mittlere Wasserverbrauch während des Betriebs von solarthermischen Kraftwerken mit Nasskühlung bei 3,1 Kubikmetern pro Megawattstunde (810 US gal/MWh) für Turmkraftwerke und 3,4 m³/MWh (890 US gal/MWh) für Rinnenkraftwerke lag. Dies war höher als der Betriebswasserverbrauch (mit Kühltürmen) für Kernkraft mit 2,7 m³/MWh (720 US gal/MWh), Kohle mit 2,0 m³/MWh (530 US gal/MWh) oder Erdgas mit 0,79 m³/MWh (210 US gal/MWh). Eine Studie des National Renewable Energy Laboratory aus dem Jahr 2011 kam zu ähnlichen Ergebnissen: Für Kraftwerke mit Kühltürmen betrug der Wasserverbrauch während des Betriebs 3,27 m³/MWh (865 US gal/MWh) für CSP-Röhren, 2,98 m³/MWh (786 US gal/MWh) für CSP-Türme, 2,60 m³/MWh (687 US gal/MWh) für Kohle, 2,54 m³/MWh (672 US gal/MWh) für Kernkraft und 0,75 m³/MWh (198 US gal/MWh) für Erdgas. Die Solar Energy Industries Association stellte fest, dass die CSP-Rinnenanlage Nevada Solar One 3,2 m³/MWh (850 US gal/MWh) verbraucht. Das Problem des Wasserverbrauchs wird dadurch verschärft, dass CSP-Kraftwerke häufig in trockenen Gebieten stehen, in denen Wasser knapp ist. ⓘ

Im Jahr 2007 wies der US-Kongress das Energieministerium an, einen Bericht über Möglichkeiten zur Verringerung des Wasserverbrauchs von CSP-Anlagen zu erstellen. In diesem Bericht wurde festgestellt, dass es eine Trockenkühlungstechnologie gibt, die zwar in Bau und Betrieb teurer ist, aber den Wasserverbrauch von CSP-Anlagen um 91 bis 95 Prozent senken könnte. Ein hybrides Nass-/Trockenkühlsystem könnte den Wasserverbrauch um 32 bis 58 Prozent senken. In einem Bericht des NREL aus dem Jahr 2015 heißt es, dass von den 24 in Betrieb befindlichen CSP-Kraftwerken in den USA vier Trockenkühlsysteme verwenden. Bei den vier trockengekühlten Systemen handelt es sich um die drei Kraftwerke der Ivanpah Solar Power Facility in der Nähe von Barstow, Kalifornien, und das Genesis Solar Energy Project in Riverside County, Kalifornien. Von den 15 CSP-Projekten, die sich im März 2015 in den USA im Bau oder in der Entwicklung befanden, waren 6 nasse Systeme, 7 trockene Systeme, 1 Hybridsystem und 1 nicht spezifiziertes System. ⓘ

Obwohl viele ältere thermoelektrische Kraftwerke mit Durchlaufkühlung oder Kühlteichen mehr Wasser verbrauchen als CSP, was bedeutet, dass mehr Wasser durch ihre Systeme fließt, kehrt der Großteil des Kühlwassers in den Wasserkörper zurück und steht für andere Zwecke zur Verfügung, und sie verbrauchen weniger Wasser durch Verdunstung. So verbraucht ein durchschnittliches Kohlekraftwerk in den USA mit Durchlaufkühlung 138 m³/MWh (36.350 US gal/MWh), aber nur 0,95 m³/MWh (250 US gal/MWh) (weniger als ein Prozent) gehen durch Verdunstung verloren. Seit den 1970er Jahren verwenden die meisten US-Kraftwerke Kreislaufsysteme wie Kühltürme anstelle von Durchlaufsystemen. ⓘ

Auswirkungen auf die Tierwelt

Tote Grasmücke, die von einem solarthermischen Kraftwerk in der Luft verbrannt wurde ⓘ

Insekten können von dem hellen Licht der konzentrierten Solartechnik angezogen werden, so dass Vögel, die sie jagen, durch Verbrennungen getötet werden können, wenn sie in die Nähe des Punktes fliegen, an dem das Licht gebündelt wird. Dies kann auch Raubvögel betreffen, die diese Vögel jagen. Bundesbeamte für Wildtiere wurden von Gegnern zitiert, die die Ivanpah-Kraftwerkstürme als "Mega-Fallen" für Wildtiere bezeichneten. ⓘ

Einige Medien haben berichtet, dass konzentrierte Solarkraftwerke eine große Anzahl von Vögeln aufgrund der intensiven Hitze der konzentrierten Sonnenstrahlen verletzt oder getötet haben. Einige dieser Behauptungen sind möglicherweise übertrieben oder übertrieben dargestellt. ⓘ

Strengen Berichten zufolge wurden in Ivanpah in über sechs Monaten 133 verbrannte Vögel gezählt. Durch die Konzentration von nicht mehr als vier Spiegeln auf eine Stelle in der Luft während des Standby-Betriebs beim Crescent Dunes Solar Energy Project sank die Todesrate in drei Monaten auf Null. ⓘ

In einer thermischen Solarkraftanlage getöteter Vogel mit Verbrennungen ⓘ

Bei den bisher schon existierenden Solarturmkraftwerken mit Bündelung wurde die Beobachtung gemacht, dass hier gelegentlich Vögel der Anlage zum Opfer fallen. Vögel, die durch die konzentrierten Sonnenstrahlen hindurchfliegen, werden dadurch augenblicklich verbrannt und erleiden im Flug den Hitzetod. Über die Zahlen der so getöteten Vögel gibt es bisher keine genauen Angaben. ⓘ

Solarthermische Kraftwerke mit Strahlungsbündelung (CSP, concentrated solar power)

Diese Kraftwerke verwenden fokussierende Reflektorflächen, um das einfallende Sonnenlicht auf eine kleine Fläche zu bündeln. Das dort befindliche Bauteil heißt „Absorber“, ähnlich einem Sonnenkollektor. Die Reflektoren oder der Absorber werden der Sonne nachgeführt. Solarfarmkraftwerke sammeln die Wärme in vielen über die Fläche verteilten Absorbern, während in Solarturmkraftwerken und Paraboloidkraftwerken die Strahlung der Sonne mit „Punktkonzentratoren“ auf einen Brennpunkt (bzw. eine kleine Fläche) gebündelt wird. Dieser Art der Energiegewinnung wird in verschiedenen Studien, unter anderem des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) und von der Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC), großes Potential für eine wirtschaftliche Energiegewinnung in Wüstengebieten Nord-Afrikas und im Nahen Osten sowie im ariden Süden Europas (Spanien, Italien usw.) zugesprochen. Hierbei stehen diese Konzepte im Zusammenhang mit einem verlustarmen Stromtransport nach Europa bzw. Mitteleuropa. ⓘ

Wasserdampferzeugende Systeme eignen sich zur Unterstützung und damit Brennstoffeinsparung in konventionellen Dampfkraftwerken. In den reinen Solarkraftwerken gleichen Wärmespeicher die schwankende Sonneneinstrahlung aus, alternativ können hier andere Energieträger die Wärmeerzeugung in einstrahlungsschwachen Zeiten unterstützen. Dies passiert beispielsweise in Österreich, wo solarthermische Anlagen schon weit verbreitet sind. Man kombiniert Sonnenkollektor, Bioheizwerk und konventionelle Ersatz- oder Spitzenenergiekraftwerke. Da die Solarthermie im Frühjahr und Herbst nur wenig Energie und im Winter fast gar keine Energie liefert, schaltet man in dieser Zeit andere Kraftwerke ergänzend dazu, um die Installation ganzjährig nutzen zu können. Den gleichen Zweck können alternativ auch saisonale Wärmespeicher erfüllen, bei gleichzeitiger Überdimensionierung der Anlage in den Sommermonaten. ⓘ

Solarfarmkraftwerke

Das Kollektorfeld eines Solarfarmkraftwerkes besteht aus vielen parallel geschalteten Parabolrinnen- oder Fresnel-Kollektoren, so genannten Linienkonzentratoren. Die Zusammenschaltung von Paraboloidanlagen zu einem großen Kollektorfeld ist möglich, gegenüber Linienkonzentratoren jedoch sehr aufwändig. Parabolrinnenanlagen werden bereits kommerziell betrieben. ⓘ

Im Kollektorfeld wird ein Wärmeträgermedium erhitzt, entweder Thermoöl oder überhitzter Wasserdampf. Bei Thermoölanlagen sind Temperaturen von bis zu 390 °C erreichbar, die in einem Wärmeübertrager zur Dampferzeugung genutzt werden. Die Direktdampferzeugung (DISS = Direct Solar Steam) kommt ohne solche Wärmeübertrager aus, da der überhitzte Wasserdampf direkt in den Absorberrohren erzeugt wird. Damit sind Temperaturen von über 500 °C möglich. ⓘ

Der Wasserdampf wird anschließend wie in einem Dampfkraftwerk einer zentral angeordneten Dampfturbine zugeführt, die an einen Generator gekoppelt ist. Die heute verwendeten Turbinen sind speziell auf die besonderen Einsatzbedingungen in Sonnenwärmekraftwerken angepasst. Ein möglichst hoher Wirkungsgrad ermöglicht ein kleineres Solarfeld bei gleichbleibender Leistung des Kraftwerks. Das senkt die Investitionskosten und macht so den erzeugten Strom rentabler. Der Tag-/Nachtzyklus und wechselnde Wetterverhältnisse erfordern zudem sehr kurze Anfahrzeiten der Dampfturbine. Aus diesen Gründen werden in Sonnenwärmekraftwerken meist zweigehäusige Dampfturbinen mit Zwischenüberhitzung eingesetzt. Dabei wird der Abdampf der Hochdruckturbine vor dem Eintritt in die nachgeschaltete Niederdruckturbine bei konstantem Druck in einen Zwischenüberhitzer im Dampfkessel geleitet, wo er erneut überhitzt wird. Der Dampfkreislauf arbeitet auf diese Weise mit einer höheren Durchschnittstemperatur als ein nicht zwischenüberhitzter Kreislauf. Das erhöht den Wirkungsgrad, denn die Turbine erbringt bei gleicher Wärmezufuhr im Kessel eine höhere Leistung. Ebenso verringern sich der Feuchtigkeitsgehalt in der Niederdruckturbine und die sonst übliche, durch Wassertropfen verursachte Korrosion. Die Zwischenüberhitzung des Dampfes erhöht so Wirkungsgrad und Lebensdauer der Turbine. Ein spezielles Gehäusedesign schützt die Dampfturbine vor zu starkem Auskühlen bei Nacht und trägt neben dem geringen Gewicht des Rotors zu einer kurzen Anfahrtszeit bei. Damit die Dampfturbine möglichst effektiv arbeiten kann, muss der Dampf bei tiefer Temperatur kondensiert werden. Der höchste Wirkungsgrad wird mit Hilfe von Wasserkühlung erreicht, wie z. B. im Falle von Andasol. Für den Fall, dass – wie in vielen Wüstengebieten – kein Kühlwasser in ausreichenden Mengen zur Verfügung steht, können auf Kosten des Wirkungsgrades Trockenkühlsysteme eingesetzt werden. ⓘ

Der besondere Vorteil dieses Kraftwerkstyps ist die konventionelle, relativ leicht verfügbare Technik. ⓘ

Aufgrund der steigenden Energiekosten wächst auch das Interesse an kleineren Anlagen, die eine dezentrale Versorgung ermöglichen. Durch die Kopplung von Strom-, Prozesswärme-, Kälteerzeugung und Speichertechnologien könnten auch solche Systeme wirtschaftlich arbeiten. ⓘ

Parabolrinnenkraftwerke

Parabolrinnenkraftwerk in Kramer Junction, Kalifornien, USA ⓘ

Funktionsprinzip Parabolrinnenkollektor ⓘ

Technik

Parabolrinnenkollektoren bestehen aus gewölbten Spiegeln, die das Sonnenlicht auf ein in der Brennlinie verlaufendes Absorberrohr bündeln. Die Länge solcher Kollektoren liegt je nach Bautyp zwischen 20 und 150 Metern. In den Absorberrohren wird die konzentrierte Sonnenstrahlung in Wärme umgesetzt und an ein zirkulierendes Wärmeträgermedium abgegeben. Die Parabolrinnen werden aus Kostengründen meist nur einachsig der Sonne nachgeführt. Sie sind deshalb in Nord-Süd-Richtung angeordnet und werden nur nach der Höhe des Sonnenstandes im Tagesverlauf nachgeführt bzw. „gekippt“. ⓘ

Momentan arbeiten Wissenschaftler des MIT an einem Prototyp, der die Effizienz von Parabolrinnenkraftwerken maßgeblich verbessern könnte. Das Hybrid-System-Konzept sieht vor, neben thermischer auch elektrische Energie in den Absorberleitungen zu erzeugen. Die Absorberleitungen bestehen bei diesem Entwurf aus drei in sich geschachtelten konzentrischen Röhren mit unterschiedlicher Funktionalität. Die innerste Röhre dient dem Wärmeabtransport und ist nur teilweise mit Flüssigkeit gefüllt, das restliche Volumen nimmt Dampf ein. Der Dampf kondensiert innerhalb des Systems an einer angeschlossenen Kondensatorenfläche und die bei der Phasenumwandlung entstehende Flüssigkeit schließt den Flüssigkeitskreislauf. Dieses System benötigt theoretisch keine Pumpen und die gewonnene Wärmeenergie kann an der Kondensatorfläche mittels Kopplung anderen Prozesssystemen zugeführt werden. Die mittlere Röhre dient als Absorberfläche für die Sonnenenergie und ist mit der inneren Röhre über ein thermoelektrisches Material in Form von „Beinen“ verbunden. Der große Temperaturgradient zwischen den Röhren führt durch den Seebeck-Effekt zu einer Potenzialdifferenz, welche die Nutzung von elektrischer Energie ermöglicht. Zwischen der mittleren und äußeren Röhre verhindert ein Vakuum, dass die an der Absorberfläche entstehende Wärme an die Umgebung abgeben wird. ⓘ

Solarthermische Kraftwerke ohne Bündelung

Diese Kraftwerke haben keine nachgeführten Reflektoren, nutzen jedoch die gesamte einfallende Strahlung der Sonne (Globalstrahlung, also Direkt- und Diffusstrahlung). ⓘ

Bei Solarteichkraftwerken bilden Schichten unterschiedlich salzhaltigen Wassers den Kollektor und Absorber, während diese Aufgabe bei Thermikkraftwerken einem großflächigen Kollektordach (ähnlich einem Treibhaus) zukommt. ⓘ

Thermikkraftwerke

Schema/Aufbau eines Aufwindkraftwerks ⓘ

Thermikkraftwerke, auch Aufwindkraftwerk genannt, machen sich den Kamineffekt zu Nutze, bei dem warme Luft aufgrund ihrer geringeren Dichte nach oben steigt. Sie bestehen aus einem großen, flächigen Glasdach (Kollektor), unter dem sich die Luft am Boden wie in einem Treibhaus erwärmt. Die warme Luft steigt nach oben und strömt unter dem Glasdach zu einem Kamin in der Mitte der Anlage. Der entstehende Aufwind wird mit Hilfe einer oder mehrerer Turbinen, gekoppelt mit einem Generator, in elektrischen Strom umgewandelt. Den geringen technischen Anforderungen an solch eine Anlage steht der sehr niedrige Wirkungsgrad von selbst im besten Fall nur etwa 1 % gegenüber, der den erforderlichen Aufwand und die Baugröße solcher Anlagen unverhältnismäßig groß werden lässt. Um eine Leistung zu erreichen, die mit der eines üblichen Kohle- oder Kernkraftwerks vergleichbar ist, müsste der Kamin 1000 m oder noch höher sein und der Kollektor mehr als 100 km² überdecken (in diesem Beispiel betrüge der benötigte Durchmesser der Anlage mehr als 12 km). ⓘ

Solarteichkraftwerke

In Solarteichkraftwerken, auch Salinity Gradient Solar Ponds/Lakes genannt, bilden flache Salzseen eine Kombination von Solarkollektor und Wärmespeicher. Das Wasser am Grund ist viel salzhaltiger und daher dichter als an der Oberfläche. Wird Sonnenstrahlung in den tieferen Schichten absorbiert, heizen sich diese auf 85 bis 90 °C auf. Auf Grund des durch den unterschiedlichen Salzgehalt bestehenden Dichtegradienten kann das erwärmte Wasser nicht aufsteigen, es findet keine Konvektion statt und die Wärme wird in der unteren Wasserschicht gespeichert. Die gespeicherte Wärme kann zur Stromerzeugung in einem Turbinen-Generator-Block verwendet werden und steht bei entsprechender Auslegung 24 Stunden pro Tag zur Verfügung. Da die erreichbaren Temperaturen vergleichsweise gering sind, muss bei der Stromerzeugung mit Arbeitsmedien gearbeitet werden, die bei niedrigen Temperaturen verdampfen. Die Umwandlung der Wärme in elektrischen Strom erfolgt daher mit Hilfe eines so genannten Organic-Rankine-Cycle-Kraftwerks oder mit einem Kalinaprozess, der Ammoniakdampf als Arbeitsmedium nutzt. ⓘ

Da die zur Verfügung stehenden Temperaturdifferenzen nur etwa 60 K erreichen, ist der Wirkungsgrad solcher Kraftwerke nur gering – er ist von der Thermodynamik her physikalisch in diesem Fall mit ideal 15 % limitiert, praktisch wird deutlich weniger erreicht. Dennoch sind Solarteichkraftwerke besonders für Entwicklungsländer interessant, da mit relativ geringem Investitionsaufwand die dort vorhandenen sonnenreichen, vegetationslosen und unbebauten Flächen genutzt werden können. Wirtschaftlich attraktiv sind Sonnenteichkraftwerke vor allem auch dann, wenn die thermische Energie direkt ohne den Umweg über die Stromerzeugung genutzt werden kann, z. B. als Prozesswärme zur Trocknung oder Kühlung. ⓘ