Solarthermische Kraftwerke
Definition des Technologiefeldes
Kennzeichnend für die Technologie sind dem Lauf der Sonne nachgeführte Spiegelsysteme, die die direkte Solarstrahlung auf Wärmeübertrager konzentrieren, welche die aufgenommene Energie an ein Wärmeträgerfluid abgeben. Dieses transferiert die Wärme an einen Kraftwerksprozess, typischerweise einen Dampfturbinenkreislauf. Durch die Einbindung kostengünstiger Wärmespeicher und/oder Zusatzkessel kann unabhängig von der aktuellen Einstrahlung bedarfsgerecht Strom produziert werden. Aus wirtschaftlichen Gründen werden solarthermische Kraftwerke vorwiegend in Gebieten mit hoher jährlicher Direkt-Normalstrahlung (DNI) errichtet und betrieben. Aus deutscher Sicht handelt es sich daher v. a. um eine Exporttechnologie. Dennoch können solarthermische Kraftwerke bis 2050 signifikante Beiträge zur Energiewende auch in Deutschland liefern, in Form von erneuerbarem, gut regelbarem Strom zur Residuallastdeckung, sowie zur Brennstoffeinsparung und Emissionsminderung in Heizkraftwerken.
Solarthermische Kraftwerke mit Salzschmelze als Wärmeträger- und Speichermedium: Die wesentlichen heute kommerziell umgesetzten Anlagenkonzepte stellen Solarturmkraftwerke und Parabolrinnenkraftwerke dar. Bei Solarturmkraftwerken (TRL 3-9) konzentrieren zweiachsig der Sonne nachgeführte Spiegel (Heliostate) die Solarstrahlung auf einen zentralen Strahlungsempfänger (Receiver), der auf einem Turm angebracht ist. Die meisten in Bau oder Planung befindlichen Anlagen entsprechen dem Typ der Solarturmkraftwerke mit einer Salzschmelze als Wärmeträger- und Speichermedium. Wie bei allen solarthermischen Kraftwerken nutzen Salztürme die konzentrierte Solarstrahlung, um Wärme zu erzeugen und konventionelle Wärmekraftwerke, um diese Wärme in Strom zu wandeln. Salzschmelzen als Wärmespeichermedium entsprechen auch dem Stand der Technik bei heutigen Parabolrinnenkraftwerken (TRL 7-9); bei ihnen verläuft in der Brennlinie einachsig nachgeführter Spiegelrinnen ein von einem evakuierten Glashüllrohr umgebenes Absorberrohr. Darin strömt ein synthetisches Wärmeträgeröl, welches die Wärme an einen Dampfkreislauf überträgt.
Solar-hybride Biomasse-Heizkraftwerke: Grundsätzlich gibt es verschiedene Szenarien der Integration von Biomasse und Solarenergie in solarthermischen Hybridkraftwerken (TRL 3-4). Ein mögliches technisches Integrationskonzept stellt die seit Jahren zur Einsatzreife entwickelte Direktverdampfung von Wasser in Parabolrinnen oder linearen Fresnelkollektoren dar. Das Solarfeld teilt sich in zwei Teile auf: Im Verdampfer (Evaporator) wird das Wasser teilweise verdampft (beispielsweise bei ca. 40 bar/250 °C) und anschließend in der Dampftrommel der Dampf vom Wasser separiert. Der Dampf wird dann im nachgeschalteten Überhitzer auf eine Temperatur von 350 °C gebracht. Das Solarfeld wird parallel zum Biomassekessel geschaltet, der nachts und bei schlechter Einstrahlung die komplette Leistung des Solarfelds ersetzen bzw. ergänzen kann. Eine Gegendruckturbine entspannt den Dampf entsprechend des benötigten Temperaturniveaus der Wärme (z. B. 2,6 bar/140 °C). Die Wärme kann dann entweder über einen Wärmeüberträger ausgekoppelt werden oder der Dampf wird direkt in das Dampfnetz eingespeist.
Aktueller Stand der Technologie
Solarthermische Kraftwerke stehen insgesamt derzeit in einem frühen Stadium der Markteinführung (weltweit installierte Kapazität 2016: ca. 5 GWel).
Im Bereich der Salztürme wurden bereits in den 1980/90er Jahren in den USA bzw. in Frankreich einige Demonstrationsanlagen mit elektrischen Leistungen zwischen 750 kW und 10 MW errichtet. Die erste kommerziell genutzte Anlage ging im April 2011 in Spanien ans Netz (ca. 20 MWel). Es folgte das Salzturmkraftwerk „Crescent Dunes“ in den USA mit 110 MWel (2015), sowie das sich derzeit im Bau befindliche Salzturmkraftwerk „NOOR III“ in Marokko mit 120 MWel und weitere Salzturmkraftwerke auf verschiedenen Kontinenten (die meisten mit über 100 MWel). Für Solarturmkraftwerke mit Salzschmelze als Wärmeträger kann die Marktreife als gegeben angenommen werden. Fortwährende Weiterentwicklungsbestrebungen bestehen z. B. darin, die erreichbaren Salztemperaturen zu erhöhen (auf bis ca. 650 °C), um Wirkungsgrad und Effizienz zu steigern. Alternativ zu neuen Hochtemperatursalzmischungen werden auch andere Wärmeträgermedien untersucht (Solarturmsysteme mit offenem Luftreceiver und Luft, mit keramischen Partikeln, oder mit Flüssigmetallen als Wärmeträgermedium).
Im Bereich der Parabolrinnenkraftwerke (bisher meist noch mit Öl als Wärmeträgermedium, zunehmend aber wohl mit Salzschmelze sowohl als Wärmespeicher als auch -trägermedium) wurde im Sommer 2010 ein Kollektorfeld mit rund 30.000 m² Aperturfläche und einer thermischen Leistung von 15 MW in Betrieb genommen, dessen Wärme in den 130 MWel Dampfturbinenkreislauf eines Kombikraftwerkes in Priolo Gargallo, Sizilien einspeist. Im Jahr 2013 wurde ein deutlich kleinerer Testloop mit rund 1,9 MW thermischer Leistung als „Showcase“ für die Salzschmelzetechnologie in Massa Martana (Italien) in Betrieb genommen. Im Rahmen eines chinesischen 1 GW CSP (Concentrating Solar Power) Programms soll in 2 Projekten erstmals Salzschmelze in Parabolrinnen im kommerziellen Maßstab eingesetzt werden. Zum Einsatz von Salzschmelze in linearen Fresnelkollektoren wurden Voruntersuchungen in einem entsprechend umgerüsteten Loop in Spanien durchgeführt. Ein deutsches Konsortium errichtet derzeit ein Demoloop mit vier Heliotrough- Kollektoren in Évora (Portugal). Ebenfalls mit deutscher Beteiligung wurde in Ägypten ein Demonstrationskraftwerk mit Abwärmenutzung zur Wasserentsalzung gebaut.
Auf Grund des frühen Entwicklungsstadiums der Technologie liegen die Stromgestehungskosten von CSP-Kraftwerken mit 15-17 €-ct/kWh bei durchschnittlichen Bedingungen derzeit meist noch über den Kosten anderer erneuerbarer Stromquellen. Bei guten Einstrahlungsbedingungen und günstigen Finanzierungskonditionen können CSP-Kraftwerke schon heute Strom für unter 13 €-ct/kWh liefern. Bis zum Jahr 2025 wird eine deutliche Kostenreduktion auf 8-10 €-ct/kWh für Parabolrinnen- und Turmkraftwerke erwartet. Beim Vergleich der Investitions- und Stromgestehungskosten mit anderen Technologien ist zu beachten, dass CSP die Möglichkeit bietet, die Strahlungsenergie in thermischen Speichern kostengünstig zwischenzulagern.
Dezentrale, solar-hybride Biomasse-Heizkraftwerke können Synergien zwischen dem fluktuierenden Strahlungsangebot und der auch längerfristig speicherbaren Biomasse schaffen. Dabei können in der Auslegung die jeweiligen Beiträge der beiden unterschiedlichen, erneuerbaren Energiequellen je nach lokaler Verfügbarkeit der Ressource angepasst werden. Im Leistungsbereich zwischen ca. 0,5 MWel bis ca. 50 MWel könnten solar-hybride Biomasse-Heizkraftwerke wertvolle Beiträge zur regionalen Entwicklung leisten. Neben der Stromerzeugung können durch Abwärmenutzung weitere Energiedienstleistungen bereitgestellt werden (Warmwasser, Prozesswärme, Klimatisierung, Kühllager, Wasserentsalzung). Erste Anlagen dieser Art sind in Dänemark in Verbindung mit Nahwärmenetzen in Betrieb. Im Rahmen des EU Projektes ReelCoop wurde in Tunis (Tunesien) unter Federführung des DLR eine Demonstrations- und Trainingsanlage errichtet, deren Inbetriebnahme im Sommer 2017 geplant war. Das rund 1000 m² große Solarfeld liefert Dampf mit 175 °C für den Betrieb einer 60 kWel ORC-Turbine.
Für das oben beispielsweise beschriebene Integrationskonzept mit Direktverdampfung ergeben sich Stromgestehungskosten von unter 15 €-ct/kWh für den solaren Anteil eines Hybridkraftwerks. Die solaren Wärmegestehungskosten liegen im Bereich üblicher Fernwärmeverkaufspreise.
