Beitrag der solarthermischen Elektrizität im Strom- Mix 2050

Beitrag der solarthermischen Elektrizität im Strom- Mix 2050 Michael Hartl 1(1), Markus Haider (1), Karl Ponweiser (1) (1) Technische Universität Wien, Institut für Energietechnik und Thermodynamik Kurzfassung: Solarthermische Kraftwerke haben im Vergleich zu Wind und Photovoltaik den Vorteil, dass eine thermische Speicherung mit hohem Wirkungsgrad integriert werden kann. Laut aktuellen Studien der IEA [1] soll die installierte Kapazität 2026 auf 60GW und 2050 auf ca. 650GW steigen. Insgesamt werden zurzeit 649 MW el in Spanien und 75 MW el in den USA an solarthermischen Kraftwerken installiert [2]. Aufgrund der Forschungsarbeiten der letzten 30 Jahre gelten heute Parabolrinnen (PTC) als die ausgereifteste Technologie für solarthermische Kraftwerke. Auf Basis von Innovationen sowie des starken Wachstums werden bis 2020 Kostensenkungen von ca. 40% erwartet. In den letzten Jahren hat sich als Indikator für die Investitionskosten von Solarkonzentratoren für solarthermische Kraftwerke das Flächengewicht, bezogen auf die Spiegelfläche, des Solarkollektors etabliert. Für die Wirtschaftlichkeitsberechnung werden die Stromgestehungskosten betrachtet (Levelized Cost of Electricity; LCOE). In der vorliegenden Arbeit wird zunächst das Flächengewicht bestehender Technologien, wie PTC und der Linear-Fresnelkonzentrator (LFC), dargestellt. Danach werden die aktuellen und zukünftig zu erwartenden Stromgestehungskosten diskutiert. Dabei werden die vielversprechendsten Möglichkeiten zur Kostenreduktion der bestehenden Technologien diskutiert. Im Vergleich zu den bestehenden Technologien wird der an der TU-Wien, gemeinsam mit der Firma HELIOVIS AG entwickelte, pneumatisch vorgespannte Solarkonzentrator (PPC) vorgestellt. Anhand der Forschungsergebnisse an der TU Wien kann eine Abschätzung über die zu erwartenden Stromgestehungskosten des PPC getroffen werden bzw. maximal zulässige Stromgestehungskosten berechnet werden, um wirtschaftlich gegenüber bestehender Technologien zu sein. Zum Schluss wird der zu erwartende Trend der Stromgestehungskosten solarthermischer Kraftwerke und die mit fossilen Energieträgern betriebenen Kraftwerke gegenüberstellt und diskutiert. Bestehende PTCs haben ein Flächengewicht von etwa 19 bis 28 kg/m 2 [3, 4, 5] und LFCs ein Flächengewicht von etwa 15 bis 17 kg/m 2 [6, 7, 8, 9]. Der von HELIOVIS AG und TU Wien entwickelte PPC hat derzeit ein Flächengewicht von 12 kg/m 2 und wird in der nächsten Generation ein Flächengewicht von unter 10 kg/m 2 haben. Um PTCs wirtschaftlicher zu fertigen, werden derzeit von verschiedenen Herstellern (Flabeg, Flagsol, Skyfuel, 3M) leichtgewichtige PTCs entwickelt. Dadurch und durch automatisierte Fertigungsprozesse wird bis 2020 eine Kostenreduktion um 35 bis 50 % erwartet [10]. Die 1 Getreidemarkt 9 / E302 A-1060 WIEN, Tel. +43-1-58801-302330, Fax +43-1-58801-30299, michael.hartl@tuwien.ac.at, http://www.iet.tuwien.ac.at/home/; Seite 1 von 13

Stromgestehungskosten liegen heute an guten Standorten bei PTCs bei etwa 17 bis 24 - Cent/kWh [10]. Bis 2020 sollen die Stromgestehungskosten auf etwa 10 bis 17 -Cent/kWh sinken [10]. PPCs müssen in der Investition etwa 55 bis 65 % günstiger sein, um einen wirtschaftlichen Betrieb im Vergleich zu PTCs zu gewährleisten. Keywords: Solarkraftwerk, Parabolrinne, Solarkonzentrator, solarthermische Stromerzeugung 1 Einleitung und Überblick Obwohl das erste Parabolrinnenkraftwerk in Ägypten bereits 1912 errichtet wurde, setzte die moderne Entwicklungsgeschichte solarthermischer Kraftwerke aufgrund der geringeren Kosten fossiler Brennstoffe bis ca. 1970 aus und erreichte erst mit der Inbetriebnahme von SEGS 1 (Mojave Wüste, USA) im Jahr 1984 einen vorläufigen Höhepunkt. Die kommerziell und technisch heute am weitesten entwickelte Technologie sind Parabolrinnenkraftwerke (PTC). Diese werden aktuell mit synthetischen Ölen als Wärmeträger mit einer Wärmeträgertemperatur von etwa 400 C betrieben. Der resultierende Gesamtwirkungsgrad liegt im Jahresmittel bei etwa 15% [12]. Die typische Anlagengröße ist etwa 50 bis 250 MW el und der erforderliche Einspeisetarif liegt bei 17 bis 24 -Cent/kWh [10]. Abbildung 1 zeigt den Aufbau einer Parabolrinne. Weitere Technologien sind Linear-Fresnelspiegelkraftwerke (CLFC), Turmkraftwerke (ST) und Dish-Kraftwerke (Dish). Diese befinden sich zurzeit allerdings noch in der Startphase. Turmkraftwerke bieten aufgrund der hohen Wärmestromdichten Wärmeträgertemperaturen größer 600 C und bei Luft als Wärmeträger bis zu 1500 C [10]. Dies führt zu einem mittleren Jahresgesamtwirkungsgrad von 20 35% [12]. Dish-Kraftwerke werden aufgrund ihres Punktfokusses dezentral mit einem Stirlingmotor betrieben und nicht an einen herkömmlichen Dampfkraftprozess gekoppelt. Dadurch ergibt sich der Vorteil, dass keine zusätzlichen Rückkühlanlagen erforderlich sind. Der mittlere Jahresgesamt-wirkungsgrad liegt bei Dish-Kraftwerken bei 25-30% [12]. Abbildung 1: Ansicht einer Parabolrinne von Andasol-1 (Quelle: eigene Fotografie) Abbildung 2: Salzschmelzespeicher von Andasol- 1 [13] Thermische Solarkraftwerke können mit thermischen Speichern ausgestattet werden. Dadurch wird der Fahrplanmäßige Betrieb eines thermischen Solarkraftwerks im elektrischen Seite 2 von 13

Netzverbund möglich. Bereits ausgeführte thermische Speicher haben einen Energieinhalt von etwa 375 MWh. Dabei kann ein Kraftwerk mit einer elektrischen Leistung von 50 MW für etwa 7,5 h ohne Solarstrahlung betrieben werden. Abbildung 2 zeigt einen thermischen Speicher der Andasol Kraftwerke in Spanien. Abbildung 3: Überblick über die in Betrieb befindlichen Solarkraftwerke (eigene Darstellung mit Daten aus [2]) Abbildung 4: Überblick über die in Bau befindlichen Solarkraftwerke (eigene Darstellung mit Daten aus [2]) In Abbildung 3 sind die Technologien der derzeit installierten thermischen Solarkraftwerke aufgeschlüsselt. Die installierte Leistung beträgt etwa 918 MW el [2]. Davon ist mit 95.7% die Parabolrinne die dominante Technologie. Abbildung 4 zeigt die Aufschlüsselung der zurzeit in Bau befindlichen Solarkraftwerke entsprechend der angewandten Technologie. Mit einem Anteil von 64% ist auch hier die Parabolrinne die dominierende Technologie, obwohl vor allem in den USA Turm- und Dishkraftwerke einen höheren Anteil der Projekt-Liste einnehmen als in Europa. Sogenannte Hybridkraftwerke, welche außer der Solarstrahlung Seite 3 von 13

noch andere Energiequellen zur Umwandlung in elektrischer Energie nutzen, wurden nicht erfasst. Spanien hat sowohl bei der bereits installierten Leistung als auch bei den in Bau befindlichen Solarkraftwerken den größten Anteil. 2 Anteil im Strom-Mix bis 2050 Global betrachtet könnte laut [1, 10] der Ausbau der installierten Leistung von Solarkraftwerken bis 2026 auf etwa 60 GW el und bis 2050 auf etwa 650 GW el ansteigen. Abbildung 5 zeigt die derzeit in Entwicklung befindlichen Projekte solarthermischer Kraftwerke. Man sieht, dass die Parabolrinne mit einem Anteil von rund 55% nach wie vor die dominierende Technologie ist. Allerdings lässt der Anteil der Turmkraftwerke mit rund 20% und der Dish-Kraftwerke mit rund 25%, den Schluss zu, dass durch gesteigerte Marktreife eine zunehmende Diversifizierung stattfindet. Beachtlich ist außerdem, dass alleine die im Moment befindlichen Kraftwerke einer elektrischen Leistung von etwa 8,5 GW entsprechen. Die Fertigstellung der Projekte ist von 2012 bis 2015 angegeben [2]. Damit kann Ende 2015 bereits eine elektrische Leistung von 10 GW installiert sein. Mit rund 97% werden nahezu alle in Entwicklung befindlichen Projekte in den USA ausgeführt. In Europa werden momentan lediglich drei PTC-Kraftwerksprojekte entwickelt. Diese werden für spanische Standorte mit einer elektrischen Leistung von jeweils 50 MW projektiert. Abbildung 5: Überblick über die in Planung befindlichen Solarkraftwerke (eigene Darstellung mit Daten aus [2]) Abbildung 6 zeigt die Direktnormalstrahlung (DNI) in kwh/(m 2 a), basierend auf Satellitenmessungen. Solarkraftwerke können ab einer Einstrahlung von mehr als 1800 kwh/(m 2 a) technisch sinnvoll und ab 2000 kwh/(m 2 a) wirtschaftlich betrieben werden. Man erkennt, dass die brauchbaren Gebiete in Europa, gemessen an der Einstrahlung, auf Spanien, Portugal, Italien und Griechenland beschränkt sind. Betrachtet man die Gebiete etwas näher und filtert alle lokalen Einschränkungen, wie zum Beispiel Ballungsräume und bewohnte Gebiete, zu große Geländesteigungen, geschützte Gebiete, Sperrgebiete usw. heraus, dann resultiert laut [14] für EU 27 inkl. Türkei ein technisch nutzbarer Beitrag am elektrischen Energiebedarf von rund 2% bis 2025 und 4% bis 2050, durch solarthermische Seite 4 von 13

Kraftwerke. Es wird schnell klar, dass Europa zukünftige elektrische Energie aus solarthermischen Kraftwerken importieren muss, um damit einen signifikanten Beitrag zum Strom-Mix zu leisten Abbildung 6: Direktnormalstrahlung auf der Erdoberfläche als Jahresmittelwert (Quelle: Darstellung übernommen aus [1]; Originaldaten aus Messungen des DLR-ISIS) Abbildung 7: Elektrischer Energiebedarf der EU 27 inkl. Türkei und der MENA-Staaten von 1980 bis 2050. Beitrag durch solarthermische Kraftwerke in der EU 27 inkl. Türkei und den MENA-Staaten. (eigene Darstellung mit Daten aus folgenden Quellen: Elektrischer Energiebedarf von 1980 bis 2006 aus [15]; Elektrischer Energiebedarf von 2007 bis 2050 aus Szenarien laut [14] und [1]; Wirtschaftlich installierbare solarthermische Kraftwerkskapazität aus [14]) Abbildung 7 zeigt den erfassten elektrischen Energiebedarf der EU 27 inkl. Türkei und der sogenannten MENA Staaten (Mittlerer Osten und Nordafrika). Die MENA Staaten sind: Bahrein, Iran, Irak, Israel, Jordanien, Kuwait, Libanon, Oman, Katar, Saudi Arabien, Syrien, Vereinigte Arabische Emirate, Jemen, Algerien, Ägypten, Lybien, Marokko, und Tunesien. Weiters zeigt Abbildung 7 das wirtschaftlich umsetzbare Potential an solarthermischen Kraftwerken bis zum Jahr 2050 für die EU 27 inkl. Türkei und die MENA Staaten. Gesamt kann somit bis zum Jahr 2050 durch solarthermische Kraftwerke ein Beitrag zum Strom-Mix Seite 5 von 13

in der Höhe von etwa 30% zum Bedarf der EU 27 inkl. Türkei und der MENA-Saaten geleistet werden. Laut [1] wird der Beitrag solarthermischer Kraftwerke im Strom-Mix innerhalb der EU 27 inkl. Türkei mit Stromimporten aus den MENA-Staaten bei etwa 6% bis 2030 und 15% bis 2050 liegen. In Abbildung 8 ist der Beitrag durch solarthermische Kraftwerke innerhalb der EU 27 inkl. Türkei, auf die jeweiligen Standortländer aufgeteilt, dargestellt. Abbildung 8: Wirtschaftlich installierbare solarthermische Kraftwerkskapazität in der EU 27 inkl. Türkei, aufgeteilt auf die jeweiligen Standortländer bis 2050 (eigene Darstellung mit Daten aus [14]) Für die Stromimporte aus den MENA-Staaten nach Europa, sind der Aufbau- und der Ausbau eines geeigneten Übertragungsnetzes erforderlich. Als geeignet erschein die Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HVDC-Transmission). Laut [1, 12] entstehen dadurch weitere Kosten in der Höhe von rund 1.5 bis 6.3 -Cent/kWh. 3 Kostensenkungspotenziale und erwartete Stromgestehungskosten 3.1 Parabolrinne In Abbildung 9 ist die Übersicht der Investitionskosten eines solarthermischen Parabolrinnenkraftwerks mit thermischen Speicher, aufgeteilt auf die einzelnen Positionen dargestellt. Das Solarfeld nimmt einen Anteil von 30% ein. Dieses besteht aus Unterkonstruktion, Spiegel, Absorber und Rohrleitungen. Der Speicher nimmt einen Anteil von etwa 9% der Investitionskosten ein. Bis zum Jahr 2015 kann man laut [10] bei Parabolrinnenkraftwerken insgesamt mit einer Reduktion der Investitionskosten von etwa 5 bis 30% rechnen und bis 2025 mit einer Reduktion von 40 bis 55%. Gleichzeitig rechnet man laut [10] mit einer Effizienzsteigerung um 10 bis 15% bis zum Jahr 2025. In Abbildung 10 sieht man die erwarteten Kostenreduktionen der jeweiligen Technologiebereiche bis zum Jahr 2015. Abbildung 11 zeigt die erwarteten Effizienzsteigerungen des Gesamtkraftwerks durch die jeweiligen Maßnahmen. Seite 6 von 13

Projektentwicklung 3% Netzanschluss 3% Sonstiges 2% Projektfinanzierung 6% Wärmeträger 5% Solarfeld 30% Kraftwerksblock 5% Erd und Bauarbeiten 7% Eigenbedarfsanlagen 8% Spesen/ Zulagen 14% Projektmanagement 8% Speicher 9% Abbildung 9: Investitionskosten eines solarthermischen Parabolrinnenkraftwerks mit einer Auslegungsleistung von 50 MW el (eigene Darstellung mit Daten aus [12]) Das größte Potential zur Reduzierung der Investitionskosten bei Parabolrinnen liegt bei der Unterkonstruktion des Kollektors. Durch optimiertes Leichtbaudesign und Entwicklung eines Berechnungsstandards kann das eingesetzte Material signifikant reduziert werden. Heute liegt das spezifische Gewicht von Parabolrinnenkollektoren bei etwa 19 bis 28 kg/m 2 [3, 4, 5], bezogen auf die Aperturfläche. Bis 2012 sind bereits Parabolrinnenkollektoren mit deutlich unter 15 kg/m 2 Aperturfläche angekündigt. Wichtig für diese Entwicklung ist auch die Vergrößerung der Aperturweite von heute 5.75m um 75 bis 150% bis 2015 und später [10]. Dadurch sinken auch die Absorberkosten. Dessen Durchmesser vergrößern sich zwar von heute 70mm auf 100 bis 120 mm, jedoch kann bei gleicher solarer Leistung die Anzahl der Absorber durch vergrößern der Aperturweite verringert werden. Dies führt zu einer weiteren Kostensenkung um etwa 7% bis 2015 [10]. Außerdem kann durch diese Maßnahmen eine Effizienzsteigerung um bis zu 4% erreicht werden. An der TU Wien wird zurzeit gemeinsam mit der Firma HELIOVIS AG ein pneumatisch vorgespannter Solarkonzentrator entwickelt, der ein spezifisches Gewicht von unter 10 kg/m 2 -Spiegelfläche hat. Erreicht wird dies durch den Einsatz von günstigen Polymerfolien anstatt Stahlwerkstoffen für die Unterkonstruktion und Glaswerkstoffe für die Spiegelelemente. Durch die pneumatische Vorspannung wird die mechanische Stabilität sichergestellt, wodurch dieser Konzentrator selbstragend wird. In Abbildung 12 ist der Prototyp des pneumatisch vorgespannten Solarkonzentrators zu sehen. Zurzeit wird das Solarfeld thermischer Parabolrinnenkraftwerke mit organischen Ölen als Wärmeträger gekühlt. Dadurch ergeben sich einerseits Temperatur- und damit Effizienzeinschränkungen und andererseits müssen zusätzliche Aggregate, wie zum Beispiel Wärmeübertrager des Dampferzeugers, installiert werden. Alternativ könnte Salzschmelze, Wasser/Dampf und synthetische Öle verwendet werden. Salzschmelze als Wärmeträger würde zu einer Reduktion der Investitionskosten von etwa 20% führen [10]. Dies resultiert aus einem Basislayout mit thermischem Speicher. Dabei Seite 7 von 13

kann der apparative Aufwand reduziert werden, da Wärmeträger und Speichermedium das das gleiche Medium ist. Die Effizienzsteigerung der Gesamtanlage liegt aufgrund höherer erreichbarer Wärmeträgertemperaturen bei etwa 6%. Derzeit wird eine Pilotanlage in Italien installiert, um das Betriebsverhalten zu untersuchen [16]. Ein Entwicklungsrisiko besteht bei Salz als Wärmträger im hohen Gefrierpunkt von rund 230 C. Abbildung 10: Erwartete Reduktion der Investitionskosten solarthermischer Parabolrinnenkraftwerke bis 2015 (eigene Darstellung mit Daten aus [10]) Wasser/Dampf als Wärmeträger hat keine Temperatureinschränkungen. Der apparative Aufwand kann deutlich reduziert werden und der aufbereitete Wärmeträger ist prinzipiell relativ niedrig. Die erwartete Reduzierung der Investitionskosten liegt bei rund 5%. Diese sind relativ gering, da aufgrund des hohen Wärmeträgerdrucks im Solarfeld, die Absorber mit stärkerer Wanddicke ausgeführt werden müssen. Die Anlageneffizienz kann mit diesem Wärmeträger um etwa 7% erhöht werden. Das Deutsche Luft- und Raumfahrtzentrum hatte in Spanien 1999 bis 2001 eine Pilotanlage in Betrieb [17]. Hier liegen die Schwierigkeiten in der Festigkeit der Druckbeaufschlagen Übergangsstücke zwischen beweglichem Absorber und fixer Rohrleitung und in der Entwicklung einer effizienten Speichertechnologie. Die Weiterentwicklung von Öl als Wärmeträger bringt Verbesserungen im Wärmeübergang. Die Einschränkung bei der maximalen Temperatur bleibt jedoch erhalten. Durch den besseren Wärmeübergang können die Wärmeübertrager (WT) im Speicher und der Seite 8 von 13

Verdampfer kleiner bemessen werden. Dies führt zu einer Reduktion der Investitionskosten von etwa 10 bis 25% [10]. Abbildung 11: Erwartete Reduktion der Investitionskosten solarthermischer Parabolrinnenkraftwerke bis 2015 (eigene Darstellung mit Daten aus [10]) Abbildung 12: Prototyp eines pneumatisch vorgespannten Solarkonzentrators Unter Berücksichtigung der Maßnahmen zur Reduktion der Investitionskosten und der Steigerung des Ertrages durch Effizienzsteigerung, gehen aktuelle Studien [12, 10] von der in Abbildung 13 dargestellten Entwicklung der Stromgestehungskosten aus. Diese sind stark Standortabhängig. Bei einer mittleren Direktstrahlung von 2000 kwh/(m 2 a) kann bereits 2020 mit einem Stromgestehungspreis von unter 10 -Cent/kWh gerechnet werden [10]. Damit wären solarthermische Kraftwerke bereits wirtschaftlich gegenüber fossil betriebenen Kraftwerken. Der an der TU Wien mit der Firma HELIOVIS AG in Entwicklung befindliche pneumatisch vorgespannte Solarkonzentrator verspricht eine signifikante Kostenreduktion gegenüber Seite 9 von 13

heutiger Parabolrinnen. Der Wirkungsgrad ist jedoch insgesamt etwas geringer. Damit resultiert, dass die Investitionskosten bei gleicher Wirtschaftlichkeit gegenüber Parabolrinnenkraftwerke um etwa 32% niedriger sein müssten [18]. Abbildung 13: Minimale und maximale erwartete Stromgestehungskosten für Parabolrinnenkraftwerke bis 2025 (eigene Darstellung mit Daten aus [10]) 3.2 Solarturmkraftwerk Bei Solarturmkraftwerken werden derzeit zwei unterschiedliche Strategien bezüglich der Heliostate verfolgt. Einerseits gibt es sogenannte Großheliostate mit einer Aperturfläche von jeweils 62 bis 120 m 2 und andererseits gibt es sogenannte Kleinheliostate mit einer Aperturfläche von etwa 1 bis 7 m 2. Bei den Großheliostaten rechnet man laut [10] mit einer Vergrößerung der Aperturfläche auf bis zu 150m 2 bis 2012. Dadurch ist eine Kostenreduktion des Solarfeldes um 7% möglich. Dies wird durch die Reduzierung von Antriebselementen zur Sonnennachführung erreicht. Bei den Kleinheliostaten sind die wirkenden Kräfte durch Windlast kleiner. Dadurch können Fundamente und Tragkonstruktion kleiner dimensioniert werden. Die Anzahl der Nachführungen steigt jedoch. Insgesamt soll ein Solarturmkraftwerk dieser Ausführung jedoch um 16% günstiger sein, als die Ausführung mit Großheliostate [10]. Die Zuverlässigkeit der vielen Kleinstantriebe muss sich jedoch in der Praxis erst beweisen. Durch zusammenschließen mehrerer Heliostate an einem Antriebsstrang und Feinjustierung der einzelnen Heliostate mit Micro-Controller Regelungen sollen laut [10] weitere Kosteneinsparungen des Nachführsystems von rund 40% möglich sein. Heute kommt es aufgrund des einheitlichen Designs von Heliostaten zu Abschattungseffekten in Abhängigkeit des Sonnenstandes. Durch Vorkonfektionierung und Designanpassung einzelner Heliostaten können diese Effekte reduziert werden. Dadurch können nach [10] die Kosten des Heliostatenfeldes um weitere 10% reduziert werden und die Gesamteffizienz um rund 3% erhöht werden. Das sogenannte Multi-Tower Konzept kann zu weiterer Kostensenkung führen. Dabei werden mehrere Absorber in kleineren Türmen eingesetzt, die jeweils dieselbe zentral installierte Turbine beliefern. Die Türme müssen geringere Windlasten aufnehmen. Und die optische Effizienz kann aufgrund der kleineren Distanzen des Strahlenganges erhöht Seite 10 von 13

werden. Dem gegenüber steht ein höherer Verrohrungsaufwand. Damit verbunden sind größere Druckverluste und größere Wärmeverluste an die Umgebung. Eines der größten Potentiale von Solarturmkraftwerken ist die höhere erreichbare Wärmeträgertemperatur und der damit verbundenen höhere Wirkungsgrad. Im Moment werden ein Projekt mit überhitztem Dampf bei einer Temperatur von 540 C (IVANPAH, USA, mit 392 MWel [2]) und ein Projekt mit Flüssigsalz als Wärmeträger bei einer Temperatur von 565 C (Gemasolar, Spanien, mit 17MWel [2]) errichtet. Dies führt zu einer Wirkungsgradsteigerung. Nach 2015 kann man laut [10] Weiterentwicklungen mit atmosphärischen Luftreceivern (500 bis 800 C) und druckaufgeladenen Luftreceivern (700 bis 1000 C) erwarten. Dadurch erreicht man auf der einen Seite Wirkungsgrad-steigerungen von 20 bis 40%. Auf der anderen Seite stellen die Hochtemperaturreceiver natürlich erhöhte Ansprüche an die verwendeten Werkstoffe. 3.3 Dish-Kraftwerk Bei Dish-Kraftwerken können Kostensenkungen durch die Massenproduktion der Einzelkomponenten erreicht werden. Demnach kann bei der Unterkonstruktion laut [10] mit einer Kostensenkung von 20% bis 2015 gerechnet werden. Bei den Spiegelelementen liegt Kostensenkungspotential bei etwa 20 bis 35% [10]. Nach 2012 sollen mit verbesserten Stirling-Motoren und durch Massenproduktion die Motorkosten um 20% bis 2015 und um 35% bis 2025 fallen [10]. Derzeit sind in den USA drei Großprojekte genehmigt und in der Ausarbeitung. Der Spatenstich ist mit 2012 angegeben (Calico Solar mit 664 MW el, Imperial Valley Solar mit 709 MW el und Imperial Valley Solar Two mit 750 MW el ) [2]. Dish-Kraftwerke haben die höchsten Wirkungsgrade aller zurzeit verfügbaren Solartechnologien. Nachteilig ist die fehlende Kostendegression bei Großanlagen. 4 Zusammenfassung Elektrische Energie aus solarthermischen Kraftwerken bietet ein großes technisch und wirtschaftlich nutzbares Potential. Angesichts der derzeit in Betrieb, in Bau und in Planung befindlichen solarthermischen Kraftwerke mit einer Gesamtkapazität von etwa 10 GW el bis 2015, scheint das Erreichen der erwarteten installierten Leistung von 60 GW el bis 2026 möglich. Für den Verbrauchsstandort Europa eigenen sich besonders Spanien und die Türkei als Erzeugungsstandorte für solarthermische Kraftwerke. Wirtschaftlich umsetzbar ist bis 2050 ein Betrag von etwa 4% des elektrischen Energiebedarfs in der EU 27 inkl. Türkei. Berücksichtigt man Stromimporte aus den MENA-Staaten, so können die solarthermischen Kraftwerke bis 2030 etwa 6% und bis 2050 rund 15% zum elektrischen Energiebedarf in der EU 27 inkl. Türkei beitragen. Hersteller und Entwickler von Parabolrinnenkraftwerken arbeiten derzeit an der Umsetzung von Maßnahmen zur Reduktion der Investitionskosten und zur Steigerung des Gesamtwirkungsgrades. Verbesserungen an der Unterkonstruktion der Parabolrinne können die Investitionskosten bis 2015 um rund 45% senken. Der Umstieg auf alternative Wärmeträgermedien kann die Investitionskosten zusätzlich um bis zu 20% senken. Der Gesamtwirkungsgrad kann dabei um rund 10% erhöht werden. Dies führt dazu, dass man an guten Standorten bereits 2020 mit Stromgestehungskosten unter 10 -Cent/kWh rechnen Seite 11 von 13

kann und somit ein wirtschaftlicher Betrieb gegenüber fossil betrieben Kraftwerken möglich ist. Literatur [1] IEA (Herausgeber): Technology Roadmap Concentrating Solar Power. International Energy Agency, 2010. [2] [online]: Solarpaces: http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/by_status.cfm (Zugriff: 25.10.2010). [3] Lüpfert, Eckhard, Michael Geyer, Wolfgang Schiel, Antonio Esteban, Rafael Osuna, Eduardo Zarza und Paul Nava: Eurotrough Design Issues and Prototype Testing at PSA. In: Proceedings of Solar Forum 2001 - Solar Energy: The Power to Choose, 2001. [4] Geyer, Michael: EUROTrough Progress and NEXTrough Opportunities for an Euro- American Trough Alliance. In: Trough Meeting - SUNLAB, 2000. [5] Cohen, Gilbert E.: Solargenix Advanced Parabolic Trough. In: Solar Energy Systems Symposium, 2003. [6] Dersch, Jürgen, Gabriel Morin, Markus Eck und Andreas Häberle: Comparison of Linear Fresnel and Parabolic Trough Collector Systems System analysis to determine break even costs of Linear Fresnel Collectors. In: SolarPaces 2009 - Electricity, fuels and clean water powered by the sun, 2009. [7] Häberle, Andreas, Christian Zahler, Hansjörg Lerchenmüller, Max Mertins, Christof Wittwer, Franz Trieb und Jürgen Dersch: The Solarmundo line focussing Fresnel collector - Optical and thermal performance and cost calculations. In: SolarPaces 2009 - Electricity, fuels and clean water powered by the sun, 2009. [8] Bernhard, Rolf, H.-G. Laabs, Jacques de Lalaing, Markus Eck, Martin Eickhoff, Klaus Pottler, Gabriel Morin, Anna Heimsath, Andreas Georg und Andreas Häberle: Linear Fresnel Collector Demonstration on the PSA Part I - Design, Construction and Quality Control. In: SolarPaces 2008, 2008. [9] Mertins, Max, Gerhard Hautmann und Martin Selig: First European Fresnel Power Plant in Operation - Operational Experience & Outlook. In: SolarPaces 2009 - Electricity, fuels and clean water powered by the sun, 2009. [10] Kearney, A. T. Solar Thermal Electricity 2025. ESTELA, 2010 [11] Duffie, J. A. & Beckman, W. A. Solar Engineering of Thermal Processes. John Wiley & Sons, Inc., 2006, 3 [12] Richter, C. (Ed.). Solar Paces - Annual Report 2009. IEA - International Energy Agency, 2010 [13] Relloso, S. & Delgado, E. Experience with molten salt thermal storage in a commercial parabolic trough plant. Andasol-1 commissioning and operation. SolarPACES 2009 - Electricity, fuels and clean water powered by the sun, 2009 Seite 12 von 13

[14] Trieb, F. (Ed.). Trans-Mediterranean Interconnection for Concentrating Solar Power. DLR - Deutsches Luft- und Raumfahrtzentrum, 2006 [15] [online]: Energy Information Administration: http://www.eia.doe.gov/emeu/iea/notes%20for%20table%206_2.html (Zugriff: 15.01.2011). [16] Falchetta, M.; Mazzei, D.; Crescenzi, T. & Merlo, L.Design of Archimede 5 MW molten salt Parabolic trough plant. Solar Paces 2009 - Electricity, fuels and clean water powered by the sun, 2009 [17] Zarza, E.; Valenzuela, L.; León, J.; Hennecke, K.; Eck, M.; Weyers, H. D. & Eickhoff, M. Direct steam generation in parabolic troughs: Final results and conclusions of the DISS project Energy, 2004, 29, 635-644 [18] Hartl, M.; Ponweiser, K.; Haider, M. & Tiefenbacher, F. Vergleich von konventionellen Solarkraftwerken mit einem innovativen pneumatischen Konzentrator. 11. Symposium Energieinnovation: Alte Ziele - Neue Wege, 2010, 6 Seite 13 von 13