Solarthermische Kraftwerke Potenziale und Umsetzung

Solarthermische Kraftwerke Potenziale und Umsetzung Potenziale, Standortanalysen, Stromtransport Förderung und Nutzung der solarthermischen Stromerzeugung Hybride Solarkraftwerke 35

FVS Themen 2002 Franz Trieb Potenziale, Standortanalysen Potenziale, Standortanalysen, Stromtransport Dr. Franz Trieb DLR franz.trieb@dlr.de Volker Quaschning DLR volker.quaschning@psa.es Christoph Schillings DLR christoph.schillings@dlr.de Stefan Kronshage DLR stefan.kronshage@dlr.de Dr. Lars-Arvid Brischke DLR lars-arvid.brischke@dlr.de Gregor Czisch ISET gczisch@iset.uni-kassel Einleitung Die globalen solaren Energieressourcen sind unterschiedlich verteilt: auf der einen Seite die Länder mit hohem Strahlungs- und Flächenpotenzial, aber oft relativ geringem Stromverbrauch im Sonnengürtel der Erde, auf der anderen Seite Industrieländer des Nordens, mit sehr hohem Energiebedarf, aber vergleichsweise geringerem Strahlungs- und Flächenangebot. Entscheidungen zur Markteinführung solarthermischer Kraftwerke, zum Aufbau entsprechender industrieller Infrastrukturen und zur Initiierung von Kraftwerksprojekten erfordern die genaue Kenntnis der technischen und wirtschaftlichen Potenziale einer Region. Es gibt nur wenige verlässliche Informationen zu solaren Energieressourcen, Flächenressourcen und Ausbaupotenzialen solarthermischer Kraftwerke in den Ländern des Sonnengürtels der Erde. Das Verhalten von Entscheidungsträgern in Politik und Wirtschaft ist bezüglich der Projektentwicklung und Markteinführung entsprechend zurückhaltend. Der Beitrag stellt wesentliche Merkmale des Instruments STEPS (Evaluation System for Solar Thermal Power Stations) zur flächendeckenden Erkundung der Potenziale solarthermischer Kraftwerke auf der Basis von Satellitenfernerkundung und geografischen Informationssystemen vor, und erörtert Strategien einer internationalen Nord-Süd-Kooperation zur gemeinsamen, synergetischen Nutzung der solaren Energiepotenziale mit Hilfe solarthermischer Kraftwerke. Ermittlung der solaren Energieressourcen Der erste Schritt zur Ermittlung der Standortpotenziale einer Region ist die Erkundung der solaren Energieressource. Dies kann zum einen durch die Auswertung von Messungen der solaren Strahlungsintensität erfolgen [1], was relativ genaue Ergebnisse für die unmittelbaren Standorte der Messungen liefern kann. Bodenmessungen sind aber sehr aufwändig, kostspielig und wenig genau, wenn es darum geht, die Potenziale größerer Regionen zu erfassen. Das beim DLR im Rahmen des Projekts STEPS entwickelte Verfahren zur flächendeckenden Bestimmung der solaren Strahlungsressource beruht auf der Satellitenfernerkundung der Komponenten der Atmosphäre, die das Son- Meteosat Cloud Index AOT x 1000 Precipitable Water mm/m 2 52,60 83,00 113,40 143,80 174,20 204,60 235,00 265,40 295,80 326,20 356,60 12,42 13,27 14,11 14,96 15,81 16,66 17,51 18,36 19,21 20,06 20,91 21,75 22,60 23,45 24,30 Wolken, 1 / 2 stündl., 2,5 x 2,5 km, METEOSAT Aerosole, monatl., 4 x 5 NASA-GACP Wasserdampf, tägl., 2,5 x 2,5 NCAR-NCEP-Reanalysis Abbildung 1 36 Satellitenfernerkundung atmosphärischer Bestandteile wie Wolken, Aerosole, Wasserdampf, Ozon, Gase usw. als Funktion von Ort und Zeit am Beispiel Marokko. Angegeben ist die jeweilige Komponente sowie zeitliche und räumliche Auflösung der Daten.

Franz Trieb Potenziale, Standortanalysen FVS Themen 2002 Extract of DNI Time Series of 1998 Lat. 35.39, Long. -5.11 Direct Normal Irradiation (W/m 2 ) räumliche Auflösung 1 km zeitliche Auflösung 1 h Time (h) nenlicht absorbieren, reflektieren oder streuen. So liefert z.b. der geostationäre europäische Wettersatellit METEOSAT, der 36.000 km über dem Schnittpunkt des Äquators und des Nullmeridians steht, halbstündlich Bilder der Erde, aus denen u.a. die Art und Transparenz durchziehender Wolken ermittelt werden kann. Andere Komponenten der Atmosphäre wie z.b. Aerosole, Wasserdampf, Ozon usw. können ebenso direkt aus Satellitenbeobachtungen oder aus entsprechenden Re-Analysen solcher Daten gewonnen werden (Abb.1). Aus dem Produkt der Transmissionskoeffizienten aller Bestandteile der Atmosphäre und der aus der zeitlich variablen Erde-Sonne-Geometrie ermittelbaren extraterrestrischen Strahlung kann im Stundentakt für jeden Punkt am Boden die Intensität der Direktstrahlung auf ideal nachgeführte, konzentrierende Kollektorsysteme, die sogenannte Direkt-Normal-Strahlung (DNI) berechnet werden. Auf diese Weise können zum einen elektronische Karten der Jahressumme der DNI (in kwh/m 2 a) erstellt werden, zum anderen können aber auch stündliche Zeitreihen der DNI (in W/m 2 ) für die Bewertung von Einzelstandorten generiert werden (Abb. 2). Gegenüber Bodenmessungen wurden bisher je nach Standort systematische Abbildung 2 Flächendeckende Berechnung der Jahressumme der Direkt- Normal-Strahlung (DNI) sowie Extraktion einzelner Zeitreihen zur detaillierten Standortevaluierung Geländesteigung GLOBE 1999 0, 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,0-3,0 >3,0 Meer Inlandsgewässer Grasland und Buschwerk Slope in % Wald sumpfige Feuchtgebiete Savanne Ackerbau Reisanbau Halbwüste mit Sträuchern Wüste Siedlung keine Daten verfügbar Landbedeckung USGS 1997 No feature Water Dunes or Shifting Sands Dunes buffer zone Salt flats Rock debris or desert detritus No data Geomorphologie FAO 1995 Abbildung 3 Aufschluss über geeignete und ungeeignete Flächen anhand bestimmter Kriterien bezüglich Geländesteigung, Landbedeckung, Geomorphologie, Hydrografie, Schutzgebiete usw. am Beispiel Marokko 37

FVS Themen 2002 Franz Trieb Potenziale, Standortanalysen Kein Ausschlussmerkmal Industrielle, infrastrukturelle oder militärische Nutzung Hydrographisches Ausschlussmerkmal Schutzgebiet Landbedeckung als Ausschlussmerkmal Geomorphologisches Ausschlussmerkmal Geländesteigung als Ausschlussmerkmal Abweichungen dieses Verfahrens in der Größenordnung zwischen ± 5 und ± 15% bezüglich der Jahressumme der DNI beobachtet. Die bisher angewandten Satellitenverfahren liefern damit flächendeckend in etwa die Qualität eines geschlossenen, gut gewarteten Netzes von Bodenmessstationen mit je 50 km Abstand [4]. Um aussagekräftige Ergebnisse über die Solarstrahlungsressource liefern zu können, reicht die Analyse eines willkürlich herausgegriffenen Jahres nicht aus. Deshalb wird am DLR angestrebt, im Rahmen der Projekte Solar and Wind Energy Resource Assessment SWERA (UNEP/ GEF), Solarthermische Kraftwerkstechnologie für den Schutz des Erdklimas SOKRATES (BMU) und dem EU-Projekt HELIOSAT-3 die bisher vorhandenen Datenarchive auf 5 Jahre mittelfristig auf bis zu 10 Jahre zu erweitern und die Qualität durch die Nutzung des kürzlich gestarteten Wettersatelliten Meteosat Second Generation (MSG) weiter zu verbessern. Ermittlung der Standort- und Flächenressourcen Der zweite Schritt zur Ermittlung potenzieller Standorte für solarthermische Kraftwerke ist die Erkundung potenziell geeigneter Flächen zu deren Aufstellung bzw. der Ausschluss von Flächen, die aufgrund ihrer Orographie, industrieller, land- oder forstwirtschaftlicher Nutzung, schützenswerter Natur- oder Kulturwerte oder durch die Bedeckung mit Wasser, Treibsand, Sümpfen o.ä. nicht als Standorte in Frage kommen. Abbildung 4 Zusammenfassung der Ausschlussmerkmale am Beispiel Marokko Für diesen Zweck besonders geeignet sind geografische Informationssysteme (GIS) und elektronische geografische Datenbanken, die weltweit zunehmend im Bereich der infrastrukturellen Planung und Projektentwicklung eingesetzt und mit einer ständig aktualisierten Datenbasis ausgestattet werden. Abb. 3 zeigt einige Beispiele solcher Datensätze für Marokko mit einer geografischen Auflösung von 1 km x 1 km. Nach einer frei wählbaren Festlegung der Ausschlusskriterien für solarthermische Kraftwerke (z.b. Geländesteigung nicht größer als 2,1%, keine Wälder, keine landwirtschaftliche oder anderweitige Nutzung, keine Schutzgebiete usw.) können diese Datensätze mit Hilfe eines geografischen Informationssystems so kombiniert werden, dass die geeigneten Flächen ausgewiesen werden (Abb. 4) als elektronische Maske aller potenziellen Standorte eines Landes [6], [7]. Parabolic Trough Collector Heat Transfer Oil Loop Superheater Steam Turbine Generator < 300 310 320 329 339 349 Stromerlöse pro Kraftwerk 358 368 (200 MWe) in GWh/a 378 387 397 407 416 426 436 445 >=455 Solar Steam Generator Pump Condenser Cooling Tower Einstrahlung Betriebsmodellierung Stromerträge Abbildung 5 38 Aus den meteorologischen Eingangsdaten und einem detaillierten mathematischen Modell werden die Stromerträge solarthermischer Kraftwerke für jeden Standort und Zeitschritt berechnet

Franz Trieb Potenziale, Standortanalysen FVS Themen 2002 0 6 13 19 26 32 38 45 51 58 64 70 77 83 90 96 >=102 <60 64 69 73 78 82 86 91 95 99 104 108 112 117 121 125 >=130 Versicherungsrate in 1/10 Promille 550.00 558.13 566.25 574.38 582.50 590.63 598.75 606.88 615.00 623.13 639.38 647.50 655.63 663.75 671.88 >=680.00 Gesamtkosten in Mio Infrastrukturkosten, z. B. Straßenbau Versicherungskosten Münchener Rück Barwert der Projektkosten Knapp 38% aller bewerteten Standorte Marokkos sind prinzipiell für die Errichtung von solarthermischen Kraftwerken geeignet. Etwa 62% sind als ungeeignet einzustufen. Die Meseta- Ebene (Nordwest-Küste) weist die größten zusammenhängenden geeigneten Standortflächen auf. Insbesondere der Küstenabschnitt von Casablanca im Norden bis nach Safi ist lediglich von kleinräumigen Ausschlussflächen durchschnitten. Ähnlich weiträumig geeignete Flächen zeigt das Hochland der Schotts im Nordosten und das Grenzgebiet zur Westsahara. Auffällig ist der weitgehend von Ausschlussmerkmalen unberührte Keil, der sich von der Westküste her südlich von Agadir zwischen Hohen Atlas und Anti- Atlas schiebt. Zu den ungeeigneten Landbedeckungsformen gehören vor allem die landwirtschaftlich genutzten Flächen im Norden Marokkos sowie Wälder im Hohen Atlas. Als hydrografisches Ausschlussmerkmal gut zu erkennen sind die Überschwemmungsflächen der zahlreichen Nebenarme und Zuflüsse des Qued Drâa, dem mit 1200 Kilometern längsten Fluss Marokkos. Industrie und Infrastruktur sowie das Bokkoays-Schutzgebiet im Norden Marokkos haben relativ unbedeutende Anteile an den Ausschlussflächen. Modellierung der Erträge Kalkulatorisch würden die oben ermittelten, prinzipiell geeigneten Standorte in Marokko ausreichen, um den heutigen weltweiten Stromverbrauch mit Sonnenenergie zu decken. Deshalb ist es erforderlich, diese Standorte in einer Rangliste zu klassifizieren, um Entscheidungen über nationale Ausbaustrategien, über Marktpotenziale solarthermischer Kraftwerke und über die konkrete Projekte treffen zu können. Zu diesem Zweck wird ein Modell für ein gegebenes solarthermisches Kraftwerkskonzept (z.b. Parabolrinnenkraftwerk des Typs, 200 MW, rein solar, ohne Speicher) erstellt und mit der DNI für jeden Standort im Stundentakt die solare Stromerzeugung berechnet. Übertragungsverluste zum nächstgelegenen Hochspannungsnetz werden ebenso berücksichtigt wie der Energieaufwand zur Bereitstellung von Kühlwasser. Dabei werden alternativ die drei Kühlungstypen Meerwasserdurchlaufkühlung, Verdampfungskühlung und Trockenkühlung im Modell implementiert, wobei standortabhängig die jeweils wirtschaftlichste Lösung gewählt wird. Ein Ergebnis dieser Rechnungen 10,5 Cent/kWh 11,0 Cent/kWh 11,5 Cent/kWh 12,0 Cent/kWh 12,5 Cent/kWh 13,0 Cent/kWh 13,5 Cent/kWh 14,0 Cent/kWh 14,5 Cent/kWh 15,0 Cent/kWh 15,5 Cent/kWh 16,0 Cent/kWh 16,5 Cent/kWh Stromgestehungskosten in -Cents/kWh Abbildung 6 Berechnung des Barwertes der Projektkosten aus den Investitionskosten, Infrastrukturkosten, Versicherungskosten (Mitte), Betriebskosten, Steuern usw. Abbildung 7 Wirtschaftliche Rangliste der potenziellen Standorte durch die Ermittlung der Stromgestehungskosten aus den Gesamtkosten und den Stromerträgen 39

FVS Themen 2002 Franz Trieb Potenziale, Standortanalysen Abbildung 8 Weltkarte der solarthermischen Stromerzeugungspotenziale in GWh/km 2 a. Durchschnittswerte für Standorte mit 25 km x 25 km Kantenlänge. 0 50 100 150 200 250 300 GWh/km 2 year ist z.b. eine elektronische Karte der jährlichen solaren Stromerträge (Abb. 5). Wirtschaftliche Rangliste potenzieller Standorte Für das Pro oder Contra einer Projektdurchführung sind letztendlich wirtschaftliche Erwägungen ausschlaggebend. Die zu erwartenden Stromerzeugung hängt von den meteorologischen Bedingungen ab, die Projektkosten mehr von den Standortbedingungen. Die wichtigsten Faktoren sind dabei die Kosten der Anbindung an die vorhandene Infrastruktur (Straßen, Stromleitungen, Wasserversorgung), sicherheitstechnische Kosten (Versicherung gegen Naturgefahren oder politische Gefahren) und die Investition für die Anlage selbst, die zum Beispiel stark mit dem optimalen Kühlungstyp und der dafür notwendigen Infrastruktur (z.b. Nasskühlung und Wasserpipeline oder Trockenkühlung) variiert. Sämtliche Kosten inklusive Betrieb, Instandhaltung, Wartung und Steuern werden als Barwert berechnet auf die erwartete Lebensdauer umgelegt. Man erhält dann für Marokko die in Abb. 6 rechts dargestellte Karte der Gesamtprojektkosten. Hier ist deutlich die Kostensteigerung mit dem Abstand von der Küste zu erkennen, die durch den Umstieg von der billigen und effizienten Meerwasserdurchlaufkühlung über Verdampfungskühlung auf die wenig effiziente und teure Trockenkühlung bedingt ist. Großen Einfluss auf die Gesamtkosten haben auch die Erdbebengebiete in Nordmarokko und die erhöhten Infrastrukturkosten an der Grenze zu Algerien. Aus den Gesamtkosten und den Stromerträgen werden für alle Standorte die Stromgestehungskosten ermittelt (wirtschaftliche Lebensdauer 25Jahre, Diskontrate real 4%, Kosten inkl. Kapi- Abbildung 9 Weltkarte der Lichtemissionen als Indikator für den Stromverbrauch, nach P. Cinzano, F. Falchi (University of Padova), C. D. Elvidge (NOAA National Geophysical Data Center, Boulder). Royal Astronomical Society. 40 Astronomy Picture of the day: http://antwrp.gsfc.nasa.gov/ More information available at: http://antwrp.gsfc.nasa.gov/ap Artificial Night Sky Brightness Cinzano et al., DMSP Satellites Copyright: Royal Astronomical Society

Franz Trieb Potenziale, Standortanalysen FVS Themen 2002 tal- und Betriebskosten, Versicherung, Infrastrukturanbindung, Steuern, Zölle, usw.). In Marokko sind für solarthermische Kraftwerke des Typs (200 MW) im reinen Solarbetrieb Stromgestehungskosten zwischen 10,5 und 16,5 ct/ kwh zu erwarten. Zur Erstellung einer Rangfolge der Standorte werden diese Werte in Klassen von 0,5 ct/kwh zusammengefasst (Abb. 7). Das kostensenkende Potenzial solcher Untersuchungen wird deutlich, wenn man die bisher erkundeten Standorte mit den besten im Rahmen dieser Studie gefundenen vergleicht, (bis zu 5 ct/kwh geringere Stromgestehungskosten). Dies zeigt, dass solche systematischen Länderanalysen einen wichtigen Beitrag zur Kostensenkung und zur Markteinführung solarthermischer Kraftwerke leisten können. Allerdings beruht die hier gezeigte Studie auf den Strahlungswerten von nur einem Jahr (1998) und ist deshalb noch nicht für eine endgültige Aussage über die Potenziale in Marokko ausreichend. Eine entsprechende Erweiterung der Untersuchung wird derzeit im Rahmen des BMU/ZIP Projektes SOKRATES durchgeführt. Vorteile internationaler Energiepartnerschaften Vergleicht man die weltweite Verteilung der Potenziale solarthermischer Stromerzeugung (Abb. 8) mit der Intensität der Lichtemissionen (Abb. 9) als Indikator für den Stromverbrauch, so wird deutlich, dass die geografische Verteilung von hohem Solarstromangebot und hoher Stromnachfrage beinahe komplementär ist und sich beide Gebiete nur wenig überschneiden. Dieses Phänomen gilt nicht nur für Solarenergie. Große Teile der international verfügbaren erneuerbaren Energiepotenziale sind auf lange Sicht nur über einen internationalen Verbund erschließbar (Abb.10). Zum Beispiel übersteigen die Wasserkraft- und Geothermiepotenziale in Skandinavien und Island sowie die Solar- und Windstrompotenziale in Nordafrika bei weitem den heutigen und absehbaren Eigenbedarf dieser Länder. Der weitaus größte Teil der weltweiten erneuerbaren Energie-Ressourcen kann nur durch entsprechende Partnerschaften von Import- und Exportländern erschlossen werden. Denn nur durch Verbundlösungen zur Nutzbarmachung von erneuerbaren Energie-Potenzialen wird die globale Stromversorgung die Herausforderungen des nächsten Jahrhunderts in Bezug auf Nachhaltigkeit erfüllen können. Die Erschließung der Solar- und Windpotenziale speziell in Nordafrika ist auch unter dem Gesichtspunkt einer wirtschaftlichen und politischen Stabilisierung dieser Länder und ihrer Beziehungen zu Europa zu sehen und zu beurteilen. Die bei der solarthermischen Stromerzeugung entstehende Wärme kann durch Kraft-Wärme- Kopplung in Verbindung mit Meerwasserentsalzung zur Deckung des zunehmenden Trinkwasserbedarfs in den überwiegend trockenheißen Erzeugerländern genutzt werden. So kann ein Konzept entstehen, bei dem solarthermische Kraftwerke primär zur Trinkwassererzeugung in den Standortländern genutzt werden, und überschüssiger Solarstrom praktisch als Nebenprodukt in die (nördlichen) Industrieländer exportiert wird. Diese Kombination liegt nahe, da ein solarthermisches Kraftwerk mit z.b. 200 MW installierter Leistung in Verbindung mit einer thermischen Meerwasserentsalzungsanlage Trinkwasser für etwa 50.000 Menschen, Strom aber für 250.000 Menschen erzeugen kann [9]. Solar Wind Hydro Geothermal EURO-MED possible further interconnections Abbildung 10 Vision eines Euro- Mediterranen Stromverbunds zur Nutzung der ergiebigsten erneuerbaren Energiequellen Durch Fernübertragung elektrischer Energie kann mittelfristig kostengünstiger Solarstrom aus solarthermischen Kraftwerken von Nordafrika nach Mitteleuropa gebracht werden. Die Übertragungskosten liegen in der Größenordnung von 0,01 /kwh, sodass Importkosten für Solarstrom von unter 0,06 /kwh erreichbar sind. Gleichzeitig wird in den nordafrikanischen Ländern 41

FVS Themen 2002 Franz Trieb Potenziale, Standortanalysen Stromerzeugung, [TWh/a] 42 600 500 400 300 200 100 0 557 520 Abbildung 11 Entwicklung der Stromanteile aus Erneuerbaren in Deutschland im Nachhaltigkeitsszenario, (ohne Stromerzeugung für Wasserstoff.) Installierte Leistungen im Jahr 2050: Wasser 5 GW, Wind (inkl. Offshore) 34 GW, Biomasse 6 GW, Photovoltaik 22 GW, Geothermie 5 GW, Import aus solarthermischen Kraftwerken 9GW, Import aus anderen erneuerbaren Energiequellen 3 GW, nach [15]. 495 470 455 430 2000 2010 2020 2030 2040 2050 Jahr Import Erneuerbare Photovoltaik Geothermie Wind Laufwasser Biomasse, Biogase KWK fossil Kond Gas Kond Kohle Kernenergie eine regenerative Quelle für zusätzliche Wertschöpfung, Arbeit und wirtschaftliche Entwicklung in der Region erschlossen und Konflikten um Energie und Wasser vorgebeugt. Für den Stromtransport über große Entfernungen werden leistungsfähige Leitungen zur Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) benötigt, wie sie bisher weltweit mit über 50 GW Leistung und Übertragungslängen von bis zu 2.000 km realisiert sind, und zwar schon heute im Wesentlichen zur Übertragung regenerativ erzeugter Elektrizität aus Wasserkraft und Geothermie in Ballungs- und Industriegebiete [14]. Der Ausbau der HGÜ für den regenerativen Stromtransport sollte deshalb Bestandteil zukünftiger Investitionsplanungen im europäischen Stromverbund sein und als europäische Infrastrukturmaßnahme für eine nachhaltige Entwicklung eingestuft werden. Sichere Stromversorgung mit regenerativen Energien Als Argumente gegen große Anteile erneuerbaren Energien an der Stromversorgung werden oft hervorgebracht, ihre verteilte Erzeugungsart und ihr fluktuierender Charakter erlaubten es nicht, eine gesicherte Grundlastversorgung bereitzustellen. Dabei wird jedoch übersehen, dass die Stromnachfrage aus der Summe vieler verteilter, fluktuierender und im einzelnen unvorhersehbarer Verbraucher entsteht. Stromnachfrage und Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen sind also analoge Phänomene. Ein Teil der Fluktuationen der Erneuerbaren, insbesondere der Tag-Nacht-Zyklus der Sonnenenergie und das Wintermaximum der Windenergie, können durchaus mit dem Bedarf unserer im wesentlichen tagaktiven Gesellschaft in Einklang gebracht werden. Die Deckung der Grundlast erfordert, analog zu ihrer Entstehung, die Kombination vielfältiger, großflächig verteilter, wenig korrelierter Quellen, die in ihrem Zusammenspiel eine möglichst gleichmäßige Leistungscharakteristik aufweisen. Wichtig ist dabei ein ausgewogenes Verhältnis der verschiedenen erneuerbaren Energie- Anteile. Verbessern lässt sich die Anpassung der elektrischen Last und des erneuerbaren Energie Angebotes durch vielfältige Maßnahmen: Großflächige Nutzung der erneuerbaren Energie in Verbundnetzen Ausgewogene Nutzung eines möglichst breiten Spektrums regenerativer Quellen Stromimport aus verschiedenen regenerativen Quellen Integriertes Last- und Energiemanagement zur Anpassung von Last und erneuerbaren Energie-Angebot, insbesondere die Rücknahme der derzeitigen Lastverschiebungen zugunsten konventioneller Großkraftwerke Nutzung der Speichermöglichkeiten der erneuerbaren Energie (Speicherwasserkraftwerke, Geothermie, Biomasse, thermische Speicher bei solarthermischen Kraftwerken) Neue Einsatzstrategien für die bestehenden Pumpspeicherkraftwerke Zeitweilig stromgeführter Betrieb von Kraft- Wärme-Kopplung-Anlagen (KWK), wie große Heizkraftwerke und dezentrale Wandler mit hoher Stromkennzahl Schnell regelbare, effiziente Kombinierte Gas- und Dampfturbinenkraftwerke (GuD) und Kondensationskraftwerke als Reserveund Ausgleichskapazität auf fossiler Energiebasis (Gas, Kohle), die längerfristig auch auf regenerativ erzeugten Wasserstoff umgestellt werden können.

Franz Trieb Potenziale, Standortanalysen FVS Themen 2002 Die Auswirkungen dieser Maßnahmen wurden auf der Basis eines Langfristszenarios der deutschen Elektrizitätsversorgung (Abb.11) simuliert [15]. Wichtiger Bestandteil einer nachhaltigen Stromversorgung ist eine effizientere Stromnutzung. Trotz deutlich wachsender Wirtschaftsleistung kann so die Bruttostromerzeugung bis 2050 voraussichtlich von derzeit 553 TWh/a auf etwa 430 TWh/a zurückgehen. Einem deutlichen Rückgang des Stromverbrauchs in privaten Haushalten stehen dabei ein nur schwacher Rückgang im Dienstleistungssektor und Anstiege im Industrieund Verkehrsbereich gegenüber. Der Stromverbrauch für Telekommunikation wächst überproportional. Eine wichtige Randbedingung für das Szenario ist der Konsens zum Ausstieg aus der Kernenergie vom Juni 2001. Der Beitrag der KWK orientiert sich an den Zielvorstellungen der Bundesregierung und wird sich bis 2020 auf niedrigem Niveau etwa verdoppeln. In der deutschen Elektrizitätswirtschaft mit zukünftig großen Anteilen erneuerbarer Energie führen Importe von Solarstrom aus Nordafrika ebenso wie Wasserkraft und Geothermiestrom aus Skandinavien zu einer gleichmäßigeren und ausgewogeneren Versorgung. Durch die Kombination heimischer und importierter erneuerbarer Energieströme wird ein ausgeglichenes zeitliches Angebotsprofil der regenerativen Quellen in ihrer Gesamtheit erzielt. Die nur wenig fluktuierenden Anteile aus Wasserkraft, Geothermie, Biomasse und Solarthermie überwiegen in einem solchen Verbund trotz geringerer installierter Leistung deutlich vor den stärker fluktuierenden Anteilen aus Windkraft und Photovoltaik. Bei sinkender Stromnachfrage und dem angenommenen Ausbau der KWK und der Erneuerbaren werden in dem beschriebenen Nachhaltigkeitsszenario die Anteile fossil gefeuerter Kondensationskraftwerke (Abb.11) bis 2050 stark reduziert. Im Wesentlichen werden noch gasgefeuerte GuD-Kraftwerke zum Einsatz kommen, die flexibel an das Angebot der Erneuerbaren angepasst werden können. Literatur [1] Quaschning, V.: Datenbanken für Solarstrahlung, Sonne Wind & Wärme 8 (2001) S.39-41 [4] Schillings, C., Pereira, E.,C., Perez, R., Meyer, R., Trieb, F., Renné, D.: High Resolution Solar Energy Resource Assessment within the UNEP-Project SWERA, World Renewable Energy Congress VII, Cologne, Germany, 29. Juni - 5 Juli, 2002 [6] Broesamle, H., Mannstein, H., Schillings, C., Trieb, F.: Assessment of Solar Electricity Potentials in North Africa based on Satellite Data and a Geographic Information System, Solar Energy, Vol. 70, Nr.1 (2001), S. 1-12 [7] Kronshage, S., Schilings, C., Trieb, F.: Country Analysis for Solar Thermal Power Stations using Remote Sensing Methods, World Renewable Energy Congress VII, Cologne, Germany, 29. Juni - 5 Juli, 2002 [9] Trieb, F., Nitsch, J., Knies, G.: Strom und Trinkwasser aus solaren Dampfkraftwerken. Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 51, 6, (2001), S. 386-389 [14]Czisch, G., Kronshage, S., Trieb, F.: Interkontinentale Stromverbünde Perspektiven für eine regenerative Stromversorgung, FVS Themen 2001 Integration Erneuerbarer Energien in Versorgungsstrukturen, S. 51-63, Berlin 2002 [15]Trieb, F., Nitsch, J., Brischke, L.A., Quaschning, V.: Sichere Stromversorgung mit regenerativen Energien, Energiewirtschaftliche Tagesfragen (et), 52. Jg., Heft 9 (2002), S. 446-451 43

FVS Themen 2002 Wolfhart Dürrschmidt Förderung und Nutzung der solarthermischen Stromversorgung Förderung und Nutzung der solarthermischen Stromversorgung Dr. Wolfhart Dürrschmidt BMU wolfhart.duerrschmidt@ bmu.bund.de Ludger Lorych BMU lorych.ludger@bmu.bund.de Wind-Offshore Nutzung 11 % Brennstoffzellen 11 % Das Bundesumweltministerium (BMU) betreut den Forschungs- und Entwicklungsschwerpunkt Solarthermische Stromerzeugung im Rahmen des Zukunftsinvestitionsprogramms (ZIP) der Bundesregierung. Mit einem Volumen von insgesamt rund 10 Mio. werden Projekte zur Solarstromgewinnung aus konzentrierenden Spiegelsystemen gefördert, insbesondere die Techniklinien Parabolrinnenkraftwerke, Solarturm- Kraftwerke und Solarschüssel-Kraftwerke. Da sich diese Techniken nur im Sonnengürtel der Erde effizient einsetzen lassen, kommt dem internationalen Aspekt hier besondere Bedeutung zu. Biomasse 5% geothermische Stromerzeugung 36% Umweltforschung im BMU Im Rahmen des Umweltforschungsplans werden Forschungs- und Entwicklungsvorhaben im Bereich der erneuerbaren Energien für die Ressortaufgaben des BMU vergeben. Die Vorhaben werden z. T. vom Umweltbundesamt (UBA) und vom Bundesamt für Naturschutz (BfN) im Auftrag des BMU durchgeführt: ökologische Ausgestaltung des Ausbaus der verschiedenen Sparten der erneuerbaren Energien Entwicklung von Instrumenten zur effizienten und umweltgerechten Nutzung der erneuerbaren Energien Bearbeitung rechtlicher Fragen zur Überwindung von Hemmnissen beim Ausbau der erneuerbaren Energien unter Umweltgesichtspunkten Entwurf von Energieszenarien und -konzepten im Hinblick auf eine umweltgerechte, nachhaltige Energieversorgung. Abbildung 1 Verwendung der ZIP- Mittel für solarthermische Kraftwerke, geothermische Stromerzeugung und ökologische Begleitforschung 44 solarthermische Stromerzeugung 37% Forschungsschwerpunkte des BMU im Bereich der erneuerbaren Energien Zukunftsinvestitionsprogramm im BMU Im Rahmen des Zukunftsinvestitionsprogramms (ZIP) der Bundesregierung stehen dem BMU für die Jahre 2001 bis 2003 insgesamt ca. 30 Mio. für Forschung und Entwicklung auf den folgenden Gebieten zur Verfügung [1, 2]: solarthermische Stromerzeugung geothermische Stromerzeugung ökologische Begleitforschung zur Windenergienutzung auf See, zur energetischen Biomassenutzung und zu Brennstoffzellen. Das BMU wird bei der Begleitung dieser Forschungsvorhaben von der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) und vom Projektträger Jülich (PTJ) unterstützt. Vorhaben des BMU zur solarthermischen Stromerzeugung im Rahmen des ZIP Solarthermische Kraftwerke weisen eine Reihe von Vorteilen auf: Solarthermische Kraftwerke haben keine Emissionen und bergen keine Umweltrisiken. Das solare Potenzial für solarthermische Kraftwerke beträgt ein Vielfaches des Weltstrombedarfs. Die Stromgestehungskosten versprechen, langfristig stabil und konkurrenzfähig zu werden. Solarthermische Kraftwerke können Grundlage für eine unabhängige Energiewirtschaft sein, insbesondere zur Bereitstellung von Grundlaststrom (im Zusammenspiel mit Energiespeichern) und als Ergänzung zu anderen Energiequellen. Solarthermische Kraftwerke ermöglichen nachhaltige Lösungen zur Erzeugung von Trinkwasser.

Wolfhart Dürrschmidt Förderung und Nutzung der solarthermischen Stromversorgung FVS Themen 2002 Der Einsatz zentraler und dezentraler Systeme sowohl in Industrie- als auch in Entwicklungsländern ist möglich. Solarstrom ist ein potenzielles Exportgut vor allem für Länder im Sonnengürtel der Erde. Betrieb und Bau von solarthermischen Kraftwerken ermöglichen hohe nationale Eigenleistungen und damit Arbeitsplätze in der Region. Dish/Stirling 17 % Solarturm 14 % Studien 5% Parabolrinne 64% Deutsche Firmen und Forschungseinrichtungen haben die Bedeutung solarthermischer Kraftwerke seit langem erkannt und gehören weltweit zu den führenden Protagonisten dieser Sparte. Übersicht über den Forschungsschwerpunkt des BMU zur solarthermischen Stromerzeugung Für die Jahre 2001 bis 2003 stehen dem BMU im Rahmen des ZIP insgesamt ca. 10 Mio. für Forschung und Entwicklung auf dem Gebiet der solarthermischen Stromerzeugung zur Verfügung; die Industrie steuert zusätzlich rund 7 Mio. zur Realisierung der Vorhaben bei. Angesichts der hohen Zahl von Anträgen und Angeboten wäre mehr als das Doppelte des zur Verfügung stehenden Budgets angemessen gewesen. Denn die eingereichten Projektvorschläge waren von ausgesprochen hoher Qualität, was die Auswahl von nun nur noch sechs Vorhaben nicht einfach gemacht hat. Die Verwendung der bereitstehenden Mittel sind in Abb. 2 dargestellt. Rinnen- und Parabolrinnenkraftwerke Bei Parabolrinnenkraftwerken wird das Sonnenlicht mit Hilfe parabolisch gekrümmter Spiegel auf ein Absorberrohr fokussiert. Der aus der konzentrierten Solarstrahlung erzeugte Dampf wird anschließend in einem Dampfkraftprozess verstromt. Parabolrinnenkraftwerke sind seit über 15 Jahren in erfolgreich und kommerziell im Einsatz. Sie bieten derzeit die kostengünstigste Möglichkeit, Strom aus Sonnenenergie zu erzeugen. Mittelfristig werden Stromgestehungskosten für den reinen Solarbetrieb in Höhe von ca. 9 bis 12 ct/kwh erwartet. Dabei ist das Potenzial zur Kostenreduktion und zur Verbesserung der Technik noch lange nicht ausgeschöpft. Im Rahmen des Zukunftsinvestitionsprogramms erfolgen Weiterentwicklungen gerade unter diesen Gesichtspunkten. Es werden zwei Verbundvorhaben zur Rinnentechnologie gefördert: Vorhaben I Auftragnehmer Ziele Vorhaben II Auftrag- nehmer Ziele DLR, Köln/Stuttgart Flabeg (Köln) Schlaich Bergermann und Partner (Stuttgart) Schott (Mittelteich) Solar Millennium AG (Erlangen) Weiterentwicklung des Prototyps des europäischen Parabolrinnenkraftwerkes EuroTrough Montage und Test des Euro- Trough in einem kommerziell betriebenen kalifornischen solarthermischen Kraftwerke Weiterentwicklung des Absorberrohres bis zur Marktreife Weiterentwicklung der Speichertechnologie Entwicklung einer mobilen Messtechnik zur Optimierung von Solarfeldern Erarbeiten von Richtlinien zur Qualitätssicherung von Parabolrinnenkraftwerken Fraunhofer ISE (Freiburg) E.ON (München) Simulationsrechnungen zu Fresnel-Rinnenkollektoren Optimierung und Machbarkeitsstudie für ein auf Flachspiegeln aufgebautes Rinnenkollektorkonzept Abbildung 2 Verwendung der ZIP-Mittel zur Erforschung und Entwicklung solarthermischer Kraftwerke 45

FVS Themen 2002 Wolfhart Dürrschmidt Förderung und Nutzung der solarthermischen Stromversorgung 46 Solarturmkraftwerke Bei Solarturmkraftwerken wird das Sonnenlicht mit Hilfe einzeln nachgeführter Planspiegel auf einen Turm fokussiert. Die hohen Temperaturen bieten Möglichkeiten einer besonders effizienten Energieausnutzung und damit besonders hoher Wirkungsgrade, vor allem in Verbindung mit GuD-Anlagen. Solarturmkraftwerke haben bisher noch nicht den Entwicklungsstand der Parabolrinnentechnik erreicht, Forschungs- und Entwicklungsanstrengungen sind insbesondere zur Verbesserung des Absorbers erforderlich. Zur Realisierung eines Demonstrationskraftwerkes wird folgendes Verbundvorhaben zur Solarturmtechnik gefördert: Verbundvorhaben Auftragnehmer Ziele DLR (Köln, Stuttgart) Kraftanlagen München GmbH (München) G+H Isolite GmbH (Ludwigshafen) Erhöhung des Wirkungsgrades bei der Solarturm-Technologie Reduzierung der Kosten zur mittelfristigen Realisierung eines Demonstrationskraftwerkes Solarschüssel-Kraftwerke / Dish Stirling-Anlagen Bei Dish-Stirling-Anlagen handelt es sich um Kraftwerke, die mit einem Parabolspiegel (mit einigen Metern Durchmesser) die Solarstrahlung konzentrieren und mittels Stirlingmotoren Strom erzeugen. Diese Systeme können in Kombination mit einem Speichersystem oder z.b. Biomasse als weiteren erneuerbaren Energieträger mit hoher solarer Deckungsrate dezentral Strom produzieren. Die Leistung dieser Aggregate liegt mit 5 bis 50 KW zwischen der kleiner Photovoltaikanlagen und großer solarthermischer Kraftwerke. Für Anwendungen ist besonders an entwicklungspolitisch wichtige Aufgaben zu denken, wie z. B. der dezentralen Stromversorgung von Dörfern, die nicht an ein Stromnetz angeschlossen sind. Es werden zwei Projekte zur Erforschung und Entwicklung dieser innovativen Technik gefördert: Vorhaben I Auftrag- nehmer Ziele Vorhaben II Auftrag- nehmer Ziele DLR (Köln, Almería in ) Klein + Stekl (Stuttgart) Mero (Würzburg) Schlaich Bergermann und Partner (Stuttgart) Solo (Sindelfingen) Vorbereiten einer Kleinserienfertigung der Dish-Stirling Technologie Aufbau von Referenzanlagen BSR Solar Technologies GmbH (Lörrach) Entwicklung eines Nullserien- Prototyps für ein Solar-Dish- System mit innovativem Niedertemperatur-Stirlingmotor und Speicher Begleitende Studie Die dargestellten Vorhaben werden durch eine übergreifende Begleitstudie zur Wirtschaftlichkeit, Einsatzmöglichkeiten und Potenzialen solarthermischer Kraftwerke abgerundet: Auftrag- nehmer Ziele DLR (Köln, Stuttgart) Technikbewertung Optimierung von Standortkonzepten für solarthermischer Kraftwerke unter Verwendung einer satellitengestützten geografischen Datenbank Am 14. März 2002 haben BMU und KfW ein Statusseminar zum Thema Hochtemperatur solarthermische Stromerzeugung durchgeführt. Nach Eröffnung durch Bundesumweltminister Jürgen Trittin und Bruno Wenn von der KfW, stellten alle Forschungsauftragsnehmer des BMU, die im Bereich solarthermische Stromerzeugung gefördert werden, den Stand ihrer Projektarbeiten vor [3].

Wolfhart Dürrschmidt Förderung und Nutzung der solarthermischen Stromversorgung FVS Themen 2002 Von der Forschung und Entwicklung zur Markteinführung solarthermischer Kraftwerke Parallel zur Förderung der Forschung und Entwicklung der solarthermischen Stromerzeugung muss auch die Markteinführung dieser Anlagen vorangebracht werden. Unterstützung ist in dieser Sparte besonders wichtig, da solarthermische Kraftwerke nur im Sonnengürtel der Erde wirtschaftlich betrieben werden können. Besonders effiziente marktwirtschaftliche Instrumente wie z. B. das deutsche Erneuerbare-Energien- Gesetz (EEG) wurden dort bisher kaum eingeführt. Es zeichnet sich allerdings eine deutliche Wende ab, seit in seinem kürzlich novelliertem Stromeinspeisegesetz spezielle Tarife für Strom aus solarthermischen Kraftwerken eingeführt hat. Ferner haben mittlerweile die Weltbank und die Vereinten Nationen (United Nations Environmetal Programme UNEP, United Nations Developmentals Programme UNDP) zusammen mit dem Global Environmental Facility GEF 1 mehrere Ausschreibungen für Solarkraftwerke in Entwicklungs- und Schwellenländern initiiert, sodass der Bau solarthermischer Kraftwerke mehr und mehr gefördert wird. Das BMU hat gemeinsam mit der KfW und UNEP/GEF am 19. und 20. Juni 2002 in Berlin eine internationale Konferenz zu solarthermischen Kraftwerken mit dem Titel Expanding the Market for Concentrating Solar Power Moving Opportunities into Projects durchgeführt. Vertreter aller Staaten, in denen Aktivitäten zu Forschung und Entwicklung sowie Markteinführung solarthermischer Anlagen bestehen, waren zur Präsentation und Diskussion ihrer Vorhaben anwesend [4], [5]. Als zentrales Ergebnis dieser Konferenz wurde die Berliner Erklärung verabschiedet. Darin wird die Gründung internationaler Arbeitsgruppen vereinbart, die eine langfristig wirkende globale Markteinführungsstrategie für solarthermische Kraftwerke ausarbeiten sollen. Das Konzept soll u.a. innovative Finanzierungsinstrumente und angemessene Risikoverteilungen zwischen den Beteiligten beinhalten. Die Ergebnisse werden auf einer Folgekonferenz im Frühjahr 2003 in präsentiert. UNO-Weltgipfel 2002 in Johannesburg beflügelt den weltweit begonnenen Prozess zur Nutzung erneuerbarer Energien Verhandlungsergebnis (Plan of Implementation) Es ist gelungen, dem Ausbau der erneuerbaren Energien und vor allem auch der solarthermischen Stromerzeugung auf dem Weltgipfel für nachhaltige Entwicklung in Johannesburg 2002 einen kräftigen Schub nach vorn zu verleihen. Die deutsche Verhandlungsposition beinhaltete die folgenden Forderungen: globaler Ausbau der nachhaltig genutzten erneuerbaren Energien auf mindestens 15% bis zum Jahr 2010 nationaler Ausbau der nachhaltig genutzten erneuerbaren Energien um jeweils 2 Prozentpunkte bis 2010 in allen Industrieländern nationales Festschreiben von Zielen zur nachhaltigen Nutzung erneuerbarer Energien sowie von entsprechenden Programmen und Instrumenten regelmäßiges Erstellen nationaler Dokumentationen an das CSD-Sekretariat 2 über Fortschritte bezüglich der festgeschriebenen Ziele Das tatsächlich in Johannesburg erzielte Ergebnis ist zwar weniger anspruchsvoll, bringt die erneuerbaren Energien aber dennoch voran: entsprechend dem Aktionsplan soll der Anteil Erneuerbarer Energien an der weltweiten Energie- 1 Die GEF ist eine Finanzagentur, die in Zusammenarbeit und Teilhaberschaft mit UNEP, UNDP und Weltbank Projekte für globalen Klimaschutz finanziert. 2 Kommission der Vereinten Nationen für Nachhaltige Entwicklung (Commission for Sustainable Development CSD), deren Aufgabe die Überprüfung der Umsetzung und der Weiterentwicklung der AGENDA 21 ist. Die CSD hat auf einer Tagung im Jahr 1995 ein mehrjähriges internationales Arbeitsprogramm zu Nachhaltigkeitsindikatoren verabschiedet, dessen Umsetzung vom CSD-Sekretariat realisiert wird. 47

FVS Themen 2002 Wolfhart Dürrschmidt Förderung und Nutzung der solarthermischen Stromversorgung versorgung deutlich erhöht und die Umsetzung dieses Ziels in den kommenden Jahren regelmäßig überprüft werden. Die Festlegung konkreter Zeit- und Ausbauziele ist leider am Widerstand insbesondere der USA, Japans und der OPEC gescheitert. Einigkeit wurde jedoch darüber erreicht, vor allem den Menschen in Entwicklungsländern den Zugang zu Energie zu erleichtern. Denn der Zugang zu Energie ist einer der wichtigsten Voraussetzungen für wirtschaftliche und soziale Entwicklung. Derzeit leben noch etwa zwei Milliarden Menschen vor allem in ländlichen Regionen ohne Stromanschluss. Erklärung gleichgesinnter Staaten zum Ausbau der erneuerbaren Energien Die Europäische Union hat in der Endphase des Weltgipfels eine Erklärung gleichgesinnter Staaten zur Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien vorgelegt. In dieser Erklärung kündigen die Zeichnerstaaten an, ambitionierte Ziele auf globaler, regionaler und nationaler Ebene mit klaren Zeitplänen zum Ausbau der Erneuerbarer Energien zu setzen. Zu den Unterstützern gehören neben den EU-Mitgliedstaaten und der EU-Kommission eine Vielzahl weiterer Staaten, u.a. Ägypten, Argentinien, Brasilien, Bulgarien, Chile, Estland, Island, Kroatien, Lettland, Litauen, Malta, Mexiko, Neuseeland, Norwegen, Polen, Rumänien, Schweiz, Slowenien, Tschechien, Türkei, Uganda, Ungarn, Zypern und die Gruppe der kleinen Inselstaaten, die vom Klimawandel besonders betroffen sind. Deutschland kündigt Initiativen an Der deutsche Bundeskanzler Gerhard Schröder hat in Johannesburg drei für den Ausbau der erneuerbaren Energien relevante Initiativen angekündigt: Type II-Initiative zur Markteinführung solarthermischer Kraftwerke Der im Juni 2002 in der Berliner Erklärung vereinbarte Prozess zur Markteinführung solarthermischer Kraftwerke wurde als Type II-Partnerschaft auf dem Weltgipfel in Johannesburg eingebracht. In der Rede von Bundesumweltminister Jürgen Trittin am 3. September 2002 in Johannesburg wird diese Partnerschaft voll unterstützt und langfristige Perspektiven für Hersteller, Banken und Versicherungen werden aufgezeigt. Ausblick Im Zunkunftsinvestitionsprogramm (ZIP) werden die Fortschritte der Projektarbeiten zu solarthermischen Kraftwerken in einem zweiten Statusseminar im Jahr 2003 präsentiert. Neben den derzeit in diesem Programm durchgeführten Arbeiten zeichnet sich weiterer Forschungs- und Entwicklungsbedarf ab. Eine Verstetigung des ZIP ist wichtig, um dem begonnenen Prozess in dieser vielversprechenden neuen Sparte der erneuerbaren Energien eine solide Entwicklung zu ermöglichen. Bezüglich der Markteinführung solarthermischer Kraftwerke im Sonnengürtel der Erde, ist es in Berlin und Johannesburg im Jahr 2002 gelungen, den internationalen Prozess deutlich voranzubringen [6]. Für Frühjahr 2003 ist eine Folgekonferenz in geplant, bei der dieser Prozess gefestigt und weitergeführt werden soll. 48 1. Veranstaltung einer internationalen Konferenz zu erneuerbaren Energien in Deutschland 2. Beteiligung Deutschlands am in Johannesburg beschlossenen weltweiten Netzwerk der Energieagenturen 3. Ausbau der bereits erfolgreichen Zusammenarbeit im Energiebereich, insbesondere zu Entwicklungsländern für eine strategische Partnerschaft; Förderung der Erneuerbaren Energien und der Energieeffizienz mit jeweils 500 Mio. innerhalb der nächsten fünf Jahre.

Wolfhart Dürrschmidt Förderung und Nutzung der solarthermischen Stromversorgung FVS Themen 2002 Literatur [1] Neuer Forschungsschwerpunkt zu Erneuerbaren Energien (Nachdruck aus der regelmäßig erscheinenden BMU Publikation Umwelt, Ausgabe Februar 2002), BMU 2002 [2] Aktuelle Schwerpunkte des BMU zu Forschung und Entwicklung (Tagungsband zur Fachtagung vom 04./05. Februar 2002 in Berlin), BMU 2002 [3] Hochtemperatur solarthermische Stromerzeugung (Tagungsband des Statusseminars von BMU und KfW vom 14. März 2002 in Berlin), BMU und KfW 2002 [4] Expanding the Market for Concentrating Solar Power Moving Opportunities into Projects (Tagungsband der internationalen Konferenz vom 19./20. Juni 2002 in Berlin), BMU und KfW 2002 [5] Concentrating Solar Power Now (Kurzbroschüre zu Solarthermischen Kraftwerken, Herausgegeben von BMU, BMZ und DLR im Juli 2002), BMU/BMZ/DLR 2002 [6] Erneuerbare Energien und Nachhaltige Entwicklung Natürliche Ressourcen umweltgerechte Energieversorgung; BMU- Publikation, 4. Auflage, Stand April 2002 49

FVS Themen 2002 Volker Quaschning Hybride Solarkraftwerke Hybride Solarkraftwerke Dr. Volker Quaschning DLR volker.quaschning@psa.es Dr. Jürgen Dersch DLR juergen.dersch@dlr.de Dr. Franz Trieb DLR franz.trieb@dlr.de Winfried Ortmanns DLR Winfried.ortmanns@dlr.de Unter hybriden Solarkraftwerken versteht man solarthermische Kraftwerke, die neben der Solarstrahlung einen zweiten Energieträger zur Wärmeerzeugung nutzen können. Neben fossilen Brennstoffen wie Erdgas oder Erdöl können dies Wasserstoff, Methanol, Biogas oder flüssige biogene Brennstoffe wie Rapsöl oder RME 1 sein. Diese Brennstoffe werden dann eingesetzt, wenn die Sonne keine ausreichende Leistung zur Verfügung stellt und dennoch eine Elektrizitätserzeugung gewünscht wird. Feste Brennstoffe wie Kohle, Müll oder Holzhackschnitzel sind dagegen weniger geeignet, da mit ihnen eine schnelle Regelbarkeit nur schlecht zu erreichen ist, um die relativ schnellen Schwankungen der Solarstrahlung auszugleichen. Als Alternative bieten sich zusätzlich thermische Energiespeicher zur zeitlichen Pufferung der Wärmeströme an. Zur Hybridisierung kommen Dish/Stirling-Anlagen, Solarturm- und Parabolrinnen-Kraftwerke in Frage. In Abb.1 sind zwei verschiedene hybride Solarturmkraftwerke schematisch dargestellt. Beim offenen volumetrischen Receiver wird Umgebungsluft durch konzentrierte Solarstrahlung auf hohe Temperaturen erhitzt. Über Wärmetauscher wird Wasser verdampft und überhitzt. Der Dampf treibt eine Turbine und einen Generator an, der elektrische Energie erzeugt. Die Luft lässt sich zusätzlich durch einen Kanalbrenner erhitzen. Damit lassen sich Temperatur und Volumenstrom auch bei fluktuierender Solarstrahlung konstant halten und die Anlage bei unzureichender Solarstrahlung betreiben. Beim volumetrischen Druckreceiver wird verdichtete Luft erhitzt, diese treibt eine Gasturbine an, die über einen Generator elektrische Energie erzeugt. Die Abwärme der Gasturbine wird in einem Dampfturbinenprozess genutzt, um den Gesamtwirkungsgrad deutlich zu erhöhen. Auch bei diesem Konzept lässt sich die Luft über einen Kanalbrenner mit anderen Brennstoffen erhitzen. Offener volumetrischer Receiver Netz volumetrischer Druck-Receiver Netz Überhitzer Zwischenüberhitzer Kanalbrenner (optional) Zwischenüberhitzer Gebläse Überhitzer Verdampfer Vorwärmer Turbine Generator Kanalbrenner (optional) Verdampfer Generator Gasturbine Vorwärmer Dampfturbine Generator Speisewasserpumpe Kondensator Kühlturm Luftzufuhr Kamin Kondensator Speisewasserpumpe Kühlturm Abbildung 1 Schemata hybrider Solar-Turmkraftwerke links: Offener volumetrischer Receiver für Dampfturbinenbetrieb, rechts: volumetrischer Druckreceiver für Gasturbinen- bzw. kombinierten Gas- und Dampfturbinenbetrieb (GuD) 50 Solarthermische Kraftwerke mit hybrider Wärmebereitstellung Bei der bisher gebauten Variante der Parabolrinnen-Kraftwerke vom Typ (Solar Electricity Generation System) wird über einachsig nachgeführte Parabolrinnen-Kollektoren ein Thermoöl auf Temperaturen von knapp 400 C erhitzt. Über Wärmetauscher wird die Wärme in einen Dampfturbinenprozess eingekoppelt und elektrische Energie erzeugt. Über einen parallelen Dampferzeuger kann auch diese Anlage hybridisiert werden. In Abb.2 ist ein hybrides Parabolrinnen-Kraftwerk schematisch dargestellt. Bei den existierenden Anlagen in wird Erdgas als Energieträger für den 1 Raps Methylester

Volker Quaschning Hybride Solarkraftwerke FVS Themen 2002 Brennstoffzufuhr Nachbrenner Überhitzer Vorwärmer Kamin Netz Solar-Kollektorfeld Zwischenüberhitzer Überhitzer Netz Solar-Kollektorfeld Verdampfer Speisewasserpumpe Dampfturbine Kondensator Kühlturm Generator Turbine Generator Brennstoffzufuhr Verdampfer paralleler Dampferzeuger Kondensator Kühlturm Gasturbine Generator Vorwärmer Wärmeträgerpumpe Speisewasserpumpe Wärmeträgerpumpe Luftzufuhr Hybridbetrieb eingesetzt, wobei dieser aufgrund gesetzlicher Regelungen maximal 25% der thermischen Energie liefern darf. Beim (Integrated Solar Combined Cycle System) wird ein solares Parabolrinnen-Kollektorfeld in ein kombiniertes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk (GuD) integriert. Hierzu wird der Abhitzekessel so modifiziert, dass eine zusätzliche Dampferzeugung über einen solaren Dampferzeuger oder einen Nachbrenner erfolgen kann. Da die Solarwärme lediglich für einen Teil der Dampferzeugung und das auch nur zeitweise eingesetzt wird, ist der jährliche solare Anteil dieser Kraftwerksvariante ohne den Einsatz von Speichertechnologien auf Werte unter 20% beschränkt. In allen Kraftwerksvarianten lassen sich thermische Energiespeicher integrieren, die entweder alternativ oder in Kombination mit der hybriden Wärmeerzeugung eingesetzt werden. Abb. 3 zeigt ein -Kraftwerk, bei dem der parallele Dampferzeuger durch einen Speicher ersetzt wurde. Vor- und Nachteile des Hybridbetriebs Ein Hauptvorteil des Hybridbetriebs ist die höhere Verfügbarkeit der elektrischen Leistung. Im Gegensatz zum reinen Solarbetrieb, dem Betrieb von Photovoltaikanlagen oder Windkraftanlagen lässt sich durch den Hybridbetrieb eine Leistung zeitlich unabhängig garantieren. Durch Speicher kann der Einsatz von Brennstoffen für den Hybridbetrieb reduziert werden. Bei Verwendung sehr großer Speicher lässt sich eine garantierte Leistung auch ohne den Einsatz zusätzlicher Brennstoffe erreichen. Durch den Hybridbetrieb und den Einsatz von Speichern werden die Kraftwerkskomponenten zeitlich besser ausgelastet. Somit lassen sich höhere Volllaststunden erzielen, und es fallen weniger Teillast- und Anfahrverluste an. Hierdurch reduzieren sich auch die spezifischen Stromgestehungskosten gegenüber rein solaren Anlagen. Durch die niedrigeren Kosten kann möglicherweise eine schnellere Markteinführung erreicht werden. Gegenüber rein fossilen Anlagen ist der anlagentechnische Aufwand für den Hybridbetrieb aber deutlich höher, und die Stromgestehungskosten nehmen ebenfalls zu. Besonders aus der Sicht der Stromgestehungskosten sind bei der üblichen Vernachlässigung der externen Kosten derzeit fossile Kraftwerke immer im Vorteil. Werden heißer Tank Speicher kalter Tank Überhitzer Vorwärmer Turbine Verdampfer Abbildung 2 Schemata hybrider Paraborinnen- Solarkraftwerke links: -Kraftwerk rechts: -Kraftwerk Abbildung 3 -Kraftwerk mit thermischem Speicher Netz Kondensator Solar-Kollektorfeld Zwischenüberhitzer Wärmeträgerpumpe Speisewasserpumpe Generator Kühlturm 51

FVS Themen 2002 Volker Quaschning Hybride Solarkraftwerke MW 60 MW 300 50 250 Solar 40 200 Dampfturbine 30 150 20 Solar 100 Gasturbine 10 50 MW 60 50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 2122 23 24 Uhrzeit freier Lastgang 0 MW 300 250 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Uhrzeit freier Lastgang Solar fossiler Nachbrenner 40 30 Fossil 200 150 Dampfturbine 20 Solar 100 Gasturbine 10 50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 2122 23 24 Uhrzeit Grundlast 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Uhrzeit Grundlast Abbildung 4 Betriebsweisen für den Systemvergleich 52 fossile Brennstoffe im Hybridbetrieb eingesetzt, wird auch der Vorteil eines kohlendioxidfreien Betriebs geopfert. Je nach Anlagenkonzept im Vergleich zu fossilen Referenzkraftwerken lässt sich jedoch eine deutliche Emissionsreduktion erzielen. Hält man sich die CO 2-Reduktionsempfehlungen für Industrienationen von 80% bis zum Jahr 2050 gegenüber dem Jahr 1990 vor Augen, kann die Problematik an einem Beispiel verdeutlicht werden. Angenommen, es wird ein - Kraftwerk mit durchschnittlichen CO 2-Einsparungen von 10% gegenüber einem konventionellen GuD-Kraftwerk im Jahr 2010 errichtet. Dieses Kraftwerk wird eine Betriebszeit von mindestens 25 Jahren haben. 30 bis 40 Jahre sind möglich, sodass das Kraftwerk bis zum Jahr 2050 in Betrieb sein kann. Helfen anfangs die CO 2-Reduktionen wesentlich, kurzfristige Einsparziele zu erreichen, wird das Kraftwerk für die langfristigen Klimaschutzziele zu einer Belastung. Denn schon 10 Jahre nach der Inbetriebnahme liegen die Einsparungen bereits nicht mehr auf dem Reduktionspfad. Mittel- und langfristig könnten fossile Brennstoffe allerdings durch kohlendioxidfreie Alternativen wie solaren Wasserstoff oder Biobrennstoffe ersetzt werden. Doch ist dies für bereits errichtete Kraftwerke nur bedingt möglich. Aus ökologischer Sicht sind Hybridkraftwerke insbesondere solche mit hohem fossilen Beitrag also nur dann sinnvoll, wenn sie die Möglichkeit einer sukzessiven Erweiterung des Solaranteils bis hin zu hohen solaren Beiträgen offen lassen. Detailvergleich Um die Vor- und Nachteile verschiedener Anlagenvarianten und Betriebsweisen herausarbeiten zu können, sollen Berechungen des IEA-Solar- PACES Tipp-Projekts [1; 2] aufgegriffen werden. Hierbei wurden - und -Hybrid-Kraftwerke bei zwei verschiedenen Lastgängen und Schaltungsvarianten untereinander sowie mit einem konventionellen GuD-Kraftwerk der gleichen Größenordnung verglichen. Als Lastgänge wurden ein freier Lastgang, der eine an das Solarangebot angepasste Betriebsweise ermöglicht, sowie ein vorgegebener Lastgang zur möglichen Grundlast-Deckung definiert (Abb. 4).

Volker Quaschning Hybride Solarkraftwerke FVS Themen 2002 Der Ertrag von - und -Hybrid-Anlagen wurde für beide Lastgänge bestimmt, wobei alle Berechnungen jeweils mit und ohne Integration eines thermischen Speichers durchgeführt wurden. Ohne Speicher liegt bei den hier dargestellten Ergebnissen eine Kollektorfeldgröße von 375.000 m 2 und mit Speicher von 497.000 m 2 zugrunde. Der Speicher hat dabei eine thermische Kapazität von 839 MWh. Bei einer Nettoleistung des -Hybrid-Kraftwerks von 50 MW und dem Nennwirkungsgrad von 34,7% erlaubt der Speicher einen Betrieb von etwas weniger als 6 Volllaststunden pro Tag. 7,3 bzw. 10,1% steigern. Bei angenommenen Brennstoffpreisen von 0,0126 /kwhth und einer Diskontrate von 6,5% liegen die Stromgestehungskosten der -Hybrid-Kraftwerke etwa um den Faktor drei über den Kosten der -Hybrid-Kraftwerke (Abb. 6). Das wiederum ist aufgrund des geringen Solaranteils nur gut 15% teurer als das Referenzkraftwerk. Der kostengünstigere fossile Betrieb und die erheblich bessere Auslastung der Turbine drücken die durchschnittlichen Stromgestehungskosten. Während der Speicher bei der -Hybrid-Anlage leichte Kostenvorteile Abbildung 5 CO 2-Emissionen bei von - und - Hybrid-Kraftwerken bei unterschiedlichen Betriebsweisen kg CO 2/kWh kg CO 2/kWh kg CO 2/kWh kg CO 2/kWh 0,409 0,33 0,359 0,251 0,362 0,351 0,375 0,36 0,355 0,341 0,365 0,347 Referenz GuD 0,379 Referenz GuD 0,379 Referenz GuD 0,386 Referenz GuD 0,386 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0 0,1 0,2 0,3 0,4 freier Lastgang freier Lastgang mit Speicher Grundlast Grundlast mit Speicher 0,145 0,143 0,0911 0,0995 0,12 0,115 0,0877 0,0947 0,0403 0,0416 0,0393 0,0413 0,0396 0,0405 0,0393 0,0404 Referenz GuD 0,0355 /kwh Referenz GuD 0,0355 /kwh Referenz GuD 0,0365 /kwh Referenz GuD 0,0365 /kwh 0 0,05 0,1 0,15 0 0,05 0,1 0,15 0 0,05 0,1 0,15 0 0,05 0,1 0,15 Für die Analysen wurden zwei verschiedene Standorte gewählt. Der Standort Barstow in hat mit 2.717 kwh/(m 2 a) eine rund 34% höhere Jahressumme der solaren Direkt- Normalstrahlung als der Standort Tabernas in Südspanien mit 2.023 kwh/(m 2 a). Abb. 5 zeigt die Berechnungsergebnisse für die Kohlendioxidemissionen. Während die - Hybrid-Anlagen beim freien Lastgang nur mit Solarenergie betrieben werden und damit fast kein Kohlendioxid freisetzen, liegt der Solaranteil der -Hybrid-Kraftwerke ohne Speicher an den beiden Standorten bei 4,5 bzw. 6,5%. Durch den Speichereinsatz lässt sich dieser auf aufgrund der besseren Auslastung der Turbine bringt, verteuert er die Stromgestehungskosten beim, da er hier mit dem kostengünstigen fossilen Betrieb konkurriert. Beim Grundlastbetrieb zeigen sich deutlich andere Ergebnisse. Beim -Hybrid-Kraftwerk sinkt der Solaranteil ohne Speicher auf 24,5 bzw. 33,7%. Aufgrund des schlechteren Kreislaufwirkungsgrades resultieren daraus am spanischen Standort sogar höhere Kohlendioxidemissionen als beim konventionellen GuD-Kraftwerk. Die Stromgestehungskosten sinken zwar im Vergleich zum reinen Solarbetrieb, liegen aber Abbildung 6 Stromgestehungskosten von - und -Hybrid-Kraftwerken bei unterschiedlichen Betriebsweisen immer noch bei mehr als dem Doppelten des 53

FVS Themen 2002 Volker Quaschning Hybride Solarkraftwerke konventionellen Kraftwerks. Sowohl aus ökonomischen als auch ökologischen Gesichtspunkten ist diese Betriebsvariante im Vergleich zu einem erdgasbetriebenen GuD-Kraftwerk wenig sinnvoll. Beim -Hybrid-Kraftwerk sinkt beim Grundlastbetrieb ohne Speicher der ohnehin schon magere Solaranteil um weitere 2 Prozentpunkte ab. Hierdurch ergeben sich jedoch auch die geringsten Stromgestehungskosten der untersuchten Betriebsvarianten. Durch Integration von Speichern lässt sich beim -Hybrid- Kraftwerk der Solaranteil auf 39,1% bzw. 53,7% steigern. Bei der Kohlendioxidbilanz wird damit der schlechtere Kreislaufwirkungsgrad kompensiert. Fazit Literatur [1] Dersch, J.; Geyer, M.; Hermann, U.; Jones, S.A.; Kelly, B.; Kistner, R.; Ortmanns, W.; Pitz-Paal, R.; Price, H.: Solar Trough Integration into Combined Cycle Systems. In: Tagungsband Solar 2002, 15.-20. Juni 2002, Reno, USA [2] Dersch, J.; Geyer, M.; Hermann, U.; Jones, S.A.; Kelly, B.; Kistner, R.; Ortmanns, W.; Pitz-Paal, R.; Price, H.: Solar Trough Integration into Power Plants A Study on the Performance and Economy of Integrated Solar Combined Cycle Systems. In: Tagungsband 11th SolarPACES International Symposium on Concentrated Solar Power and Chemical Energy Technologies, 4.-6. September 2002, Zürich, Schweiz, S. 661-671 Neben dem Betrieb nur mit Solarstrahlung erlauben solarthermische Kraftwerke auch den Hybridbetrieb mit anderen Brennstoffen. Konkrete Beispiele zeigen, dass der Hybridbetrieb bei Einsatz billiger fossiler Brennstoffe die Kosten deutlich reduzieren kann. Die Stromgestehungskosten sinken mit niedrigeren Solaranteilen, während die Kohlendioxidemissionen zunehmen. -Hybrid-Kraftwerke mit sehr niedrigen Solaranteilen auf Basis fossiler Brennstoffe sind unter Klimaschutzgesichtspunkten nur sinnvoll, wenn Sie Anlagen mit sehr hohen Kohlendioxidemissionen substituieren. Der reine Solarbetrieb zusammen mit dem Einsatz thermischer Speicher ist dem Hybridbetrieb vorzuziehen oder zumindest der Brennstoffeinsatz wie in auf sinnvolle Maximalwerte zu begrenzen. Sollten langfristig klimaneutrale Brennstoffe kostengünstiger werden, können sie in Hybridkraftwerken einen wichtigen Beitrag zu einer sicheren und nachhaltigen Elektrizitätsversorgung liefern. 54