Solarthermische Kraftwerke - Potenziale und Umsetzung (2002) - PDF ( 1.4 MB )

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Solarthermische Kraftwerke –

Potenziale und Umsetzung

• Potenziale, Standortanalysen, Stromtransport

• Förderung und Nutzung der

solarthermischen Stromerzeugung

• Hybride Solarkraftwerke

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FVS Themen 2002 Franz Trieb •Potenziale, Standortanalysen

Einleitung

Die globalen solaren Energieressourcen sind unterschiedlich verteilt: auf der einen Seite die Länder mit hohem Strahlungs- und Flächenpo- tenzial, aber oft relativ geringem Stromver- brauch 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 ver- lässliche Informationen zu solaren Energieres- sourcen, Flächenressourcen und Ausbaupotenzia- len solarthermischer Kraftwerke in den Ländern des Sonnengürtels der Erde. Das Verhalten von Entscheidungsträgern in Politik und Wirtschaft ist bezüglich der Projektentwicklung und Markt- einführung 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 Satellitenfernerkun- dung und geografischen Informationssystemen vor, und erörtert Strategien einer internationalen Nord-Süd-Kooperation zur gemeinsamen, synergetischen Nutzung der solaren Energiepo- tenziale mit Hilfe solarthermischer Kraftwerke.

Ermittlung der solaren Energieressourcen

Der erste Schritt zur Ermittlung der Standortpo- tenziale 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-

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Potenziale, Standortanalysen, Stromtransport

Meteosat – Cloud Index AOT x 1000 Precipitable Water mm/m²

Wolken, ¹/2stündl., 2,5 x 2,5 km, METEOSAT

Aerosole, monatl., 4° x 5°

NASA-GACP

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

Wasserdampf, tägl., 2,5°x 2,5°

NCAR-NCEP-Reanalysis

Satellitenfernerkundung atmosphärischer Bestandteile wie Wolken, Aerosole, Wasserdampf, Ozon, Gase usw. als Funk- tion von Ort und Zeit am Beispiel Marokko. Angegeben ist die jeweilige Komponente sowie zeitliche und räumliche Auflösung der Daten.

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

Abbildung 1

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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 Null- meridians steht, halbstündlich Bilder der Erde, aus denen u.a. die Art und Transparenz durch- ziehender 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 Kollektorsyste- me, die sogenannte Direkt-Normal-Strahlung (DNI) berechnet werden.

Auf diese Weise können zum einen elektronische Karten der Jahressumme der DNI (in kWh/m²a) erstellt werden, zum anderen können aber auch stündliche Zeitreihen der DNI (in W/m²) für die Bewertung von Einzelstandorten generiert werden (Abb. 2). Gegenüber Bodenmessungen wurden bisher je nach Standort systematische

37 Abbildung 2

Flächendeckende Be- rechnung der Jahres- summe der Direkt- Normal-Strahlung (DNI) sowie Extraktion einzelner Zeitreihen zur detaillierten Standortevaluierung

räumliche Auflösung 1 km zeitliche Auflösung 1 h

Time (h) Direct Normal Irradiation (W/m2)

Extract of DNI Time Series of 1998 Lat. 35.39, Long. -5.11

0,0,1 0,2 0,30,4 0,50,6 0,70,8 0,91,0 1,0 - 3,0

>3,0 ^MeerInlandsgewässer

Grasland und Buschwerk Wald

sumpfige Feuchtgebiete Savanne

Ackerbau Reisanbau

Halbwüste mit Sträuchern Wüste

Siedlung keine Daten verfügbar

No feature Water

Dunes or Shifting Sands Dunes buffer zone Salt flats

Rock debris or desert detritus No data

Slope in %

Geländesteigung GLOBE 1999

Landbedeckung USGS 1997

Geomorphologie FAO 1995

Abbildung 3 Aufschluss über geeignete und ungeeignete Flächen anhand bestimmter Kriterien bezüglich Geländesteigung, Land- bedeckung, Geomorphologie, Hydrografie, Schutzgebiete usw. am Beispiel Marokko

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Abweichungen dieses Verfahrens in der Größen- ordnung zwischen ± 5 und ± 15 % bezüglich der Jahressumme der DNI beobachtet. Die bisher angewandten Satellitenverfahren liefern damit flächendeckend in etwa die Qualität eines ge- schlossenen, gut gewarteten Netzes von Boden- messstationen mit je 50 km Abstand [4].

Um aussagekräftige Ergebnisse über die Solar- strahlungsressource liefern zu können, reicht die Analyse eines – willkürlich herausgegriffenen – Jahres nicht aus. Deshalb wird am DLR ange- strebt, 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 vor- handenen Datenarchive auf 5 Jahre – mittelfristig auf bis zu 10 Jahre – zu erweitern und die Qualität durch die Nutzung des kürzlich gestar-

teten Wettersatelliten Meteosat Second Genera- tion (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 Nut- zung, schützenswerter Natur- oder Kulturwerte oder durch die Bedeckung mit Wasser, Treib- sand, Sümpfen o.ä. nicht als Standorte in Frage kommen.

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 aus- gestattet werden. Abb. 3zeigt einige Beispiele solcher Datensätze für Marokko mit einer geografischen Auflösung von 1 km x 1 km. Nach einer – frei wählbaren – Festlegung der Aus- schlusskriterien 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 ausgewie- sen werden (Abb. 4)als elektronische Maske aller potenziellen Standorte eines Landes [6], [7].

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Abbildung 4

Zusammenfassung der Ausschlussmerkmale am Beispiel Marokko

Abbildung 5

Kein Ausschlussmerkmal

Industrielle, infrastrukturelle oder militärische Nutzung Hydrographisches Ausschlussmerkmal

Schutzgebiet

Landbedeckung als Ausschlussmerkmal Geomorphologisches Ausschlussmerkmal Geländesteigung als Ausschlussmerkmal

Einstrahlung Betriebsmodellierung

Parabolic Trough Collector

Heat Transfer Oil Loop

Solar Steam Generator

Steam Turbine

Condenser Superheater

Generator

Cooling Tower Pump

Stromerträge

Stromerlöse pro Kraftwerk (200 MWe) in GWh/a

< 300 320310 329339 349358 368378 387397 407416 426436

> = 455445

Aus den meteorologischen Eingangsdaten und einem detaillierten mathematischen Modell werden die Stromerträge solarthermischer Kraftwerke für jeden Standort und Zeitschritt berechnet

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Knapp 38 % aller bewerteten Standorte Marok- kos sind prinzipiell für die Errichtung von solarthermischen Kraftwerken geeignet. Etwa 62 % sind als ungeeignet einzustufen. Die Meseta- Ebene (Nordwest-Küste) weist die größten zu- sammenhängenden geeigneten Standortflächen auf. Insbesondere der Küstenabschnitt von Casa- blanca 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 unbe- rührte Keil, der sich von der Westküste her süd- lich 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 Ausschluss- merkmal gut zu erkennen sind die Überschwem- mungsflächen der zahlreichen Nebenarme und Zuflüsse des Qued Drâa, dem mit 1200 Kilome- tern längsten Fluss Marokkos. Industrie und Infrastruktur sowie das‚ Bokkoays-Schutzgebiet im Norden Marokkos haben relativ unbedeuten- de Anteile an den Ausschlussflächen.

Modellierung der Erträge

Kalkulatorisch würden die oben ermittelten, prinzipiell geeigneten Standorte in Marokko aus- reichen, um den heutigen weltweiten Stromver- brauch mit Sonnenenergie zu decken. Deshalb ist es erforderlich, diese Standorte in einer Rang- liste zu klassifizieren, um Entscheidungen über nationale Ausbaustrategien, über Marktpoten-

ziale 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 SEGS, 200 MW, rein solar, ohne Speicher) erstellt und mit der DNI für jeden Standort im Stundentakt die solare Stromerzeugung berechnet. Über- tragungsverluste zum nächstgelegenen Hoch- spannungsnetz werden ebenso berücksichtigt wie der Energieaufwand zur Bereitstellung von Kühlwasser. Dabei werden alternativ die drei Kühlungstypen Meerwasserdurchlaufkühlung, Verdampfungskühlung und Trockenkühlung im Modell implementiert, wobei standort- abhängig die jeweils wirtschaftlichste Lösung gewählt wird. Ein Ergebnis dieser Rechnungen

39 Abbildung 6

Berechnung des Bar- wertes der Projektkosten aus den Investitions- kosten, Infrastruktur- kosten, Versicherungs- kosten (Mitte), Betriebskosten, Steuern usw.

Abbildung 7

Wirtschaftliche Rang- liste der potenziellen Standorte durch die Ermittlung der Strom- gestehungskosten aus den Gesamtkosten und den Stromerträgen Infrastrukturkosten, z. B. Straßenbau

0 136 19 2632 3845 51 5864 7077 83 9096

>=102

< 60 6469 7378 8286 9195 10499 108112 117121

>=130125

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 €

Versicherungskosten Münchener Rück Barwert der Projektkosten

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

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ist z.B. eine elektronische Karte der jährlichen solaren Stromerträge (Abb. 5).

Wirtschaftliche Rangliste potenzieller Standorte

Für das Pro oder Contra einer Projektdurch- führung sind letztendlich wirtschaftliche Erwä- gungen 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), sicherheits- technische Kosten (Versicherung gegen Natur- gefahren 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, Instandhal- tung, Wartung und Steuern werden als Barwert berechnet auf die erwartete Lebensdauer umge- legt. 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 Verdamp- fungskühlung auf die wenig effiziente und teure Trockenkühlung bedingt ist. Großen Einfluss auf die Gesamtkosten haben auch die Erdbebenge- biete in Nordmarokko und die erhöhten Infra- strukturkosten an der Grenze zu Algerien.

Aus den Gesamtkosten und den Stromerträgen werden für alle Standorte die Stromgestehungs- kosten ermittelt (wirtschaftliche Lebensdauer 25 Jahre, Diskontrate real 4 %, Kosten inkl. Kapi-

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Abbildung 9 Weltkarte der Licht- emissionen als Indikator für den Stromverbrauch, nach P. Cinzano, F. Falchi (University of Padova), C. D. Elvidge (NOAA National Geo- physical Data Center, Boulder). © Royal Astronomical Society.

Abbildung 8 Weltkarte der solar- thermischen Strom- erzeugungspotenziale in GWh/km²a.

Durchschnittswerte für Standorte mit 25 km x 25 km Kantenlänge.

Artificial Night Sky Brightness Cinzano et al., DMSP Satellites Copyright: Royal Astronomical Society Astronomy Picture of the day: http://antwrp.gsfc.nasa.gov/

More information available at: http://antwrp.gsfc.nasa.gov/ap

0 50 100 150 200 250

300 2GWh/kmyear

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tal- und Betriebskosten, Versicherung, Infrastruk- turanbindung, Steuern, Zölle, usw.). In Marokko sind für solarthermische Kraftwerke des Typs SEGS (200 MW) im reinen Solarbetrieb Strom- gestehungskosten 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 Untersu- chungen 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 Länder- analysen einen wichtigen Beitrag zur Kosten- senkung 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 ausrei- chend. 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 Vertei- lung von hohem Solarstromangebot und hoher Stromnachfrage beinahe komplementär ist und sich beide Gebiete nur wenig überschneiden.

Dieses Phänomen gilt nicht nur für Solarener- gie. 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 Nach- haltigkeit 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 Meerwasserent- salzung zur Deckung des zunehmenden Trink- wasserbedarfs in den überwiegend trocken- heißen Erzeugerländern genutzt werden. So kann ein Konzept entstehen, bei dem solarthermische Kraftwerke primär zur Trinkwassererzeu- gung 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 Trink- wasser für etwa 50.000 Menschen, Strom aber für 250.000 Menschen erzeugen kann [9].

Durch Fernübertragung elektrischer Energie kann mittelfristig kostengünstiger Solarstrom aus solarthermischen Kraftwerken von Nordafrika nach Mitteleuropa gebracht werden. Die Übertra- gungskosten liegen in der Größenordnung von 0,01€/kWh, sodass Importkosten für Solarstrom von unter 0,06 €/kWh erreichbar sind. Gleich-

zeitig wird in den nordafrikanischen Ländern 41 Abbildung 10

Vision eines Euro- Mediterranen Strom- verbunds zur Nutzung der ergiebigsten erneu- erbaren Energiequellen

Solar Wind Hydro Geothermal EURO-MED possible further interconnections

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eine regenerative Quelle für zusätzliche Wert- schöpfung, Arbeit und wirtschaftliche Entwick- lung in der Region erschlossen und Konflikten um Energie und Wasser vorgebeugt.

Für den Stromtransport über große Entfernungen werden leistungsfähige Leitungen zur Hoch- spannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) be- nötigt, 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 Geo- thermie in Ballungs- und Industriegebiete [14].

Der Ausbau der HGÜ für den regenerativen Stromtransport sollte deshalb Bestandteil zu- künftiger 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 bereitzu- stellen. Dabei wird jedoch übersehen, dass die Stromnachfrage aus der Summe vieler verteilter, fluktuierender und im einzelnen unvorherseh-

barer Verbraucher entsteht. Stromnachfrage und Stromerzeugung aus erneuerbaren Energie- quellen sind also analoge Phänomene.

Ein Teil der Fluktuationen der Erneuerbaren, insbesondere der Tag-Nacht-Zyklus der Sonnen- energie und das Wintermaximum der Wind- energie, können durchaus mit dem Bedarf unserer im wesentlichen tagaktiven Gesellschaft in Einklang gebracht werden. Die Deckung der Grundlast erfordert, analog zu ihrer Entste- hung, die Kombination vielfältiger, großflächig verteilter, wenig korrelierter Quellen, die in ihrem Zusammenspiel eine möglichst gleich- mäßige 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 Maß- nahmen:

• 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 Rück- nahme der derzeitigen Lastverschiebungen zugunsten konventioneller Großkraft- werke

• Nutzung der Speichermöglichkeiten der erneuerbaren Energie (Speicherwasser- kraftwerke, Geothermie, Biomasse, thermische Speicher bei solarthermischen Kraft- werken)

• 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 Reserve- und Ausgleichskapazität auf fossiler Energie- basis (Gas, Kohle), die längerfristig auch auf regenerativ erzeugten Wasserstoff umgestellt werden können.

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Abbildung 11

Entwicklung der Strom- anteile aus Erneuer- baren in Deutschland im „Nachhaltigkeits- szenario“, (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 solarthermi- schen Kraftwerken 9 GW, Import aus anderen erneuerbaren Energiequellen 3 GW, nach [15].

Import Erneuerbare Photovoltaik Geothermie Wind Laufwasser Biomasse, Biogase KWK fossil Kond Gas Kond Kohle Kernenergie

600

500

400

300

200

100

0

2000 2010 2020 2030 2040 2050 Jahr 557

520

495 470

455 430

Stromerzeugung, [TWh/a]

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Die Auswirkungen dieser Maßnahmen wurden auf der Basis eines Langfristszenarios der deutschen Elektrizitätsversorgung (Abb.11)simuliert [15].

Wichtiger Bestandteil einer nachhaltigen Strom- versorgung 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 Rück- gang des Stromverbrauchs in privaten Haushalten stehen dabei ein nur schwacher Rückgang im Dienstleistungssektor und Anstiege im Industrie- und Verkehrsbereich gegenüber. Der Stromver- brauch für Telekommunikation wächst überpro- portional.

Eine wichtige Randbedingung für das Szenario ist der Konsens zum Ausstieg aus der Kernener- gie vom Juni 2001. Der Beitrag der KWK orien- tiert sich an den Zielvorstellungen der Bundes- regierung 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 Kombi- nation 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 über- wiegen in einem solchen Verbund trotz gerin- gerer installierter Leistung deutlich vor den stärker fluktuierenden Anteilen aus Windkraft und Photovoltaik.

Bei sinkender Stromnachfrage und dem angenommenen Ausbau der KWK und der Erneuer- baren werden in dem beschriebenen Nach- haltigkeitsszenario 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 Erneuer- baren 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 Ener- gy, 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 Dampf- kraftwerken. Energiewirtschaftliche Tages- fragen, 51, 6, (2001), S. 386-389

[14]Czisch, G., Kronshage, S., Trieb, F.:

Interkontinentale Stromverbünde – Per- spektiven für eine regenerative Stromver- sorgung, FVS Themen 2001 – Integration Erneuerbarer Energien in Versorgungsstruk- turen, 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

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FVS Themen 2002 Wolfhart Dürrschmidt •Förderung und Nutzung der solarthermischen Stromversorgung

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.

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 Wind- energienutzung auf See, zur energetischen Biomassenutzung und zu Brennstoffzellen.

Das BMU wird bei der Begleitung dieser For- schungsvorhaben von der Kreditanstalt für Wie- deraufbau (KfW) und vom Projektträger Jülich (PTJ) unterstützt.

Umweltforschung im BMU

Im Rahmen des Umweltforschungsplans werden Forschungs- und Entwicklungsvorhaben im Bereich der erneuerbaren Energien für die Res- sortaufgaben des BMU vergeben. Die Vorhaben werden z. T. vom Umweltbundesamt (UBA) und vom Bundesamt für Naturschutz (BfN) im Auf- trag 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 Überwin- dung von Hemmnissen beim Ausbau der erneuerbaren Energien unter Umweltge- sichtspunkten

• Entwurf von Energieszenarien und -konzepten im Hinblick auf eine umweltgerechte, nachhaltige Energieversorgung.

Vorhaben des BMU zur solar- thermischen 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 Welt- strombedarfs.

• Die Stromgestehungskosten versprechen, langfristig stabil und konkurrenzfähig zu werden.

• Solarthermische Kraftwerke können Grund- lage 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.

44

Förderung und Nutzung der

solarthermischen Stromversorgung

Abbildung 1

Verwendung der ZIP- Mittel für solarthermi- sche Kraftwerke, geo- thermische Strom- erzeugung und ökolo- gische Begleitforschung

Brennstoffzellen 11 %

Biomasse

5 % geothermische

Stromerzeugung 36 %

solarthermische Stromerzeugung

37 % Wind-Offshore

Nutzung 11 %

Dr. Wolfhart Dürrschmidt BMU

wolfhart.duerrschmidt@

bmu.bund.de

Ludger Lorych BMU

lorych.ludger@bmu.bund.de

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• Der Einsatz zentraler und dezentraler Syste- me sowohl in Industrie- als auch in Entwick- lungsländern ist möglich.

• Solarstrom ist ein potenzielles Exportgut vor allem für Länder im Sonnengürtel der Erde.

• Betrieb und Bau von solarthermischen Kraft- werken ermöglichen hohe nationale Eigen- leistungen und damit Arbeitsplätze in der Region.

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 Stromerzeu- gung

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 Projektvor- schläge waren von ausgesprochen hoher Qua- lität, was die Auswahl von nun nur noch sechs Vorhaben nicht einfach gemacht hat. Die Ver- wendung der bereitstehenden Mittel sind in Abb. 2dargestellt.

Rinnen- und Parabolrinnenkraftwerke Bei Parabolrinnenkraftwerken wird das Sonnen- licht 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 Kalifornien erfolgreich und kommerziell im Einsatz. Sie bieten derzeit die kostengünstigste Möglichkeit, Strom aus Son- nenenergie zu erzeugen. Mittelfristig werden Stromgestehungskosten für den reinen Solarbe- trieb 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 Zukunftsinvesti- tionsprogramms erfolgen Weiterentwicklungen gerade unter diesen Gesichtspunkten.

Es werden zwei Verbundvorhaben zur Rinnen- technologie gefördert:

45

Studien 5 %

Parabolrinne 64 % Solarturm

14 %

Dish/ Stirling 17 %

Vorhaben I

Auftrag- •DLR, Köln/Stuttgart nehmer •Flabeg (Köln)

•Schlaich Bergermann und Partner (Stuttgart)

•Schott (Mittelteich)

•Solar Millennium AG (Erlangen) Ziele •Weiterentwicklung des Proto-

typs des europäischen Parabol- rinnenkraftwerkes EuroTrough

•Montage und Test des Euro- Trough in einem kommerziell betriebenen kalifornischen solarthermischen Kraftwerke

•Weiterentwicklung des Absor- berrohres bis zur Marktreife

•Weiterentwicklung der Speichertechnologie

•Entwicklung einer mobilen Messtechnik zur Optimierung von Solarfeldern

•Erarbeiten von Richtlinien zur Qualitätssicherung von Parabolrinnenkraftwerken

Vorhaben II

Auftrag- •Fraunhofer ISE (Freiburg) nehmer •E.ON (München)

Ziele •Simulationsrechnungen zu Fresnel-Rinnenkollektoren

•Optimierung und Machbarkeits- studie für ein auf Flachspiegeln aufgebautes Rinnenkollektor- konzept

Abbildung 2 Verwendung der ZIP-Mittel zur Erfor- schung und Entwick- lung solarthermischer Kraftwerke

(12)

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 Demonstrationskraftwer- kes wird folgendes Verbundvorhaben zur Solar- turmtechnik gefördert:

Solarschüssel-Kraftwerke / Dish–Stirling-Anlagen

Bei Dish-Stirling-Anlagen handelt es sich um Kraftwerke, die mit einem Parabolspiegel (mit einigen Metern Durchmesser) die Solarstrah- lung konzentrieren und mittels Stirlingmotoren Strom erzeugen. Diese Systeme können – in Kombination mit einem Speichersystem oder z.B. Biomasse als weiteren erneuerbaren Ener- gieträger – 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 Ent- wicklung dieser innovativen Technik gefördert:

Begleitende Studie

Die dargestellten Vorhaben werden durch eine übergreifende Begleitstudie zur Wirtschaftlich- keit, Einsatzmöglichkeiten und Potenzialen solarthermischer Kraftwerke abgerundet:

Am 14. März 2002 haben BMU und KfW ein Statusseminar zum Thema „Hochtemperatur – solarthermische Stromerzeugung“ durchge- führt. Nach Eröffnung durch Bundesumweltmi- nister Jürgen Trittin und Bruno Wenn von der KfW, stellten alle Forschungsauftragsnehmer des BMU, die im Bereich solarthermische Stromer- zeugung gefördert werden, den Stand ihrer Projektarbeiten vor [3].

46

Verbundvorhaben

Auftrag- • DLR (Köln, Stuttgart)

nehmer • Kraftanlagen München GmbH (München)

• G+H Isolite GmbH (Ludwigshafen) Ziele • Erhöhung des Wirkungsgrades

bei der Solarturm-Technologie

• Reduzierung der Kosten zur mittelfristigen Realisierung eines Demonstrationskraftwerkes

Vorhaben I

Auftrag- • DLR (Köln, Almería in Spanien) nehmer • Klein + Stekl (Stuttgart)

• Mero (Würzburg)

• Schlaich Bergermann und Partner (Stuttgart)

• Solo (Sindelfingen)

Ziele • Vorbereiten einer Kleinserien- fertigung der Dish-Stirling Technologie

• Aufbau von Referenzanlagen

Vorhaben II

Auftrag- • BSR Solar Technologies GmbH nehmer (Lörrach)

Ziele • Entwicklung eines Nullserien- Prototyps für ein Solar-Dish- System mit innovativem Nieder- temperatur-Stirlingmotor und Speicher

Auftrag- • DLR (Köln, Stuttgart) nehmer

Ziele • Technikbewertung

• Optimierung von Standort- konzepten für solarthermischer Kraftwerke unter Verwendung einer satellitengestützten geografischen Datenbank

(13)

Von der Forschung und Ent- wicklung zur Markteinführung solarthermischer Kraftwerke

Parallel zur Förderung der Forschung und Ent- wicklung 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. Beson- ders effiziente marktwirtschaftliche Instrumente wie z. B. das deutsche Erneuerbare-Energien- Gesetz (EEG) wurden dort bisher kaum einge- führt. Es zeichnet sich allerdings eine deutliche Wende ab, seit Spanien in seinem kürzlich novelliertem Stromeinspeisegesetz spezielle Tarife für Strom aus solarthermischen Kraftwer- ken eingeführt hat.

Ferner haben mittlerweile die Weltbank und die Vereinten Nationen (United Nations Environme- tal Programme – UNEP, United Nations Deve- lopmentals Programme – UNDP) zusammen mit dem Global Environmental Facility – GEF¹ 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“ durchge- führt. Vertreter aller Staaten, in denen Aktivitäten zu Forschung und Entwicklung sowie Markt- einführung 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 Arbeitsgrup-

pen vereinbart, die eine langfristig wirkende globale Markteinführungsstrategie für solarthermische Kraftwerke ausarbeiten sollen. Das Kon- zept soll u.a. innovative Finanzierungsinstru- mente und angemessene Risikoverteilungen zwischen den Beteiligten beinhalten. Die Ergeb- nisse werden auf einer Folgekonferenz im Früh- jahr 2003 in Kalifornien 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 2002einen kräftigen Schub nach vorn zu verlei- hen. Die deutsche Verhandlungsposition bein- haltete 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 Prozent- punkte bis 2010 in allen Industrieländern

• nationales Festschreiben von Zielen zur nachhaltigen Nutzung erneuerbarer Energien sowie von entsprechenden Programmen und Instrumenten

• regelmäßiges Erstellen nationaler Dokumen- tationen an das CSD-Sekretariat²über Fort- schritte bezüglich der festgeschriebenen Ziele

Das tatsächlich in Johannesburg erzielte Ergeb- nis ist zwar weniger anspruchsvoll, bringt die erneuerbaren Energien aber dennoch voran:

entsprechend dem Aktionsplan soll der Anteil Erneuerbarer Energien an der weltweiten Energie-

47

1Die GEF ist eine Finanzagentur, die in Zusammenarbeit und Teilhaberschaft mit UNEP, UNDP und Weltbank Projekte für globalen Klimaschutz finanziert.

2Kommission 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.

(14)

versorgung deutlich erhöht und die Umsetzung dieses Ziels in den kommenden Jahren regel- mäßig überprüft werden. Die Festlegung kon- kreter Zeit- und Ausbauziele ist leider am Wider- stand insbesondere der USA, Japans und der OPEC gescheitert. Einigkeit wurde jedoch darüber erreicht, vor allem den Menschen in Entwick- lungsländern den Zugang zu Energie zu erleich- tern. 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 Staa- ten zur Erhöhung des Anteils erneuerbarer Ener- gien vorgelegt. In dieser Erklärung kündigen die Zeichnerstaaten an, ambitionierte Ziele auf globaler, regionaler und nationaler Ebene mit kla- ren 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, Litau- en, Malta, Mexiko, Neuseeland, Norwegen, Polen, Rumänien, Schweiz, Slowenien, Tsche- chien, Türkei, Uganda, Ungarn, Zypern und die Gruppe der kleinen Inselstaaten, die vom Klima- wandel 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:

1. Veranstaltung einer internationalen Konfe- renz zu erneuerbaren Energien in Deutsch- land

2. Beteiligung Deutschlands am in Johannes- burg beschlossenen weltweiten Netzwerk der Energieagenturen

3. Ausbau der bereits erfolgreichen Zusammen- arbeit 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.

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-Part- nerschaft auf dem Weltgipfel in Johannesburg eingebracht. In der Rede von Bundesumwelt- minister 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 Sta- tusseminar 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 Kalifornien geplant, bei der dieser Prozess gefestigt und weitergeführt werden soll.

48

(15)

Literatur

[1] Neuer Forschungsschwerpunkt zu Erneuer- baren Energien (Nachdruck aus der regel- mäßig 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 Strom- erzeugung (Tagungsband des Statussemi- nars 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 (Kurz- broschüre zu Solarthermischen Kraft- werken, 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

(16)

FVS Themen 2002 Volker Quaschning •Hybride Solarkraftwerke

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 RME¹sein.

Diese Brennstoffe werden dann eingesetzt, wenn die Sonne keine ausreichende Leistung zur Ver- fügung stellt und dennoch eine Elektrizitätser- zeugung 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 Solar- strahlung auszugleichen. Als Alternative bieten sich zusätzlich thermische Energiespeicher zur zeitlichen Pufferung der Wärmeströme an.

Solarthermische Kraftwerke mit hybrider Wärmebereit- stellung

Zur Hybridisierung kommen Dish/Stirling-Anla- gen, Solarturm- und Parabolrinnen-Kraftwerke in Frage. In Abb.1sind zwei verschiedene hybride Solarturmkraftwerke schematisch dargestellt.

Beim offenen volumetrischen Receiver wird Umgebungsluft durch konzentrierte Solarstrah- lung auf hohe Temperaturen erhitzt. Über Wär- metauscher wird Wasser verdampft und über-

hitzt. Der Dampf treibt eine Turbine und einen Generator an, der elektrische Energie erzeugt.

Die Luft lässt sich zusätzlich durch einen Kanal- brenner erhitzen. Damit lassen sich Temperatur und Volumenstrom auch bei fluktuierender Solarstrahlung konstant halten und die Anlage bei unzureichender Solarstrahlung betreiben.

Beim volumetrischen Druckreceiver wird ver- dichtete 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.

Bei der bisher gebauten Variante der Parabol- rinnen-Kraftwerke vom Typ SEGS (Solar Electri- city 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 paralle- len Dampferzeuger kann auch diese Anlage hybridisiert werden. In Abb. 2ist ein hybrides Parabolrinnen-Kraftwerk schematisch dargestellt. Bei den existierenden Anlagen in Kalifor- nien wird Erdgas als Energieträger für den 50

Abbildung 1 Schemata hybrider Solar-Turmkraftwerke links:Offener volume- trischer Receiver für Dampfturbinenbetrieb, rechts:volumetrischer Druckreceiver für Gas- turbinen- bzw. kom- binierten Gas- und Dampfturbinenbetrieb (GuD)

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

Hybride Solarkraftwerke

Offener volumetrischer Receiver

Kanalbrenner (optional)

Kanalbrenner (optional) volumetrischer

Druck-Receiver

Gebläse

Speisewasserpumpe Überhitzer

Verdampfer Vorwärmer

Überhitzer Zwischen- überhitzer Verdampfer Vorwärmer

Kondensator Kühlturm

Kühlturm Generator

Generator Generator

Luftzufuhr

Kamin Speisewasserpumpe Kondensator

Dampfturbine Gasturbine

Netz Netz

Turbine Zwischen-

überhitzer

1Raps Methylester

(17)

Hybridbetrieb eingesetzt, wobei dieser aufgrund gesetzlicher Regelungen maximal 25 % der thermischen Energie liefern darf.

Beim ISCCS (Integrated Solar Combined Cycle System) wird ein solares Parabolrinnen-Kollek- torfeld in ein kombiniertes Gas- und Dampf- turbinenkraftwerk (GuD) integriert. Hierzu wird der Abhitzekessel so modifiziert, dass eine zu- sätzliche Dampferzeugung über einen solaren Dampferzeuger oder einen Nachbrenner erfolgen kann. Da die Solarwärme lediglich für einen Teil der Dampferzeugung – und das auch nur zeit- weise – eingesetzt wird, ist der jährliche solare Anteil dieser Kraftwerksvariante ohne den Ein- satz 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 SEGS-Kraftwerk, bei dem der parallele Dampferzeuger durch einen Speicher ersetzt wurde.

Vor- und Nachteile des Hybridbetriebs

Ein Hauptvorteil des Hybridbetriebs ist die höhe- re 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 Spei- cher kann der Einsatz von Brennstoffen für den Hybridbetrieb reduziert werden. Bei Verwen-

dung sehr großer Speicher lässt sich eine garan- tierte Leistung auch ohne den Einsatz zusätzli- cher 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. Hier- durch 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 anlagen- technische 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

51

Solar-Kollek- torfeld

Wärmeträger-

pumpe Vorwärmer Speisewasser-

pumpe Kondensator

Turbine Generator Netz

Zwischen- überhitzer

Überhitzer

Verdampfer paralleler Dampf- erzeuger

Kühlturm

Wärmeträger- pumpe

Brennstoffzufuhr

Brennstoffzufuhr Verdampfer

Kondensator Dampfturbine

Gasturbine

Luftzufuhr Generator Generator

Kühlturm

Überhitzer Vorwärmer Kamin

Speisewasser- pumpe Nach-

brenner

Netz

Vorwärmer

Kühlturm Generator Turbine

Kondensator Verdampfer Zwischen- überhitzer

Überhitzer heißer Tank

Speicher

kalter Tank Wärmeträger-

pumpe Speisewasser-

pumpe Netz

Abbildung 3 SEGS-Kraftwerk mit thermischem Speicher Abbildung 2

Schemata hybrider Paraborinnen- Solarkraftwerke links:

SEGS-Kraftwerk rechts:

ISCCS-Kraftwerk

(18)

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 CO2-Reduktionsempfehlun- gen für Industrienationen von 80 % bis zum Jahr 2050 gegenüber dem Jahr 1990 vor Augen, kann die Problematik an einem Beispiel verdeut- licht werden. Angenommen, es wird ein ISCCS- Kraftwerk mit durchschnittlichen CO2-Einsparun- gen 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 CO2-Reduktionen wesentlich, kurzfristige Einsparziele zu erreichen, wird das Kraftwerk für die langfristigen Klima- schutzziele zu einer Belastung. Denn schon 10 Jahre nach der Inbetriebnahme liegen die Ein- sparungen bereits nicht mehr auf dem Reduk- tionspfad. Mittel- und langfristig könnten fossile Brennstoffe allerdings durch kohlendioxidfreie

Alternativen wie solaren Wasserstoff oder Bio- brennstoffe ersetzt werden. Doch ist dies für bereits errichtete Kraftwerke nur bedingt möglich. Aus ökologischer Sicht sind Hybrid- kraftwerke – insbesondere solche mit hohem fossilen Beitrag – also nur dann sinnvoll, wenn sie die Möglichkeit einer sukzessiven Erweite- rung des Solaranteils bis hin zu hohen solaren Beiträgen offen lassen.

Detailvergleich

Um die Vor- und Nachteile verschiedener Anla- genvarianten und Betriebsweisen herausarbeiten zu können, sollen Berechungen des IEA-Solar- PACES Tipp-Projekts [1; 2]aufgegriffen werden.

Hierbei wurden SEGS- und ISCCS-Hybrid-Kraft- werke bei zwei verschiedenen Lastgängen und Schaltungsvarianten untereinander sowie mit einem konventionellen GuD-Kraftwerk der glei- chen Größenordnung verglichen. Als Lastgänge wurden ein freier Lastgang, der eine an das Solarangebot angepasste Betriebsweise ermög- licht, sowie ein vorgegebener Lastgang zur möglichen Grundlast-Deckung definiert (Abb. 4).

52

Solar

Fossil

60

50

40

30

20

10 0

MW

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 SEGS

Gasturbine Dampfturbine

Solar fossiler Nach- brenner 300

250

200

150

100

50 0

MW

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 ISCCS Solar

Solar Dampfturbine

Gasturbine

60

50

40

30

20

10

0

MW

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 SEGS

300

250

200

150

100

50

0

MW

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 ISCCS

Abbildung 4

Betriebsweisen für den Systemvergleich

(19)

Der Ertrag von SEGS- und ISCCS-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 m²und mit Speicher von 497.000 m² zugrunde. Der Speicher hat dabei eine thermische Kapazität von 839 MWh. Bei einer Netto- leistung des SEGS-Hybrid-Kraftwerks von 50 MW und dem Nennwirkungsgrad von 34,7 % erlaubt der Speicher einen Betrieb von etwas weniger als 6 Volllaststunden pro Tag.

Für die Analysen wurden zwei verschiedene Standorte gewählt. Der Standort Barstow in Kalifornien hat mit 2.717 kWh/(m²a) eine rund 34 % höhere Jahressumme der solaren Direkt- Normalstrahlung als der Standort Tabernas in Südspanien mit 2.023 kWh/(m²a).

Abb. 5zeigt die Berechnungsergebnisse für die Kohlendioxidemissionen. Während die SEGS- Hybrid-Anlagen beim freien Lastgang nur mit Solarenergie betrieben werden und damit fast kein Kohlendioxid freisetzen, liegt der Solaran- teil der ISCCS-Hybrid-Kraftwerke ohne Speicher an den beiden Standorten bei 4,5 bzw. 6,5 %.

Durch den Speichereinsatz lässt sich dieser auf

7,3 bzw. 10,1 % steigern. Bei angenommenen Brennstoffpreisen von 0,0126 €/kWhth und einer Diskontrate von 6,5 % liegen die Strom- gestehungskosten der SEGS-Hybrid-Kraftwerke etwa um den Faktor drei über den Kosten der ISCCS-Hybrid-Kraftwerke (Abb. 6). Das ISCCS wiederum ist aufgrund des geringen Solaran- teils nur gut 15 % teurer als das Referenzkraft- werk. Der kostengünstigere fossile Betrieb und die erheblich bessere Auslastung der Turbine drücken die durchschnittlichen Stromgeste- hungskosten. Während der Speicher bei der SEGS-Hybrid-Anlage leichte Kostenvorteile

aufgrund der besseren Auslastung der Turbine bringt, verteuert er die Stromgestehungskosten beim ISCCS, da er hier mit dem kostengünsti- gen fossilen Betrieb konkurriert.

Beim Grundlastbetrieb zeigen sich deutlich andere Ergebnisse. Beim SEGS-Hybrid-Kraftwerk sinkt der Solaranteil ohne Speicher auf 24,5 bzw.

33,7 %. Aufgrund des schlechteren Kreislauf- wirkungsgrades resultieren daraus am spanischen Standort sogar höhere Kohlendioxidemissio- nen als beim konventionellen GuD-Kraftwerk.

Die Stromgestehungskosten sinken zwar im Vergleich zum reinen Solarbetrieb, liegen aber

immer noch bei mehr als dem Doppelten des 53

SEGS

Spanien kg CO2/kWh

0,362

0,355

0,379

0 0,1 0,2 0,3 0,4

SEGS Kalifornien ISCCS Spanien ISCCS Kalifornien Referenz GuD

SEGS

Spanien kg CO2/kWh

0,351

0,341

0,379

0 0,1 0,2 0,3 0,4

SEGS Spanien

kg CO2/kWh

0,375 0,359

0,409

0,365

0,386

0 0,1 0,2 0,3 0,4

SEGS Spanien

kg CO2/kWh

0,36 0,251

0,33

0,347

0,386

0 0,1 0,2 0,3 0,4

SEGS Spanien

€/kWh 0,0403

0,12 0,145

0,0396

0,0355

0 0,05 0,1 0,15

SEGS Spanien

€/kWh 0,0416

0,115 0,143

0,0405

0,0355

0 0,05 0,1 0,15

SEGS Spanien

€/kWh 0,0393

0,0877 0,0911

0,0393

0,0365

0 0,05 0,1 0,15

SEGS Spanien

€/kWh 0,0413

0,0947 0,0995

0,0404

0,0365

0 0,05 0,1 0,15

Abbildung 6 Stromgestehungs- kosten von SEGS- und ISCCS-Hybrid-Kraft- werken bei unter- schiedlichen Betriebs- weisen

Abbildung 5 CO2-Emissionen bei von SEGS- und ISCCS- Hybrid-Kraftwerken bei unterschiedlichen Betriebsweisen

freier Lastgang freier Lastgang mit Speicher Grundlast Grundlast mit Speicher

(20)

konventionellen Kraftwerks. Sowohl aus ökono- mischen als auch ökologischen Gesichtspunkten ist diese Betriebsvariante im Vergleich zu einem erdgasbetriebenen GuD-Kraftwerk wenig sinnvoll.

Beim ISCCS-Hybrid-Kraftwerk sinkt beim Grund- lastbetrieb ohne Speicher der ohnehin schon magere Solaranteil um weitere 2 Prozentpunkte ab. Hierdurch ergeben sich jedoch auch die geringsten Stromgestehungskosten der unter- suchten Betriebsvarianten. Durch Integration von Speichern lässt sich beim SEGS-Hybrid- Kraftwerk der Solaranteil auf 39,1 % bzw. 53,7 % steigern. Bei der Kohlendioxidbilanz wird damit der schlechtere Kreislaufwirkungsgrad kom- pensiert.

Fazit

Neben dem Betrieb nur mit Solarstrahlung erlauben solarthermische Kraftwerke auch den Hybridbetrieb mit anderen Brennstoffen. Kon- krete Beispiele zeigen, dass der Hybridbetrieb bei Einsatz billiger fossiler Brennstoffe die Kosten deutlich reduzieren kann. Die Stromgestehungs- kosten sinken mit niedrigeren Solaranteilen, während die Kohlendioxidemissionen zuneh- men.

ISCCS-Hybrid-Kraftwerke mit sehr niedrigen Solaranteilen auf Basis fossiler Brennstoffe sind unter Klimaschutzgesichtspunkten nur sinnvoll, wenn Sie Anlagen mit sehr hohen Kohlendioxi- demissionen substituieren. Der reine Solarbe- trieb zusammen mit dem Einsatz thermischer Speicher ist dem Hybridbetrieb vorzuziehen oder zumindest der Brennstoffeinsatz – wie in Kalifornien – 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.

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 Integra- tion into Power Plants – A Study on the Performance and Economy of Integrated Solar Combined Cycle Systems.

In: Tagungsband 11th SolarPACES Interna- tional Symposium on Concentrated Solar Power and Chemical Energy Technologies, 4.-6. September 2002, Zürich, Schweiz, S. 661-671

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