FORSCHUNGSVERBUND SONNENENERGIE „THEMEN 98/99“

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ThermischeSolarkraftwerkefür das nächsteJahrhundertvon Gerd Eisenbeiß, Michael Geyerund Franz Trieb

Dr.-Ing. Gerd Eisenbeiß ist ProgrammdirektorEnergietechnik im Deutschen Zentrum fürLuft- und Raumfahrt e.V. (DLR), Köln.

Dr.-Ing. Michael Geyer ist Leiter der DLR-Außenstelle auf der Plataforma Solar de Al-mería (PSA), Tabernas/Spanien.

Dr. rer.nat. Franz Trieb ist wissenschaftlicherMitarbeiter im DLR-Institut für TechnischeThermodynamik, Stuttgart.

Überblick

Auf hohen Temperaturen solar gewon-nene Wärme kann in konventionellenthermodynamischen Kraftwerken zurStromerzeugung genutzt werden. Beihoher solarer Direktstrahlung sind Strom-gestehungskosten unter 0,2 DM/kWhmöglich. Dennoch wurden seit 1989keine Solarkraftwerke mehr errichtet.Die Ursachen für diese erstaunliche Tat-sache, der Entwicklungsstand der kon-kurrierenden technologischen Alter-nativen, die Markt- und Marktentwick-lungschancen sowie die Vision einermöglichen Zukunft für Solarkraftwerkewerden dargestellt.

Solar heat at high temperature can beutilized for large-scale power generationin conventional thermodynamic powerstations at costs below 0,2 DM/kWhunder favorable direct solar insolationconditions. In spite of this, no solarpower plants have become operationalsince 1989. The reasons for this surpri-sing fact, the development status of thecompeting technology options, the mar-ket and market development prospectsas well as a vision for a possible futureof solar power plants are presented.

1.Nachhaltigkeit braucht neue underneuerbare Energiequellen

Nachhaltigkeit als neuer Zielbegriff derPolitik beinhaltet neben ökologischenauch wirtschaftlche und soziale Ent-wicklungschancen der Menschheit.Die Energieversorgung der Zukunftmuß daher nicht nur sauber, sondernauch preisgünstig sein. Hier haben er-neuerbare Energien noch entscheiden-de Probleme – allerdings in unter-schiedlichem Ausmaß. Die solarther-mische Kraftwerkstechnik zur Strom-erzeugung schneidet dabei wesentlichbesser ab als bekanntere solare Tech-nologien. Allerdings sind billigere Pro-duktionskosten einer kWh nicht dieganze Wahrheit; es kommt für kon-krete Marktchancen auch auf die je-weils anlegbaren Preise an, die kon-kurrierende Technologien bieten. Sobestehen z.B. auf dem Markt für de-zentrale, netzferne Stromerzeugerschon Chancen bei sehr viel höherenKosten als auf dem Markt für Netz-strom aus großen Kraftwerkseinhei-ten. Diese Tatsache zeigt bereits einender Gründe auf für den merkwürdigenUmstand, daß die anerkannt kosten-günstigste Technologie der solarther-mischen Stromerzeugung im Momentkeine neue Anwendung findet – trotz

der Anfangserfolge in Kalifornien (Ab-bildung 1), trotz eines Mengenpoten-tials, das zur Weltversorgung aus-reicht, und trotz derzeitiger Kostenvon unter 0,2 DM/kWh an sonnenrei-chen Standorten, die sich nur umetwa 0,04 DM/kWh erhöhen würden,wenn Transportkosten in die Ver-brauchszentren Mitteleuropas hin-zukämen.

2.Eigenschaften und Stand der ther-mischen Solarkraftnutzung

Grundprinzip aller solarthermischenKraftwerkstypen ist die Nutzung derSonnenenergie als Lieferant von Wär-meenergie, die in die bekannten ther-modynamischen Umwandlungspro-zesse eingekoppelt werden kann.

Um hohe Temperaturen für gute Wir-kungsgrade zu erreichen wird dieSolarstrahlung durch linien- oderpunktkonzentrierende Spiegel gebün-delt, woraus sich die unterschiedlichenKonzepte von Rinnen-, Turm- oder(aus mehreren Einheiten bestehenden)Dish-Kraftwerken ergeben (Abbildun-gen 2, 3 und 4). Das auf einemgrundsätzlich anderen Prinzip aufbau-ende Aufwindkraftwerk kommt ohnesolare Konzentration und hoheTemperaturen aus (Abbildung 5).

Ausschlaggebend für die günstige Ko-stencharakteristik ist einerseits die In-tegrierbarkeit solarer Dampf- oderHeißgaserzeugung in konventionelle,fossil befeuerte thermodynamischeUmwandlungsprozesse und -maschi-nen. Bewährte Komponenten desKraftwerksbaus wie Kessel, Gas- undDampfturbinen, Generatoren, usw.,können ohne grundsätzliche Ände-rung genutzt oder auch Kraftmaschi-nen mit externer Energiezufuhr (Stir-ling-Motoren) eingesetzt werden.Solar und fossil betriebene Kraftwerkekönnen Strom auch nach Bedarf undnicht nur nach Sonnenstand liefern.Zwar könnten auch thermische Spei-cher zur Überbrückung sonnenloserZeiten eingesetzt werden, doch ist esvorerst vorteilhaft, diese noch teurenSpeicher – oder ebenfalls teure paral-lele Kraftwerkskapazitäten zur Reserve-haltung – zu vermeiden.

Das Aufwindkraftwerk sammelt dieEinstrahlung unter einem großflächi-gen Glasdach wie in einem Gewächs-

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Abbildung 1: Integriertes Solar-Dampfkraftwerk (SEGS). Von diesem Typ sind 9Kraftwerke mit insgesamt 354 MWel Leistung in Betrieb, die bisher über 7 TWhStrom produzierten

Abbildung 2: Parabolrinne zur Konzentration der Strahlung auf ein Receiverrohr

haus. Durch den Boden unter der glä-sernen Sammelfläche entsteht bereitseine gewisse intrinsische Speicher-wirkung. Ein Turm bis zu 1.000 mHöhe erzeugt einen Kaminzug, der diegesammelte Energie in Form einerLuftströmung konzentriert, die überTurbinen zum Antrieb von Genera-toren genutzt werden kann. Den Unsi-cherheiten bezüglich der Kosten sohoher Kaminbauwerke – und desgroßen Schrittes von der ersten 50 kW

1 Die Institute des FORSCHUNGSVERBUNDSONNENENERGIE sehen bei diesem Kon-zept keine vordringlichen Forschungs-fragen und bearbeiten diese Technologiedaher nicht.

Versuchsanlage zu einem Kraftwerkder 100 MW-Klasse – stehen die prin-zipiellen Vorteile gegenüber, daß Auf-windkraftwerke kein Kühlwasser brau-chen und sehr geringen Betriebs- undWartungsaufwand versprechen. DieserKraftwerkstyp ist deshalb gut für ein-strahlungsreiche Länder geeignet, dieeinen Hauptteil des Hochbaus mit na-tionalen Ressourcen übernehmen kön-nen.1

Der Entwicklungs- und Erfahrungs-stand der Technologien zur solarther-mischen Stromerzeugung ist unter-schiedlich. Die Massenfertigung vonüber 2.000.000 m2 Parabolinnen-feldern für den Bau der 354 MWel so-

larthermischen Kraftwerkskapazität inKalifornien sowie die mit den achtKraftwerken akkumulierte Betriebser-fahrung verschaffte der Parabolrinnen-Technologie jedoch bereits folgendeWettbewerbsvorteile gegenüber Solar-turm- und Dish-Stirling-Anlagen:

• Materialeinsatz: Der Materialbedarfist mit 18 kg Stahl und 11 kg Glaspro m2 Aperturfläche um den Fak-tor zwei geringer.

• Landbedarf: Durch kompakte Auf-stellbarkeit der Parabolrinnen istder Landbedarf 30-50% geringer.

• Wirtschaftlichkeit: Marktpreise von200-250 US-$/m2 Solarfeld in 30-80 MW Anlagen bieten einen kla-ren Wirtschaftlichkeitsvorsprungmit Stromerzeugungspreisen zwi-schen 0,1-0,16 US-$/kWh (je nachsolarer Einstrahlung und weiterenStandortbedingungen).

• Komplexität: Die Parabolrinnen-technik kommt mit der kleinstenZahl verschiedener Bauteile ausund ist daher für Standardisierungund Massenfertigung gut geeignet.

Seit 1991 wurden jedoch keine neuenParabolrinnen-Kraftwerke mehr errich-tet. Die Hemmnisse sind:

• Bei Parabolrinnen-Preisen von 200-250 US-$/m2 rechnen sich solareKraftwerke nur bei Ölpreisen über30 US-$/barrel; bei Ölpreisen unter15 US-$/barrel müssten Parabolrin-nen um die Hälfte billiger sein.

• Die optimale Größe für Parabol-rinnen-Kraftwerke ist 30-135 MWel

und übersteigt damit das Budgettypischer Demonstrationsanlagen.

• Die Wertschöpfung für Struktur-teile (Kollektor, Spiegel, Absorber-rohre) sowie deren Montage be-trägt nur je 20-25%; Lieferantenund Anbieter dieser Einzelleistun-gen können deshalb die Gewähr-leistung für das gesamte Parabol-rinnen-Feld kaum übernehmen.

• Standortauswahl, Genehmigungs-verfahren, Verhandlung der Ein-speisemodalitäten und Vergütung,Logistik und Sicherung der Brenn-stoffversorgung sind so kostenin-

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2 Meist in deutsch-spanischer Zusammen-arbeit unter Nutzung der Plataforma Solarde Almería (PSA).

3 Oft in Kooperation mit Einrichtungen, dieMitglied des FORSCHUNGSVERBUND SON-NENENERGIE sind.

4 In dem Abkommen arbeiten die USA,Mexiko, Großbritannien, Frankreich,Schweiz, Spanien, Rußland, Ägypten, Isra-el, Australien und Deutschland (vertretendurch DLR) auf technischer und politischerEbene zusammen; Mitglied ist auch die EUKommission, die mehrere Projekte unter-stützt.

5 Nach der Übernahme von Sevillana durchENDESA liegt dieses Projekt, das bereitseine Förderungszusage der EU besitzt,zunächst wieder auf Eis.

Abbildung 3: Das Turmkraftwerk CESA-I auf dem Versuchsgelände PlataformaSolar de Almería (PSA) in Spanien

Abbildung 4: Dish-Stirling-Systeme auf der Plataforma Solar de Almería

tensiv wie bei jeder konventionellenKraftwerksplanung.

• Funktion, Auslegung und Betriebs-weisen von hybriden solarthermi-schen Kraftwerken beinhaltenmehrdimensionale Relationen, dieinteressierten Investoren und Be-treibern nur aufwendig vermitteltwerden können.

• Der Solaranteil bei der Integrationin GuD-Kraftwerke ist auf 10-15%begrenzt, da der solar erzeugteDampf nur in den Dampf- undnicht in den Gaskreislauf einge-speist werden kann.

• Das Wärmeträgeröl begrenzt dassolar erzielbare Temperaturniveauauf 400°C und ist ein erheblicherKostenfaktor (Betrieb und Instand-haltung).

• Seit 1989 wurden Kollektorstruk-tur, Solarfeldauslegung sowie elek-tronische Steuerungen nicht wei-terentwickelt .

3.Forschungs- und Entwicklungs-projekte

Vor diesem Hintergund wird dasnoch bedeutende Entwicklungs- undKostensenkungspotential der solar-thermischen Technologien deutlich.Entwicklungsprojekte werden in Euro-pa2, in den USA und in Israel durch-geführt3. Die Erfahrungen werden in-tensiv ausgetauscht, insbesondere imRahmen des AusführungsabkommensSolarPACES (Solar Projects of Advan-ced Chemical and Electrical Systems)der IEA4.

Zentrales Anliegen aller solarthermi-schen Entwicklungsprojekte ist die Ko-stensenkung und Erweiterung derMarktchancen, sowie die bessere In-tegration des Solarsystems in konven-tionelle Dampf- und GuD-Kraftwerke.So zeigt Abbildung 6, wie ein „solarerDampferzeuger“ heute in ein Dampf-oder GuD-Kraftwerk eingebundenwerden kann und wie in Zukunft dieSolarisierung eines GuD-Prozesses aus-sehen kann.

Bei den Solarturm-Konzepten ist derRohr-Receiver, in dem Wasser bis unterden Siedepunkt solar erhitzt wird, dieälteste Entwicklung. Im „Colon-Solar-

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Projekt“ des südspanischen Elektrizi-tätsversorgungsunternehmen Sevillanasoll solar erzeugter Dampf in ein GuD-Kraftwerk eingespeist werden5. Imdeutschen PHOEBUS-Vorschlag sollLuft in einem offenen volumetrischenReceiver erhitzt und damit eine Gastur-bine betrieben werden (Abbildung 7).

Das 10 MWel -Turmkraftwerk (SOLARTWO) in Barstow/Kalifornien, in demeutektisches Salz als Wärmeträger-und Wärmespeichermedium dient,wird bis 1999 versuchsweise betrie-ben; im Vordergrund der Untersu-chungen stehen Korrosion und Kom-ponentenzuverlässigkeit des gesamtenSalzkreislaufs.

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Abbildung 5: Entwurf eines Aufwindkraftwerks

Abbildung 6: Integration von Solarfeldern in kommerzielle Kraftwerke. Währendheute nur Solardampf eingespeist werden kann, wird bereits an der Einspeisungvon Solarenergie in die Gasturbine eines GuD-Kraftwerks gearbeitet.

6 Das REFOS-Projekt wird vom DLR mit För-dermitteln des BMWi durchgeführt.

7 In einem 1998 auf der PSA erprobten er-sten Gerät wird simuliert, die im Receiveraufgeheizte Luft brennstoffsparend alsBrennluft in die Brennkammer einer Gas-turbine einzuspeisen.

Abbildung 7: Der PHOEBUES-Receiverauf der Spitze des Solarturms der PSA.Der REFOS-Receiver wird auf der vor-gebauten Bühne unterhalb der Spitzedes Turms getestet.

Abbildung 8: REFOS-Receiver mit vor-geschaltetem Sekundärkonzentratorbeim Einbau auf der Solarturmanlageder Plataforma Solar de Almería (PSA)

Die Strahlungskonzentration auf einesehr kleine Fläche ermöglicht grund-sätzlich höhere Temperaturen undbessere Wirkungsgrade. Hierzu wirdim REFOS-Projekt6 konzentrierte Solar-strahlung in einem geschlossenenvolumetrischen Receiver gesammelt(Abbildung 8) und als Wärme in einerGasturbine abgearbeitet7.

So kann die gesammelte Solarenergiemit einem Wirkungsgrad über 25%

ausgenutzt werden, ohne daß andereKraftwerkskomponenten als der Re-ceiver wesentlich teurer würden. Alsnächster Schritt zu einem Receiver in

voller Größe müßte ein durchkonstru-ierter Cluster aus drei Receivern mitvorgeschalteten Sekundärkonzentra-toren erprobt werden (Abbildung 9).

In einem parallel verfolgten Weg sollMethan in einem geschlossenen Re-ceiver energetisch solar aufgewertet(reformiert) und anschließend als (Zu-satz-)Kraftstoff in der Brennkammereiner Gasturbine genutzt werden. Dieabsorbierende Struktur im Inneren des

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Abbildung 9: Cluster von drei REFOS-Receivern mit drei vorgeschalteten Se-kundärkonzentratoren

Abbildung 10: Die SOLASYS-Projekt-konzeption (Schaltbild)

Abbildung 11: Aufbau der Kollektor-reihe für direkte Dampferzeugung aufdem Gelände der Plataforma Solar deAlmería, Spanien

Receivers ist zur Erhöhung der Refor-mierungsrate mit Katalysatoren verse-hen. Diese Technik wird demnächst indem EU-geförderten SOLASYS-Projektrealisiert und erprobt (Abbildung 10)8

In einem israelischen Vorhaben wird zu-sammen mit amerikanischen Partnernein etwas abweichendes Grundprinziperprobt. Ein Spiegel auf dem Turm re-flektiert die durch das Heliostatenfeldkonzentrierte Strahlung an den Fuß desTurmes zurück („reflective tower“), diedort in einer Receiver-Turbinen-Einheitumgesetzt wird; eine Testanlage von275 kWel Leistung wird 1999 errichtetund anschließend getestet.

Bei der Parabolrinnentechnologie gehtes in einem grundsätzlich weiter-führenden Ansatz um die Vermeidungder Kosten und Wirkungsgradverlusteeines Zwischenkreislaufs mit Thermo-öl. Hierzu wird die direkte Dampfer-zeugung in einer 550 m langen Para-bolrinne untersucht9, die 1998 auf derPSA errichtet wurde (Abbildung 11);die Versuche zur Ermittlung der erfor-derlichen verfahrens- und regelungs-technischen Strategien liefen 1999 an.

Ziel der Weiterentwicklung von Dish-Systemen ist die Schaffung kleiner de-zentraler Stromerzeugungseinheitenvon 7 bis 25 kWel , die hybrid mit Son-nenenergie und Gasbrennern oderörtlich verfügbaren Brennstoffen (auchBiomasse) über 24 Stunden Strom zurVerfügung stellen können. Dazu ent-wickelt ein europäischer Verbund eineDish-Version, bei der ein integrierterGasbrenner Wärme über eine Heat-

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8 In dem Projekt arbeitet DLR mit dem israe-lischen Weizmann-Institut und anderen zu-sammen.

9 In einem deutsch-spanischen Verbund vonIndustrie und Forschungseinrichtungen mitnationaler und europäischer Unterstüt-zung.

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Abbildung 12: Schnittbild und Funktionsweise eines Heat-Pipe-Receivers für einhybrides Dish-Stirling-System

Pipe-Struktur an den Receiver weiter-leitet, der die Heizfläche eines Stirling-Motors bildet. Sonne und Brennerkönnen sich so zur geforderten Lei-stung ergänzen (Abbildung 12).

Die hohen mit Paraboloid-Konzentra-toren erreichbaren Temperaturen kön-nen auch über eine Gasturbine unmit-telbar abgearbeitet werden; auch hierabsorbiert der Receiver die konzentrier-te Solarenergie volumetrisch, d.h. dieWärme wird im Receiver über eineporöse Keramik an Luft als Arbeits-medium einer Gasturbine übertragen10.

Abbildung 13: Internationale Projektentw

Ein deutsch-spanischer Industrie- undForschungsverbund verfolgt mitUnterstützung der EU das Ziel, dieSystemkosten von Dish-Stirling-Syste-men durch optimale Fertigungs- undMontageverfahren von heute 22 TDMauf 12 TDM pro kWel zu senken(EURODISH-Projekt); zwei amerikani-sche Gruppen arbeiten parallel dazuan ähnlichen Dish-Stirling- bzw. Dish-Turbinen-Systemen.

Auch am Aufwindkraftwerk wird wei-ter gearbeitet, allerdings ohne experi-mentelle Versuche oder Tests. Die Fort-

icklungen solarthermischer Kraftwerke

schritte sichern das Konzept, verifizie-ren seine Baubarkeit und verbesserndie Kostenprognosen. Neue Ideen zei-gen, daß die Speichereigenschaftendes Bodens unter dem Glaskollektor-dach verstärkt und damit die energie-wirtschaftlichen Vorteile des Konzep-tes vergrößert werden können.

Diese laufenden F&E-Arbeiten werdendurch wertvolle Hard- und Software-Entwicklungen ergänzt, um die Meß-technik sowie den Komponenten- undSystementwurf zu verbessern; dies er-leichtert die Entwicklung kommerziel-ler Projekte in Technik und Finanzie-rung.

4.Marktentwicklung

Im Vordergrund aller Bemühungensteht zur Zeit, die vor zehn Jahren un-terbrochene Erfolgsgeschichte der so-larthermischen Kraftwerke neu zu be-ginnen. Erforderlich ist vor allem, Ak-teptanz zu schaffen und finanzielleHindernisse zu überwinden (Abbil-dung 13). Dabei haben zunächst jeneTechnologien die besten Chancen, dieals erprobt gelten – in den Augen vie-ler Fachleute ist dies die Parabolrin-nentechnik der kalifornischen SEGS-Kraftwerke mit 6-50% Solaranteilbeim Primärenergieeinsatz.

Trotz der deutlichen Vorteile solarther-mischer Stromerzeugung im netzver-bundenen Großmaßstab im Vergleichzu anderen solaren Technologien sinddie Gründe naheliegend, warum keinMarkt für solarthermische Kraftwerkeanspringt: auch mit 0,2 DM/kWh sindSolartechniken gegenüber modernen,fossil befeuerten Kraftwerken wenigattraktiv – nicht nur, weil Nachhaltig-keit und vermiedene Umweltlastenbetriebswirtschaftlich nicht gutge-schrieben werden, sondern auch, weilfossile Energieträger heute zu histori-schen Tiefstpreisen erhältlich sind undder existentielle Wettbewerb im

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10 Für ein deutsch-amerikanisches Projektentwickelte und baute das DLR einen ge-schlossenen, druckaufgeladenen Receiver.Ein Systemtest ist abhängig von der Ver-fügbarkeit einer geeigneten Turbine. Der-selbe Receiver wird auch in einem britischgeführten europäischen Projekt eingesetzt,in dem ein elliptisch geformter Konzentra-torspiegel am Boden fixiert ist und der Re-ceiver entsprechend dem wandernden Fo-cusbereich nachgeführt wird.

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11 Die EU unterstützt die laufenden Arbeiten– und hoffentlich auch den Bau der An-lage.

12 Vom DLR in Zusammenarbeit mit demHamburger Klimaschutz-Fonds e.V. undder Ludwig-Bölkow-Stiftung, Ottobrunn.

Kampf um globale Kraftwerkskapa-zitäten die Anbieter konventionellerKraftwerke zu Niedrigstpreisenzwingt. Soll nachhaltige und umwelt-freundliche Stromerzeugung aus denMarktnischen der kW- und MW- in dieGW-Welt der internationalen Kraft-werksparks vorstoßen, so müssen vierwesentliche Voraussetzungen ineinem interaktiven Prozeß geschaffenwerden:

1. Private Investoren, die mit hohemfinanziellen Einsatz unabhängige,konventionelle Kraftwerke auch imSonnengürtel der Erde bauen undbetreiben, müssen überzeugt wer-den, daß solarthermische Kraft-werke zuverlässig gebaut und be-trieben werden können.

2. Internationale Finanzierungskon-sortien müssen das anfängliche Fi-nanzierungsrisiko mit multilateralenEntwicklungsbanken teilen, also dieim Vergleich zu fossilen Anlagenanfänglichen Mehrkosten nach-haltiger Energieprojekte in derForm verlorener Zuschüsse über-nehmen; hierzu hat die Weltbankbereits ihre Bereitschaft erklärt.

3. Interessierte Industriekonsortienmüssen in der Lage sein, Betreibernund Investoren die technischen undfinanziellen Garantien zu geben,wie sie im internationalen Groß-kraftwerksgeschäft erwartet wer-den.

4. Interessierte Standortländer müs-sen geeignete Standorte auswei-sen, die gesetzlichen Rahmenbe-dingungen für die privatwirtschaft-liche Erzeugung und Einspeisungsolaren Stroms schaffen, und diefür solche Projekte verfügbaren Zu-schüsse von Weltbank und anderenGeber-Institutionen auch privatenBetreibern zugänglich machen.

Damit wird die privatwirtschaftliche In-vestition in nachhaltige Kraftwerks-projekte kalkulierbar und realisierbar –aber ist sie auch realistisch? Die Zusa-ge der Weltbank und die Bereitschaftregionaler Entwicklungsbanken scheintverläßlich, verlorene Zuschüsse, verbil-ligte Kredite und Beteiligung am Eigen-kapital ausreichend bereitstellen zuwollen. Auch sind Versicherer bekannt,die solch ein Projekt mit Entgegen-

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kommen behandeln würden. Das sichgegenseitig bedingende Vertraueneiner möglichen Betreiber- und Her-stellergruppe scheint trotz einiger An-sätze noch reifen zu müssen. Zur Zeitscheinen US-Firmen die Chancen einesneuen Marktes aggressiver anzugehenals etwa deutsche Unternehmen, diejedoch durchaus gleichwertige Kom-petenz bieten könnten – vielleichtauch mit einer geschickten Allianzpoli-tik, die dem internationalen Charakterdes Marktes und der Technologie an-gemessen wäre.

Deutsche Stromversorgungsunterneh-men haben in jüngster Zeit vielfachihr angestammtes Versorgungsgebietverlassen, um sich im Ausland anStromversorgungsunternehmen oderauch in unabhängigen Kraftwerks-projekten (independent power produ-cers / IPP's) zu beteiligen – warumnicht auch in einer Technik, der einegute Zukunft prognostiziert werdenkann? Sicher würde eine positive Mei-nungsbildung in deutschen Unterneh-men sehr gefördert, wenn sich dieBundesregierung unter umwelt- undenergiewirtschaftlichen, aber auchentwicklungs- und technologiepoliti-schen Aspekten zu dieser Option be-kennen würde – schließlich hat dieRegierung die vorhandene deutscheKompetenz mit erheblichen Förder-mitteln aufgebaut.

Politisches Engagement der Bundes-regierung ist insbesondere bei derMeinungsbildung in potentiellenStandortländern erforderlich. AufKreta in Griechenland wird z.Zt. dasSolarkraftwerk THESEUS projektiert,dessen Leistung 50 MW betragensoll11. Die Anlage soll 300.000 m2

Kollektorfläche umfassen und Solar-strom in Höhe von 106 GWh pro Jahrins Netz einspeisen. Die Projektkostenwerden mit 115 MioECU beziffert.

In Spanien trat im Dezember 1998 einStromeinspeisegesetz in Kraft, das denprivaten Bau und Betrieb von solar-thermischen Anlagen mit attraktivenVergütungen für emissionsfreien Stromanstoßen soll. Gemeinsam bereitendie spanischen und deutschen Indu-striepartner der PSA geeignete solar-thermische Projektprospekte vor.

Ägypten, Jordanien, Indien, Marokkooder Südafrika sind weitere Länder, in

denen der Bau eines solarthermischenKraftwerks erwogen wird (siehe Abbil-dung 13). Ägypten hat beschlossen,zum Anfang des nächsten Jahrzehntseine Serie von solaren Kraftwerkska-pazitäten in Schritten von 150 MWpro Jahr errichten und ans Netz brin-gen zu wollen. Auch andere Länder,die Weltbank-Mittel erhalten können,könnten von den Vorteilen überzeugtwerden, Solarkraftwerke gemeinsammit deutschen Fachleuten zu prüfenund in ihre Energieplanung einzuset-zen. Die USA bemühen sich in diesemSinne aktiv z.B. in Ägypten, wo bereitseine Ausschreibung für Ingenieurar-beiten läuft.

5.Markteinführungsprogramm SYNTHESIS

Solarthermische Kraftwerke müssenals ein unverzichtbarer Baustein einerGesamtstrategie zur Nutzung erneuer-barer Energien für den Umwelt- undRessourcenschutz angesehen werden,wenn die kostengünstigsten erneuer-baren Energiepotentiale auf nationalerund internationaler Ebene rasch mobi-lisiert und die globalen Klimaschutz-ziele des nächsten Jahrhunderts recht-zeitig erreicht werden sollen.

Um solarthermische Kraftwerke auchunter heutigen Marktbedingungenwirtschaftlich konkurrenzfähig zu ma-chen, wurde SYNTHESIS als Pro-gramm zur Realisierung von weltweit7.000 MW solarthermischer Kraft-werksleistung in 50 Kraftwerken biszum Jahr 2010 enwickelt [1]12. Esbaut auf folgenden strategischen Zie-len auf:

• Senkung der Produktionskostenund Fortsetzung der bisherigenLernkurve durch progressiven Aus-bau und technische Weiterentwick-lung von Parabolrinnenkraftwerkenim Rahmen eines mittelfristig gesi-cherten Programms (Abbildung 14);

• Senkung der Kapitalkosten und Risi-ken auf ein für Investoren akzepta-bles Niveau durch Anschub-

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Abbildung 14: Ausbauszenario und erreichbare Kostensenkung solarthermischerParabolrinnenkraftwerke durch technischen Fortschritt und Serienfertigung(SYNTHESIS Markteinführungsprogramm) [1].

Abbildung 15: Erforderliche Anschubfinanzierung für 7.000 MW solarthermi-scher Kraftwerksleistung bis 2010 und deren Deckung durch privatwirtschaft-liche Maßnahmen und öffentliche Zuschüsse (SYNTHESIS Markteinführungspro-gramm).

finanzierung (Abbildung 15) undBegrenzung des finanziellen Risikos;

• Promotionskampagne mit dem Ziel,Entscheidungsträger in Politik, In-dustrie, Finanz- und Versicherungs-wesen in Europa und ausgewähltenStandortländern für den Einsatzdieser Technologie zu gewinnen.

In diesem Programm werden etwa98% der Gesamtinvestionen von etwa25 Mrd. DM bis 2010 von privater

Seite in Form von Eigenkaptial undKrediten zu günstigen Konditionenaufgebracht und zur Verfügung ge-stellt. Nur 2% des geplanten Investi-tionsvolumens sind aus öffentlichenMitteln aufzubringen, verteilt auf 10Jahre. Außerdem wären die Einzelpro-jekte durch umfassende Versiche-rungs- und Garantiepakete abgesi-chert.

SYNTHESIS könnte der bisher fehlendeBaustein sein, durch langfristig zuver-

lässige Rahmenbedingungen für Pla-ner und Investoren solarthermischeKraftwerke in kurzer Zeit attraktiv zumachen. Zuschüsse würden ab 2010nicht mehr benötigt. Denkbar ist, daßim Rahmen einer Umweltpartner-schaft dann in Zukunft ein solarerStromverbund zwischen Nordafrikaund Europa entstehen kann.

6.Vision

Sicher wird es dauern, bis wenigstensein Teil des Kapazitätszubaus in denLändern des Solargürtels solarthermischrealisiert wird. Die abschätzbaren Ko-stensenkungen, die ein entwickelter,kontinuierlicher Markt durch Kommer-zialität, Massenfertigung und F&E-Er-folge mit sich bringt, sowie zu erwar-tende Energiepreissteigerungen, wer-den den noch bestehenden Kosten-nachteil im nächsten Jahrzehnt verklei-nern, möglicherweise sogar verschwin-den lassen. Dann dürfte der Solaranteilan der Stromerzeugung im südlichenMittelmeerraum und im weltweitenSonnengürtel rasch steigen.

Zwischenzeitlich wachsen schon heutedie Hochspannungs-VerbundnetzeEuropas, Nordafrikas und Asiens zu-sammen. Diese Verbundnetze werdenzunächst Erzeugungsengpässe gegen-seitig abfedern, wirtschaftlich vorteil-haften Stromaustausch tragen, späteraber auch interkontinentalen Strom-transport ermöglichen.

Es ist daher keine Utopie, sondern eineVision im Sinne einer langfristigen Ziel-beschreibung, eine europäische Strom-versorgung etwa für die Mitte desnächsten Jahrhunderts zu zeichnen, inder die Wasserkräfte, die Windenergie,Biomasse und Solarkraftwerke an denjeweils besten Standorten Strom pro-duzieren und dem Netz zur Verfügungstellen. Wahrscheinlich werden auchdann noch saubere Kohlekraftwerkewesentlich zur Versorgung und zurNetzstabilität beitragen – auch Photo-voltaik, wenn diese Technik die erhoff-ten Kostensenkungsziele realisierenkann.

Literatur

[1] F. Trieb, J. Nitsch, G. Knies, B. Milow„Markteinführung solarthermischerKraftwerke – Chance für Arbeitsmarktund Klimapolitik“, EnergiewitschaftlicheTagesfragen 48/6 (1998) 392-397

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