Es funktioniert genau wie ein Kohle-Dampfkraftwerk, nur wird anstatt der Kohle konzentrierte Sonnenenergie zur Dampferzeugung genutzt. Zu diesem Zweck werden große Spiegel der Sonne nachgeführt, um das Sonnenlicht wie in einem Brennglas zu bündeln. Ein großer Vorteil dieser Technologie ist, dass man einen Teil der Sonnenwärme tagsüber in großen Wärmespeichern sammeln und dann nachts oder ganz gezielt bei Lastspitzen an den Dampfkreislauf abgeben kann. Damit kann erneuerbare Ausgleichs- und Regelenergie nach Bedarf im elektrischen Netz bereitgestellt werden.
Siehe auch: http://de.wikipedia.org/wiki/Sonnenw%C3%A4rmekraftwerk
Ein paar Zahlen und Fakten:
- Die DLR-Szenarien sprechen alleine in Nordafrika und dem Nahen Osten von bis zu 470.000 MW CSP bis 2050.
- Die Investition in den Bau eines 250 MW Kraftwerks mit Luftkühlung beträgt derzeit rund 1 Milliarde Euro.
- Das Kraftwerk kann an guten Standorten dank Wärmespeichern Tag und Nacht rein solar mit voller Leistung laufen und die Betriebsdauer beträgt mehr als 40 Jahre.
- Es fallen keine Brennstoffkosten an. Das durch die Nutzung erneuerbarer Energien gesparte Erdöl oder Erdgas kann also im Boden verbleiben oder teuer auf dem Weltmarkt verkauft werden (anstatt es unter Wert im Standortland zu verbrennen).
- Wenn man zur Kühlung in Küstennähe Meerwasser anstatt Trinkwasser nutzt, können mit einem Kollektorfeld das für 250 MW ausgelegt ist eine 200 MW Turbine betrieben und 100.000 m3 Trinkwasser am Tag (über 4 Millionen Liter pro Stunde) durch Entsalzung gewonnen werden.
- Bei flachen Fresnel Spiegelfeldern bestünde sogar die Möglichkeit, den Schatten unter den Kollektorflächen für landwirtschaftliche Zwecke zu nutzen.
Die Kosten hängen von den Produktionsstandorten und der Länge der Leitungen ab. Genaue Zahlen für konkrete Projekte müssen einzeln ermittelt werden. Die Angaben zwischen 6,5 c/kWh (in konstantem Geldwert des Jahres 2000) aus der DLR-Studie und 16 c/kWh vom Industrieverband ESTELA SOLAR sind Vorabschätzungen und gar nicht unbedingt widersprüchlich, da sie sich auf unterschiedliche Marktsegmente beziehen: Die Industrie rechnet damit, vorrangig Spitzen- und Mittellaststrom bei etwa 2000 bis 4000 Volllaststunden Auslastung im Jahr zu liefern. Das ist heutiger Stand der Technik. Ausgleichs- und Regelenergie erzielt höhere Erlöse als Grundlaststrom und kostet auch mehr, aufgrund der geringen Auslastung der Turbinen. Das DLR rechnet in der TRANS-CSP Studie dagegen nach 2020 schon mit nennenswerten Solarstromanteilen an der Grundlast bei 5000 bis 7000 Volllaststunden, da auf diese Weise erheblich mehr Kohlendioxid vermieden werden kann. Grundlaststrom erzielt geringere Erlöse und kostet aufgrund der hohen Auslastung der Turbinen auch deutlich weniger.
In Trockenregionen werden konventionelle Öl-, Gas oder Kohlekraftwerke in der Regel luftgekühlt, und solarthermische Kraftwerke können ebenfalls so betrieben werden. Außerdem gibt es Reinigungsverfahren mit sehr geringem Wasserverbrauch. Dort wo die Standortbedingungen es erlauben, kommen Verdampfungskühltürme oder Meerwasserkühlung zum Einsatz, weil damit höhere Wirkungsgrade als bei Luftkühlung erreicht werden. Wenn man zur Kühlung in Küstennähe Meerwasser anstatt Trinkwasser nutzt, können mit einem Kollektorfeld das für 250 MW ausgelegt ist eine 200 MW Turbine betrieben und 100.000 m3 Trinkwasser am Tag (über 4 Millionen Liter pro Stunde) durch Entsalzung gewonnen werden.
Alle Details hierzu in der AQUA-CSP Studie des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR):
www.dlr.de/tt/aqua-csp
Solarthermische Kraftwerke arbeiten seit über 20 Jahren in der Mojave Wüste in Kalifornien. Sie haben Hagel-, Sandstürme und Zyklone überstanden. Bei Gefahr gibt es eine Schutzposition der beweglichen Spiegel. Was trotzdem zu Bruch geht - etwa 0,4% pro Jahr - wird ersetzt und ist Teil der Betriebskosten. Abnutzungserscheinungen der Spiegel sind in Kramer Junction nach 20 Jahren noch nicht relevant. Die Kraftwerke arbeiten heute aufgrund verbesserter Betriebs- und Wartungsmethoden mit höherem Wirkungsgrad als bei ihrer Inbetriebnahme.
Bis 2050 könnten laut TRANS-CSP Studie etwa 17 % des europäischen Strombedarfs durch Solarimporte gedeckt werden. Dafür würden 2500 km² Wüstenfläche für die Solarkraftwerke und 3500 km² für die HGÜ-Leitungen benötigt, verteilt über die gesamte Region EU-MENA (Europe – Middle East – North Africa). Die Fläche von insgesamt 6000 km² entspräche der Fläche des Nasser Stausees bei Assuan in Ägypten. Dieser liefert aber weniger als 3 Gigawatt (GW) elektrische Leistung, während die Solarkraftwerke 100 GW liefern würden. Es handelt sich hierbei tatsächlich um die kompakteste und ergiebigste erneuerbare Energiequelle weltweit. Die MENA Region hat eine Fläche von 12 Millionen Quadratkilometern, davon werden nur 2500 km² (0,02%) für die Exportkraftwerke gebraucht.
Die elektrischen Verluste von Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ) betragen derzeit 4-5% pro 1000 km Länge und verteuern dadurch die ursprüngliche Energiequelle. Diese Kosten zuzüglich Kapital- und Betriebskosten der Leitungen machen einen Betrag von je nach Länge der Leitung etwa 1-2 c/kWh zusätzlich zu den Erzeugungskosten aus. Die 2-3fache Sonneneinstrahlung in Nordafrika gleicht die Transportkosten nach Europa jedoch mehr als aus. Die DLR-Studien kommen zu der Einschätzung dass die Kosten der Erzeugung inklusive Übertragung bei solarthermischen Kraftwerken zwischen 2020 und 2030 niedriger werden als die Kosten konventioneller Stromerzeugungstechnologien in Europa, die durch den Anstieg von Brennstoffpreisen und Umweltkosten immer weiter ansteigen. Planungs- und Genehmigungszeiten liegen im Ermessen der beteiligten Länder und könnten durch entsprechende Vorgaben der EU beschleunigt werden.
Wichtig für die Akzeptanz eines Netzausbaus in der Bevölkerung: Bei der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) können über weite Strecken (im Gegensatz zur Wechselstromtechnologie) nicht nur Überlandleitungen eingesetzt werden, sondern auch Erdkabel. Fließt zudem anstelle von Kohle- oder Atomstrom Solarstrom durch eine Leitung, ist deren Notwendigkeit den Bürgern einfacher zu vermitteln. Es ist ähnlich wie bei Autobahnen: natürlich handelt es sich um einen Eingriff in die Umwelt, der nur dann gerechtfertigt ist, wenn auf der anderen Seite nennenswerte Entlastungen und Vorteile entstehen. Dies ist bei DESERTEC der Fall.
Eine DLR-Analyse der Umweltauswirkungen (Ecobalance) der Leitungstrassen:
www.dlr.de/tt/desktopdefault.aspx/tabid-2885/4422_read-6587/
Zu HGÜ siehe auch:
http://de.wikipedia.org/wiki/Hochspannungs-Gleichstrom-%C3%9Cbertragung
Im Prinzip wäre Wasserstoff als speicherbarer Energieträger vorteilhaft gegenüber Strom. Bei der Umwandlung von Solarstrom in Wasserstoff und bei der Rückwandlung von Wasserstoff in Strom zur Netzeinspeisung würden allerdings 50% der ursprünglich eingesetzten Energie verloren gehen, bei der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) nur 10-15%. Hinzu kämen Pumpverluste, um das Wasserstoff-Gas nach Europa zu transportieren. Wasserstoff müsste in der Wüste aus Wasser erzeugt werden, wo es keines gibt. Wenn Wasserstoff gebraucht wird ist es deshalb sinnvoller, Solarstrom mit niedrigen Verlusten per HGÜ nach Europa zu transportieren und dort Wasserstoff zu erzeugen.
Der Stromverbrauch in MENA (the Middle East und North Africa) wird im Jahr 2050 voraussichtlich ebenso hoch sein wie der europäische; der Eigenbedarf wächst dort sehr schnell. Man kann den Ausbau erneuerbarer Energien für den Eigenbedarf in MENA ggf. durch Zertifikathandel verstärken, aber man ersetzt damit nicht die notwendigen Solarstromimporte nach Europa. Klimawandel lässt sich letztendlich nur durch die tatsächliche physische Vermeidung von CO2-Emissionen stoppen. Wir brauchen gut regelbaren Solarstrom für MENA und für Europa.
Elektroautos sind in erster Linie zusätzliche Stromverbraucher, für die zusätzliche nachhaltige Energiequellen erschlossen werden müssen. Sie verstärken damit die Nachfrage nach heimischen Quellen und nach Solarstromimporten. Sie stellen neben ihrer großen Bedeutung für den Verkehrssektor eine wichtige Option für das elektrische Lastmanagement dar, aber können nicht die erhöhten Erfordernisse der saisonalen Speicherung von Elektrizität erfüllen, die ein Verzicht auf Solarimporte zur Folge hätte. Export-Solarkraftwerke müssen nicht saisonal speichern, weil die Sonnenenergie in Nordafrika und dem Nahen Osten relativ gleichmäßig über das ganze Jahr verfügbar ist.
Importe von Strom aus Windkraft oder auch Photovoltaik werden nicht ausgeschlossen, aber sie haben deutliche Nachteile gegenüber Importen aus solarthermischen Kraftwerken. Die Windenergiepotenziale in der Sahara, vor allem an den Küsten des Atlantiks und des Roten Meers, sind in der Tat sehr groß und kostengünstig, aber nicht nach Bedarf regelbar und deshalb auch weniger wertvoll als Solarstrom. Sie sind nicht annähernd so groß wie die verfügbaren Solarenergiepotenziale, so dass sie weitgehend als kostengünstige Energiequelle für den lokalen Eigenbedarf in MENA gebraucht werden. Fluktuierenden Windstrom in großen Mengen in eine Region zu exportieren, die über zu wenig regelbare Energiequellen verfügt, wäre aus Sicht der europäischen Stromkunden und Energieversorger kaum wünschenswert. Die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ) würden schlechter (ca. zu 50% ihrer Kapazität) ausgelastet und ihr Betrieb damit teurer, und die erreichbaren zeitlichen Ausgleichseffekte wären nicht annähernd so groß wie beim gezielten Import von Regelenergie aus solarthermischen Kraftwerken. Dasselbe gilt auch für die Photovoltaik als Exportstromquelle: die Auslastung der Leitungen wäre dann sogar nur 25%. Solarthermische Kraftwerke können dagegen im Zusammenspiel mit Europas heimischen Quellen sowohl die benötigte Regelleistung als auch Grundlast für eine hohe Auslastung der HGÜ-Leitungen liefern. Im TRANS-CSP Szenario liegt die Auslastung bei anfangs 60% im Jahr 2020 und steigt dann bis 2050 auf 80%.