Effizienz-Studie zu solarer Stromerzeugung
Wie entwickelt sich der Markt für Photovoltaik- und Solarthermie-Kraftwerke in den kommenden Jahrzehnten? Welche Technik ist wirtschaftlicher? Und welche Chancen bieten kombinierte Kraftwerkssysteme in sonnenreichen Regionen? Eine Studie unter Leitung des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) hat die Entwicklung dieser Kraftwerke bis zum Jahr 2030 untersucht.
Wie erzeugen Kraftwerke aus Sonnenenergie kostengünstigen Strom, der jederzeit verfügbar und planbar ist – besonders dann, wenn die Sonne nicht scheint? Um das herauszufinden, untersuchten Forscher und Industriepartner innerhalb der Studie Thermvolt verschiedene solare photovoltaik- und solarthermie-basierte Kraftwerkskonzepte. Ziel der Studie war es, die Kosten dieser Kraftwerke und deren Kombinationen zu vergleichen. Dabei wollten sie herausfinden, welche Kraftwerke in der Lage sind die Treibhausgasemissionen bei der Stromproduktion zu senken und gleichzeitig am günstigsten sind. Im Laufe der Studie simulierten die Wissenschaftler die Kosten von verschiedenen photovoltaischen und solarthermischen Kraftwerkskonzepten sowie Kombinationen beider Systeme mit gleichen Randbedingungen. „Um die Systeme in der Analyse miteinander vergleichen zu können, ist es sehr wichtig, dass alle Systeme zu jeder Zeit eine feste Lastkurve aufweisen“, erklärt Professor Dr. Robert Pitz-Paal, Direktor des DLR-Instituts für Solarforschung.
Generell bieten Photovoltaik(PV)-Kraftwerke niedrige Erzeugungskosten und volatile Stromproduktion, allerdings können sie keine alleinige Versorgungssicherheit garantieren. Solarthermische Kraftwerken (Concentrated Solar Power, kurz CSP) bieten dagegen feste Kapazitäten, da sie integrierte Wärmespeicher und teilweise eine solare-fossile Hybrid-Betriebsstrategie verfolgen. Die untersuchten CSP-Kraftwerke haben einen thermischen Energiespeicher sowie einen fossilen Brenner, der nur im Bedarfsfall verwendet wird. Die PV-Kombi-Kraftwerke haben einen Batteriespeicher und ein fossiles Reservesystem, zum Beispiel ein Gaskraftwerk mit dem sie im Verbund betrieben werden.
Die maximale Kraftwerksgröße lag bei 100 Megawatt und wurde an typischen Standorten in sonnenbegünstigten Regionen – wie Marokko und Saudi-Arabien – untersucht. Das Rechenmodell umfasste die Jahre 2015, 2020 und 2030. Die Berechnungen wurden für ein ganzes Jahr detailliert mit stündlicher Auflösung durchgeführt, wobei die optimale Größe des Solarfeldes und des Speichers ermittelt wurde. Für die Berechnung der Stromerzeugungskosten der optimierten Anlagen erstellten die Autoren der Studie schließlich ein Wirtschaftlichkeitsmodell, das verschiedene Effekte berücksichtigt – wie zum Beispiel Abnutzung und diverse Kostenszenarien.
Ergebnis der Studie
Im Ergebnis zeigt sich, dass unter heutigen Voraussetzungen gerade die Kombination von CSP und PV in den meisten Szenarien kostengünstiger ist als die Nutzung von nur einer der beiden Technologien. Dabei liefert der photovoltaische Teil des Kraftwerks vorzugsweise am Tag direkt den Strom ins Netz und der solarthermische Anteil speichert die solare Energie im thermischen Speicher, um diese nach Bedarf, also meist nachts, zu verstromen.
Bei hohem Strombedarf während der Nachtstunden sind die CSP-basierten Kraftwerke durch ihren thermischen Speicher im Vorteil. Gleichzeitig lässt sich ein Hybridbetrieb mit fossilen oder alternativen Energieträgern relativ einfach mit geringen Mehrkosten integrieren.
Im Jahr 2015 hatten die Photovoltaik-Systeme aufgrund der noch teuren Batteriespeicherkosten die höchsten Stromerzeugungskosten. „Doch für beide Technologien sind noch deutliche Kostensenkungen zu erwarten, sodass heute offen ist, welche Optionen bis 2030 die günstige Lösung zur Deckung der Lastkurve darstellt“, kommentiert Pitz-Paal die Ergebnisse.
Die komplette Studie soll noch bis Ende dieses Jahres 2016 veröffentlicht werden. Beteiligt waren neben dem DLR-Institut für Solarforschung und Technische Thermodynamik auch die finnische Lappeenranta University of Technology und die beiden Industriepartner Fichtner sowie die M+W Group. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) förderte die Studie mit rund 500 000 Euro. (bine/ad)
