Inhaltsverzeichnis

ABBILDUNGSVERZEICHNIS.   III

ABK  ÜRZUNGSVERZEICHNIS  VI

1.  EINLEITUNG  1

2.  NATURWISSENSCHAFTLICH-TECHNISCHE GRUNDLAGEN  4

2.1  SONNENENERGIE.  4

2.2  SOLARSTRAHLUNG  4

2.2.1  Ort der Einstrahlung in Bezug auf die geographische Breite.  5

2.2.2  Konzentration der Solarstrahlung  6

2.2.3  Nutzung der Sonnenstrahlung für solarthermische Kraftwerke  6

3.  TECHNISCHE ASPEKTE SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE  8

3.1  TYPEN SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE  9

3.1.1  Linienkonzentratoren.  9

3.1.2  Punktkonzentratoren.  10

3.2  BAUARTEN SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE.  11

3.2.1  Parabolrinnenkraftwerke  11

3.2.2  Fresnel-Kollektor-Kraftwerke.  15

3.2.3  Solarturmkraftwerke  18

3.2.4  Dish-Stirling-Kraftwerke (Paraboloidkraftwerke)  20

3.2.5  Integrated Solar Combined Cycle Kraftwerke (IS)CC  22

3.3  SPEICHERUNG DER SOLARENERGIE  22

3.4  HÖCHSTSPANNUNGS-GLEICHSTROM-ÜBERTRAGUNG (HGÜ)  24

4.  DAS DESERTEC PROJEKT  27

4.1  DESERTEC KONZEPT.  28

4.2  DESERTEC INDUSTRIAL INITIATIVE (DII)  30

5.  CLEAN DEVELOPMENT MECHANISM (CDM)  32

5.1  KYOTO PROTOKOLL  32

5.2  EU-EMISSIONSHANDEL  33

5.3  GRUNDLAGEN DES CDM.  33

5.4  ABLAUF EINES CD-MPROJEKTS  34

5.5  LINKING DIRECTIVE  36

6.  ÖKONOMISCHE ASPEKTE SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE  37

6.1  GEGENWÄRTIGE PROJEKTENTWICKLUNG SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE.  38

6.2  STROMGESTEHUNGSKOSTEN SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE  42

6.2.1  Investitionskosten.  50

6.2.2  Betriebskosten  55

6.2.3  Annuitätsfaktor und interne Verzinsung.  56

6.2.4  Jahresertrag  59

6.3  KOSTENREDUKTIONSPOTENZIALE SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE.  68

6.4  LERNKURVENEFFEKTE SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE  71

6.5  EINFLUSS DER THERMISCHEN SPEICHERUNG AUF DIE WIRTSCHAFTLICHKEIT  

SOLARTHERMISCHER  KRAFTWERKE  74

6.6  EINFLUSS DES CDM AUF DIE WIRTSCHAFTLICHKEIT SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE  82

6.7  WETTBEWERBSFÄHIGKEIT SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE.  86

7.  ZUSAMMENFASSUNG UND AUSBLICK.  88

ANHANG.   96

LITERATURVERZEICHNIS   99

II

Abbildungsverzeichnis   

Abb.  2-1: Unterscheidung von Solarstrahlungsarten  

Abb.  2-2: Konzentration der Sonnenstrahlen mit Hilfe eines Kollektors  

Abb.  2-3: Senkrechter Strahlungseinfall der DNI aufgrund der Nachführung.  

Abb.  2-4: Weltweite jährliche DNI in kWh/m 2 a.  

Abb.  3-1: Einachsig nachgeführte Linienkonzentratoren  

Abb.  3-2: Zweiachsig nachgeführte Punktkonzentratoren  

Abb.  3-3: Parabolrinnenkollektoren mit Absorberrohr.  

Abb.  3-4: Parabolrinnenkraftwerk mit thermischem Speicher  

Abb.  3-5: Solar Electric Generating Systems (SEGS I-IX)  

Abb.  3-6: Andasol 1  

Abb.  3-7: Thermischer Zwei-Tank-Speicher mit flüssigem Salz  

Abb.  3-8: Fresnel-Kollektoren mit feststehendem Absorberrohr  

Abb.  3-9: Kollektorfeld eines Fresnel-Kollektor-Kraftwerks (50 MW)  

Abb.  3-10: Kimberlina Solar Thermal Power Plant  

Abb.  3-11: Heliostatenfeld mit Receiver im Solarturm  

Abb.  3-12: links: Planta Solar 20 (PS20), rechts: Planta Solar 10 (PS10)  

Abb.  3-13: Solarturmkraftwerk Jülich  

Abb.  3-14: Hohlspiegel mit Stirlingmotor (Dish-Stirling-Anlage)  

Abb.  3-15: Maricopa Solar Project  

Abb.  3-16: Solarthermische Kraftwerke mit thermischen Speicher können  

rund  um die Uhr eine gesicherte Leistung liefern  

Abb.  3-17: NorNed Seekabel  

Abb.  3-18: Xiangjiaba - Shanghai 800 kV UHVDC  

Abb.  4-1: Visuelle Darstellung des DESERTEC Konzepts links unten: Flä-  

che  die benötigt wird, um den Strombedarf durch solarthermische Kraftwer-  

ke  zu decken  

Abb.  5-1: "baseline and credit" Verfahren  

Abb.  6-1: Gegenwärtige Projektentwicklung solarthermischer Kraftwerke.  

Abb.  6-2: Weltweit installierte Leistung  

Abb.  6-3: Weltweit im Bau befindliche Leistung.  

Abb.  6-4: Weltweit installierte und im Bau befindliche Leistung  

Abb.  6-5: Weltweit angekündigte Leistung  

Abb.  6-6: Stromgestehungskosten solarthermischer Kraftwerke  

Abb.  6-7: Stromgestehungskosten Parabolrinnenkraftwerk (Thermoöl) in  

III

Abb. 6-8: Links: Sensitivität des Annuitätsfaktors, der Betriebskosten, der Investitionskosten und des Jahresertrags auf die Stromgestehungskosten eines Parabolrinnenkraftwerks (50 MW); Rechts: Sensitivität der Brennstoffkosten, des Annuitätsfaktors, der Betriebskosten, der Investitionskosten und des Jahresertrags auf die Stromgestehungskosten eines konventi-

onellen Kraftwerks (50 MW)................................................................................... 49 Abb. 6-9: Investitionsaufteilung eines Parabolrinnenkraftwerks (50 MW) mit

einem 3h-Speicher ................................................................................................ 51 Abb. 6-10: Investitionsaufteilung eines Parabolrinnenkraftwerks (100 MW)

mit einem 12h-Speicher......................................................................................... 51 Abb. 6-11: Sensitivität der Investitionskosten auf die Stromgestehungskosten (Solarfeld, Kraftwerksblock, Speicherkosten, Grundstückskosten und

indirekten Kosten).................................................................................................. 52 Abb. 6-12: Spezifische Investitionskosten eines Parabolrinnenkraftwerks

(Thermoöl) in € 2010 ................................................................................................. 53 Abb. 6-13: Sensitivität der Betriebskosten auf die Stromgestehungskosten (Kraftwerksgröße, Personalkosten, Betriebsmittel und Wartungskosten) ............... 55 Abb. 6-14: Zinssatz bzw. Annuitätsfaktor zur Berechnung der Finanzierung

eines Parabolrinnenkraftwerks............................................................................... 56 Abb. 6-15: Nutzungsdauer zur Berechnung der Finanzierung eines Para-

bolrinnenkraftwerks ............................................................................................... 57 Abb. 6-16: Sensitivität der Stromerzeugung auf die Stromgestehungskosten (DNI, Leistungsfähigkeit des Konzentrators, des Receivers und des

Kraftwerksblocks, Störungsfälle)............................................................................ 59 Abb. 6-17: Abhängigkeit der Stromgestehungskosten von den DNI-

Ressourcen ........................................................................................................... 60 Abb. 6-18: Gesamtprojektkosten eines solarthermischen Kraftwerks am

Beispiel Marokko ................................................................................................... 61 Abb. 6-19: DNI-Werte des Jahres 2002 aller nicht-ausgeschlossenen Ge-

biete in Marokko .................................................................................................... 63 Abb. 6-20: links: Technische Potenziale solarthermischer Kraftwerke in Marokko (Unterteilung in verschiedene DNI-Klassen); rechts: Küstennahe Potenziale solarthermischer Kraftwerke in Marokko, wobei nur Standorte mit einbezogen wurden, welche unterhalb von 20 Metern über dem Mee-

resspiegel liegen (Unterteilung in verschiedene DNI-Klassen)............................... 64

IV

Abb. 6-21: Korrelation der Volllaststunden, der DNI und des SM eines solarthermischen Kraftwerks im Vergleich zu Projektdaten von Andasol 1

(Spanien) und Nevada Solar One (USA) ............................................................... 66 Abb. 6-22: Simulation eines relativen Jahresertragverlaufs eines solarthermischen Kraftwerks mit einem 24h-Speicher an verschiedenen Stand-

orten (ohne fossile Zufeuerung) ............................................................................. 67 Abb. 6-23: Kumulierte Kostenreduktionspotenziale durch technische Innovationen, Erhöhung der Kraftwerksleistung und Massenproduktion bis 2020......... 71 Abb. 6-24: Lernkurven der spezifischen Investitionskosten solarthermischer Kraftwerke mit Solarmultiplikatoren von SM1-SM4 im Vergleich zu

Projektdaten von Andasol 1 und Nevada Solar One .............................................. 73 Abb. 6-25: Lernkurve solarthermischer Kraftwerke im Vergleich mit einer

Kostenprojektion von Heizöl .................................................................................. 74 Abb. 6-26: Stromnachfragekurve (schematische Darstellung)............................... 75 Abb. 6-27: Einteilung der Technologien in die möglichen Einsätze der drei Laststufen mit erforderlichen Minimal- und Maximalerlösen................................... 76 Abb. 6-28: Nutzung eines thermischen Energiespeichers in einem Parabolrinnenkraftwerk. Verlagerung der Stromabgabe auf die abendlichen Spitzennachfragezeiten ............................................................................................... 78 Abb. 6-29: Streuung der täglichen Kapazitätsfaktoren eines Parabolrinnenkraftwerks mit einem 7h-Speicher im reinen Solarbetrieb (jährlicher Ka-

pazitätsfaktor 39,4 Prozent) ................................................................................... 80 Abb. 6-30: Arbeitsleistung der SEGS-Kraftwerke gemessen am Kapazitäts-faktor von Juni bis September während der Jahre 1989 bis 2003 .......................... 81

Tabelle 6-1: Jährliche Volllaststunden (h/a) solarthermischer Kraftwerke mit divergierenden Solarmultiplikatoren (SM 1-4) an unterschiedlichen

Standorten (DNI) ................................................................................................... 67 Tabelle A-1: Originalwerte der Studien von Abb. 6-7 ..................................... Anhang Tabelle A-2: Inflationsraten der Jahre 2000-2010 in EU-16 und USA ............ Anhang Tabelle A-3: Faktoren, mit welchen die Originalwerte multipliziert wurden ..... Anhang Tabelle A-4: Multiplikation der Originalwerte mit Faktor B, wodurch die in Abb. 6-7 verwendeten Werte (Wert neu) entstehen ........................................ Anhang Tabelle A-5: Multiplikation der Originalwerte mit Faktor B, wodurch die in Abb. 6-12 verwendeten Werte (Wert neu) entstehen ...................................... Anhang

V

Abkürzungsverzeichnis

Art. Artikel BMU Bundesumweltministerium CDM Clean Development Mechanism CER Certified Emission Reductions CO 2 Kohlendioxid CSP Concentrated Solar Power DEHSt Deutsche Emissionshandelsstelle DHÜ Drehstrom-Hochspannungs-Übertragung DII Desertec Industrial Initiative DLR Deutsches Luft- und Raumfahrtzentrum DNA Designated National Authorities DNI Direct Normal Irradiation DOE Designated Operational Entities DSG Direct Steam Generation EB Executive Board EE Erneuerbare Energien ET Emissions Trading EU European Union EUA EU-Allowance FCR Fixed Charge Rate GMI Global Market Initiative for Concentrating Solar Power GuD Gas- und Dampf(turbinenkraftwerk) GW Gigawatt HGÜ Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragung HVDC High Voltage Direct Current Transmission ISCC Integrated Solar Combined Cycle JI Joint Implementation kV Kilovolt kW Kilowatt kWh Kilowattstunden LEC Levelized Electricity Costs ME Middle East MSP Mittelmeer Solarplan MW Megawatt MWh Megawattstunde

VI

NA North Africa NAP Nationaler Allokationsplan NERC National Energy Research Center O&M costs of Operation and Maintenance PDD Project Design Document SU Standortunabhängig SuE Schwellen- und Entwicklungsländer TES Thermal Energy Storage TREC Trans- Mediterranean Renewable Energy Cooperation TWh Terrawattstunden UHVDC Ultra High Voltage Direct Current Transmission UNEP United Nations Environment Programme VOC Volatile Organic Compounds

VII

1. Einleitung

Der Weltenergieverbrauch ist seit Beginn der Industrialisierung ausnehmend stark angestiegen, wobei ein Mensch heute im Durchschnitt etwa 15mal mehr Energie als vor 130 Jahren verbraucht. In absehbarer Zukunft wird sich dieser Wachstumstrend noch weiter steigern.

Die weltweite Energieversorgung basiert dabei hauptsächlich auf der Verbrennung fossiler Energieträger. Dadurch werden Luftschadstoffe wie Schwefeldioxid und Stickoxide freigesetzt. Ferner gelangen innerhalb weniger Jahrzehnte zusätzliche Mengen an Kohlendioxid in die Atmosphäre, die über mehrere Jahrmillionen bei der Entstehung der fossilen Brennstoffe als Kohlenstoff gebunden wurden. Dies führt zur Verstärkung des Treibhauseffektes und der globalen Erwärmung, mit allen damit verbundenen, möglichen dramatischen Folgen für das Ökosystem Erde samt seinen Bewohnern. Energiebedingte Kohlendioxidemissionen tragen dabei etwa zur Hälfte zum menschlich verursachten Treibhauseffekt bei. 1

Durch die Nutzung regenerativer Energien entstehen keine oder nur sehr wenig der oben aufgeführten Problematiken. Regenerative Energien bieten die Chance einen nachhaltigen Energiepfad einzuschlagen. Die Sonne ist dabei die Energiequelle fast aller regenerativen Energien, die nach menschlichen Maßstäben unerschöpflich ist. Die Wüsten der Erde empfangen in 6 Stunden mehr Energie, als die Menschheit in einem Jahr verbraucht. Abgesehen von der Geothermie und der Gezeitentechnologie nutzen alle regenerativen Energien die eingestrahlte Sonnenenergie direkt oder indirekt. Sonnenkollektoren, solarthermische Kraftwerke und Solarzellen nutzen die Sonnenenergie direkt, wobei diese jedoch derzeit noch nicht wettbewerbsfähig sind und weiterer ökonomischer Verbesserungen und Entwicklungen bedürfen.

Mit Hilfe der Stromgestehungskosten kann die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke dargestellt werden. Besondere Beachtung findet die Behandlung der Stromgestehungskosten der Parabolrinnentechnologie. Dabei soll herausgefunden werden, welche Faktoren wie stark auf die Stromgestehungskosten Einfluss nehmen. Der Standort Wüste wird dabei unter Berücksichtigung des DESERTEC-Projekts speziell behandelt. Zusätzlich erfolgt eine Betrachtung, wie sich der Clean Development Mechanismus auf die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke auswirkt.

¹ Nitsch et al., 2004, S. 6-22

1

Zuerst wird die allgemeine Funktionsweise solarthermischer Kraftwerke beschrieben und anhand von Beispielen aus der Praxis veranschaulicht. Zudem werden Praxisbeispiele von HGÜ-Verbindungen erörtert. Darauf folgt eine Beschreibung des DE-SERTEC-Projekts und des Clean Development Mechanism (CDM). Überdies wird die aktuelle Situation des solarthermischen Kraftwerkmarkts dargestellt. Ferner werden die Einflussfaktoren der Stromgestehungskosten näher untersucht. Dazu erfolgt eine genaue Betrachtung der Investitionskosten, der Betriebskosten, des Annuitäts-faktors und des Jahresertrags, wobei der Standort erheblichen Einfluss auf diese Faktoren nimmt. Hierzu wird der Standort Wüste mit dessen Vor-, Nachteilen und Risiken besonders hervorgehoben. Weiterhin wird auf den Einsatz eines thermischen Speichers, dessen Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit eines solarthermischen Kraftwerks und die Möglichkeit zur Grundlastversorgung und Planbarkeit eingegangen. Außerdem werden Kostenreduktionsschätzungen und die dazugehörigen Lernraten der Parabolrinnentechnologie aufgezeigt. Schließlich wird erläutert, welchen Einfluss der CDM auf die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke hat und mit welchen grundlegenden Problemen bei der Durchführung eines CDM-Projekts zu rechnen ist. Zuletzt wird die heutige und zukünftige Wettbewerbsfähigkeit solarthermischer Kraftwerke kurz erläutert. Dadurch soll geklärt werden, inwieweit solarthermische Kraftwerke heute wirtschaftlich betrieben werden können und welche Faktoren wie stark auf die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke Einfluss nehmen. Besonders die ökonomischen Ergebnisse der DESERTEC-Studien werden einer kritischen Betrachtung unterzogen.

In dieser Arbeit werden nur solarthermische Kraftwerke behandelt, welche die Sonnenstrahlen konzentrieren. Infolgedessen wird auf nicht-konzentrierende solarthermische Anlagen wie z.B. das Aufwindkraftwerk aufgrund des sehr frühen Entwicklungsstadiums, indem sich diese Technologie befindet, nicht näher eingegangen. Außerdem werden die Grundlagen des CDM und dessen Verknüpfungen mit dem Kyoto-Protokoll und dem Emissionshandel nur kurz erörtert. Eine nähere Betrachtung dieser beiden Komponenten würde den Rahmen der Arbeit sprengen.

Das DESERTEC-Konzept beschreibt die Perspektiven einer nachhaltigen Strom-und Trinkwasserversorgung für die EUMENA-Region bis zum Jahr 2050. Ferner werden im Konzept alle regenerativen Energien mit einbezogen. Diese Arbeit beleuchtet jedoch ausschließlich solarthermische Kraftwerke zur Stromerzeugung, wobei hauptsächlich auf die nordafrikanische Region eingegangen wird. Eine weiter-

2

führende Bearbeitung des DESERTEC-Konzepts würde den Rahmen der Arbeit sprengen. Zudem wäre eine detaillierte politische Beurteilung oder eine erschöpfende Betrachtung des Leitungsbaus, jeweils ein eigenständiges Diplomarbeitsthema, weshalb hier darauf verzichtet wurde. Ferner bleibt die Entwicklung der Brennstoffpreise, die einen signifikanten Einfluss auf die Stromgestehungskosten nimmt, in dieser Arbeit aufgrund der thematischen Vielfältigkeit unberücksichtigt.

3

2. Naturwissenschaftlich-technische Grundlagen

In diesem Kapitel werden die Begriffe Sonnenenergie, Solarstrahlung und Konzentration beschrieben. Ferner wird erklärt, welche Art der Solarstrahlung von solarthermischen Kraftwerken mit Hilfe welcher Komponenten wie genutzt wird. Zudem wird ein Überblick über die globale Verteilung der Solarstrahlung geschaffen.

2.1 Sonnenenergie

Die weitaus größte erneuerbare Energiequelle ist die Sonne. Sie existiert seit ca. 4,5 Mrd. Jahren und wird noch ca. weitere 4 Mrd. Jahre existieren. ² Die Energiemenge der Sonne, welche die Erdoberfläche erreicht, entspricht dem 10.000fachen des Weltprimärenergiebedarfs.

Sonnenenergie wird in direkte und indirekte Sonnenenergie eingeteilt. Die direkte Energie wird mittelbar genutzt, wie das bei Solarkraftwerken der Fall ist. Die indirekte Energie wird unmittelbar genutzt, da die Sonnenenergie durch natürliche Um-wandlung in andere Energieformen wie Wind, Wasser der Flüsse oder Pflanzenwachstum verändert wird. Die Basis aller Solar-, Wind- und Wasserkraftwerke ist somit die Sonne. 3

2.2 Solarstrahlung

³ Quaschning, 2009, S. 49

⁴ Hadamovsky/Jonas, 2007, S. 21 - 26

4

Sonnenstrahlung können Verschattungen entstehen, da das direkte Sonnenlicht nur aus der Sonnenrichtung kommt. Das Licht der diffusen Strahlung besitzt hingegen keine definierte Richtung. ⁵ Die Globalstrahlung ist die Summe der direkten und diffusen Strahlung.

Verschiedene Faktoren haben Einfluss auf die Globalstrahlung, dazu gehören Ort der Einstrahlung in Bezug auf die geographische Breite (und die damit verbundene Sonnenscheindauer), Witterungsbedingungen, saisonale Schwankungen und Tagesstand der Sonne, wobei der entscheidende Faktor der Ort der Einstrahlung ist. Durch die Summe der Einflussfaktoren kann es zu einer erheblichen Streuung der lokalen Globalstrahlung kommen. Somit kann der Anteil der direkten Strahlung bei wolkenfreiem Himmel ca. 90 Prozent betragen, während der Anteil beispielsweise bei Nebel auf bis zu 0 Prozent sinken kann. 6

2.2.1 Ort der Einstrahlung in Bezug auf die geographische Breite

Die mittlere jährliche Globalstrahlung auf der Erdoberfläche bewegt sich insgesamt zwischen 800 und 2400 kWh/m ² . In Mitteleuropa und in Deutschland liegt sie zwischen 900 und 1100 kWh/m ² a (Kilowattstunden pro Quadratmeter und Jahr). ⁷ Dieser Wert steigt bis auf über 1800 kWh/m ² a in Südeuropa. Im Wüstengürtel der Erde beidseits des Äquators (Nordafrika, Naher Osten, Zentralasien, Süd- und Nordamerika, Australien) werden örtlich sogar Werte von über 2500 kWh/m ² a erreicht. ⁸ Die jährliche Sonnenscheindauer liegt in Deutschland zwischen 1400 und 1900 Stunden. In Südeuropa bewegt sie sich zwischen 2300 und 2800 h/a. In Nordafrika liegt der Wert zwischen 3200 und 3500 h/a. 9

Beispiel: Die Sahara ist 8.700.000 km ² groß. Die mittlere jährliche Bestrahlung ist dort doppelt so hoch wie in Deutschland und liegt bei 2350 kWh/m ² a. Die Gesamtbestrahlung der Sahara beträgt rund das 200fache des Weltprimärenergiebedarfs. Auf eine Fläche von 48.500 km ² trifft die gleiche Energiemenge, die derzeit von der Menschheit verbraucht wird. Dies entspricht dem 1,5fachen der Fläche des Bundes-landes Brandenburg. An diesem Beispiel ist klar erkennbar, dass es durchaus möglich ist, den gesamten Energiebedarf der Menschheit ausschließlich durch Sonnenenergie zu decken. 10

⁵ Quaschning, 2009, S. 59

⁶ Hadamovsky/Jonas, 2007, S. 21 - 26

⁷ Khartchenko, 2004, S. 7

⁸ Quaschning, 2009, S. 57

⁹ Khartchenko, 2004, S. 7

¹⁰ Quaschning, 2009, S. 59

5

2.2.2 Konzentration der Solarstrahlung

Das Sonnenlicht auf der Erde lässt sich theoretisch um das etwa 46.000fache konzentrieren. Damit lassen sich im Brennpunkt Temperaturen von 5500° C erzielen. Praktisch wurden bisher Konzentrationsfaktoren von über 10.000 und Temperaturen von weit über 1000° C erreicht. Bei konzentrierender Solarkraft (Concentrated

Solar Power, CSP) wird das direkte Sonnenlicht konzentriert, um somit hohe Temperaturgrade zu erreichen (Abb. 2-2). Bei der Konzentration wird allgemein die Strahlung einer Strahlungsquelle durch eine optische Einrichtung, den Konzentrator, mit der Öffnungs- bzw. Aperturfläche auf einen Empfänger bzw. Receiver konzentriert. ¹¹ Mit anderen Worten wird die Strahlung der Sonne reflektiert und gebündelt. Dies geschieht mit dem Konzentrator. Bei solarthermischen Kraftwer-

ken ist das der Kollektor oder Reflektor. Das konzentrierte Sonnenlicht wird vom Receiver oder Absorber empfangen und absorbiert.

2.2.3 Nutzung der Sonnenstrahlung für solarthermische Kraftwerke

¹¹ Quaschning, 2009, S. 130

¹² Hadamovsky/Jonas, 2007, S. 21 - 26

¹³ Quaschning, 2009, S. 66

6

lichst senkrechten Strahlungseinfall zu erreichen und dadurch das Sonnenlicht optimal zu konzentrieren. ¹⁴ Die Nachführung ist bei solarthermischen Kraftwerken unabdingbar.

Bei solarthermischen Kraftwerken unterscheidet man zwischen einachsiger und zweiachsiger Nachführung. Nur bei der zweiachsigen Nachführung lässt sich eine Anlage stets optimal zur Sonne ausrichten, welche jedoch technisch sehr aufwändig ist. Deshalb wird oftmals eine einachsige Nachführung bevorzugt. ¹⁵ Für eine Konzentration wird direkte Strahlung als Strahlungsquelle benötigt. Somit eignet sich diffuse Solarstrahlung nicht für konzentrierende Systeme. Dadurch wird der Einsatz vor allem in sonnenreichen Regionen der Erde, die einen hohen Anteil an direkter jährlicher Solarstrahlung besitzen, interessant. 16

In Mitteleuropa kommt der Einsatz von solchen Anlagen praktisch nicht in Frage. Gründe hierfür sind der hohe Anteil der jährlichen Diffusstrahlung (bis zu 50 Prozent) und die vergleichbar geringe Sonnenscheindauer (unter 2000 h/a). ¹⁷ Laut Trieb-1 et al. (2009, S.3) haben Afrika, Australien und der Nahe Osten die größten Potenziale solarthermischer Kraftwerke (Abb. 2-4). Die DNI-Werte liegen in diesen Ländern meist zwischen 2000 und 2800 kWh/m ² a. Die Daten der Abbildung basieren auf einer 22-jährigen Messung (1983-2005).

¹⁴ Khartchenko, 2004, S. 393

¹⁵ Quaschning, 2009, S. 70

¹⁶ Quaschning, 2009, S. 143

¹⁷ Khartchenko, 2004, S. 393

7

3. Technische Aspekte solarthermischer Kraftwerke

In diesem Kapitel wird die allgemeine Funktionsweise eines solarthermischen Kraftwerks beschrieben. Des Weiteren werden die Typen und Bauarten solarthermischer Kraftwerke dargestellt und anhand von Beispielen aus der Praxis veranschaulicht. Außerdem wird der Einsatzgrund eines thermischen Energiespeichers erörtert und dessen Bauarten und Betrieb geschildert. Ferner wird die Stromübertragung mittels HGÜ-Leitungen anhand von Praxisbeispielen dargelegt. Auf Grund dessen soll geklärt werden, ob eine technische Realisierbarkeit solarthermischer Kraftwerke (mit Wärmespeicher) möglich und wie weit diese bereits vorangeschritten ist. Zusätzlich soll anhand von Beispielen aus der Praxis dargestellt werden, dass eine Stromübertragung mittels HGÜ-Verbindungen über mehrere tausend Kilometer durchaus im Bereich des Möglichen liegt.

Ein Kraftwerk ist eine technische Anlage, die einen bestimmten Energieträger in Elektrizität umwandelt. Solarthermische Kraftwerke bestehen aus einem solaren und einem konventionellen Kraftwerksteil. Der Solarteil besteht aus vielen Kollektoren und (eventuell) aus einem Wärmespeicher. Der konventionelle Teil besteht aus einem reinen Dampfturbinen- oder einem Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerksteil (GuD-Kraftwerksteil). 18

Ein solarthermisches Kraftwerk erzeugt aus Sonnenstrahlung elektrischen Strom. ¹⁹ Dabei erfolgt eine mehrstufige Energieumwandlung. Zunächst konzentriert der Kon-zentrator die Sonnenstrahlung. Die Konzentratoren erhöhen die Intensität der Solarstrahlung. Dadurch wird das Wärmeträgermedium im Receiver erhitzt. Dieses Wärmeträgermedium gibt wiederum seine Wärme an Wasser ab und dabei entsteht Wasserdampf. Auch gibt es bereits Verfahren, bei denen das Wasser ohne Zwischenkreislauf direkt erhitzt wird und dabei Wasserdampf entsteht. Dieser Wasserdampf treibt eine Dampf- oder Gasturbine an. Dabei wird thermische Energie in mechanische Energie umgewandelt. Ein Generator, der mit der Turbine gekoppelt ist, erzeugt Strom. Auf diese Weise wird die Sonnenenergie in solarthermischen Kraftwerken über Wärme und mechanische Energie in elektrische Energie umgewandelt. Allgemein wird zwischen großen zentralen solarthermischen Kraftwerken im Leistungsbereich von 10 bis mehreren hundert Megawatt (MW) und kleinen dezentralen Kraftanlagen mit einer Leistung von 10 bis 500 Kilowatt (kW) unterschieden. 20

¹⁸ Khartchenko, 2004, S. 398

¹⁹ Quaschning, 2010, S. 163

²⁰ Khartchenko, 2004, S. 393

8

3.1 Typen solarthermischer Kraftwerke

Insgesamt gibt es vier verschiedene Bauarten solarthermischer Kraftwerke:

• Parabolrinnenkraftwerke,

• Fresnel-Kollektor-Kraftwerke,

• Solarturmkraftwerke und

• Dish-Stirling-Kraftwerke.

Diese werden bezüglich der Bauweise und Verwendung von Konzentratoren in zwei unterschiedliche Typen eingeteilt - Kraftwerke mit Lininenkonzentratoren (Parabolrinnen- und Fresnel-Kollektor-Kraftwerke) und Kraftwerke mit Punktkonzentratoren (Solarturm- und Dish-Stirling-Kraftwerke). Linienkonzentratoren werden einachsig und Punktkonzentratoren zweiachsig der Sonne nachgeführt.

3.1.1 Linienkonzentratoren

Da die Konzentratoren die

Sonnenstrahlen reflektieren, werden sie auch Reflektoren genannt. Der Reflektor konzentriert das Sonnenlicht auf eine Brennlinie oder einen Brennpunkt. Dieser hat bei Parabolrinnenkraftwerken die

Form einer Parabel (Abb. 3-1 links). Bei Fresnelkraftwerken

werden so genannte Flachspiegel eingesetzt, die durch eine fast ebene Fläche geprägt sind (Abb. 3-1 rechts). Die Spiegel bestehen meist aus Glas, da sich diese in der Praxis aufgrund ihrer langen Lebensdauer für die Reflexion bewährt haben. Der Reflektor muss der Sonne nachgeführt werden, sodass die Strahlung immer senkrecht einfällt. Linienkonzentratoren werden einachsig der Sonne nachgeführt, die Reflektoren bewegen sich auf einer Achse (ihrer Längsachse) und folgen somit dem Lauf der Sonne. Einachsig nachgeführte Systeme konzentrieren das Sonnenlicht auf ein Absorberrohr im Brennpunkt. Da die Strahlung auf eine "Linie" konzentriert wird, ist nur eine einachsige Nachführung erforderlich.

9

Bei einem Parabolrinnenkraftwerk konzentrieren die Linienkonzentratoren das Sonnenlicht auf ein Absorberrohr und heißen Parabolrinnenkollektoren (Abb. 3-1 links). Bei einem Fresnelkraftwerk wird der Konzentrator auf mehrere Spiegel verteilt, die einzeln in eine optimale Position zum Absorberrohr gebracht werden. Die Linien-konzentratoren dieser Kraftwerke heißen Fresnelkollektoren (Abb. 3-1 rechts). ²¹ Bei kommerziellen Anlagen sind bislang weitgehend Parabolrinnenkollektoren zum Einsatz gekommen. 22

3.1.2 Punktkonzentratoren

Mit Punktkonzentratoren können durch höhere Konzentration höhere Arbeitstemperaturen erreicht werden. Punktkonzentratoren werden zweiachsig der Sonne nachgeführt, die Konzentratoren sich auf zwei

Achsen (ihrer Längs- und Querachse) zur Sonne hin. Somit ist eine punktuelle Konzentration möglich. Zweiachsig nachgeführte Systeme konzentrieren das Sonnenlicht auf einen zentralen Absorber in unmittelbarer Nähe des Brennpunkts (Abb. 3-2). Bei einem Dish-Stirling-Kraftwerk konzentriert der Punktkonzentrator das Sonnenlicht auf einen einzigen Brennpunkt und wird Paraboloidkollektor genannt (Abb. 3-2 links). Bei einem Turmkraftwerk wird der Konzentrator auf mehrere Spiegel verteilt, die Heliostaten. Das Heliostatenfeld konzentriert das Sonnenlicht auf einen Absorber an der Turmspitze (Abb. 3-2 rechts). Damit können größere Leistungen erreicht werden. 23

²¹ Quaschning, 2009, S. 143

²² Quaschning, 2009, S. 134

²³ Quaschning, 2009, S. 143

10

3.2 Bauarten solarthermischer Kraftwerke

3.2.1 Parabolrinnenkraftwerke

Bei Parabolrinnenkraftwerken

(Parabolic Trough System) wird direkte Sonnenstrahlung von den Parabolrinnenkollektoren auf einen linienförmigen Receiver (Absorberrohr) konzentriert (Abb. 3-3). Die Para-bolrinnenkollektoren konzentrieren das Sonnenlicht mehr als 80fach im Brennpunkt. Als

Absorber werden in der Regel Vakuumröhren aus Stahl-Glas-Verbindungen verwendet. ²⁴ Das Vakuum dient dabei als Isolierung. Der Absorber wandelt die Strahlung in Wärme um und gibt diese an ein Wärmeträgermedium ab. Als Wärmeträgermedium kann Wasserdampf und Thermoöl verwendet werden, wobei parallel mit anderen Stoffen wie z.B. flüssiges Salz oder CO 2 geforscht wird. Im kommerziellen Bereich kommt bisher ausschließlich Thermoöl zum Einsatz, welches durch das Ab-sorberrohr fließt und sich auf Temperaturen von knapp 400° C aufheizt. Die Wärme wird über Wärmetauscher an einen Wasserdampfkreislauf abgegeben (Abb. 3-4).

²⁴ Quaschning, 2009, S. 137

11

Dabei wird unter Druck Wasser verdampft und überhitzt. Der Dampf treibt eine Turbine an. Die Turbine setzt wiederum einen Generator in Gang, der elektrischen Strom erzeugt. Im Anschluss an die Turbine kondensiert der Dampf durch Kühlung wieder zu Wasser und gelangt mit Hilfe einer Pumpe erneut in den Kreislauf. Dieser Prozess der Stromerzeugung über Dampfturbinen wird nach den Erfindern Clausius-Rankine-Prozess genannt. Tatsächlich ist das exakt der gleiche Prozess wie bei konventionellen Dampfkraftwerken, wobei fossile oder nukleare Energieträger durch die Solarstrahlung substituiert werden. 25

Die Effizienz des Kreisprozesses eines solarthermischen Kraftwerks ist durch seinen Wirkungsgrad gekennzeichnet. ²⁶ Dieser zeigt an, wie viel Prozent der eingestrahlten Sonnenenergie in elektrische Energie umgewandelt werden kann. Je höher der Wirkungsgrad, desto effizienter ist das Kraftwerk und desto günstiger kann Strom produziert werden. Somit ist der Wirkungsgrad eine wichtige Größe für den Vergleich der verschiedenen Kraftwerkstechnologien.

Laut Richter et al. (2009, S. 17) weisen Parabolrinnenkraftwerke einen kommerziell nachgewiesenen Wirkungsgrad von 14 Prozent im Jahresverlauf auf. Auch Quaschning (2010, S. 178) spricht bei Parabolrinnenkraftwerken mit Dampfturbine von einem mittleren jährlichen Wirkungsgrad von etwa 15 Prozent. Dr. Nikolaus Benz (energiespektrum 5, 2009, S. 14), Geschäftsführer der Schott Solar CSP GmbH, nennt mittlere jährliche Wirkungsgrade von 16-17 Prozent. Allerdings beträgt der maximal erreichbare Wirkungsgrad eines Parabolrinnenkraftwerks mit Thermoöl als Wärmeträgermedium 16 Prozent. Diese Beschränkung basiert auf der maximalen Arbeitstemperatur des Thermoöls. ²⁷ Mit Hilfe technischer Neuentwicklungen wird versucht den Wirkungsgrad weiter zu steigern und somit Kosten zu reduzieren. Ein neuartiges Verfahren ist beispielsweise die solare Direktverdampfung (Direct Steam Generation, DSG). Dabei wird Wasser mit Hilfe der Kollektoren bei hohem Druck direkt verdampft und auf bis zu 500° C erhitzt. Dieser Dampf lässt sich ohne die zusätzliche Nutzung von Thermoöl und Wärmetauscher direkt in die Turbine leiten. 28

²⁵ Quaschning, 2010, S. 166 f.

²⁶ Khartchenko, 2004, S. 395

²⁷ Krewitt et al., 2009, S. 140

²⁸ Quaschning, 2010, S. 169

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Aufgrund der Ölkrise und der

stark steigenden Energiepreise, errichtete die Firma Luz im Jahr 1984 das "Solar Electric Generating System I" (SEGS I) in der kalifornischen Mojave-Wüste (Abb. 3-5). Es ist das erste kommerzielle Parabolrinenkraftwerk der Welt mit einer Leistung von 13,8 MW. Bis zum Jahr 1989 folgten weitere Kraftwerke (SEGS II - SEGS VII) mit einer Leistung von jeweils 30 MW. In den Jahren 1990 und 1991 wurden zwei weitere Anlagen gebaut (SEGS VII und SEGS IX), diesmal mit einer Leistung von jeweils 80 MW. Die Gesamtleistung aller Kraftwerke beträgt 354 MW. Die Gesamtfläche der Kollektoren variiert zwischen 83.000 m ² bei SEGS I und 484.000 m ² bei SEGS IX. Die Gesamtfläche, die für den Bau benötigt wurde, beträgt über 7 km ² . Die Kraftwerke speisen jährlich rund 800 Gigawattstunden (GWh) Strom ins Netz, was den Bedarf von 200.000 Haushalten entspricht. SEGS II - SEGS IX können auch mit Erdgas betrieben werden, sodass sie auch nachts oder bei Schlechtwetterperioden Elektrizität liefern. Der Erdgasanteil, der pro Jahr zugeführt wird, darf jedoch per Gesetz nicht höher als 25 Prozent sein. Die DNI-Werte in der Mojave-Wüste liegen bei 2725 kWh/m ² a. Der mittlere jährliche Wirkungsgrad liegt bei SEGS I noch bei 9,3 Prozent. Dieser konnte fortwährend erhöht werden, wodurch SEGS IX einen Wirkungsgrad von 13,6 Prozent aufweisen kann. Bis heute verfügen die Kraftwerke über eine technische Verfügbarkeit von mehr als 98 Prozent, wobei die Leistungsabgabe nach 20 Jahren Betriebsdauer lediglich um etwa 3 Prozent gesunken ist. Laut Axel Buchholz (Gille, 2009, S. 60), Geschäftsführer der Flabeg Holding GmbH, welche die Spiegel für die Solarkollektoren liefern, müssen sie nur 0,1 bis 0,2 Prozent der Spiegel im Jahr ersetzen, obwohl einige tausend Spiegel seit Jahrzehnten im Einsatz sind. Die Gesamtinvestitionen für die Anlagen betrugen mehr als 1,2 Mrd. Dollar.

Nachdem Mitte der 1980er Jahre die Energiepreise wieder drastisch fielen und die Steuerbefreiungen der amerikanischen Regierung ausliefen, kam es zum Konkurs der Firma Luz, was einen weiteren Bau solarthermischer Kraftwerke verhinderte.

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Erst im Jahr 2006 erfolgte eine Renaissance solarthermischer Kraftwerke mit dem Bau neuer Parabolrinnenkraftwerken in den USA und Spanien. 29 30 31 32 33

Die "Andasol" nenkraftwerke befinden sich in der Provinz Granada im südspanischen (Abb. 3-6). Die Anlage besteht aus drei im Wesentlichen baugleichen Kraftwerken. "Andasol 1" ging Ende 2008, "Andasol 2" ging Ende 2009 und "Andasol 3" soll Ende 2010 ans Netz gehen. Jedes Kraftwerk verfügt über eine Leistung von 50 MW und produziert eine Bruttostrommenge von etwa 180 GWh pro Jahr. Damit erzeugen die Kraftwerke zusammen genommen mit einer Leistung von 150 MW rund 540 GWh Strom pro Jahr. Damit lässt sich der Bedarf von etwa 600.000 Menschen decken. Pro Bauabschnitt beträgt die Kollektorfläche 510.000 m ² , was der Größe von etwa 70 Fußballfeldern entspricht. Damit gelten die Andasol Kraftwerke als das größte Solarkraftwerk der Welt. Die Gesamtfläche pro Kraftwerkspark entspricht etwa 2 km ² . Der DNI-Wert des Standorts beträgt 2136 kWh/m ² a. Der Anteil der fossilen Zufeuerung darf bei Andasol 1, sowie bei allen spanischen Kraftwerken, per Gesetz nicht höher als 15 Prozent sein. Der geschätzte mittlere jährliche Wirkungsgrad liegt bei etwa 15 Prozent. Mit Hilfe der Andasol Kraftwerke sollen die Nachfragespitzen im Sommer abgedeckt werden, die vor allem durch den hohen Energiebedarf der Klimaanlagen verursacht werden. Mit Sonnenkraftwerken lassen sich logischerweise die mittäglichen Spitzenlasten besonders gut abdecken. 34 35

Die Anlage ist mit thermischen Speichern (siehe Kapitel 3.3) ausgestattet (Abb. 3-7). Jeder Kraftwerkspark verfügt über einen Zwei-Tank-Speicher mit flüssigem Salz.

²⁹ Quaschning, 2010, S. 168 f.

³⁰ Mohr et al., 1999, S. 46

³¹ Quaschning, 2009, S. 149 f.

³² Rentzing, 2009, S. 60

³³ Geyer et al., 2002, S. 15

³⁴ energiespektrum 5, 2009, S. 12

³⁵ Richter et al., 2009, S. 13

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Die Tanks sind 14 Meter hoch und weisen einen Durchmesser von 36 Metern auf. Beide Tanks fassen zusammen 28.500 t flüssiges Salz (jeder 14.250 t). Sind die Speicher

MWh ³⁶ ), reicht deren Kapazität für 7,5 h Volllastbetrieb aus. Dadurch werden die Anlagen planbar und können auch bei Bewölkung oder nachts im Volllastbetrieb laufen. ^{37 38} In den Sommermonaten ist nahezu ein 24-stündiger Betrieb möglich. Das führt zu einem Betrieb von etwa 3500 Volllaststunden pro Jahr,

was einer Verdopplung der jährlichen Betriebsstunden unter Volllast entspricht. ³⁹ Als Referenzprojekt für das Design der Wärmespeicher diente das Demonstrationskraftwerk Solar Two in Barstow, Kalifornien, das mit einem Speicher des gleichen Salzgemisches ausgestattet ist und eine Speicherkapazität von 3 Stunden besitzt. ⁴⁰ Den Bau der Anlagen realisierte seit 2007 MAN Solar Millennium GmbH, ein Gemeinschaftsunternehmen von MAN Ferrostaal und der Solar Millennium AG, wobei Solar Millennium das Know-how für das Kraftwerk lieferte. Jahrelang hatte Solar Millennium in einem der solarthermischen Kraftwerke in der Mojave-Wüste geforscht und die Technik optimiert. 41

3.2.2 Fresnel-Kollektor-Kraftwerke

Die Fresnel-Kollektor-Anlage (Linear Fresnel

Reflector System) ist eine weitere Variante der Linienkonzentration (Abb. 3-8). Es handelt sich dabei um den gleichen Prozess der Stromerzeugung wie bei der Parabolrinne, wobei der Kollektor- und der Absorberaufbau im Vergleich zur Parabolrinne unterschiedlich sind. Beim Fresnelkollektor handelt es

³⁶ Ertmer, 2009, S. 26

³⁷ energiespektrum 7-8, 2009, S. 21

³⁸ Pagel, 2009, S. 35 f.

³⁹ Solar Millenium, 2008, S. 13

⁴⁰ Solar Millenium, 2008, S. 18

⁴¹ Rentzing et al., 2009, S. 61

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sich um mehrere Spiegelstreifen, die der Sonne nachgeführt werden. Dabei lenken sie die direkte Solarstrahlung auf ein feststehendes Absorberrohr. 42

Für ein Fresnel-Kollektor-Kraftwerk mit einer Leistung von 50 MW werden 12 Kollek-tor-Reihen mit einer Länge von 1000 m benötigt (Abb. 3-9). Die Reihen können ohne Abstand nacheinander aufgebaut werden, sodass die Solarfeldgröße gleich der Spiegelflächengröße ist. Dadurch entsteht kein zusätzlicher Flächenverbrauch und im Vergleich zur Parabolrinne ist eine effizientere Landnutzung gegeben. Die Kollek-toren sind parallel in Reihe geschaltet und das Solarfeld ist in drei Sektionen unterteilt - Vorwärmung, Verdampfung, Überhitzung. 43

Das Absorberrohr wird von einem Sekundär-Reflektor abgedeckt. Dieser dient dabei als zusätzliche Wärmeisolierung. Somit kommt das Absorberrohr ohne Vakuumisolierung aus und vermeidet dadurch aufwendige Stahl-Glas-Verbindungen, welche bruchanfällig sind und einen höheren Wärmeverlust aufweisen. Beim Fresnel-Kollektor-Kraftwerk werden höhere Temperaturen als beim Parabolrinnenkraftwerk erreicht (ca. 450-500° C). Dadurch kann direkt mit einem Wasserdampfkreislauf gearbeitet werden. Auf einen zwischengeschalteten Thermoöl-Kreislauf und die damit verbundenen Nachteile und Mehraufwendungen kann verzichtet werden. 44

Kostenreduktionen von bis zu 50 Prozent entstehen. ⁴⁵ Diese Einsparungen werden durch mehrere Faktoren realisiert. Zum einen kann auf gekrümmtes Glas verzichtet

⁴² Mertins et al., 2003, S. 124

⁴³ Häberle et al., 2003, S. 2

⁴⁴ Mertins et al., 2003, S. 124

⁴⁵ Häberle et al., 2003, S. 2

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werden, das in der Herstellung aufwendiger und teurer ist. Zum anderen werden die Windlasten aufgrund des bodennahen Aufbaus verringert, wodurch auch die Nachführung vereinfacht werden kann. Des Weiteren kann pro Absorberrohr eine wesentlich größere Aperturfläche installiert werden, wodurch eine hohe Modularität und dadurch weitere Kostensenkungen ermöglicht werden. ⁴⁶ Schlussendlich sind weitere Einsparungen durch geringere Instandhaltungskosten möglich. 47

Bei Fresnel-Kollektor-Kraftwerken und Dish-Stirling-Kraftwerken können bislang keine kommerziell nachgewiesenen Angaben bezüglich des mittleren jährlichen Wirkungsgrades gemacht werden, da es bei diesen Techniken an ausreichenden Erfahrungswerten fehlt. Weltweit gibt es bisher erst einige wenige Prototypen und Demonstrationsanlagen dieser Bautypen. Die folgenden Werte basieren auf den Erfahrungen der Pilotanlagen und weiterführenden, aufs Jahr gerechneten Schätzungen. Laut Trieb et al. (2005, S. 42) weisen Fresnel-Kollektor-Kraftwerke Wirkungsgrade von 9 bis 11 Prozent auf. Auch Lerchenmüller et al. (2004, S. 30) weisen bei ihren Simulationsergebnissen einen Wirkungsgrad von 10,4 Prozent aus.

Das australische Unternehmen Ausra errichtete in Bakersfield, Kalifornien, das Fresnel-Kollektor-Kraftwerk "Kimberlina Solar Thermal Power Plant" (Abb. 3-10). Es ist seit Ende 2008 mit einer Leistung von 5 MW in Betrieb und deckt den Strombedarf von rund 3500 Haushalten ab. Es dient in Abb. 3-10 Kimberlina Solar Thermal Power Plant [6] erster Linie als Demonstrationskraftwerk, gilt jedoch als erstes kommerzielles Fresnel-Kollektor-Kraftwerk und hilft die Spitzenlasten des kalifornischen Sommers abzudecken (Kühlungsbedarf). [7] [8]

⁴⁶ Mertins et al., 2003, S. 124

⁴⁷ Häberle et al., 2003, S. 2

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