Die Ergebnisse wurden vom 11. bis 14. Oktober 2016 auf der SolarPACES Konferenz in Abu Dhabi vorgestellt. 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.

PV holt dank günstigeren Batterien auf
Während 2015 die Photovoltaik-Systeme aufgrund der noch teuren Batteriespeicherkosten die höchsten Stromerzeugungskosten hatten, könnten sich diese unter günstigen Voraussetzungen bis zum Jahr 2030 den solarthermischen Kraftwerken mit thermischem Speicher annähern oder sogar geringer werden. Dies ist allerdings stark abhängig vom betrachteten Zielmarkt und der Lastvorgabe.

Der Abschlussbericht der Studie wird bis Ende des Jahres 2016 vorgelegt.

Ziele und Methodik
Im Laufe der Studie simulierten die beteiligten Wissenschaftler die Kosten von verschiedenen PV- und CSP-basierten Kraftwerkskonzepten und von Kombinationen beider Technologien unter den gleichen Randbedingungen. Die virtuellen Kraftwerke mussten die Fähigkeit besitzen, verschiedenen vorab definierten Lastprofilen zu folgen und gleichzeitig bei geringsten Stromerzeugungskosten eine möglichst geringe Treibhausgasemission (CO2) erreichen. 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 Kraftwerksgrösse lag bei 100 Megawatt und als repräsentative Standorte wurden sonnenreiche 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 wurde schliesslich ein Wirtschaftlichkeitsmodell erstellt, das verschiedene Effekte (zum Beispiel Abnutzung) und diverse Kostenszenarien berücksichtigt.

Kooperation
Die Studie wurde vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) mit rund 500‘000 Euro gefördert. Auf wissenschaftlicher Seite waren die DLR-Institute für Solarforschung und Technische Thermodynamik sowie die Lappeenranta University of Technology (LUT) in Finnland beteiligt. Als Industriepartner waren die Fichtner GmbH und die M+W Group GmbH vertreten.

Text: DLR