Wird eine Photovoltaikanlage mit einem solarthermischen Kraftwerk kombiniert, können diese Anlagen kostengünstigen Strom erzeugen. Die hybriden CSP-PV-Kraftwerke produzieren regenerativ erzeugte elektrische Energie sowohl tagsüber als auch nachts. Thermische Speicher sind notwendig, indem sie die am Tag überschüssig produzierte Wärme zunächst zwischenspeichern. Bei geringer Einstrahlung  oder nachts kann diese dann zur Stromproduktion verwendet werden. Doch wie der Verbund aus Photovoltaikanlage und solarthermischem Kraftwerk optimal gestaltet werden kann, ist noch nicht abschließend geklärt. Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler im Forschungsvorhaben IntegSolar haben daher mit innovativen Simulationstools untersucht, wie die beiden Technologien idealerweise gekoppelt werden sollten und dabei gleichzeitig die Versorgung sicherstellen.

Große Photovoltaikanlagen stellen momentan in sonnenreichen Regionen die kostengünstigste Technologie dar, um tagsüber Solarstrom zu erzeugen. Nachteilig ist, dass die Anlagen bei sehr hoher Einstrahlung abgeregelt werden müssen, weil das Angebot den Bedarf überschreitet. Oder es werden teure Batteriespeicher benötigt, wenn in den Abendstunden oder während der Nacht Strom verfügbar sein soll.

Hier kommen solarthermische Kraftwerke, sogenannte CSP-Kraftwerke (Concentrated Solar Power), ins Spiel, die vor allem im Sonnengürtel der Erde (beispielsweise Nordafrika oder Südspanien) wirtschaftlich betrieben werden können. Diese Technologie verfügt über bewährte und kostengünstige thermische Speichermöglichkeiten, um auch nach Sonnenuntergang und bei wenig Sonnenlicht Solarstrom zu erzeugen. Als Speicher dienen meist große, mit einer Salzschmelze gefüllte Tanks, in denen Temperaturen bis zu 565 Grad Celsius vorgehalten werden. Diese Speicher sind wesentlich effizienter und kostengünstiger als größere Batteriespeicher an Photovoltaikanlagen.

Synergieeffekte optimal nutzen

Angesichts der unterschiedlichen Vorteile der jeweiligen Technologie ist es naheliegend, diese zu kombinieren. So wird beispielweise in Marokko, nahe der Stadt Midelt, derzeit eine CSP-PV-Hybridanlage geplant. Grundsätzlich führt die Kombination beider Technologien allerdings nicht automatisch zu niedrigeren Stromerzeugungskosten. Wenn man die jeweiligen Vorteile der beiden Technologien nutzen möchte, gilt es, die Photovoltaikanlage und das solarthermische Kraftwerk als Hybridkraftwerk optimal zu koppeln. Hier setzt das Vorhaben IntegSolar, kurz für „Integration von CSP und PV Kraftwerken - Untersuchungen zu Synergieeffekten durch eine enge Kopplung“ an.

Softwarewerkzeuge stehen bereit

Um hybride CSP-PV-Anlagen optimal kombinieren zu können, haben die Wissenschaftsteams vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) und Dornier Suntrace daher im Rahmen von IntegSolar verschiedene Konzepte an sieben beispielhaften Standorten mittels Simulationen untersucht: Riad (Saudi Arabien), DeAar ( Südafrika), auf der Plataforma Solar de Almeria (Spanien), Diego de Almagro (Chile), Quarzazate (Marokko) sowie Dagget (USA) und DunHuang (China).

Dazu haben sie zwei bestehende Softwaretools weiterentwickelt. Mit Hilfe dieser Tools ist es den Projektteams künftig möglich, kompetente Beratungsleistungen für geplante CSP-PV-Hybridanlagen anzubieten, beispielsweise für Investoren und Banken. Im Forschungsvorhaben haben die Wissenschaftsteams die Rahmenbedingungen für die Projekte festgelegt. Im konkreten Fall müssen die am Standort vorliegenden speziellen Faktoren und vorherrschenden Bedingungen berücksichtigen werden, um die Synergieeffekte einer hybriden CSP-PV-Hybridanlage optimal zu nutzen.

CSP-Kraftwerk und Photovoltaikanlage ergänzen sich

Die IntegSolar-Wissenschaftsteams haben ihre Analysen auf Konzepte fokussiert, bei welchen Photovoltaikanlage und CSP-Feld in unmittelbarer Nähe zueinander stehen. In diesem Fall verfügen sie über einen gemeinsamen Netzanschluss und nutzen Strom-zu-Wärme-Technologien, hier einen Elektroerhitzer. So produziert die Photovoltaikanlage am Tage genügend Strom, um den Eigenbedarf (beispielsweise Pumpen) zu decken und ins Netz einzuspeisen. Zudem kann ein Elektroerhitzer, der mit Photovoltaikstrom betrieben wird, vorgesehen werden. Dieser dient bei Parabolrinnenkraftwerken als Booster, um die Temperatur der Salzschmelze von 385 auf 565 Grad Celsius zu erhöhen. Auch bei Solarturmkraftwerken kann es sinnvoll sein, mit überschüssigem, photovoltaisch erzeugtem Strom den Salzspeicher per Elektroerhitzer zu beladen. Der Kraftwerksblock der CSP-Anlage startet bei den untersuchten Szenarien in den späten Nachmittagsstunden und nutzt die thermische Energie des Salzspeichers.

Abschließend bleibt zu klären, in welcher Reihenfolge der photovoltaisch erzeugte Strom genutzt oder eingespeist werde soll, damit sich Photovoltaikanlage und CSP-Kraftwerk optimal ergänzen. Hier haben die Forscherinnen und Forscher folgende Priorisierung angenommen: Zunächst ist Photovoltaikstrom dafür vorgesehen, den Eigenbedarf der CSP-Anlage zu decken und anschließend bei Parabolrinnenanlagen die Temperatur der Salzschmelze zu erhöhen. Der darüber hinaus erzeugte Strom wird ins Netz eingespeist. Bei Solarturmkraftwerken hat der Eigenbedarf ebenfalls höchste Priorität, erst anschließend wird Strom ins Netz eingespeist. Ist darüber hinaus Strom verfügbar, der nicht ins öffentliche Netz eingespeist werden kann, besteht auch hier die Möglichkeit den Elektroerhitzers einzusetzen, um die Salzspeicher zu beladen. Diese Betriebsweisen legen besonderen Wert auf einen hohen Anteil der Stromproduktion nach Sonnenuntergang.

Simulationsergebnisse bestätigen Hybridanlagen

Die IntegSolar-Analysen zeigen: CSP-PV-Hybridkraftwerke erreichen an geeigneten Standorten niedrigere Stromerzeugungskosten von circa 6 Eurocent pro Kilowattstunde als reine CSP-Anlagen mit circa 10 Eurocent. Auch im Vergleich mit Photovoltaikanlagen mit integrierten Batteriesystemen sind die Kosten geringer: vorausgesetzt, der Anteil des nach Sonnenuntergang produzierten Stroms soll über 25 Prozent liegen. Das entspricht ungefähr einer Speicherkapazität von circa 4 bis 5 Stunden. Gleiches gilt für Anlagen, die nur über ein Photovoltaik-Feld, thermischen Speicher und Elektroerhitzer für Flüssigsalz und einen Kraftwerksblock (PV-Hybridkraftwerk ohne CSP-Feld) verfügen.

Standort beeinflusst den Erfolg

Die IntegSolar-Analysen zeigen zudem: Die entstehenden Kosten hängen von vielen Faktoren ab. Hier haben neben dem gewünschten Standort auch die projektspezifischen Vorgaben, unter denen die Anlage betrieben werden soll, erheblichen Einfluss. Weitere Kostenfaktoren sind das Bedarfsprofil sowie das am Standort herrschende System der Einspeisevergütung, die Einspeisebegrenzungen zu bestimmten Tageszeiten, der Preis des Netzstroms und letztendlich die spezifischen Investitionskosten.