Elektrizität: Schlüssel zu einem nachhaltigen und klimaverträglichen ...

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gewählt, die bei ~550° – 650°C betrieben werden 54 . Typische Dampfzustände für konventionelle Kraftwerkstechnologie
sind damit erzielbar und Jahresgesamtwirkungsgrade über 30% sollen erreicht werden können.
Entwicklungen gehen dahin, den Wirkungsgrad mit Heißluft und Dampf über den Einsatz von Gasturbinen
mit nachgeschalteten Dampfturbinen zu steigern. Für hohe Wirkungsgrade sind Kühltürme mit Verdampfungskühlung
erforderlich, was die Zufuhr von Frischwasser in die sehr ariden Regionen erfordert und zusätzliche
Investitions- und Betriebskosten verursacht.
Weltweit werden derzeit konzentrierende Solarthermieanlagen mit einer integralen Leistung von 500-1.000 MW
gebaut, davon allein 200 MW in Spanien 55. Von der Branche wird in einem Jahrzehnt eine installierte Leistung
von >20 GW erwartet, wobei wie üblich mit exponentiellem Zuwachs und entsprechender politischer Unterstützung
gerechnet wird. Die Wirtschaftlichkeit dieser Stromerzeugung 56 wird sich erst dann abschließend
bewerten lassen, wenn ausreichend große Pilotprojekte langfristig geprüft worden sind, was u. a. im Rahmen
der DESERTEC- oder ESTELA-Inititativen geschehen könnte 57 . Schätzungen, die auf Kraftwerkserfahrungen
in Spanien basieren, gehen davon aus, dass die energetische Amortisationszeit in der Größenordnung
von 4-6 Monaten liegen kann.
Die gegenwärtig erwarteten Investitionskosten könnten zu Stromerzeugungskosten um die 16 c/kWh führen 58 ,
wozu noch Kosten für die Übertragung hinzukommen. So muss auch für die solarthermische Stromerzeugung
(CSP) gefragt werden, ob eine Lernkurve denkbar ist, die sie langfristig über die regionale Stromversorgung
hinaus wettbewerbsfähig macht, wobei die Erzielung eines 24h-Betriebes mit hoher Jahresverfügbarkeit
(ggf. Zufeuerung von Biomasse) einer der wichtigsten Aspekte ist. Für günstige Standorte (also für
europäische Interessen Nordafrika) werden Stromgestehungskosten auf dem Niveau fossiler Mittellast- und
vielleicht Grundlasterzeugung propagiert 59 , die aber nicht aus einer Lernkurve bei weitgehend statischer
Technologie abgeleitet werden können. Auf negative Aspekte einer massiven Marktunterstützung wurde im
Zusammenhang mit der Photovoltaik hingewiesen; bei der Entwicklung der solarthermischen Stromerzeugung
sollten sie bedacht werden.
Obwohl nicht eigentlicher Gegenstand dieser Untersuchung, sei auf die politischen Risiken hingewiesen, die
bei langfristigen Investitionen in Drittländer für gesellschaftlich existentielle Dienste wie die Energieversorgung
bestehen. Bei Solar- oder anderen Kraftwerken außerhalb der EU muss von einer Situation der
politischen Abhängigkeit und Versorgungs(un)sicherheit bezüglich Stromlieferungen ausgegangen werden,
die grundsätzlich mit derjenigen bei fossilen Brennstoffen vergleichbar ist. Allerdings ist die partnerschaftliche
wirtschaftliche Entwicklung der südlichen Mittelmeerländer aus vielfältigen Gründen ein zentrales
außenpolitisches Anliegen der EU. Eine geeignete Elektrizitätsversorgung der Region ist dafür eine wesentliche
Voraussetzung, die mit solarthermischen Kraftwerken wohl am besten klimaneutral erfüllt werden
54
Mehrere kommerziell betriebene Turmkraftwerke sind in Spanien und den USA in Betrieb bzw. im Bau.
55
2009. Quelle: B. Hoffschmidt, S. Alexopoulos, DPG Tagung Hamburg 2009.
56
Die IEA (IEA/PRESS (10)04, Valencia, 11 May 2010) erwartet, dass CSP an den günstigsten Standorten um 2020 für Mittellast und
um 2025-2030 mit thermischen Speichern für 24h-Betrieb für Grundlasterzeugung wettbewerbsfähig werden könnte und nennt
Nordamerika, Nordafrika und Indien bezüglich des Aufbaus der größten Erzeugungskapazitäten und schätzt, dass etwa die Hälfte der
nordafrikanischen Stromproduktion nach Europa exportiert werden wird.
57
Siehe www.desertec.org, bzw. Mediterranean solar plan (www.estelasolar.eu)
58 Eigene Berechnungen auf Basis von Zahlen für Investitionsvolumina und laufende Betriebs- und Wartungskosten je kW nach
Greenpeace „energy [r]evolution 2009“ bei 30 Jahren Betriebszeit und Finanzierung zu 4,5%. Weiter wurde angenommen, dass
Investitionskosten von zukünftig 4.900 /kWpeak (gegenwärtig ~6.340$ / kWpeak,, beide Zahlen nach Greenpeace) für eine Anlage mit
einem Speicher, der die Betriebszeit um 5,5 Std. täglich auf 3000 kWh/a produzierten Strom erweitert, erforderlich sind, die Anlage
85% Jahresverfügbarkeit hat und Leitungsverluste in Höhe von 20% für 80% des Stroms anfallen. (Für den Rest des Stroms wird
Verbrauch in der Erzeugungsregion angenommen.)
59 Siehe z.B. Greenpeace, energy[r]evolution 2009. Mit der von Greenpeace angenommenen Kostendegression bis 2050 von
7.530 $/kW auf 4.320 $/kW könnte, wenn durch Erweiterung von Speichermöglichkeiten eine Stromproduktion auf 24 h pro Tag
möglich würde, ein nichtsubventionierter wirtschaftlicher Betrieb bei 5 c/kWh zu erwarten sein (heutige Preise, ohne Berücksichtigung
der Leitungs- und Stromtransportkosten).