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Apr 06, 2023

Konzentrierte Solarstromtechnologien (CSP): Status und Analyse

Die Technologie der konzentrierten Solarenergie (CSP) ist eine vielversprechende erneuerbare Energie

Die Concentrated Solar Power (CSP)-Technologie ist weltweit eine vielversprechende Technologie für erneuerbare Energien. Heutzutage steht diese Technologie jedoch vor vielen Herausforderungen. Diese Herausforderungen werden in dieser Übersichtsstudie erwähnt. In dieser Arbeit wurden erstmals rund 143 CSP-Projekte weltweit hinsichtlich Status, Kapazität, Konzentratortechnologien, Landnutzungsfaktor, Effizienz, Land und vielen anderen Faktoren zusammengefasst und verglichen.

Darüber hinaus werden die verschiedenen Herausforderungen, denen sich die Ausbreitung dieses Systems gegenübersieht, im Hinblick auf Wärmeübertragungsflüssigkeiten (HTF), verschiedene Energiespeichertechnologien (ES), Kühltechniken, Wassermanagement und die Stromgestehungskosten (LCOE) hervorgehoben. Außerdem werden verschiedene thermophysikalische Eigenschaften des HTF innerhalb des anwendbaren Bereichs des CSP-Betriebs verglichen. Am Ende des Berichts werden verschiedene Hybridisierungstechnologien für das CSP mit verschiedenen erneuerbaren Energiequellen, darunter Photovoltaik, Wind und Geothermie, hervorgehoben und verglichen. Es werden das Vorreiterland beim Einsatz von CSP, führender Konzentratortechnologie, geeigneter ES-Technologie und effizienter Hybridtechnik auf Basis der Stromgestehungskosten ermittelt. Die in dieser Studie analysierten Daten sind von wesentlicher Bedeutung für die Vorhersage der Zukunft des CSP auf den Märkten und seines Beitrags zur Reduzierung des globalen Erwärmungspotenzials.

Konzentrierte solarenergie

Wärmeenergiespeicher

Stromgestehungskosten

Hybride erneuerbare Energiesysteme

Wärmeübertragungsflüssigkeiten

Rund 600 Millionen Menschen in Subsahara-Afrika haben keinen Zugang zu Elektrizität, und etwa 940 Millionen sind zum Kochen auf gefährliche Brennstoffe wie Brennholz und Holzkohle angewiesen [1]. Die meisten Stromerzeugungssysteme speichern keine Energie, da dies extrem teuer wäre. Die Versorgungsunternehmen müssen daher mehr Anlagen zur Verbrennung fossiler Brennstoffe nutzen, um je nach Bedarf hoch- oder runterzufahren, um den Bedarf zu decken. Allerdings ist diese Strategie nicht ideal, da diese Anlagen bei voller Leistung effektiver arbeiten [2]. Um den Strombedarf zu decken und den Mangel an Energiequellen wirksam auszugleichen, wird empfohlen, erneuerbare Energiesysteme zu implementieren, die mit verschiedenen Arten von Energiespeichersystemen integriert sind. Aufgrund des prognostizierten Anstiegs des weltweiten Stromverbrauchs um 5,8 % im Jahr 2022 werden weltweit große Projekte im Bereich erneuerbare Energien installiert [3]. Dadurch ist der Anteil erneuerbarer Energien am Energiemix deutlich gestiegen. Allerdings sind zusätzliche Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien erforderlich, um den Mangel an konventionellen Energiequellen zu ergänzen oder zu ersetzen [4,5]. Der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung in den Vereinigten Staaten wird bis Ende 2050 voraussichtlich um 23 % steigen, wie in Abb. 1-a dargestellt. Darüber hinaus zeigt Abb. 1-b die Geschichte und die Prognose erneuerbarer Energiequellen in den USA. Es wird erwartet, dass Solarenergie mit einem Anteil von 51 % eine wichtige Rolle bei der erwarteten Stromerzeugung in den USA spielt, gefolgt von Wind- und Wasserkrafttechnologien [6,7]. Weltweit zeigt Abb. 2 die prognostizierte Verteilung der Stromerzeugung im Jahr 2050. Es wird erwartet, dass erneuerbare Energien etwa 85 % der weltweiten Energieproduktion ausmachen werden. Darüber hinaus ist eine große Abhängigkeit von der Windenergie zu erwarten, gefolgt von Solar-PV und eine leichte Abhängigkeit vom CSP mit einem Anteil von 4 %.

Photovoltaik (PV) und Wind sind die am stärksten erneuerbaren Energietechnologien, die zur Umwandlung von Sonnenenergie und Wind in Elektrizität für verschiedene Anwendungen wie Wohngebäude [8,9], Gewächshausgebäude [10], Landwirtschaft [11] und Wasserentsalzung [12] eingesetzt werden ]. Allerdings sind diese Energiequellen variabel, was zu großen Unterbrechungen und Schwankungen bei der Stromerzeugung führt [13,14]. Um dieses Problem zu lösen, untersuchten Forscher die Möglichkeit, diesem Kraftwerk Energiespeichersysteme hinzuzufügen [15,16]. Konzentrierte Solarenergie (CSP) ist eine vielversprechende Technologie zur Stromerzeugung aus Sonnenenergie. Die thermische Energiespeicherung (TES) ist ein entscheidendes Element in CSP-Anlagen, um überschüssige Wärme aus dem Solarfeld zu speichern und bei Bedarf zu nutzen.

Basierend auf dem jüngsten Bericht der IEA kam die Roadmap des CSP zu folgendem Schluss: Es wird erwartet, dass CSP bis 2050 mit angemessener staatlicher Unterstützung 11,3 % des weltweiten Strombedarfs erzeugen könnte, davon 9,6 % aus Solarenergie und 1,7 % aus Ersatzfossilien oder Biomasse-Brennstoffe. Darüber hinaus haben alle CSPs die Möglichkeit, Wärmespeicher einzusetzen. Es wird auch darauf hingewiesen, dass Nordamerika nach Afrika, Indien und dem Nahen Osten die Region mit der größten Produktion und dem größten Verbrauch von CSP-Strom ist. Darüber hinaus hat Nordafrika aufgrund der hohen Sonneneinstrahlung ein hohes Potenzial, Strom nach Europa zu verkaufen, wodurch die durch die zusätzlichen Übertragungsleitungen verursachten Mehrkosten ausgeglichen werden. Die IEA stellte außerdem klar, dass das CSP in verschiedenen Hochtemperatur-Wasserentsalzungsanwendungen in trockenen Ländern implementiert werden könnte.

Eine der größten Herausforderungen bei der Ausbreitung des CSP in heißen, trockenen Gebieten ist der Bedarf an Kühlwasser für den Betrieb des Kraftwerksblocks und die Spiegelreinigung. Darüber hinaus ist die Hauptbeschränkung für den Ausbau des CSP nicht die Verfügbarkeit der für den Betrieb geeigneten Fläche, sondern die Entfernung der Standorte vom Verbrauchszentrum ist ein weiteres Problem, das noch immer mit technischen und wirtschaftlichen Bedenken des ständigen Stromtransports konfrontiert ist. Die Stromgestehungskosten (LCOE) von CSP-Anlagen sind in den letzten Jahren gesunken, und bis Ende 2021 fielen die Stromgestehungskosten unter 0,1 $/kWh, wie in Abb. 3 dargestellt, berichtet von der Internationalen Agentur für Erneuerbare Energien (IRENA). ).

Die Wirksamkeit von CSP-Anlagen liegt in ihrer Fähigkeit, große Mengen thermischer Energie, die tagsüber gesammelt werden, mithilfe von thermischen Energiespeichern zu speichern, so dass die Anlage diese Energie speichern und nachts abgeben kann. Dadurch können CSP-Anlagen Strom nach Bedarf liefern, was ihnen einen wirtschaftlichen Vorteil gegenüber anderen erneuerbaren Energietechnologien verschafft [18]. Darüber hinaus führte dies zu einer Steigerung der Stromerzeugung um 25 % [19]. Da sich die Abwärmenutzung bereits in verschiedenen anderen Zusammenhängen bewährt hat [20], [21], [22], [23], besteht möglicherweise die Möglichkeit, sie im CSP-Betrieb umzusetzen. Die von den verschiedenen erneuerbaren Energiequellen erzeugte Energie kann mithilfe verschiedener Energiespeichersysteme gespeichert werden, darunter: Superkondensatoren [24], Brennstoffzellen [25], Batterie-Energiespeichersysteme (BESS) [26], thermische Energiespeicher [27], Druckluftsysteme [28] und Wasserkraftwerke [29,30].

Die CSP-Technologie kann sowohl positive als auch schädliche Auswirkungen auf die natürliche Umwelt haben. Die CSP-Technologie hat den Vorteil, dass sie nicht zur globalen Erwärmung beiträgt [31], [32], [33]. CSP-Systeme sind in Regionen mit begrenztem Zugang zu Süßwasser umweltfreundlicher, da sie im Betrieb weniger Wasser verbrauchen als herkömmliche Kraftwerke mit fossilen Brennstoffen [34,35]. CSP-Systeme benötigen im Vergleich zu anderen erneuerbaren Energiequellen wie Wind- und Solarphotovoltaik auch weniger Land für jede erzeugte Stromeinheit [36]. Der Einsatz der CSP-Technologie hat jedoch bestimmte unbeabsichtigte und möglicherweise schädliche Auswirkungen auf die Umgebung. Landnutzung und der daraus resultierende Lebensraumverlust sind eine wesentliche Schadensquelle. Für CSP-Systeme müssen häufig große Landflächen abgetragen werden, was schwerwiegende Auswirkungen auf die umliegende Umwelt und den Lebensraum der Wildtiere haben kann [37], [38], [39]. Ein weiterer möglicher Nachteil ist die Verwendung schädlicher Materialien. Eine unsichere Entsorgung von Blei oder Schwefelsäure, die in bestimmten CSP-Systemen verwendet wird, kann schwerwiegende Folgen für die menschliche Gesundheit und die Umwelt haben [40,41]. Darüber hinaus könnte die durch bestimmte CSP-Systeme verursachte Lärmbelästigung die umliegende Tierwelt schädigen [42].

Als Reaktion auf diese Konsequenzen wurde das Rahmenwerk der Sustainable Development Goals (SDGs) entwickelt. Bei dem Rahmenwerk handelt es sich um eine Sammlung von Regeln, die die Entwicklung und den Betrieb erneuerbarer Energien auf eine Weise fördern sollen, die sie umweltfreundlicher macht. Die Reduzierung der verschwenderischen Landnutzung und des Verlusts natürlicher Lebensräume sind zwei der Hauptziele des Rahmenwerks. Entwickler werden aufgefordert, degradiertes oder zuvor gestörtes Land anstelle von Gebieten mit Ökosystemen und Tierlebensräumen zu nutzen. Als weitere Maßnahme drängt das Rahmenwerk auf wassersparende Werkzeuge und Methoden. Entwickler werden außerdem aufgefordert, die Verwendung potenziell schädlicher Substanzen zu reduzieren oder ganz zu eliminieren. Um die Lärmbelastung zu reduzieren, plädiert das Rahmenwerk auch für lärmreduzierende Technologien und Verhaltensweisen [43].

Es gibt viele aktuelle Studien, die sich auf CSP-Technologien konzentrieren. Der Schwerpunkt dieser Studie liegt jedoch auf der Untersuchung des Status und der Herausforderungen, vor denen das CSP steht. Dies kann erreicht werden, indem der Status von 143 CSP-Projekten weltweit in Bezug auf Kapazität, Konzentratortechnologien, Landnutzungsfaktor, Effizienz, Land und viele andere Faktoren zusammengefasst wird. Außerdem werden die Herausforderungen, vor denen diese Technologie steht, im Hinblick auf Wärmeübertragungsflüssigkeiten (HTF), Energiespeichertechnologien (ES), Kühltechniken, Wassermanagement und die Stromgestehungskosten (LCOE) hervorgehoben. Am Ende der Überprüfung erfolgt ein Vergleich der möglichen Integrationsmethoden erneuerbarer Energiequellen mit dem CSP. Die Auswirkungen der COVID-19-Periode auf die installierte Kapazität des CSP werden ebenfalls dargestellt.

Die CSP-Technologie erzeugt Strom, indem sie Sonnenstrahlen in einem Wärmeabsorptionsempfänger konzentriert. Es wurde festgestellt, dass die CSP-basierte Technologie für Gebiete mit hoher direkter Normalstrahlung (DNI) geeignet ist.

Es gibt vier gängigste CSP-Technologien, die auf den Märkten verfügbar sind. Erstens Parabolrinnensysteme, die aus parallelen Reihen gebogener Spiegel mit hohem Reflexionsvermögen bestehen. Manchmal kann es eine Länge von mehr als 100 m erreichen. Das Receiverrohr besteht aus Edelstahlrohren (sogenannten Absorberrohren). Diese Röhren sind mit einer selektiven Beschichtung versehen, um die kurzwellige oder energiereiche Sonnenstrahlung zu absorbieren. Aufgrund der Absorption der Sonneneinstrahlung steigt die Temperatur des Absorberrohrs; Daher ist es durch eine Vakuumschicht von der Atmosphäre isoliert. In den Absorberrohren werden üblicherweise unterschiedliche Ölsorten als Wärmeträgerflüssigkeit verwendet, um die Wärme zu sammeln und an die Energiespeicher und den Dampferzeuger im Rankine-Zyklus zu übertragen. Einige neuere Anlagen verfügen über erhebliche thermische Speicherkapazitäten.

Zweitens ähneln lineare Fresnel-Reflektoren (LFRs) Abb. (4-A) der Parabolrinne, verwenden jedoch lineare Spiegelreihen, um die Sonnenstrahlen auf einen flachen, festen Empfänger zu reflektieren. LFR-Systeme verfügen über ein einfaches festes Empfängerdesign mit geringen Investitionskosten für die direkte Dampferzeugung. Bei der Umwandlung von Sonnenenergie in Strom ist sie jedoch weniger effizient als Wannen. Drittens verwenden Solartürme oder Zentralempfänger, Abb. (4-B), Tausende von Heliostaten, um die Sonnenstrahlen auf einen zentralen Empfänger zu konzentrieren, der sich auf einer hohen Ebene des errichteten Turms befindet. Der hochkonzentrierte Wärmestrom wird zur direkten Dampferzeugung genutzt, oder geschmolzenes Salz kann direkt im Empfänger verwendet werden. Mit diesem System können sehr hohe Temperaturen erreicht werden. Schließlich nutzte die Parabolschüssel CSP eine Schüssel, um den DNI auf einen zentralen Punkt zu konzentrieren. Im zentralen Punkt werden meist Stirlingmotoren eingesetzt, um die konzentrierte Wärme im Generator in nutzbare mechanische Energie und dann in elektrische Energie umzuwandeln. Das gesamte System folgt der Sonne. Die meisten Gerichte verfügen über einen unabhängigen Motor/Generator (z. B. eine Stirlingmaschine oder eine Mikroturbine) im Brennpunkt. Diese Konstruktion macht eine Wärmeübertragungsflüssigkeit und Kühlwasser überflüssig.

Abb. 5 zeigt den schematischen Aufbau des CSP-Systems unter Verwendung einer Parabolrinne. Der Kraftwerksblock, der thermische Energiespeicher und das Solarfeld sind die drei Hauptbestandteile von CSP-Systemen. Das Solarfeld bündelt die Sonnenstrahlen, die anschließend in Wärmeenergie umgewandelt werden. Daher wird die Wärme zur Dampferzeugung genutzt, die wiederum den Kraftwerksblock zur Stromerzeugung antreibt. Bei hohen größeren Solarmultiplikatoren kann eine große Wärmemenge eingefangen werden. Diese Wärme kann in einem thermischen Energiespeichersystem gespeichert werden. Eine der gebräuchlichsten und kostengünstigsten Technologien ist die Verwendung von geschmolzenem Salz in zwei Tanks.

CSP-Anlagen können je nach Art der verwendeten Solarkollektoren in zwei Klassen eingeteilt werden. Bei der ersten handelt es sich um Linienfokustechnologien, die Sonnenenergie entlang der Brennweite eines Kollektors fokussieren, beispielsweise eine Parabolrinne und den linearen Fresnel-Reflektor. Bei der zweiten handelt es sich um Punktfokus-Technologien, die mithilfe von Geräten wie Parabolschüsseln und solarthermischen Türmen die Wärme der Sonne auf einen Punkt fokussieren [44,45]. Die Punktfokus-CSP, wie der Power Tower und die Parabolschüssel, können in abschüssigem Gelände eingesetzt werden. Das Solarfeld besteht aus einer Reihe von Spiegeln oder Reflektoren, die Sonnenenergie sammeln und auf ein Empfangsrohr konzentrieren. Das Receiverrohr absorbiert Wärme aus der fokussierten Sonnenstrahlung mithilfe eines Wärmeenergieträgers namens Heat Transfer Fluid (HTF), der dann direkt oder in Verbindung mit einem Sekundärkreislauf zur Stromerzeugung genutzt werden kann [46]. Die Größe des Solarfeldes ist direkt proportional zur Kapazität des Stromblocks; Das Solarmultiplikator ist das Verhältnis der vom Solarfeld erzeugten thermischen Leistung zu der vom Kraftwerksblock zum Auslegungspunkt benötigten Leistung. Bei der Schätzung der Größe des Solarfeldes sollten der TES und das Solarmultiplikator berücksichtigt werden. Die Verwendung eines höheren Solarmultiplikators könnte zu einer Überdimensionierung führen, und die Verwendung eines niedrigeren Solarmultiplikators führt zu einer geringeren Nutzung des TES, da die erzeugte Wärme reduziert wird [47]. Daher sollte eine Optimierungsanalyse für das Solarmultiplikator und die Größe der TES durchgeführt werden, um die geringstmöglichen Stromgestehungskosten und den höchsten Kapazitätsfaktor für das Kraftwerk zu erreichen [48].

Der DNI, der die Größe des Solarfelds beeinflusst, ist ein wesentlicher Faktor, der bei der Planung von CSP-Anlagen berücksichtigt werden muss. Dadurch, dass aufgrund eines größeren DNI ein kleineres Solarfeld erforderlich ist, um den Block mit seiner Nennleistung zu betreiben, sinken die Stromgestehungskosten des Kraftwerks [49]. Nach Angaben der Internationalen Energieagentur (IEA) legen CSP-Entwickler einen geeigneten Bereich für den Betrieb des CSP in Gebieten mit einem jährlichen DNI von 1900 kWh/m2 bis 2100 kWh/m2 fest. Unterhalb dieses DNI-Bereichs stellen andere solarelektrische Technologien wie Photovoltaik einen Wettbewerbsvorteil dar, da sie sowohl direkte als auch diffuse Strahlungsintensitäten nutzen können. Daher ist die Standortauswahl für das Design von entscheidender Bedeutung. Laut Abb. 6 wiesen die MENA-Region, Spanien, Südafrika, Australien und der Südwesten der Vereinigten Staaten alle die höchsten DNI-Werte auf.

Mehrere CSP-Projekte wurden auf der ganzen Welt umgesetzt, es gibt mehr als 143 Projekte weltweit, von denen 114 in Betrieb sind, 20 jetzt nicht betriebsbereit oder stillgelegt sind und 9 im Bau sind, um 2022 und 2023 den Betrieb aufzunehmen, wurden hier in dieser Studie zusammengefasst. Spanien, die Vereinigten Staaten und China sind die führenden Länder beim Bau und Betrieb von CSP-Kraftwerken; Spanien verfügt mit mehr als 2,3 GW über die größte installierte Kapazität und landesweit wurden 51 Projekte gebaut, die alle in Betrieb sind. Seit Beginn von CSP haben die USA landesweit mehr als 26 Projekte umgesetzt, obwohl nur 1,5 GW Kapazität in Betrieb sind. Mittlerweile verfügt China über eine installierte Leistung von 596 MW und mehrere Projekte befinden sich noch im Bau. Abb. 7 vergleicht die installierte Leistung für jedes Land weltweit, einschließlich aller derzeit im Bau befindlichen Kraftwerke. Tabelle 1 zeigt alle Projekte weltweit. (Diese Informationen stammen von der offiziellen Website des National Renewable Energy Laboratory „NREL“). Auch die in der Abbildung angegebenen Daten basieren auf diesen Daten.

Tabelle 1. CSP-Projekte weltweit. (Quelle: Solarpaces, das National Renewable Energy Laboratory).

Basierend auf den Daten aus Tabelle 1 sind Parabolrinnenkollektoren (PTC) mit 91 Projekten die am häufigsten genutzte Technologie, gefolgt von Solarthermietürmen mit 34 Projekten, linearen Fresnel-Reflektoren mit 16 Projekten und nur zwei Schüsselprojekten, beide davon außer Dienst gestellt. Rund 75 % der installierten Kapazität nutzten die PTC-Technologie. Darüber hinaus wurde festgestellt, dass die Technologie der linearen Fresnel-Reflektoren den größten Flächenverbrauchsfaktor unter den anderen Technologien aufweist. Es wurde jedoch festgestellt, dass die benötigte Solarfeldfläche pro 1 MW Kapazität sowohl für den linearen Fresnel-Turm als auch für den Power Tower etwa 11.000 m2 beträgt.

Abb. 8 zeigt die Anzahl der seit 2004 jedes Jahr abgeschlossenen Projekte. Es ist zu erkennen, dass im Jahr 2012 mehr als 25 CSP-Projekte installiert wurden. Obwohl sich die Covid-19-Pandemie möglicherweise nachteilig auf den Einsatz von CSP-Kraftwerken ausgewirkt hat, wurden in diesem Zeitraum (2020 bis 2022) etwa sieben Projekte abgeschlossen. Es wird jedoch erwartet, dass sich dieser Sektor erholt und in den nächsten Monaten etwa fünf Projekte mit einer Gesamtkapazität von mehr als 1,1 GW den Betrieb aufnehmen werden. Abb. 9 zeigt die insgesamt installierte Leistung für jede Technologie für 141 verschiedene Kraftwerke. Die Abbildung zeigt ein hohes Potenzial des Einsatzes von Parabolrinnen-CSP im Vergleich zu den anderen Systemen.

Darüber hinaus vergleichen Abb. 10 und Abb. 11 den Landnutzungsfaktor für 81 Kraftwerke und die durchschnittlich benötigte Solarfeldfläche in m2 pro 1 MW Kapazität für 110 Kraftwerke; jeweils. Der niedrigste Landnutzungsfaktor wird für einen zentralen Receiver eines Kraftwerksturms mit einem Verhältnis von rund 18,6 % erreicht, gefolgt vom Parabolrinnen-CSP mit einem Anteil von rund 25 %. Den höchsten Landnutzungsfaktor erreicht das LFL CSP mit einem Anteil von rund 45,5 %. Daraus lässt sich auch schließen, dass das CSP mit Parabolrinne allein für das Solarfeld rund 8504 m2 pro 1 MW benötigt.

Laut Trieb et al. [50] Im Jahr 2009 liegen die Bereiche der Landnutzungsfaktoren für lineare Fresnel-, Parabolrinnen- und Kraftwerkstürme bei (60 bis 80 %), (25 bis 40 %) bzw. (20 bis 25 %). Den NREL-Statistiken in Tabelle 1 zufolge lagen jedoch alle linearen Fresnel-Projekte unterhalb dieses Bereichs und nur 23,5 % der Kraftwerksprojekte lagen innerhalb dieses Bereichs. Mittlerweile wurde festgestellt, dass 60 % der Parabolrinnenprojekte innerhalb dieses Bereichs liegen. Dieser Unterschied ist möglicherweise auf den technologischen Fortschritt der letzten Jahre zurückzuführen. Der Gesamtwirkungsgrad von Solarstrom zu Strom der Parabolrinne, der LFL und des Zentralempfängers liegt zwischen 11 und 16 %, 8 und 12 % bzw. 12 und 16 %.

Um die Wärme aus dem Solarfeld zu sammeln, sollte Wärmeträgerflüssigkeit (HTF) verwendet werden. Die HTF beeinflussen maßgeblich die Wirksamkeit und Leistung von CSP. Für den Betrieb einer CSP-Anlage ist eine erhebliche Menge an HTF erforderlich. Daher ist es wichtig, die HTF-Kosten niedrig zu halten und gleichzeitig die Effizienz zu steigern. Der HTF kann die Wärme an den Powerblock oder die TES-Tanks übertragen. Ein HTF sollte die folgenden gewünschten Eigenschaften haben: niedriger Schmelzpunkt, hoher Siedepunkt, thermische Stabilität, niedriger Dampfdruck (1 atm) bei hoher Temperatur, geringe Korrosion mit Metalllegierungen, die zum Halten des HTF verwendet werden, niedrige Viskosität, hohe Wärmeleitfähigkeit, hoch Wärmekapazität zur Energiespeicherung und kostengünstig [51,52].

Zu den in CSP-Technologien verwendeten Wärmeübertragungsflüssigkeiten gehören Luft, Wasser, geschmolzene Salze, Öle auf Glykol- und Glycerinbasis sowie synthetische Öle. Heutzutage werden Luft und Wasser nur noch selten genutzt, da sich bei der Erhitzung der Luft ihr Volumen ausdehnt, sodass für eine effektive Wärmeübertragung ein größerer Wärmetauscher gebaut werden muss, was die Investitionskosten erhöht. Wasser oxidiert bei hohen Temperaturen schnell, was zu Reaktionen der Absorberrohrmaterialien und Korrosion im Innenbereich des Rohrs führen kann. Die verfügbaren Zusatzflüssigkeiten werden bei unterschiedlichen Arbeitstemperaturen eingesetzt. Für Anwendungen unter 175 °C kommen Flüssigkeiten auf Glykolbasis zum Einsatz, für Anwendungen über 400 °C hingegen synthetische Flüssigkeiten [53]. Auch organische Materialien werden als HTFs eingesetzt. In kommerziellen CSP-Systemen wird beispielsweise häufig Biphenyl/Diphenyloxid eingesetzt. Therminol- und Dowtherm-Flüssigkeiten sind im Handel erhältliche Biphenyl/Diphenyloxid-HTFs. Mittlerweile gibt es weltweit acht Solarthermieanlagen, die Biphenyl/Diphenyloxid nutzen, alle in Spanien. Dieses Biphenyl/Diphenyloxid hat einen empfohlenen Betriebstemperaturbereich von 12–393 °C.

In großen CSP-Anlagen ist Luft ein sehr seltenes HTF. Es wurde nur ein System im kommerziellen Maßstab entwickelt, eine vorkommerzielle 1,5-MWe-Solarturmanlage in Jülich, Deutschland, die 2009 ihren Betrieb aufnahm. Im Vergleich zu anderen flüssigen HTFs wie geschmolzenen Salzen oder Flüssigkeiten bietet Luft in CSP-Rohren überlegene Strömungsqualitäten Metalle. Auch wenn Luft eine geringere Wärmeleitfähigkeit als geschmolzene Salze oder flüssige Metalle hat, bietet ihre bessere Fließfähigkeit einen zusätzlichen Vorteil für eine effiziente Wärmeübertragung [54].

Wasserdampfbasierte Einflüssigkeits-Solarthermiesysteme, wie z. B. Parabolrinnen mit direkter Dampferzeugung (DSG), werden seit den 1980er Jahren erforscht und entwickelt, als Alternativen zu ölbasierten Technologien untersucht wurden [55]. Wenn es sich bei dem HTF nicht um Wasser/Dampf handelt, wird die am Empfänger gesammelte Wärmeenergie vom nicht wasserbasierten HTF zum Dampferzeuger transportiert und dann auf das Arbeitsmedium (häufig Wasser/Dampf) übertragen. Das Arbeitsmedium transportiert die Energie dann zur Turbine, die Strom erzeugt. Feldhoff et al. [56] zeigten, dass Direktdampferzeugungssysteme, die Wasser/Dampf als einzige Flüssigkeit verwenden, um 11 % niedrigere Stromgestehungskosten (LCOE) aufwiesen als Systeme, die ölbasierte HTFs verwenden. Im jüngsten und größten CSP-Kraftwerk der Welt, dem Solarkraftwerk Ivanpah, das 2014 seinen Betrieb aufnahm, wird Wasserdampf sowohl als HTF als auch als Arbeitsmedium genutzt. Weltweit gibt es bereits sieben in Betrieb befindliche CSP-Kraftwerke, die Wasser/Dampf als einzige Flüssigkeit nutzen. Vier der Fabriken befinden sich in Spanien, die anderen drei in den Vereinigten Staaten [52]. Das Hauptproblem bei der Wasser-/Dampf-HTF ist der Wassermangel an trockenen Standorten. Diese CSP-Kraftwerke befinden sich im Allgemeinen in Wüsten mit riesigen Landflächen und hoher direkter Sonnenstrahlungsintensität [57].

Die thermische Stabilität geschmolzener Salze bei hohen Temperaturen (normalerweise > 500 °C) macht sie zu guten HTFs. Geschmolzene Salze weisen auch ähnliche Hochtemperatureigenschaften wie Wasser auf, wie etwa eine ähnliche Viskosität und einen niedrigen Dampfdruck [58]. Auf geschmolzenem Salz basierende HTFs werden in aktuellen CSP-Systemen häufig eingesetzt, wobei die ersten Kraftwerkstürme mit geschmolzenem Salz im Jahr 1984 installiert wurden. HTFs in CSP-Anwendungen wurden untersucht und als Mineral-, Silikon- und synthetische Öle eingesetzt. Da diese Öle nur bis 400 °C thermisch stabil sind, werden sie nicht oft in Hochtemperatur- und hocheffizienten Solarthermiesystemen eingesetzt [59]. Ein weiteres Problem bei diesen Thermoölen ist ihr hoher Preis. Einige Wärmeübertragungsflüssigkeiten, darunter einige, die in der Vergangenheit verwendet wurden, sind in Tabelle 2 aufgeführt. Diese Tabelle zeigt verschiedene Arten von HTF, die in CSP verwendet werden. Außerdem werden der Betriebstemperaturbereich, die Dichte und die Viskosität bei einer Temperatur von 300 °C angezeigt. Abb. 12, Abb. 13, Abb. 14 und Abb. 15 zeigen jedoch die Variation der thermophysikalischen Eigenschaften dieser verschiedenen HTFs mit der Temperatur. Im Allgemeinen ist zu beobachten, dass eine Erhöhung der Temperatur des gesamten verwendeten HTF zu einer Verringerung der Dichte, Wärmeleitfähigkeit und Viskosität führt. Bei steigender Temperatur erhöht sich die HTF-spezifische Wärmekapazität. Den Angaben zufolge hat Therminol 72 die maximale Dichte im Temperaturbereich von 0 – 275 °C. Dowtherm G hingegen hat die maximale Dichte oberhalb von 275 °C. Therminol 12-D hat die höchste spezifische Wärmekapazität im Temperaturbereich 0 – 250 °C, Therminol XP hat die höchste im Temperaturbereich 250 – 330 °C und Therminol VP-3 hat die höchste im Temperaturbereich 330 – 360 °C . Unter den HTFs weist Therminol 72 die höchste Wärmeleitfähigkeit auf. Therminol 66 hat die höchste Viskosität, während Therminol LT die niedrigste hat.

Tabelle 2. Einige der in CSP verwendeten Wärmeübertragungsflüssigkeiten (HTF).

*Werte wurden bei 250 °C gemessen.

Zur Speicherung von Energie können verschiedene Methoden eingesetzt werden. Häufig werden diese Technologien danach gruppiert, wie lange die Energie erhalten bleibt. Die beiden gängigsten Methoden zur Kategorisierung von Energiespeichersystemen sind die Art der Energiespeicherung und die Entladedauer. Basierend auf der Entladezeit werden Energiespeichertechniken in kurzfristige (Sekunden oder Minuten), mittelfristige (Minuten oder Stunden) und langfristige (Stunden bis Tage) unterteilt. Die Art der umgewandelten Energie hat großen Einfluss auf die Kategorisierung von Energiespeichermethoden. Wie in Abb. 16 dargestellt, sind mechanische, elektrochemische, thermische, elektrische und chemische Energiespeicher die fünf Grundkategorien, in die sie unterteilt werden können [80]. Bei Bedarf wandeln diese Technologien Energie in eine andere Form zur Speicherung um, bevor sie wieder in ihre ursprüngliche Form zurückgeführt wird [81].

Das Funktionsprinzip von CAES ist recht einfach. Die Aufladung des Speichers erfolgt durch die Umwandlung elektrischer Energie durch elektrisch angetriebene Kompressoren in die potentielle Energie von Druckluft. Die komprimierte Luft wird bei Bedarf abgelassen, um weiterhin Strom zu erzeugen, indem die Luft durch eine Luftturbine expandiert wird. Es liegt nun hinter PHS an zweiter Stelle bei der Massenspeicherung von Energie. Um eine kontinuierliche Lastreaktion und Spitzenerzeugung zu gewährleisten, wird CAES als flexible Versorgungsquelle bei Versorgungsgrößen zwischen 10 MW und 100 MW eingesetzt. Fast 40 Jahre lang wurde CAES mit einer geschätzten Effizienz von 70 % erfolgreich durchgeführt [82,83]. Das PHS verwendet eine elektrische Pumpe, die außerhalb der Spitzenzeiten mit Strom betrieben wird, um Wasser von einem tiefer gelegenen Tank zu einem höher gelegenen Tank, Damm oder Reservoir zu transportieren und dieses Wasser auf einem hohen Niveau in Form potenzieller Energie zu speichern. Die Wende wandelt die potenzielle Energie in mechanische Energie um, die dann bei hohem Bedarf in elektrische Energie umgewandelt wird. PHS hat eine Hin- und Rückflugeffizienz von 70–80 %. Die erwartete Lebensdauer von PHES liegt zwischen 40 und 60 Jahren. Es ist die beliebteste und kostengünstigste Wahl für die Energiespeicherung im großen Maßstab [81,84]. Ein Schwungrad fungiert als mechanische Batterie, indem es kinetische Energie in Form einer Rotationsmasse speichert. Der Rotor ist oft in einem Vakuumzylinder eingebaut, sodass er erneuerbaren Strom oder Strom außerhalb der Spitzenzeiten nutzen kann, um auf sehr hohe Geschwindigkeiten zu beschleunigen und ihn als Rotationsenergie zu speichern. Beim Speichern von Energie fungiert das Gerät als Motor und beim Entladen als Generator. Schwungräder haben eine hohe Energieeffizienz von über 85 %. Schwungräder eignen sich hervorragend zum Umschalten zwischen mittleren und hohen Leistungen (kW-MW) innerhalb kürzester Zeit (Sekunden) [81].

Die Schwerkraftspeicherung ist eine Technik, die es ermöglicht, große Energiemengen für 6–14 Stunden zu speichern und dann freizugeben. Das Grundkonzept beruht auf dem hydraulischen Anheben einer großen Gesteinsmasse. Elektrische Pumpen, die heutzutage in Wasserkraftwerken eingesetzt werden, leiten Wasser unter einen sich bewegenden Gesteinskolben, um die Gesteinsmasse anzuheben. Wenn das Angebot an erneuerbarer Energie nicht ausreicht, wird das Wasser, das unter dem extremen Druck der Gesteinsmasse steht, wie in herkömmlichen Wasserkraftwerken zu einer Turbine geleitet und erzeugt mit einem Generator Strom. Der Bereich der Energiespeichermöglichkeiten beträgt 1 bis 10 GWh, was mit großen Wasserkraftwerken vergleichbar ist. [85]. Das Batterie-Energiespeichersystem (BESS) ist eine hochmoderne Technologielösung, die es ermöglicht, Energie auf verschiedene Arten zu speichern, bis sie benötigt wird. Vor allem in Lithium-Ionen-Batteriespeichern werden wiederaufladbare Batterien eingesetzt, um von Solarmodulen erzeugte oder vom Netz bereitgestellte Energie zu speichern und bei Bedarf zur Verfügung zu stellen. Zu den Vorteilen der Batterieenergiespeicherung gehören eine erhöhte Produktion erneuerbarer Energien, Kosteneinsparungen und Nachhaltigkeit aufgrund eines geringeren Verbrauchs. Die typische Lebensdauer von Energiebatteriespeichern beträgt 5 – 15 Jahre [86].

Die gleichen Grundgleichungen, die für Kondensatoren gelten, werden auch bei Superkondensatoren verwendet, bei denen es sich um Energiespeicher handelt. Um jedoch große Mengen an Ladungsträgern und Kapazitäten anzusammeln, verwenden Superkondensatoren üblicherweise porösen Kohlenstoff oder Elektroden mit größeren Oberflächen und dünneren Dielektrika. Diese Art von System bietet eine Reihe von Vorteilen, darunter außergewöhnlich hohe Kapazitätseigenschaften im Bereich von Tausenden von Farad, längere Zyklenlebensdauer, geringer Innenwiderstand, schnelles Laden und Entladen, bemerkenswerte Reversibilität, hervorragende Leistung bei niedrigen Temperaturen, kein zerstörerisches Material, günstigere Kosten pro Zyklus und hohe Zykluseffizienz (bis zu 95 %). [87]. Das elektrodynamische Konzept liegt der supraleitenden magnetischen Energiespeichertechnologie (SMES) zugrunde. Wenn Gleichstrom durch eine supraleitende Spule fließt, die kryogen auf eine extrem niedrige Temperatur abgekühlt wurde, entsteht ein energiespeicherndes Magnetfeld. In den meisten Fällen wird Niob-Titan zur Herstellung des Leiters verwendet, während flüssiges Helium bei 4,2 K oder superflüssiges Helium bei 1,8 K als Kühlmittel verwendet wird [81]. Die sofortige Verfügbarkeit des benötigten Stroms ist einer der wesentlichen Vorteile von KMU. Weitere Merkmale sind die hohe Gesamteffizienz des Frameworks (zwischen 85 % und 90 %) und die hohe Ausbeute, die in kurzer Zeit erzielt werden kann [88].

Ein Elektrolyseur, ein Wasserstoffspeichertank und eine Brennstoffzelle sind typische Komponenten eines Wasserstoffspeichersystems. Ein Elektrolyseur ist ein Gerät, das Elektrizität nutzt, um Wasser elektrochemisch in Wasserstoff und Sauerstoff umzuwandeln. Um Strom zu erzeugen, müssen beide Gase in eine Brennstoffzelle gelangen. Dort durchlaufen sie einen elektrochemischen Prozess, der das Gegenteil der Wasserspaltung ist: Wasserstoff und Sauerstoff reagieren zu Wasser, während Wärme erzeugt wird, um Strom zu erzeugen [89,90]. Wasserstoff wird durch Elektrolyse von Wasser unter Nutzung von Strom außerhalb der Spitzenzeiten zur Verwendung als Energiespeicher hergestellt. Wasserstoff kann auch in verschiedenen praktikablen Optionen wie Flüssiggas, Metallhydriden, Druckgas oder Kohlenstoffnanostrukturen gespeichert werden [81]. Es gibt drei Arten von TES-Systemen, von denen jedoch nur eines im Stromsektor kommerziell erhältlich ist. Eine sinnvolle Wärmespeicherung ist deutlich einfacher und günstiger als die Alternativen. Thermisch-chemische Speicher und Latentenergiespeicher sind teure und noch überwiegend experimentelle Technologien. Das im Energieerzeugungsbereich am häufigsten eingesetzte TES ist die sensible Wärmespeicherung. In einem TES-System mit sensibler Wärme wird Energie durch Erhitzen oder Kühlen eines festen oder flüssigen Speichermediums wie geschmolzenem Salz, Sand, Wasser oder Gestein gespeichert. Sinnvolle Wärmespeicherung wird häufig in CSP-Kraftwerken eingesetzt, wo der Einsatz von TES einem Projekt ermöglicht, Energie auch lange nach Sonnenuntergang zu produzieren. In den meisten CSP-Anlagen, die TES verwenden, werden geschmolzene Salze als Medium gewählt, die extrem hohen Temperaturen standhalten können. Obwohl die Latentwärmespeicherung im Energieerzeugungssektor seltener eingesetzt wird, hat sie sich in einer Reihe neuerer Technologien als vielversprechend erwiesen. Für die Latentwärmespeicherung ist eine Zustandsänderung des Speichermediums erforderlich, beispielsweise von fest zu flüssig. Phasenwechselmaterialien (PCMs) sind eine gebräuchliche Bezeichnung für Latentwärmespeichermedien. Thermochemische Speicher (TCS) nutzen, wie der Name schon sagt, chemische Prozesse zur Speicherung von Energie. Im Vergleich zu PCMs weisen TCS-Systeme eine noch höhere Energiedichte auf [48,91].

Jedes Energiespeichersystem weist besondere Merkmale und Eigenschaften auf, die es in bestimmten Fällen voneinander unterscheiden. Mithilfe dieser Merkmale und Attribute ist es möglich, die am besten geeignete Energiespeichertechnologie für eine bestimmte Situation auszuwählen. Anhand der folgenden technologischen Merkmale werden in Tabelle 3 die Hauptkategorien von Energiespeichersystemen verglichen.

Tabelle 3. Technischer Parametervergleich zwischen den verschiedenen Energiespeichersystemen [92].

Obwohl TES laut Tabelle 3 im Vergleich zu anderen Technologien eine der niedrigsten Zykluseffizienzen aufweist, weist sie im Vergleich zu anderen Technologien mit einer sehr langen Lebensdauer einen niedrigen Stromgestehungskoeffizienten auf. Die Auswirkungen der Hinzufügung von TES auf die Stromgestehungskosten verschiedener erneuerbarer Energiesysteme und hybrider erneuerbarer Energiesysteme werden in den folgenden Abschnitten mit anderen Lösungen verglichen.

Derzeit werden zwei kommerzialisierte TES-Technologien in CSP-Projekten auf der ganzen Welt eingesetzt; Lagertanks für geschmolzene Salze und Dampfspeicher. Dampfspeichertanks sind typischerweise zylindrisch mit elliptischen Enden aus Kesselplatten. Einer der Hauptvorteile besteht darin, dass es sich bei der Speicherflüssigkeit um Wasser handelt, wodurch Preisunsicherheiten beim Speichermedium beseitigt werden. Aufgrund ihrer kurzen Reaktionszeiten und hohen Entladeraten sind Dampfspeicher eine bewährte Wahl zur Kompensation von Transienten und zur mittelfristigen Speicherung zur Anpassung an Angebots-/Nachfragekurven bei fehlender Strahlung. Die Dampfakkumulation ist eine der erfolgreichsten Methoden der TES. Der Dampfspeicher-Idee sind jedoch Grenzen gesetzt durch einen schlechten Zusammenhang zwischen Volumen und gespeicherter Energie; Außerdem kommt es beim Entladungsprozess zu einem Druckabfall, wodurch die Nennbedingungen in der Turbine nicht erreicht werden. Es gibt nur zwei kommerzielle Turmkraftwerke, die Dampfspeicher-TES verwenden; PS10 (mit vier Dampfspeichertanks) und PS20, beide in Spanien gelegen [93].

Es gibt zwei Arten von Lagertanks für geschmolzenes Salz: direkte und indirekte; Beim direkten TES dient das Salz sowohl als HTF als auch als Speichermedium im System. Das Solar Two-Projekt der Sandia National Laboratories, das 1996 mit einem Turmkraftwerk abgeschlossen wurde, stellte das erste große Zweitank-Speichersystem für geschmolzenes Salz vor. Bei einem indirekten Speichersystem entkoppelt ein Wärmetauscher den thermischen Speicher vom HTF-Kreislauf des Solarreceivers. Seit 2009 betreibt das solarthermische Kraftwerk Andasol 1 die erste kommerzielle Anlage mit indirekter TES. Im Vergleich zu Tanks, die in Zwei-Tank-Wärmespeichersystemen verwendet werden, kommt beim Thermokline-Speichersystem jedoch nur ein Tank zum Einsatz. Der Speichertank ist auf das Auftriebsphänomen angewiesen, um die thermische Schichtung aufrechtzuerhalten, da die Anzahl der Tanks auf einen reduziert wurde, der sowohl heiße als auch kalte Flüssigkeiten enthält. Das Füllmaterial fungiert auch als poröser Medium-Strömungsverteiler und reduziert unerwünschte Sekundärgeschwindigkeiten, die andernfalls zu einer Entschichtung der heißen und kalten HTF-Zonen des Tanks führen könnten [94].

Andererseits ist die PCM-Speicherung vollständig passiv, was bedeutet, dass das Speichermedium während des gesamten Lade- und Entladevorgangs stationär bleibt. Die Wärmeübertragung in das PCM wird dadurch erleichtert, dass das HTF durch ein im PCM eingesetztes Rohrregister gedrückt wird. Derzeit geht man davon aus, dass diese Rohrregister aus winzigen, vertikal ausgerichteten Wärmetauschern bestehen, die in Gruppen angeordnet sind, die in Reihe und parallel geschaltet sind. Um die gewünschten Durchflussmengen, Ausgangstemperaturen und Gesamtleistungen zu erreichen, werden mehrere Wärmetauscher parallel und in Reihe geschaltet. Die Seriennummer basiert auf der benötigten effektiven Rohrlänge und die Parallelnummer auf der benötigten effektiven Rohranzahl. Mehrere PCMs müssen in der Reihenfolge der Schmelztemperaturen angeordnet werden, um die HTF-Temperatur auf das richtige Niveau zu bringen und die erforderlichen Ausgangstemperaturen zu erreichen. Jedes PCM mit einer bestimmten Schmelztemperatur wird einem eigenen Eimer zugeordnet. Diese Eimer werden dann hintereinander angeordnet und als Kaskade bezeichnet [95].

TES-Systeme können die Effizienz steigern, mit der solarthermische Energie in Strom umgewandelt wird. Sie sorgen den ganzen Tag über für eine effektive Wärmespeicherung, sodass die Stromerzeugung auch in der Nacht fortgesetzt werden kann. Es wurde festgestellt, dass die Integration eines TES-Systems in eine CSP-Anlage den Kapazitätsfaktor des Kraftwerks um mehr als 20 % erhöht und die Stromgestehungskosten um etwa 6 % senkt, indem die Stromproduktion erhöht wird [96]. H. Mahon et al. [27] führten die jüngste Übersicht über thermische Energiespeichersysteme durch. Das Ziel der Forscher bestand darin, einige der Entwicklungsherausforderungen zu identifizieren, denen sich die vier saisonalen Speicheroptionen für thermische Energie – Tank, Grube, Bohrloch und Grundwasserleiter – derzeit gegenübersehen, und anschließend einige der Arbeiten zu identifizieren, die zur Bewältigung dieser Herausforderungen durchgeführt werden, um eine breitere Akzeptanz im gesamten Energiebereich zu ermöglichen Systeme.

Der Solarmultiplikator ist das Verhältnis der im Auslegungspunkt vom Solarfeld erzeugten thermischen Leistung zur thermischen Leistung, die der Kraftwerksblock unter Nennbedingungen benötigt. In jüngsten Studien wurde die optimale Größe sowohl des TES als auch des Solarmultiplikators für verschiedene CSP-Anlagen untersucht und die Auswirkung auf die Stromgestehungskosten untersucht. Kuravi et al. [97] untersuchten mithilfe des System Advisor Model (SAM) die Auswirkungen verschiedener TES-Größen auf die Stromgestehungskosten einer CSP-Anlage in Daggett, Kalifornien. Es wurde festgestellt, dass die Stromgestehungskosten um 20 % sinken, wenn eine TES-Größe von 16 Stunden im Vergleich zu anderen Größen verwendet wird, wie in Abb. 17 dargestellt [97].

In ähnlicher Weise haben Qoaider et al. [98] al untersuchten die Auswirkung der TES-Größe und des Solarmultiplikators für das CSP-Kraftwerk Andasol 1 in Spanien. Abb. 18 verdeutlicht, dass der Einsatz von TES am untersuchten Standort mit einem Solarmultiplikator von mehr als 1,5 und den gleichen meteorologischen Bedingungen wirtschaftlich vorteilhafter ist. Auf der gleichen Seite haben Praveen et al. [99] schlugen einen Entwurf für eine 100-MW-CSP-Anlage auf Parabolrinnenbasis vor und nutzten SAM zur Modellierung und Optimierung an zwei separaten Standorten in Abu Dhabi, Vereinigte Arabische Emirate, und Assuan, Ägypten. Es wurde festgestellt, dass die Nutzung von Wärmeenergiespeichern geeigneter Größe zu einer höheren Energieproduktion und niedrigeren Stromgestehungskosten führt, wie in Abb. 19 für beide Standorte dargestellt. Da jedoch das HTF (das sowohl im Solarfeld als auch im TES verwendet wird) einen Teil der gespeicherten Wärme benötigt, um das Einfrieren des HTF zu verhindern, würde eine Überdimensionierung die Stromgestehungskosten erhöhen und die Jahresproduktion verringern.

Basierend auf den in Abb. 17 bis 19 dargestellten Daten lässt sich die Schlussfolgerung ziehen, dass das Solarmultiplikator einen erheblichen Einfluss auf die Größe des TES hat, was sich wiederum sowohl auf die Stromgestehungskosten als auch auf die Energieproduktion des TES auswirkt System. Eine Änderung der Größe des TES führt zu einem instabilen Kraftwerkszustand. Beispielsweise erfordert eine Vergrößerung der TES eine Erhöhung des Solarmultiplikators, um die TES vollständig nutzen zu können, und umgekehrt. Wenn die ideale Größe des TES gewählt wird, wie in Abb. 19 dargestellt, führt die Anpassung des Solarmultiplikators ab einem bestimmten Wert nach oben oder unten zu einer Erhöhung der Stromgestehungskosten und einer Verringerung der jährlichen Energieproduktion. Daher ist es wichtig, bei der Auslegung sowohl des Solarfeldes als auch der TES-Größen eine Sensitivitätsanalyse durchzuführen.

Die Wasserverfügbarkeit ist eine Herausforderung für den Bau jedes thermoelektrischen Kraftwerks, nicht nur von CSP, an trockenen und halbtrockenen Standorten mit hohem Wasserbedarf. CSP-Anlagen benötigen zur Energieerzeugung große Mengen Wasser. Dieses Wasser wird zur Spiegelreinigung, Dampferzeugung und Kühlung verwendet, wenn Nasskühlung eingesetzt wird [100]. Der wichtigste Aspekt der zu verbessernden Anforderungen ist daher die Nasskühlung. Bei der Nasskühlung wird deutlich mehr Wasser benötigt als bei der Trockenkühlung; Das Kraftwerk Noor 1 in Marokko verbraucht etwa 74 % des gesamten Wasserverbrauchs für den Nasskühlungsprozess, wie aus experimentellen Daten des Kraftwerks hervorgeht [101]. A. Liqreina et al. [34] verglichen das Kraftwerk Andasol 1 in Spanien, das ein Nasskühlsystem nutzt, mit dem identischen, aber trockengekühlten Kraftwerk in Jordanien und kamen zu folgenden Ergebnissen: Der Gesamtwirkungsgrad des trockengekühlten Kraftwerks in Ma'an ist um 3,1 verringert %, und der Wasserverbrauch wird um 92 % reduziert. Der Energieertrag verbesserte sich um 21,8 %, während die Stromgestehungskosten um 18,8 % sanken. Die Ergebnisse dieser Studie zeigen, dass trockengekühlte CSP-Kraftwerke an Standorten mit erheblich hohen DNI-Werten eine attraktive wirtschaftliche und technische Alternative für die zukünftige Projektentwicklung darstellen. Ogunmodimu et al. [102] untersuchten CSP-Technologien aus ökologischer, sozialer und betrieblicher Sicht. Sie stellten fest, dass Parabolrinnenkollektoren trotz ihres im Vergleich zu anderen Systemen hohen Wasserverbrauchs aufgrund ihrer Ausgereiftheit eine der wünschenswertesten Lösungen sind. Die Autoren stellten fest, dass der Parabolschalenkonzentrator zwar die niedrigsten Stromgestehungskosten und den niedrigsten Wasserverbrauch aufweist, ihm jedoch ein breites Spektrum an bewährten Anwendungen fehlt. Abb. 20 zeigt einen Vergleich zwischen den verschiedenen Kühltechniken.

In Hybridsystemen speichern sowohl Windkraftanlagen als auch Photovoltaik ihre Energie im TES des CSP-Kraftwerks über eine elektrische Heizung, wie in Abb. 21 dargestellt, oder in einem separaten Energiespeichersystem wie Batterien, um Stromkürzungen zu verhindern [103] und Strom einzuspeisen wie benötigt. Wenn bei einer Art verfügbarer erneuerbarer Energieressourcen ein Defizit besteht, können andere Technologien, wie etwa Geothermiekraftwerke, parallel zu CSP-Anlagen betrieben werden, um die Leistung zu verbessern. Die Stromerzeugung aus den PV- und Windkraftanlagen wird durch einen elektrischen Heizmechanismus zurückgewonnen, um das Solarsalz in den TES zu erwärmen, sobald sie in Betrieb gehen. Die thermische Energie aus dem CSP-System und der elektrischen Heizvorrichtung, die durch die Leistungsunterdrückung der PV- und Windsysteme erzeugt wird, werden beide im TES gespeichert. Die Kapazität des TES könnte in der Zwischenzeit erweitert werden, um bei Unwettern zusätzliche Wärmeenergie zu speichern. Um den Lastbedarf zu decken und die Diskrepanz zu beheben, kann das CSP-System Strom flexibel verteilen. Derzeit befinden sich in China und den Vereinigten Arabischen Emiraten zwei Hybrid-PV-CSP-Projekte im Bau. Tabelle 4 zeigt einige Spezifikationen dieser Kraftwerke.

Tabelle 4. Im Bau befindliche Hybrid-PV-CSP-Anlagen. (Quelle: NREL).

Das 800-MW-CSP-Projekt Midelt in Marokko ist die erste Hybrid-PV-CSP-Anlage, die eine elektrische Heizung zur Speicherung des durch PV erzeugten Stroms einsetzt. Der durch PV erzeugte Strom wird zum Erhitzen der Salzschmelze verwendet und dann im TES gespeichert. Ursprünglich sollte das Projekt PV mit Batterien als Backup zur Deckung des Tagesbedarfs sowie eine CSP-Anlage mit Wärmespeicher zur Deckung des Nachtbedarfs integrieren. Dennoch hat sich gezeigt, dass die Nutzung der thermischen Energiespeicherung für beide Einheiten die Stromgestehungskosten des Projekts auf 0,07 $/kWh senken kann. Wenn der Energiebedarf im Vergleich zu den verfügbaren Energiespeichern und Primärressourcen hoch ist, schlagen Ayadi et al. [104] bewerteten die Hybrid-CSP-Technologie als eine Solarenergiekonfiguration, die die Anforderungen an Vorhersagbarkeit und Dispatchbarkeit erfüllt. Das Hauptziel dieser Studie besteht darin, ein realistisches CSP-Wind-Szenario für den lokalen Markt und das Wetter in Jordanien zum Zeitpunkt der Durchführung anzubieten. Die Ergebnisse zeigen, dass die Hybridisierung den Kapazitätsfaktor von Hybridkraftwerken um bis zu 94 % erhöht und außergewöhnlich günstige Stromgestehungskosten von 0,063 $/kWh bietet, die niedriger sind als bei eigenständigen CSP-Anlagen. Nach 25 Betriebsjahren ist der Gesamtertrag der CSP-Anlage mit 5 h Energiespeicher etwa 4,5-mal höher als der der Windkraftanlage gleicher Größenordnung. In ähnlicher Weise haben A. Zurita et al. [105] untersuchten verschiedene Konfigurationen von Hybrid-CSP/PV- und TES-Systemen mit und ohne BESS unter Verwendung einer festen Ebene und eines Trackingsystems für das PV-System. Es wurde festgestellt, dass die niedrigsten erzielten Stromgestehungskosten des Hybridsystems 0,0772 $/kWh und 0,0750 kWh für das Festnetz- und Nachführsystem ohne Verwendung von BESS betrugen. Allerdings erhöhte die Integration des BESS in das Hybridsystem den Kapazitätsfaktor des Systems um etwa 7 bis 8 %, was jedoch auch zu einer Erhöhung der Stromgestehungskosten des Hybridsystems um 0,012 $/kWh führte.

JA Aguilar-Jiménez et al. [106] führten eine technoökonomische Analyse eines Hybrid-PV-CSP-Systems zur Nutzung als Energiequelle in isolierten Mikronetzen durch. Den Ergebnissen zufolge sind die Stromgestehungskosten des PV-CSP-Hybridsystems nur 2 % höher als die Stromgestehungskosten des PV-Batteriesystems. Die Stromgestehungskosten wären um 3,43 % niedriger, wenn die PV-CSP mit einem um 50 % höheren Energieverbrauch eingesetzt würde. Darüber hinaus wären die PV-LCOE-CSPs um 26 % günstiger, wenn der Bedarf 500 kW übersteigt. CA Pan und F. Dinter [107] stellten eine Hybridanlage vor, die PV- und Central-Receiver-CSP-Anlagen kombiniert. Es wurden Simulationen von Solo-PV- und CSP-Anlagen durchgeführt und mit den Simulationsergebnissen der vorgeschlagenen CSP-PV-Hybridanlage verglichen. Den Erkenntnissen zufolge sind Steigerungen des jährlichen Energieertrags und Kapazitätsfaktoren von bis zu 90 % möglich. Darüber hinaus können Systemgröße und -kosten verringert werden. Allan Starke et al. [108] untersuchten die Machbarkeit der Kombination einer CSP-Anlage mit einem PV-System, indem sie mit dem Transient System Simulation Tool (TRNSYS) zwei Modelle für hybride CSP-PV-Systeme für einen Standort in der Atacama-Wüste erstellten. Es wurde festgestellt, dass die Möglichkeit, thermische Energie während des Betriebs der PV-Anlage zu speichern, den Kapazitätsfaktor des Kraftwerks verbessert und so zur Schaffung eines vollständig steuerbaren Solarstromerzeugungssystems beiträgt. M. Petrollese und D. Cocco [109] untersuchten die Machbarkeit der Erzielung vollständiger Dispatchability und der besten Designparameter für eine hybride CSP-PV-Anlage. Die Ergebnisse zeigten, dass hybride CSP-PV-Anlagen sehr kosteneffizient werden, wenn eine konstante Stromproduktion für tägliche Zeitspannen von mehr als etwa 16 Stunden erforderlich ist.

Chennaif et al. [110] entwickelten eine neue Technik namens The Electric System Cascade Extended Analysis (ESCEA) zur Bewertung der geeigneten Größe eines eigenständigen hybriden Stromerzeugungssystems, das PV, Wind und CSP in Kombination mit gleichzeitigem TES und BESS umfasst. Die Kapazität der verschiedenen Produktions- und Speicherkomponenten des Systems sowie der prozentuale Beitrag jeder Energiequelle werden durch den ESCEA-Algorithmus bestimmt, der alle möglichen Alternativen bietet. Der Algorithmus wählt dann die optimale Option mit den niedrigsten Stromgestehungskosten. Der Algorithmus wurde in einer Fallstudie in Oujda, Marokko, mit einer elektrischen Last von 50 MW angewendet. Es wurden mehrere Konfigurationen untersucht, darunter CSP/PV/Wind mit Batterien und TES, jedoch mit unterschiedlichen Anteilsprozentsätzen für jedes Kraftwerk. Der Algorithmus ergab, dass der niedrigste erreichbare Stromgestehungskoeffizient 0,18 $/kWh für ein hybrides CSP/PV/Wind-System mit einem Anteil von 65,4 %, 26,1 % bzw. 8,5 % betrug, mit TES und BESS im Vergleich zu anderen 8 verschiedenen Konfigurationen. Unterdessen erreichte die Konfiguration von PV mit BESS und Wind mit BESS 0,24 $/kWh und 0,40 $/kWh mit einer Steigerung von 33,3 % und 122,2 % bei 0 % Verlust der Stromversorgungswahrscheinlichkeit (Loss of Power Supply Probability, LPSP). Al-Ghussain et al. [111] untersuchten die technisch-ökonomische Machbarkeit der Kopplung von TES mit mehreren PV-, Wind- und CSP-Konfigurationen in Jordanien und verglichen sie mit Szenarien, die Lithium-Ionen-Batterien verwenden. Es wurde festgestellt, dass die intermittierende Natur von Solar- und Windressourcen durch TES ausgeglichen werden kann. Im Vergleich zu den anderen Szenarien führte die Hinzufügung von TES zum CSP/PV/Wind-System zu den niedrigsten Stromgestehungskosten von 0,0485 $/kWh und dem höchsten Anteil an erneuerbaren Energien im System von 99,35 %.

In ähnlicher Weise haben Guo et al. [113] entwickelten unter Verwendung des MOPSO-Algorithmus einen Entwurf für ein hybrides Wind-/PV-System unter Verwendung von TES, um ein 100-MW-Übertragungsnetz in Karatschi zu nutzen, wie in Abb. 22, Pakistan dargestellt. Anschließend verglichen sie die LCOE-Ergebnisse mit denen, die bei der Verwendung von BESS anstelle von TES und ohne Verwendung von Speichergeräten erzielt wurden. Wenn TES zum Hybridsystem hinzugefügt wird, zeigen die Ergebnisse eine geringfügige Verringerung der Stromgestehungskosten um 0,074 %, aber eine beträchtliche Steigerung der Leistungsabgabe um 11,37 %. Unterdessen stiegen die Stromgestehungskosten deutlich um 12,79 %, weil BESS TES ersetzte. Aus wirtschaftlicher Sicht haben He et al. [114] untersuchten vier verschiedene Energiespeichertechnologien (BESS, TES, PHS und Wasserstoffspeicherung), die in einem Hybrid-PV/Wind-System für ein 100-MW-Bedarfsprofil in Karachi, Pakistan, eingesetzt werden sollen. Die Ergebnisse zeigen, dass bei demselben LPSP (10 %) die Stromgestehungskosten von TES, BES, Wasserstoff und PHS in dieser Reihenfolge 0,1421 $/kWh, 0,01793 $/kWh, 0,1956 $/kWh und 0,2196 $/kWh betragen. kWh. Dies beweist, dass TES auch bei variablen Lastprofilen die wirtschaftlichste Energiespeicherlösung ist. Darüber hinaus haben Y. He et al. [115] schlugen ein Wind-/PV-Hybridsystem mit TES vor und untersuchten das Problem der Kapazitätsoptimierung mit mehreren Zielen, das eine Verringerung der Stromgestehungskosten mit einschließt. Es wurden verschiedene Optimierungstechniken angewendet, darunter Algorithmen (NSGA-III und MOEA/D) und TOPSIS zur Entscheidungsfindung. Der niedrigste erreichbare Stromgestehungskoeffizient des Hybridsystems wurde mit 0,1106 $/kWh bei einem LPSP von 15,3 % ermittelt.

In ihren kommerziellen Anwendungen nutzen Geothermie- und konzentrierende Solarenergietechnologien (CSP) üblicherweise Wärme bei verschiedenen Temperaturen. Dies ermöglicht die Hybridisierung geothermischer Bottoming-Zyklen und solarer Topping-Zyklen an Orten, an denen beide Ressourcen vorhanden sind, wie in Abb. 23 dargestellt. McTigue et al. [116] stellten technische und finanzielle Möglichkeiten eines solarbetriebenen Dampfaufbereitungszyklus vor, der zu einem leistungsschwachen Geothermiekraftwerk in Idaho, USA, hinzugefügt wird. Der Geothermiekreislauf wird durch die Abwärme des Topping-Kreislaufs wieder in seine Auslegungsposition gebracht. Diese Hybrididee steigert die Effizienz und Stromproduktion der Geothermieanlage und nutzt gleichzeitig die hohen Temperaturen, die durch die Konzentration von Solarfeldern entstehen können, effizient aus. Die Forscher untersuchten die Auswirkung der Hinzufügung von TES auf die Stromgestehungskosten des Hybridsystems oder des Ersatzes durch gleichwertige PV mit BESS. Die Ergebnisse zeigten einen leichten Anstieg der Stromgestehungskosten um 2,4 %, jedoch einen deutlichen Anstieg der jährlichen Energieproduktion um 20,44 %. Unterdessen lieferte das PV mit BESS-System um 46,09 % höhere Stromgestehungskosten als die Verwendung des vorgeschlagenen Hybridsystems mit TES. In ähnlicher Weise haben McTigue et al. [117] untersuchten hybride Geothermie-/CSP-Anlagen zur Solarwärmezugabe, um den Rückgang der geothermischen Ressourcen für Geothermieanlagen in Kalifornien, USA, auszugleichen. Die Ergebnisse des Hybridsystems mit 3-Stunden- und 10-Stunden-TES-Größensystem wurden mit einem äquivalenten PV mit BESS verglichen. Es wurde festgestellt, dass das Hybridsystem mit 3 Stunden Lagerung einen um 28 % geringeren Stromgestehungskosten aufwies, während ein System mit 10 Stunden Lagerung einen um 47 % geringeren Stromgestehungskosten aufwies.

Tabelle 5 zeigt eine Liste aktueller Studien, die sich auf Hybridsysteme mit TES konzentrieren. Ihre LCOE-Ergebnisse sind zusammen mit dem Standort der Studie aufgeführt. Die Tabelle zeigt, dass es in Jordanien, wo sowohl GHI- als auch DNI-Werte relativ hoch sind, möglich ist, 0,0485 $/kWh LCOE von Hybrid-PV/Wind/CSP mit TES-System zu erreichen, was zu einer hervorragenden Leistung für PV- und CSP-Anlagen und einem signifikanten Anstieg führt Senkung der Stromgestehungskosten [111]. Im Allgemeinen können Regionen mit hohen DNI-Werten, wie die MENA-Region, Chile, die Vereinigten Staaten, Australien und China, Stromgestehungskosten von weniger als 0,1 $/kWh erzielen. Im Vergleich zu anderen Energiespeichertechnologien weist TES die niedrigsten Stromgestehungskosten und eine der längsten Lebensdauersysteme auf. Darüber hinaus können Hybridsysteme ihren Kapazitätsfaktor auf 90 % erhöhen, was dazu beiträgt, die Variabilität erneuerbarer Ressourcen und die Unterbrechung der Erzeugung erneuerbarer Energiesysteme zu überwinden, was zu stabileren Netzen und einer besseren Nachfrageanpassung führt.

Tabelle 5. Zusammenfassung der LCOE-Ergebnisse aus der jüngsten Forschung zu hybriden erneuerbaren Energiesystemen.

CSP-Anlagen werden auf der Grundlage ihres thermodynamischen Zyklus und ihrer Kreislaufeffizienz in drei Generationen eingeteilt, Abb. 24. Die erste Generation von CSP-Anlagen nutzt den Rankine-Zyklus, der eine Auslegungszykluseffizienz von 28–38 % und eine maximale Zyklustemperatur von 240–440 °C aufweist °C, und PTC, Solar Tower und LFR werden häufig eingesetzt [123]. Da die meisten CSP-Anlagen der ersten Generation über keine Wärmespeicherung verfügten, konnten sie nur bei sonnigem Wetter den ganzen Tag über betrieben werden. CSPs der ersten Generation machen weiterhin den größten Teil der eingesetzten CSP-Kapazität aus, wobei PTC-Systeme derzeit 64 % aller Projekte ausmachen. Die meisten CSP-Anlagen der zweiten Generation bestehen aus PTC, SPT und LFR, wobei die Wirkungsgrade des Rankine-Zyklus zwischen 38 und 45 % liegen und die maximalen Zyklustemperaturen 565 °C erreichen. Fast alle neuen CSP-Kraftwerke der zweiten Generation sind mit thermischen Energiespeichersystemen ausgestattet. Diese CSP-Anlagen der zweiten Generation können aufgrund ihrer hohen Zykluseffizienz einen jährlichen solarelektrischen Wirkungsgrad von etwa 10–20 % erreichen, verglichen mit 9–16 % für CSP-Systeme der ersten Generation [123]. Die dritte Generation von CSP-Anlagen konzentriert sich auf die Erhöhung der maximalen Kreislauftemperatur durch den Einsatz modernerer Materialien zur Wärmeübertragung, Wärmespeicherung und Arbeitsflüssigkeit im Wärmekreislauf. Alle CSP-Technologien der dritten Generation befinden sich jedoch noch im Demonstrationsstadium, ohne dass kommerzielle Anwendungen verfügbar sind [124]. Das Hauptziel von CSP der dritten Generation ist die Minimierung der Stromgestehungskosten durch Erhöhung des Solarstromwirkungsgrads, wenn die Betriebstemperaturen über 600 °C steigen [124].

Nach Angaben der European Solar Thermal Energy Association, der International Energy Agency und Greenpeace könnte CSP im Jahr 2030 3–3,6 % der weltweiten Energieversorgung und im Jahr 2050 8–11,8 % liefern. Dies deutet auf die Notwendigkeit einer zweistelligen Kapazitätssteigerung hin in den nächsten Jahren, was noch nicht gezeigt wurde [125]. Andere Prognosen deuten darauf hin, dass die Kosten für CSP bis 2025 auf 0,05 $/kWh sinken könnten [126].

Entwickler von CSP-Anlagen, die TES-Systeme für geschmolzenes Salz verwenden, stehen vor mehreren Herausforderungen, darunter der Reduzierung der Kosten für geschmolzenes Salz und der Verringerung des Risikos des Gefrierens von geschmolzenem Salz. Parasitärer Verbrauch, Kosten für Frostschutzmittel und Kosten für Umwälzpumpen sind allesamt Probleme. Die Reduzierung der Kosten für die von der Anlage genutzte Wärmespeicheranlage ist eines der Hauptziele bei der Senkung der Stromgestehungskosten von CSP. Laut IRENA [127] liegen die Gesamtinstallationskosten für CSP-Systeme mit vier bis acht Stunden thermischer Speicherkapazität zwischen 3183 $/kW und 8645 $/kW. Für Projekte mit einer thermischen Speicherkapazität von acht Stunden oder mehr ist die Spanne enger und liegt zwischen 4.077 und 5.874 US-Dollar pro kW. Laut einer aktuellen IRENA-Bewertung [128] werden in den nächsten zwei Jahrzehnten erhebliche Fortschritte bei der Senkung der Preise für sensible und latente Wärmespeicher erwartet, wobei die Kosten bei Einbindung in CSP, PV oder Wind nur noch 12 $/kWh betragen werden Projekte. Tabelle 6 listet einige der TES-bezogenen Ziele für die kommenden Jahre auf. Die Untersuchung gemeinsamer Materialqualitäten und wesentlicher physikalischer Eigenschaften wird künftig zur Entwicklung neuer HTFs genutzt. Korrosion, Entflammbarkeit, Toxizität, thermische Stabilität, Kosten und Verfügbarkeit sind allesamt übliche Materialeigenschaften [129].

Tabelle 6. Primäre TES mit CSP-technischen Innovationszielen [128].

Mehrere technologische und wirtschaftliche Probleme müssen durch konzentrierte Solarkraftwerke, Thermofluide und Wärmeübertragungsflüssigkeiten sowie thermische Energiespeichersysteme überwunden werden. Zu den wirtschaftlichen Problemen gehören hohe Kapitalkosten, unvorhersehbare Preise, Finanzen, fehlende Größenordnung, Materialpreise, Verfügbarkeit und Betriebskosten. Zu den technologischen Hindernissen gehören die Variabilität der Solarressourcen, die Integration in das Stromnetz, Korrosion, thermische Stabilität und Systemkomplexität. Diese Probleme unterstreichen die Notwendigkeit fortlaufender Innovationen und Investitionen in die CSP-Technologie, um diese kosteneffektiver und effizienter zu machen und sowohl technische als auch wirtschaftliche Hürden für den Einsatz in großem Maßstab zu überwinden. Darüber hinaus besteht Bedarf an staatlicher Unterstützung und regulatorischen Rahmenbedingungen, die die Entwicklung der CSP-Technologie fördern und den Übergang zu einer Zukunft mit sauberer Energie beschleunigen können.

Die durch meteorologische Umstände wie Wolken und Staub verursachte Fluktuation der Solarressourcen kann sich negativ auf die Wirksamkeit von CSP-Anlagen auswirken. Wärmespeichertechnologien, die in CSP-Kraftwerken eingesetzt werden, können durch Wärmeverluste und die Komplexität des Systems negativ beeinflusst werden. Aufgrund ihrer inhärenten Unvorhersehbarkeit kann ihre Integration in das Netz eine schwierige Aufgabe sein und eine regelmäßige Wartung ist erforderlich, um sicherzustellen, dass ihre Wirksamkeit erhalten bleibt. Der Bau von CSP-Anlagen ist teuer, sie sind mit unsicheren Strompreisen und Finanzierungsproblemen konfrontiert und es mangelt ihnen aufgrund des frühen Stadiums der Branche an Skaleneffekten. All diese Faktoren tragen zu den relativ hohen Kosten von CSP-Strom im Vergleich zu den Kosten von Strom aus anderen erneuerbaren Energiequellen bei [125,[130], [131], [132], [133], [134]].

Thermofluide und Wärmeübertragungsflüssigkeiten, die in konzentrierten Solarkraftwerken (CSP) verwendet werden, stellen sowohl technisch als auch wirtschaftlich mehrere Hindernisse dar. Aufgrund ihrer korrosiven Natur und hohen Temperaturen können diese Flüssigkeiten Schäden verursachen, was auch ihre Lebensdauer verkürzen und ihre thermische Stabilität im Laufe der Zeit schwächen kann. Das Management der Materialkompatibilität kann manchmal schwierig sein, und eine Verschlechterung der Flüssigkeit kann zu einer verminderten Produktivität führen. Der Preis von Flüssigkeiten, die speziell für eine Anwendung hergestellt wurden, kann ziemlich hoch sein und bestimmte Flüssigkeiten sind nicht leicht zugänglich, was besondere Handhabungs- und Versandverfahren erforderlich macht. Das Recycling und die Entsorgung dieser Flüssigkeiten kann auch eine kostspielige und schwierige Aufgabe für die Umwelt sein [[135], [136], [137]].

Die Effizienz von Systemen, die Wärmeenergie speichern, kann schwanken, und Wärmeverluste können zu einer Verringerung dieser Effizienz führen, was zu höheren Kosten für den Betrieb des Systems führen kann. Im Kampf gegen Korrosion und andere Probleme ist die Materialverträglichkeit von entscheidender Bedeutung. Darüber hinaus können größere Systeme komplizierter sein, was zu höheren Kosten sowohl für den Bau als auch für die Wartung führen kann. Aufgrund des Bedarfs an Spezialgeräten und Materialien kann es schwierig und kostspielig sein, thermische Energiespeichersysteme zu vergrößern. Die in diesen Systemen verwendeten Materialien können recht kostspielig sein. Der Bedarf an Begleitheizung und Isolierung kann zu relativ hohen Betriebskosten führen, was insbesondere für Systeme mit geschmolzenem Salz gilt [138,132,139,140].

Damit die CSP-Industrie diese technologischen und wirtschaftlichen Hürden erfolgreich überwinden kann, bedarf es kontinuierlicher Innovation und Erfolg bei der Überwindung dieser technologischen und wirtschaftlichen Hürden, es müssen kontinuierliche Innovationen sowie Investitionen in die Forschung und Entwicklung neuer Technologien erfolgen. Effizienzsteigerungen und Kosteneinsparungen können durch den Einsatz verschiedener Betriebs-, Material- und Designverbesserungen erzielt werden. Die Beschleunigung des Einsatzes der CSP-Technologie und die Überwindung von Hürden beim Markteintritt können mithilfe politischer Unterstützung und regulatorischer Rahmenbedingungen, die die Entwicklung der CSP-Technologie begünstigen, möglich werden. Letztendlich wird die Fähigkeit des CSP-Sektors, kosteneffizienter und wettbewerbsfähiger mit anderen Quellen erneuerbarer Energien zu werden, darüber entscheiden, wie erfolgreich die Branche sein wird.

Die CSP-Technologie ist eine effiziente erneuerbare Energietechnologie zur Stromerzeugung, die die Aufmerksamkeit der Forscher auf sich gezogen hat. Die CSP-Technologie kann in weiten Teilen der Welt Strom mit hoher Kapazität erzeugen, wobei der Gesamtwirkungsgrad von Solarstrom zu Strom mehr als 16 % erreicht. Durch den Vergleich von rund 143 CSP-Projekten weltweit, von denen 114 in Betrieb sind, 20 jetzt nicht in Betrieb oder stillgelegt sind und 9 im Bau sind, um 2022 und 2023 den Betrieb aufzunehmen. Der Vergleich zeigte, dass Spanien, die Vereinigten Staaten und China die führenden Länder sind der Einsatz von CSP-Anlagen. Spanien verfügt mit insgesamt 2,3 GW über die größte installierte Kapazität und landesweit wurden 51 Projekte gebaut, die alle in Betrieb sind. Unter den vier gängigen CSP-Technologien sind Parabolrinnenkollektoren (PTC) mit 91 Projekten die am häufigsten genutzte Technologie, gefolgt von solarthermischen Türmen mit 34 Projekten, linearen Fresnel-Reflektoren mit 16 Projekten und nur zwei Schüsselprojekten, die beide stillgelegt wurden . Rund 75 % der installierten Kapazität nutzten die PTC-Technologie. Darüber hinaus wurde festgestellt, dass die Technologie der linearen Fresnel-Reflektoren den größten Flächenverbrauchsfaktor unter den anderen Technologien aufweist. Es wurde jedoch festgestellt, dass die benötigte Solarfeldfläche pro 1 MW Kapazität sowohl für den linearen Fresnel-Turm als auch für den Power Tower etwa 11.000 m2 beträgt. Darüber hinaus wirkte sich die Covid-19-Pandemie nachteilig auf den Einsatz von CSP-Kraftwerken aus, da in diesem Zeitraum (2020 – 2022) nur neun Projekte abgeschlossen wurden. Für die hybride Integrationsmethode von PV und Wind mit dem CSP erreichten die Stromgestehungskosten einen Mindestwert von 0,049 – 0,22 $/kWh.

Basierend auf der aktuellen Analyse sind nach den Ergebnissen dieser Studie die folgenden Empfehlungen für die nächste Studie im Bereich hybrider erneuerbarer Energiesysteme und TES wesentlich.

Die Autoren erklären, dass ihnen keine konkurrierenden finanziellen Interessen oder persönlichen Beziehungen bekannt sind, die den Anschein erwecken könnten, dass sie die in diesem Artikel beschriebene Arbeit beeinflusst hätten.

© 2023 Die Autoren. Herausgegeben von Elsevier Ltd.

https://doi.org/10.1016/j.ijft.2023.100340