Solarthermische Kraftwerke (CSP)

Solarthermische Kraftwerke (Concentrated Solar Power, CSP) erzeugen Strom aus der Wärme der Sonne, nicht aus ihrem Licht. Spiegelfelder führen der Sonne nach und bündeln ihre Strahlung auf einen Receiver, der ein Medium auf 300 bis 565 °C erhitzt. Mit dieser Wärme entsteht Dampf für eine Turbine, derselbe Kraftwerksblock wie in einem Kohle- oder Gaskraftwerk. Was CSP besonders macht, ist der Speicher: Wärme lässt sich viel billiger speichern als Strom, deshalb kann ein Kraftwerk mit einem Tank voller Salzschmelze nachts Solarstrom verkaufen.

Weltweit ist CSP klein. IRENA, REN21 und die Projektdatenbank von SolarPACES beziffern die Leistung in Betrieb Mitte der 2020er-Jahre auf rund 7 GW, gegenüber mehr als 2.000 GW Photovoltaik. Die Stromstatistiken dieser Website (von Ember und Our World in Data) weisen CSP nicht gesondert aus; es steckt in den Solarzahlen und liefert dort deutlich weniger als 1 % der Erzeugung. Wichtig ist CSP weniger wegen seiner heutigen Größe als wegen dessen, was es in sonnigen, trockenen Regionen leisten kann: Solarstrom, der sich speichern und bei Bedarf abrufen lässt.

So funktioniert CSP

Jedes CSP-Kraftwerk besteht aus vier Teilsystemen:

1. Solarfeld. Spiegel (Heliostaten oder gekrümmte Reflektoren) führen der Sonne nach und bündeln die Direktnormalstrahlung auf einen Receiver. Linienfokussierende Systeme erreichen etwa 30–100-fache Konzentration, punktfokussierende Türme 500–1.000-fach und mehr.
2. Receiver. Er absorbiert das gebündelte Licht und gibt die Wärme an ein Medium ab: synthetisches Thermoöl, Nitratsalzschmelze oder direkt Wasser/Dampf.
3. Wärmespeicher. Meist zwei Tanks mit Salzschmelze, einem „Solarsalz“ aus etwa 60 % Natriumnitrat und 40 % Kaliumnitrat. Das Salz wird aus einem kalten Tank (~290 °C) durch den Receiver oder einen Wärmetauscher in einen heißen Tank gepumpt (~390 °C bei Rinnenkraftwerken, ~565 °C bei Türmen).
4. Kraftwerksblock. Ein Dampfkreislauf (Clausius-Rankine) mit Turbine, Generator und Kondensator, im Prinzip wie in einem fossilen Kraftwerk.

Bündeln lässt sich nur direkte Strahlung. Vom diffusen Licht, das PV an diesigen Tagen noch umwandelt, hat CSP nichts. Für die Standortwahl zählt deshalb die DNI, nicht die Globalstrahlung auf die Horizontale (siehe Karte des Solarpotenzials).

Die wichtigsten CSP-Technologien

Parabolrinne

Lange Reihen parabolisch gekrümmter Spiegel bündeln das Sonnenlicht auf ein evakuiertes Receiverrohr in der Brennlinie und erhitzen synthetisches Öl auf etwa 390–400 °C. Rinnen sind die ausgereifteste Bauart und stellen den Großteil der installierten Leistung. Beispiele sind die spanische Flotte von 50-MW-Kraftwerken (Andasol 1–3, jeweils mit 7,5 Stunden Speicher), das 280-MW-Kraftwerk Solana in Arizona und der 600-MW-Rinnenteil der Phase 4 des Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park in Dubai. Die Temperaturgrenze des Öls drückt den Wirkungsgrad des Dampfprozesses, und für den Speicher braucht es einen Öl-Salz-Wärmetauscher.

Solarturm (Zentralreceiver)

Tausende flache Heliostaten, jeder einzeln nachgeführt, spiegeln das Licht auf einen Receiver an der Spitze eines Turms. Türme arbeiten heißer (Salzschmelze bei etwa 565 °C). Die Turbine läuft dadurch effizienter, und das Salz lässt sich ohne Wärmetauscher direkt speichern, was die Speicherkosten senkt. Beispiele sind Noor III in Marokko (150 MW), Cerro Dominador in Chile (110 MW, etwa 17,5 h Speicher) und der 100-MW-Turm in Dubai, mit 262 Metern der höchste Solarturm, der je gebaut wurde. Ivanpah in Kalifornien (etwa 390 MW brutto, drei Türme, Direktdampf, kein Speicher) ist der bekannteste Turm ohne Speicher.

Linear-Fresnel

Linear-Fresnel-Kraftwerke bündeln das Licht mit langen, fast flachen Spiegelstreifen in Bodennähe auf einen fest darüber montierten Receiver. Sie sind billiger im Bau und brauchen pro MW weniger Fläche als Rinnen, haben aber einen geringeren optischen Wirkungsgrad, besonders im Winter und in höheren Breiten. Die Anlagen haben meist einige zehn MW, etwa Puerto Errado 2 in Spanien (30 MW) und Dhursar in Indien (125 MW).

Parabolschüssel (Dish)

Eine Schüssel bündelt das Licht auf einen Receiver im Brennpunkt und treibt meist einen Stirlingmotor mit etwa 10–25 kW pro Einheit an. Dish-Stirling-Systeme halten den Rekord beim Wirkungsgrad von Sonnenlicht zu Strom (in der Spitze über 30 %). Speicher lassen sich aber kaum einbinden, und die Technik hat nie den kommerziellen Maßstab erreicht: Die großen US-Dish-Projekte Anfang der 2010er-Jahre wurden gestrichen oder auf PV umgestellt.

Die Wirkungsgradspannen sind ungefähre Auslegungs- und Betriebswerte aus der Literatur von IRENA und SolarPACES. Reale Kraftwerke weichen je nach DNI, Speichergröße und Betriebsweise ab.

Wirkungsgrad, Speicher und Kapazitätsfaktor

Der Wirkungsgrad von CSP ist eine Kette von Umwandlungen. Nach den optischen Verlusten (Spiegelreflexion, Kosinuseffekt und Verschattung) bleiben übers Jahr meist 55–75 %, der Receiver behält nach Absorptions- und Wärmeverlusten 80–90 %, und der Dampfprozess wandelt etwa 35–42 % um. Multipliziert ergibt das Jahreswirkungsgrade von Sonnenlicht zu Strom von etwa 13–20 %, ähnlich wie bei PV-Modulen oder darunter. Die thermodynamische Obergrenze für den Kraftwerksblock setzt Carnot:

Dieser Temperaturvorteil erklärt, warum Türme bei neuen Projekten dominieren. Das Solarvielfache ist der wichtigste Hebel für die Regelbarkeit. Bei SM = 1 ist das Feld gerade groß genug, um die Turbine mittags zu betreiben. Mit einem SM von 2,5–3,5 sammelt das Kraftwerk tagsüber überschüssige Wärme und speichert sie für Abend und Nacht. Salzschmelzetanks verlieren nur wenige Prozent ihrer Wärme pro Tag und kosten pro kWh Kapazität weit weniger als Batterien, deshalb sind 6–15 Stunden Speicher inzwischen Standard.

Der Kapazitätsfaktor eines CSP-Kraftwerks hängt deshalb vor allem am Speicher. Ohne Speicher laufen Anlagen mit rund 20–30 %. Mit 7–10 Stunden sind an guten Standorten 40–55 % üblich, und Kraftwerke wie Cerro Dominador sind auf 60–70 % oder mehr ausgelegt. Mit wachsender Speicherdauer stieg der gewichtete Durchschnitt neuer Anlagen laut IRENA von rund 30 % im Jahr 2010 auf 40–55 % in den letzten Jahren. Der Kapazitätsfaktor-Rechner zeigt, was das an Jahresenergie bedeutet.

Kosten

Auch die CSP-Kosten sind stark gesunken, allerdings von einem höheren Ausgangsniveau und mit weit weniger Projekten als bei PV.

• IRENA (2024): Die weltweit gewichteten Stromgestehungskosten neuer CSP-Kraftwerke fielen von etwa 0,39 USD/kWh im Jahr 2010 auf rund 0,12 USD/kWh im Jahr 2023, ein Rückgang um rund 70 %. Pro Jahr gehen nur eine Handvoll Kraftwerke ans Netz (zuletzt vor allem in China), deshalb schwankt der Jahresdurchschnitt stark.
• Ausschreibungspreise: Noor Energy 1 in Dubai mit 950 MW (Phase 4, 700 MW CSP plus 250 MW PV, 15 Stunden Speicher) wurde 2017 zu etwa 0,073 USD/kWh vergeben. Projekte in Chile und China boten je nach Finanzierung und Fördermodell 0,06–0,11 USD/kWh.
• Lazard LCOE+: Analysen setzen US-Solartürme mit Speicher ohne Förderung bei rund 120–160 USD/MWh an, deutlich über großen PV-Anlagen.
• NREL ATB: modelliert für Salzschmelzetürme deutliche weitere Kostensenkungen, falls Konzepte der nächsten Generation (heißere Receiver, überkritische CO2-Kreisläufe) marktreif werden.

Die Investitionskosten sind hoch, je nach Speicherstunden meist mehrere tausend USD pro kW, und die LCOE schwanken mit WACC, Kraftwerksgröße und DNI. Der faire Vergleich ist nicht CSP gegen reine PV, sondern CSP gegen PV mit Batteriespeicher, die dieselbe Energie am Abend und in der Nacht liefern. Bei kurzen Speicherdauern (2–4 h) gewinnt PV mit Lithium-Ionen-Batterien inzwischen fast überall; CSP schneidet ab 8 Stunden und bei industrieller Prozesswärme besser ab. Diese Abwägungen kannst du im LCOE-Rechner testen.

Großprojekte

• Noor Ouarzazate, Marokko. Ein Komplex mit 580 MW: Noor I (160 MW Rinne, 3 h Speicher), Noor II (200 MW Rinne, 7 h), Noor III (150 MW Turm, etwa 7,5 h) und Noor IV (72 MW PV). Finanziert mit zinsgünstigen Krediten multilateraler Banken, wurde er zum Vorbild für große CSP-Projekte in Schwellenländern.
• Cerro Dominador, Chile. Das erste CSP-Kraftwerk Lateinamerikas (2021), ein Salzschmelzeturm mit 110 MW und etwa 17,5 h Speicher, kombiniert mit 100 MW PV in der Atacama-Wüste, wo die DNI zu den höchsten der Erde zählt.
• Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park Phase 4, VAE. Die größte CSP-Investition an einem einzigen Standort: 600 MW Rinne, ein 100-MW-Turm und 250 MW PV, mit 15 Stunden Speicher.
• Ivanpah, USA. Bei seiner Eröffnung 2014 das größte CSP-Kraftwerk der Welt. Es nutzt Direktdampftürme ohne Speicher und verbrennt zum Anfahren Erdgas. Die anfänglichen Erzeugungsziele wurden verfehlt, und es gab Kritik wegen getöteter Vögel. 2025 vereinbarten die Abnehmer, die Verträge vor einer geplanten Teilstilllegung auslaufen zu lassen.
• Crescent Dunes, USA. Ein 110-MW-Turm mit 10 h Speicher, der nach einem Leck im Salztank lange stillstand. Seine Probleme dämpften das Interesse der Investoren an CSP Ende der 2010er-Jahre.

Fläche, Wasser und Rohstoffe

Fläche. CSP braucht rund 2–4 Hektar pro MW, etwa so viel wie große PV-Anlagen oder etwas mehr, wenn man das für den Speicher vergrößerte Feld mitrechnet. Die Standorte müssen eben sein, mit Neigungen meist unter 1–3 %.

Wasser. In der Wüste ist Wasser das größte Umweltproblem von CSP. Nassgekühlte Rinnenkraftwerke verbrauchen rund 3.000–3.500 Liter pro MWh, ähnlich wie Kohlekraftwerke. Trockenkühlung (mit Luft) senkt das um rund 90 % auf einige hundert Liter pro MWh für Spiegelreinigung und Speisewasser, kostet aber ein paar Prozent Leistung und mehr Kapital. Die meisten neuen Kraftwerke in wasserarmen Regionen sind trockengekühlt.

Rohstoffe. CSP braucht viel Material: Stahl und Beton für Tragwerke und Fundamente, Glas und Silber für die Spiegel und Zehntausende Tonnen Nitratsalz pro Kraftwerk. Nichts davon ist knapp, die Masse pro MW liegt aber höher als bei PV.

CO2-Emissionen über den Lebenszyklus

• IPCC AR5 WGIII Anhang III (2014): Median 27 g CO2e/kWh, Spanne 8,8–63 g.
• UNECE (2021): In dieser Bewertung schneidet CSP im Mittel schlechter ab als PV. Gründe sind die großen Mengen Stahl, Beton, Glas und Nitratsalz und bei manchen Bauarten Erdgas, das zum Anfahren und als Frostschutz verbrannt wird. Die Werte liegen trotzdem eine Größenordnung unter fossiler Erzeugung.

Den größten Unterschied macht die Gaszufeuerung. Kraftwerke, die viel Gas zum Anfahren oder gegen das Erstarren des Salzes verbrennen, haben messbar höhere Betriebsemissionen als rein solare Anlagen. Salzschmelze erstarrt bei etwa 220–240 °C und muss daher auch in bewölkten Phasen warm gehalten werden.

Sicherheit und Umweltwirkungen

Die industriellen Gefahren sind die jedes Wärmekraftwerks: Hochdruckdampf, heiße Medien und bei Rinnenkraftwerken Brandgefahr durch synthetisches Thermoöl. Das gebündelte Licht nahe den Turmreceivern kann Vögel und Insekten verbrennen, die hindurchfliegen; wie viele Vögel in Ivanpah jedes Jahr sterben, ist in Studien stark umstritten. Blendung kann Piloten und Autofahrer stören. Nitratsalze sind ungiftige Chemikalien in Düngerqualität, Leckagen können aber Anlagenteile beschädigen.

Ausblick

In den 2010er-Jahren kam das Wachstum von CSP zum Erliegen, als die PV-Kosten einbrachen, doch der Speicher hat das Interesse zurückgebracht. China hat eine lange Liste von Turm- und Fresnel-Projekten, die neben PV- und Windparks entstehen, um abgelegene „Clean Energy Bases“ mit gesicherter Leistung zu versorgen. Chile, Marokko, Saudi-Arabien, die VAE und Südafrika sind weiter aktive Märkte. Die wahrscheinliche Nische von CSP: als regelbarer Partner billiger PV Abend und Nacht abdecken und Hochtemperatur-Prozesswärme liefern, denn ein CSP-Feld kann direkt Dampf erzeugen. Die Forschung konzentriert sich auf Receiver über 700 °C, überkritische CO2-Kreisläufe und Speicher mit Partikeln. Zur PV-Seite der Solarenergie siehe Solarenergie, zu Kosten und Emissionen im Vergleich mit anderen Optionen den Technologievergleich.