Nach meinen Infos liegen die Stromgestehungskosten für Blythe bei 0,18 $/kWh ohne Cash Grants und ohne verbilligte Kredite und mit staatlicher US-Förderung bei 0,12 $/kWh . Das passt nahezu wie die Faust aufs Auge zu den Abengoa-Angaben, die uns bossi verlinkt hat zum Arizona CSP-Kraftwerk Solana. Dort liegen die Stromgestehungskosten ohne staatliche Förderung bei 0,19 $/kWh und mit bei 0,14 $/kWh. Das ist die Realität. Da kann einer rechnen und tun was er will. Das ist es halt mal so. Es ist bis auf das i-Tüpfelchen indentsich mit meinen gestrigen Angaben. Nun ja, habe auch nichts anderes erwartet, da ich schon über sehr gute Infos verfüge.
Der Grund für die Differenz zwischen dem SM und dem Abengoa-Kraftwerk liegt daran, dass SM ohne Salzspeicher in Kalifornien baut und Abengoa in Arizona mit Salzspeicher baut. Die Option mit Salzspeicher erhöht die Gesamtinvestitionen um gut 15% und die Betriebskosten werden auch höher, da zu einem das Solarfeld um ein gutes Stück größer ist und der Kraftwerksbetrieb nicht wie bei Blythe durchschnittlich im Jahr rd. 8 Std. beträgt , sondern 14 Std (höhere Wartungs- und Reparaturkosten).
Mir ist es aber nach wie vor ein totales Rätsel warum Abengoa in ihrem Arizona CSP-Kraftwerk ein Salzspeicher bauen will. In den Off Peak-Zeiten wird für den erzeugten Strom wesentlich weniger bezahlt wie in den On Peak Zeiten. Da aber die Subventionspraxis in den USA (direkte Subventionen durch Cash Grants, wenn in 2010 noch gebaut wird und danach ein Tax-Credit von 30% auf das Investitionsvolumen und verbilligte Kredite durch die Federal Finance Bank) eine völlig andere ist wie in Spanien (garantierte Einspeisevergütungen) bringt in den USA ein Salzspeicher für die Rentabilität eines CSP-Kraftwerkes gar nichts. Der Gegneteil ist der Fall. Das dürfte aber auch von den USA so gewollt sein, denn Grundlaststrom hat Kalifornien oder auch Arizona mit ihren Atom-, Kohle- und Gaskraftwerken zu genüge. Gerade im Südwesten der USA ist aber in den heißen Sommermonaten der Peak-Strom ein realtiv knappes und recht teures Gut.
Bei der Subventionspraxis in den USA wundert es mich wirklich warum Abengoa bei Solana einen recht teuren Salzspeicher plant und der Strom aus dem Speicher sicher 30 bis 40% auf Basis der kWh weniger an Einnahmen bringt wie der erzeugte Strom zwischen 11 bis 14 Uhr. Denke aber mal Abengoa wird schon wissen was sie tun.
Bright Source hat jedenfalls deutlich gesagt, dass zwar der Salzspeicher für ihr Ivanpah CSP-Kraftwerk eine Zukunftsoption sei, aber aktuell wird keiner gebaut. Habe mich aber nicht mit den Regularien in Arizona beschäftigt. Vielleicht war das auch eine Auflage des US-Bundesstaates Arizona bzw. des PPAs, dass das CSP-Kraftwerk mit einem Speicher ausgestattet werden muss. Rechnen tut sich der Salzspeicher derzeit in den USA nicht, in Spanien aber schon.
Es ist eh sehr erstaunlich wie teuer die CSP-Kraftwerke in Spanien im Gegensatz zu den US CSP-Kraftwerken sind. So liegen die Stromgestehungskosten für Andasol (50 MW) bei rd. 0,35 $/kWh und für das Abengoa Arizona-Kraftwerk (280 MW) bei 0,19 $/kWh ohne staatliche Subventionen. Das heißt, dass in Spanien CSP-Kraftwerke etwa doppelt so teuer sind wie in den USA. Liegt natürlich auch daran, dass die Sonneneinstrahlwerte im Südwesten der USA um 20% höher liegen und die CSP Kraftwerke in den USA deutlich größer sind. Da in Spanien die CSP-Kraftwerke um gut das Doppelte teurer sind wie in den USA, ist es auch nicht großartig erstaunlich, dass die spanische Regierung beim Bau neuer CSP-Kraftwerke neue Regularien einführen will. Zumal die Renditen in Spanien mit um die 20% für ein CSP-Kraftwerk schon immens hoch sind. In den USA dürften sich die jährlichen Renditen auf Sicht von 20 Jahren für ein CSP-Kraftwerk auf etwa 10 bis 15% belaufen. Natürlich alles mit staatlichen Subventionen. Die Renditen werden natürlich bei CSP-Karftwerken von Jahr zu Jahr größer, da der Strompreis wohl steigen wird und bei CSP-Karftwerken gibt es nun mal keine vairablen Kosten. Die Sonne gibt es kostenlos, aber die Betreiber von einem Kohle- bzw. einem Gaskraftwerk müssen für ihren Rohstoff wohl von Jahr zu Jahr mehr Geld auf den Tisch blättern.
Beim Bright Source Ivanpah Turm CSP-Kraftwerk (380 MW) liegen die Stromgestehungskosten inkl. Subventionen bei 0,11 $/kWh und für das Abengoa CSP-Kraftwerk Solona (280 MW) bei 0,14 $/kWh, auch inkl. der Subventionen. Das ist eine Differenz von immerhin 27%.
Die Hauptgründe für diese doch erstaunlich hohe Differenz kommt vom teuerem Salzspeicher und vom besseren Wirkungsgrad der Turmtechnik gegenüber der Parabolrinnentechnik (Outputwirkunsgrad bei Turm liegt bei 28%, bei Parabolrinne bei 26%).
Wobei mich mal beim Ivanpah CSP-Kraftwerk brennend interessieren würde wie hoch die Back Up-Kosten liegen, denn Turmkraftwerke fehlt einfach die Redundanz. Wenn bei Ivanpah einer der drei Türme auf einmal z.B. aus technischen Gründen oder wegen atmosphärischen Störungen ausfällt, dann sind 125 MW auf einmal futsch und das kann dem Generatorenblock wie auch der ganzen Stromnetzinfrastruktur im Südwesten der USA sicherlich nicht gut tun. Vor allem wenn noch mehr Turmkraftwerke gebaut werden sollten.
Ohne Subventionen hätte CSP wie auch PV keine Chance im Südwesten gegen Wind oder Biomasse. Da steckt dann doch eine sehr große Kluft dazwischen . CSP ist im Südwesten der USA um rd. das 2,5 fache teurer wie Wind und PV um rd. das 3 fache wie Wind. Wobei davon auszugehen ist, dass PV sicher schneller billiger wird wie CSP. Aber gerade in sehr heißen Gegenden hat PV mit dem Wirkungsgrad ein grundsätzliches Problem wegen des schlechten Wärmekoeffizienten , so dass in heißen Wüstengegenden wohl CSP auch auf Dauer billiger sein wird wie PV. Der CSP-Technologie sind die Temperaturen völlig egal, aber bei PV gehen die Wirkungsgrade ab Temperaturen von 30 Grad recht flott in den Keller bei Temperaturen oberhalb 35 Grad. Bei Siliziummodulen um gut 40%, bei Dünnschichtmodulen um gut 15 bis 20%. |
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