Peter, Frank (2004)
Untersuchung der Rahmenvorgaben in Spanien für den Bau und Betrieb solarthermischer Kraftwerke

Diplomarbeiten, Fachgebiet Energiesysteme, TU Berlin

Im Jahr 2000 wurden 125,2 Mtoe an Primärenergieträgern verbraucht und schon heute kann nur knapp ein Viertel des Energiebedarfs durch eigene Ressourcen abgedeckt werden. Prognosen besagen, dass der Primärenergiebedarf bis 2010 knapp 175 Mtoe und der Stromverbrauch bis 2011 etwa 316 TWh betragen wird. Den europäischen Rahmenvorgaben entsprechend soll der Anteil erneuerbarer Energieträger an der Bruttostromerzeugung im Jahr 2010 29,4 Prozent (also über 93 TWh) betragen. Entsprechend nationalen Vorgeaben sollen bis 2010 200 MW solarthermische Kraftwerksleistung in Spanien installiert werden. Um das Ziel zu erreichen wurde 2002 eine Einspeisevergütung (KD 841/2002) für solarthermisch erzeugten Strom verabschiedet. Diese setzt sich aus einer Prämie (12,02 Cent/kWh) und dem stündlichen Erzeugermarktpreis für Strom zusammen. Mittels der Erzeugermarktpreise von Oktober 2001 bis September 2003 wird eine Verteilung der möglichen Gesamtvergütung ermittelt und mit einer Verteilung der Stromgestehungskosten von Parabolrinnenkraftwerken, der derzeit günstigsten Form der solaren Stromerzeugung verglichen. Die Verteilung der durchschnittlichen jährlichen Stromgestehungskosten wird mit einer Monte Carlo Simulation ermittelt. Der Vergleich beider Verteilungen ergab, dass Parabolrinnenkraftwerke mit einer Wahrscheinlichkeit von über 30 Prozent unter den gegebenen Voraussetzungen (Vergütung nach KD 841/2002, derzeitige Kosten) nicht wirtschaftlich betrieben werden können. Aus der Sicht eines Investors ergab die Berechnung des internen Zinsfußes für verschiedene Kraftwerksprojekte ebenfalls, dass diese Bedingungen für den Bau eines Parabolrinnenkraftwerks in Spanien nicht geeignet waren. Die Vergütung für solarthermisch erzeugten Strom ist allerdings im März diesen Jahres nochmals erhöht worden (KD 436/2004). Statt wie bisher 12,02 Cent/kWh werden jetzt als Prämie 18,01 Cent/kWh oder 21,62 Cent/kWh als Festvergütung für solarthermisch erzeugten Strom gezahlt. Die entsprechenden Analysen ergeben, dass damit die Situation für die solarthermische Stromerzeugung verbessert wird. An günstigen Standorten stellen Parabolrinnenkraftwerke Investitionsmöglichkeiten für potentielle Investoren dar, selbst wenn risikoangepasste kalkulatorische Zinssätze von über 10 Prozent zugrunde gelegt werden. Der Zubau solarthermischer Kraftwerkstechnik wird mittelfristig auf 200 MW installierte Nettoleistung begrenzt sein. Dafür spricht zum einen die Beschränkung der erhöhten Einspeisevergütung auf die ersten 200 MW kumulierter installierter Nettoleistung und zum anderen die Tatsache, dass die Verminderung der Einspeisevergütung nicht durch entsprechende Kostensenkungen aufgefangen werden kann. The Spanish energy market is one of the fastest growing in Europe. In 2001, total primary energy supply (TPES) in Spain was 127.8 Mtoe, only a quarter of which is covered by domestic production. Projections see the TPES to reach 175 Mtoe in 2011, and the gross total electricity generation is forecasted to be about 316 TWh in the same year. According to the European Directive 77/2001, renewable energies have to reach a contribution of 93 TWh of gross generation by 2011. As a part of the effort to reach this target, 200 Megawatt of solar thermal power plants shall be installed in Spain until 2010. Furthermore a remuneration for solar thermal power, consisting of a premium (12,02 Cent/kWh) and the hourly market price, was introduced [RD 841/2002]. In the following study the hourly market prices from October 2001 until September 2003 are used to derive a distribution of the possible total compensation for solar thermal power plant operators. On the other hand, a distribution of the Levelized Cost of Energy is generated for Solar Parabolic Trough Plants by using a Monte Carlo Simulation. The comparison of both, gives rise to the fact that with a probability of more then 30 percent Parabolic Trough Plants cannot be operated economicly under the given conditions (remuneration under RD 841/2002, present costs). The computation of the internal rate of return (IRR) for different power station projects shows that these conditions are not suitable for the building of a Parabolic Trough Plant in Spain. However, the remuneration for solar thermal generated power was increased in March (RD 436/2004). Instead of 12,02 Cent/kWh as before now 18,01 Cent/kWh as a premium or 21,62 Cent/kWh as a fixed remuneration are paid for solar thermal generated power. The following analyses suggest that the situation for the solar thermal power generation improved clearly under the new decree. At favorable locations Parabolic Trough Plants now represent investment opportunities, even at risk-adapted interest rates of more than 10 percent. It is unlikely that the cumulated installed net capacity of solar thermal power will exceed 200 MW for the following reasons: The decree under which operation is profitable (RD 436/2004) applies only to the first 200 MW cumulated installed net capacity . Thereafter the from an investorīs point of view less favourable RD 841/2002 applies. Moreover it is unlikely that cost reductions can compensate the lower remuneration in the near future.

Fachgebiet Energiesysteme der TU Berlin
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