Zonne energie is binnenkort rendabel mits je op de goede plaats de juiste technologie toepast

Samenvatting Zonthermische krachtcentrales passen CSP­technologie toe, waarbij door  spiegels geconcentreerde zonnestraling de stoomketel van een  conventionele centrale voedt. Een oppervlak zo groot als Frankrijk,  verdeeld over de woestijnen, kan de hele wereld van zonne­energie  voorzien. Dankzij thermische opslag kan een zonthermische  krachtcentrale dag en nacht stroom leveren. Als de wereld de  investeringen in CSP hervat kan zonnestroom binnen 10 of 15 jaar even  goedkoop worden als kernstroom. Abstract Solar thermal power stations apply CSP technology. Mirrors concentrate  solar radiation onto the boiler of a conventional power station. An area  with the size of France, distributed over the deserts of the world, is  sufficient for supplying the whole world with solar energy. Thermal  storage enables around­the­clock generation of electricity. When the  investments in CSP are resumed solar electricity can become just as cheap  as nuclear electricity.

Zonne­energie is binnenkort rendabel – mits je op de  goede plaats de juiste technologie toepast. De mensheid wordt zich in toenemende mate bewust van de grote  problemen die het voortbestaan van onze beschaving bedreigen. De 

gemiddelde temperatuur op aarde neemt toe door de exponentieel  toenemende uitstoot van broeikasgassen, waarvan CO2 de belangrijkste  is. Voor Nederland is de stijging van de zeespiegel zeer bedreigend. Als  de ijskap van Groenland volledig smelt zal de zee met 6 meter stijgen. Het  lijkt mij tamelijk onwaarschijnlijk dat de duizenden kilometers aan  zeeweringen en rivierdijken adequaat versterkt kunnen worden. Onze  kleinkinderen zullen moeten vluchten. Niet alleen Nederland, maar het grootste deel van de mensheid wordt  bedreigd door de klimaatverandering en een toenemend gebrek aan water  en goedkope energie. Oorlogen om de laatste druppels olie kunnen  catastrofale gevolgen hebben. We hebben met mondiale problemen te  maken. Die moeten daarom op een mondiale schaal opgelost worden. In het vorige themanummer over de energievoorziening wees prof. de  Jong op de enorme potentie van zonne­energie [1]. In dit artikel zal ik  aantonen dat  zonthermische krachtcentrales in de woestijnen, op een   oppervlak zo groot als Frankrijk, in staat zijn om de hele wereld van alle  vormen van energie te voorzien, en dat deze optie al op korte termijn   rendabel kan worden gemaakt.  ­door dr.E.H.du Marchie van Voorthuysen* * Directeur van de Stichting ter bevordering van Grootschalige  Exploitatie van Zonne­ENergie (GEZEN),        De enorme potentie van zonne­energie bracht mij er toe om in 2003, na  mijn vervroegde pensionering als universitair docent natuurkunde aan de  Rijksuniversiteit Groningen, mij volledig te gaan wijden aan de  krachtigste hernieuwbare energiebron die de mensheid is gegeven. 

Iedereen  kent de fotovoltaische zonnepanelen. Deze technologie wordt  vaak aangeduid met de afkorting PV: Photo­Voltaïcs. Zonthermische  krachtcentrales zijn echter nauwelijks bekend. Deze centrales gebruiken  spiegels waarmee de zonnestralen worden geconcentreerd op de  stoomketel van een conventionele thermische electriciteitscentrale. De  technologie wordt aangeduid als “Concentrating Solar Power”, afgekort  CSP.  In de periode 1985­1990 werden in Californië negen zonthermische  krachtcentrales gebouwd met een gezamenlijke capaciteit van 350 MWe,  die allemaal nog functioneren. De CSP technologie heeft een aantal  voordelen ten opzichte van PV. Het belangrijkste voordeel heeft  betrekking op de kosten. Electriciteit uit een zonthermische krachtcentrale  is veel goedkoper dan electriciteit uit een centrale die uit zonnepanelen  bestaat. Volgens het International Energy Agency schelen de kosten een  factor 3, zowel nu als over 25 jaar [2]. Dit prijsverschil is gemakkelijk te  begrijpen. Om zonne­energie op wereldschaal te oogsten moeten  honderdduizenden vierkante kilometer worden bedekt met een primair  oppervlak dat de zonnestralen opvangt. De totale opwekkingskosten  worden voornamelijk bepaald door de investeringskosten per vierkante  kilometer. Bij PV bestaat dit primaire oppervlak uit foto­electrische  cellen. Bij CSP bestaat dit oppervlak uit spiegels. Iedereen weet dat  spiegels goedkoper zijn dan zonnepanelen, en dat dit vermoedelijk altijd  zo zal blijven. Talloze vroegere collega’s heb ik de vraag voorgelegd om twee  technologieën te noemen waarmee electriciteit kan worden gemaakt uit  zonnestraling. Iedereen noemde PV, maar CSP werd door vrijwel  niemand genoemd. Ook in het artikel van prof. de Jong [1] wordt CSP 

volkomen verzwegen. Een twee jaar durende intensieve studie heeft mij  tot de overtuiging gebracht dat er geen enkel wetenschappelijk of  economisch valide argument bestaat die de tegenwerking die de CSP  technologie nu al vele jaren ondervindt rechtvaardigt.  Maar gelukkig gloort er hoop. In 2005 zijn er wereldwijd plannen bekend  gemaakt voor nieuwe zonthermische krachtcentrales met een totale  capaciteit van maar liefst 1,4 gigawatt. Het jaar 2005 kan hierdoor  aangemerkt worden als het geboortejaar van de “solar age”, het tijdperk  van de zonne­energie. Zonne­energie wordt “booming business”. Ik hoop  en verwacht dat de Nederlandse installatiebedrijven, de Nederlandse  industrie en Nederlandse zon­exploitatiemaatschappijen een ruim aandeel  hiervan zullen opeisen.

TECHNISCHE UITVOERING VAN CSP Spiegelsystemen Er bestaan twee soorten van spiegelsystemen waarmee de zonnestralen  worden gecontreerd, spiegelsystemen met een brandlijn en systemen met  een brandpunt. De hoogste temperaturen worden bereikt met  spiegelsystemen die een brandpunt hebben omdat hierbij de  concentratiefactor het hoogst is. Van spiegelsystemen met een brandlijn zijn de parabolische trogspiegels  het meest bekend, zie Fig.1 links boven; de zonthermische krachtcentrales  in de Mojave woestijn in Californië gebruiken trogspiegels die 5 meter  breed zijn en 12 meter lang. De honderden meters lange rijen van spiegels  staan in een Noord­Zuid­richting opgesteld. Bij zonsopkomst staan ze 

naar het Oosten gericht, om 12 uur wijzen ze recht omhoog, en bij  zonsondergang wijzen ze naar het Westen. In de brandlijn stroomt  hittebestendige olie door een roestvrijstalen buis met een diameter van 7  cm. De buis is bedekt met een spectraal selectieve laag die  geoptimaliseerd is op 400oC. Deze laag absorbeert de kortgolvige  zonnestralen (de zon is immers een zwarte straler met een temperatuur  van 6000 Kelvin). De laag reflecteert echter de langgolvige infra­rood  straling die een zwarte straler van 400oC uitzendt. Warmteverlies door  geleiding en stroming wordt geminimaliseerd door de buis te monteren in  een wijdere glazen buis die vacuum gepompt wordt. De hete olie staat zijn  hitte af in een stoomketel, waarin oververhitte stoom wordt gegenereerd  die in de turbine expandeert. Aangezien de rotatieas voor de dagelijkse  draaiing van de trogspiegels niet samenvalt met de brandlijn, zijn er aan  het eind van de spiegelrijen gecompliceerde flexibele koppelingen nodig  in de olieleidingen die absoluut lekvrij moeten zijn.   Er is op het Europese CSP­laboratorium bij Almeria in Spanje veel  succesvol onderzoek gedaan naar de mogelijkheid om de olie uit te  bannen, en rechtstreeks stoom te gaan genereren in de brandlijn van de  trogspiegels. Trogspiegelsystemen worden gefabriceerd door een Duits en  door een Israelisch bedrijf.

Spiegelsystemen in de CSP­technologie Figuur 1.

Het andere spiegelsysteem met een brandlijn is de Lineaire Fresnel  Reflector, Fig.1 links onder. Licht gekromde spiegels met een breedte van  50 cm en een lengte van honderden meters draaien ieder om hun eigen as  zodanig dat de gereflecteerde bundels van 48 aaneensluitende spiegels  samenvallen op een sterk gekromde secundaire spiegel, en daarna een  dikwandige stalen buis verhitten waarin stoom wordt opgewekt. De rotatie  van de spiegels wordt bewerkstelligd door tandwielen op wormwielen die  op een gemeenschappelijke as zitten. Dit systeem is uitgebreid  geoptimaliseerd op slijtagevastheid  voor ruwe woestijnomstandigheden  en gepatenteerd door het helaas faillliet gegane Belgische bedrijf 

Solarmundo. Daarnaast is het systeem geoptimaliseerd op modulariteit en  minimalisatie van het aantal verschillende onderdelen. De octrooien zijn overgenomen door een Duits bedrijf die in staat is om  volledige zonthermische krachtcentrales te leveren. Daarnaast is in  Australië een Fresnelspiegel­fabrikant actief en wordt aldaar een  Fresnelspiegelveld gebouwd naast een bestaande kolencentrale. Hiermee  kan overdag een flinke hoeveelheid kolen bespaard worden.  De top van een zonnetoren, Fig. 1  rechts boven , wordt beschenen door  een veld met honderden licht gekromde spiegels en vormt het  gemeenschapelijke brandpunt van een enorm groot oppervalk aan  spiegels. Zeer hoge temperaturen, tot 1000oC, zijn mogelijk. De  afzonderlijke spiegels, ook wel heliostaten genoemd, draaien  onafhankelijk van elkaar om twee assen om de beweging van de zon te  compenseren. In Californië is een beperkte commerciële ervaring  opgedaan. Er is vorig jaar begonnen aan de bouw van een zonnetoren met  een capaciteit van 10 MWe in de buurt van Sevilla, Spanje.  De allerhoogste temperaturen zijn bereikbaar met zonneschotels, Fig. 1  rechts onder. Net als de heliostaten moeten zij om twee assen roteren om  het beeld van de zon op de gewenste positie te houden. In die positie  bevindt zich een Stirlingmotor die een generator aandrijft. Een  Amerikaans bedrijf produceert zonneschotels met een diameter van 11  meter en een Stirling­generator van 25 kWe. Volgens vorig jaar gesloten  contracten zullen in de komende jaren 32000 zonneschotels in totaal 800  MWe gaan leveren aan het Californische net.

Zonthermische krachtcentrale In de meest eenvoudige versie van een zonthermische krachtcentrale  wordt alle stoom die door de geconcentreerde zonnestralen is  geproduceerd naar de turbine gevoerd. Er wordt dus alleen overdag  stroom geleverd aan het net. In het hete klimaat waar de meeste  zonthermische centrales zullen komen te staan (en reeds staan) valt het  aanbod goed samen met de vraagpiek ten gevolge van de vele  airconditionningsinstallaties. Meestal wil men ook ’s avonds en ’s nachts stroom kunnen opwekken.  Aan deze wens kan gevolg worden gegeven door het spiegelveld met een  factor 3 tot 4 te vergroten, en de extra warmte die overdag zo gewonnen  wordt toe te voeren aan een warmtebuffer. Die warmtebuffer kan bestaan  uit geïsoleerde vaten met vloeibare zouten, meestal alkali­nitraten. In het  in Figuur 2  gegeven voorbeeld condenseert een deel van de stoom bij  hoge druk en hoge temperatuur in een warmtewisselaar waarin de  condensatiewarmte wordt gebruikt om vloeibaar zout op te warmen van  bv. 270 naar 370 oC. Er wordt ook zout rechtstreeks door de spiegels  verhit van 350 naar 450oC, deze gebufferde warmte wordt na  zonsondergang gebruikt om oververhitte stoom te kunnen produceren. 

Vereenvoudigd schema van een zonthermische krachtcentrale met  thermische opslag en MED zeewaterontzilting tijdens bedrijfsvoering  overdag als de zon schijnt. In werkelijkheid bestaat de turbine uit  verschillende trappen, en wordt de half geexpandeerde stoom  opnieuw verhit, maar ter wille van het overzicht laten we dat in deze  figuur achterwege. Figuur 2. Zeewaterontzilting In de landen waar zonthermische krachtcentrales het meest rendabel zijn  schijnt de zon zeer vaak en regent het weinig. Er heerst daar meestal een  tekort aan zoet water. Er is dus ook een tekort aan koelwater voor de  zonthermische krachtcentrales. De meeste CSP centrales zullen daarom  langs de kust worden gebouwd, want daar is immers koelwater genoeg. 

Dat schept dan ook de mogelijkheid om de afvalwarmte te gaan benutten  voor de ontzilting van zeewater en de productie van gedestilleerd water. In  Figuur 2  is dit schematisch aangegeven. De condensor functioneert op  een verhoogde temperatuur, bv. 80oC. Het zeewater, dat in de condensor is  opgewarmd tot  80oC, verdampt in een reeks vaten met steeds lagere druk  en temperatuur totdat het is afgekoeld tot buitentemperatuur, zie de  figuren 2 t/m 4. Ieder vat wordt gevoed met condensatiewarmte van de  damp uit het naastliggende vat met hogere temperatuur. Het aantal vaten  bedraagt ongeveer 15 en het temperatuurverschil tussen opeenvolgende  vaten is ongeveer 3oC. Dit is een vereenvoudigde weergave van zg.  Multiple Effect Desalination (MED). Toepassing van MED ontzilting bij  een thermische centrale heeft een prijs. Het electrisch  rendement van de  centrale neemt af als de condensortemperatuur toeneemt. In combinatie  met een zonthermische krachtcentrale blijkt MED ontzilting toch  voordeliger te zijn dan verhoging van de electrische opbrengst door de  condensortemperatuur te verlagen tot 30oC, en een even grote hoeveelheid  water te produceren met omgekeerde osmose (Reverse Osmossis, RO) [3].  In deze technologie wordt zeewater door membramen geperst tegen de  osmotische druk van ongeveer 30 bar in. Bedrijfsvoering na zonsondergang In figuur 3  wordt van een zonthermische krachtcentrale de  bedrijfsvoering na zonsondergang weergegeven. In twee  warmtewisselaars wordt dc warmte uit vloeibaar zout gebruikt om stoom  van hoge druk te maken. Figuur   geeft de situatie het geval dat de hete  buffervaten leeg zijn. Dat kan het geval zijn na een bewolkte dag, of  wanneer tijdens het winterseizoen de electriciteitsvraag groter is dat het 

aanbod aan zonnestraling. Er wordt een conventionele stoomketel  bijgeschakeld, en de centrale is een gewone thermische centrale geworden  inclusief MED ontzilting. Als brandstof  kan gas of olie worden ingezet.  In de toekomst kan waterstof worden verbrand, of biomassa uit de bossen  die op grote schaal zullen worden aangelegd in de huidige woestijnen met  behulp van het ontzilte zeewater. In tabel 1 wordt een overzicht gegeven van toepassingen van allerlei  combinaties van technologiëeen. Toepassing 4 bijvoorbeeld betreft de  plannen voor Aqaba (Jordanië) en de Nederlandse Antillen voor de bouw  van hybride zonthermische krachtcentrales met zeewaterontzilting.  Hybride betekent zowel hitteopwekking d.m.v. zonnespiegels als  hitteopwekking uit olie of gas na zonsondergang. De kleur geeft aan in  hoeverre toepassingen en technologieën al realiteit zijn geworden.

Bedrijfsvoering na zonsondergang. In de onderste warmtewisselaar  wordt water verwarmd en stoom gevormd, gebruikmakend van warm  zout uit het 370 oC  buffervat. In de bovenste warmtewisselaar wordt  de stoom oververhit, gebruikmakend van zout uit het 450 oC  buffervat. Figuur 3.

Bedrijfsvoering bij afwezigheid van de zon en lege buffervaten. Er  wordt gas, olie of (in de toekomst) waterstof of geraffineerde  biomassa gestookt. Figuur 4.

Toepassing

1

Technologie hitteopwekking  uit  zonnespiegels

2 3 4 5 6 7

hitteopwekking  uit  zonnespiegels hitteopwekking  uit  zonnespiegels hitteopwekking  uit  zonnespiegels hitteopwekking  uit  zonnespiegels hitteopwekking  uit  zonnespiegels

Hitte­ opwekking uit  olie en/of gas Hitte­ opwekking uit  olie en/of gas

Locatie Californië Zeewater­ ontzilting

warmteopslag dag/nacht Hitte­ opwekking uit  olie en/of gas warmteopslag dag/nacht

USA, Spanje,  Persische Golf Spanje: Andasol project,  Iberdrola; Nevada

Zeewater­ ontzilting

Jordanië, Ned.Antillen

Zeewater­ ontzilting

Jordanië, Ned.Antillen

Stroomtrans­ port met ge­ lijkspanning

Op veel continenten

chemische  opslag zomer/winter Waterstofproduc ­tie uit  zonnehitte 

8 Overzicht van combinaties van technologiën.

Blauw: bewezen technologie en gerealiseerde toepassing. Paars: bestaande, maar nog niet toegepaste technologie en geplande,  maar nog niet gereedgekomen toepassing. Rood: nog veel onderzoek nodig. Tabel 1.

BEREKENING VAN DE OPBRENGST VAN EEN CSP­ CENTRALE

De sterkte van zonnestraling wordt aangegeven met de parameter DNI  (Direct Normal Irradiation).  Boven de aardatmosfeer bedraagt de DNI  1376 W/m2, d.w.z. een loodrecht op de zon gehouden oppervlak van 1 m2  ontvangst 1376 watt aan zonnestraling. Een wolkenloze dampkring  absorbeert en verstrooit de straling. De transmissiefactor τ hangt af van  de hoogte boven de zeespiegel en de zenithhoek θZ tussen de loodlijn en  de richting van de zon. Een goede benadering voor de transmissiefactor is  [4]:

τ(θZ ) =  ao + a1 exp(–k/cos θZ) .                              

 (1) 

De parameters ao, a1 en k hangen sterk af van de hoogte boven de  zeespiegel. Hier zullen we de waarden op zeeniveau toepassen:  ao = 0,13,  a1 = 0,76 en  k = 0,39. De zenithhoek θZ hangt als volgt af van de declinatiehoek δ  (­23,5 < δ <  23,5 afhankelijk van de datum), de geografische breedte B en de tijdshoek  ω  (ω = (t – 12).150, met t de kloktijd in uren): cos θZ= sin δ sin B  +  cos δ cos B cos ω  .                 

    (2) 

Op zeeniveau is de sterkte van de zonnestraling: DNI (θZ ) = 1376 τ (θZ ) W/m2.

                      (3)

Spiegelsystemen zoals lineaire Fresnel spiegels, die voornamelijk  horizontaal staan opgesteld, worden niet beschenen met de intensiteit  DNI, maar met de projectie hiervan, Ivert, de vertikale intensiteit Ivert(θZ )  =  DNI (θZ ). cos θZ         

(4)

We hebben met behulp van de betrekkingen (3) en (4) voor twee  verschillende plaatsen op aarde en voor twee verschillende kalenderdata  de DNI en de vertikale intensiteit Ivert berekend voor ieder uur van de dag.  Hieruit berekenden we de totale dagelijkse opbrengst in kilowattuur per  m2 aan spiegeloppervlak. We kozen in de tropen de Nederlandse Antillen,  B = 120 noorderbreedte en in de subtropen Zuid­Marokko, B = 280  noorderbreedte. De resultaten staan vermeld in Tabel 2. ‘s Zomers is er  weinig verschil tussen de tropen en de subtropen. Tabel 2 houdt echter  geen rekening met bewolking. In de meeste tropische gebieden wordt de  productie van een CSP­centrale sterk gereduceerd door de veelvuldig  optredende bewolking, waardoor het twijfelachtig is of CSP aldaar ooit  rendabel wordt. Uit jarenlange satelietobservaties van bewolking,  luchtvochtigheid en stof kunnen nauwkeurige voorspellingen worden  gedaan voor de DNI­waarden van alle locaties op aarde [5]

B = 120  noorderbreedte Maximum  Minimum 20 april 21  en december 20  augustus

zenithhoek  θZ  om 12  uur

00

35.50

B = 280  noorderbreedte min/max verhoudin g (%)

Maximum Minimum 21 juni 21  december

4.50

51.50

min/max verhoudin g (%)

dagelijkse  8.11 DNI  (kWh/m2dag) dagelijkse  6.12 Ivert (kWh/m2dag) Jaargemid­ delde Ivert (kWh/m2dag)

6.93

85.4

9.09

5.67

62.4

4.23

69.1

6.70

2.59

38.7

5.49

4.65

Maximale en minimale instraling in de tropen en de subtropen Tabel 2.

Een woestijnlocatie op 28o noorderbreedte ontvangt gemiddeld 4.65  kWhth/m2dag aan vertikale instraling Ivert , hetgeen overeenkomt met 1697  kWhth/m2jaar of continu 193.8 Wth/m2. Het rendement waarmee deze  zonnestraling kan worden omgezet in hete stoom is ongeveer 50%. Het  netto rendement van de omzetting van hitte naar electriciteit is 30%, zodat  het totale rendement van de zonthermische krachtcentrale 15% is. Dat dit  bedrag gelijk is aan het rendement van een fotovoltaische zonnepaneel  berust op louter toeval. De stroomopbrengst is dus 193.8 x 15% = 29.07  We/m2 aan horizontaal spiegeloppervlak, of 29 MWe/km2.  Een zonthermische krachtcentrale  die gemiddeld dag en nacht 1 GWe 

moet leveren heeft 34.4 km2 aan woestijngrond nodig. Het huidige totale  primaire energieverbruik in de wereld komt neer op 14000 GW continu.  Een woestijnoppervlak van 482000 km2,  hetgeen kleiner is dan de  omvang van Frankrijk, is voldoende om de hele wereld van zonne­energie  te voorzien als dit bedekt wordt met zonthermische krachtcentrales.  Aangezien de woestijnen van de wereld samen veel en veel groter zijn dan  Frankrijk is de conclusie van deze paragraaf duidelijk. Aan de 

energievraag van hele wereld kan in principe ruimschoots voldaan worden  met zonne­energie.

HITTE­OPSLAG EN CHEMISCH POTENTIËLE ENERGIE In een duurzame economie bestaat een grote behoefte aan de opslag van  energie. Het aanbod aan electriciteit uit zonnepanelen, windturbines, enz.  valt vaak niet samen met de vraag. Er wordt al meer dan een eeuw  onderzoek gedaan naar een betaalbare vorm van de opslag van electrische  energie. De enige oplossing is het gebruik van stuwmeren als buffer van  mechanische potentiële energie. Het beschikbare areaal aan geschikte  bergdalen is echter onvoldoende om aan de vraag te voldoen. In zonthermische krachtcentrales wordt geen electriciteit, maar warmte  opgevangen. Warmte kan opgeslagen worden in vaten met geïsoleerde  wanden, en met warmte kunnen chemische reacties worden aangedreven. In de vorige paragraaf zagen we dat in principe de hele wereld volledig  kan worden gevoed met zonne­energie. Hier zullen we de vraag  beantwoorden in hoeverre zonthermische krachtcentrales basislast  electriciteit kunnen leveren, en dus volledig kunnen concurreren met  kerncentrales en kolencentrales. We hebben met twee problemen te maken: • De etmaaldiscontinuïteit: het feit dat ’s nacht de zon niet schijnt

• De jaardiscontinuïteit: ’s winters is de opbrengst aanzienlijk lager dan  ’s zomers. Uit de laatste kolom in tabel 2 blijkt dat in Zuid­Marokko  de opbrengst in december slechts 38,7% is van die in juni. Afvlakking van de etmaaldiscontinuïteit De etmaaldiscontinuïteit kan worden opgevangen door thermische  buffering, zie de figuren    en   . De eerste commerciële zonthermische  krachtcentrale met warmteopslag zal worden gebouwd in Andalusië in  Spanje [6]. De capaciteit van de thermische voorraadvaten maakt het  mogelijk om de 50 MWe centrale na zonsondergang nog 6 uur te laten  draaien. Als opslagmedium wordt een mengsel van vloeibare zouten  gebruikt, waarschijnlijk alkalinitraten. Tijdens het bedrijf van de centrale  na zonsondergang (Figuur   ) moet er  m kg/s aan vloeibaar zout langs de  stoomketels stromen. Hiervoor geldt: P = ηe ηw m c Δθ 

(5)

Met P het electrisch vermogen van de centrale in watt, ηe het thermisch  rendement (warmte →electriciteit), ηw het rendement van het totale  warmteopslagproces, c (J/(kgK)) de soortelijke warmte van het vloeibare  zout en Δθ (K) de temperatuurdaling hiervan. Als voorbeeld nemen we   een centrale van 50 MWe met ηe.ηw = 30% en kaliumnitraat als  warmteopslagmedium (c = 1,22 kJ/(kgK)) dat in de warmtewisselaars  100oC in temperatuur daalt. Uit (5) berekenen we een stroomsnelheid van  m = 1366 kg/s. Om 24 uur per dag de volledige 50 MW aan zonnestroom  te kunnen leveren moet de warmtebuffer 15,3 uur kunnen leveren [7]. De  totaal benodigde hoeveelheid kaliumnitraat is dus 75200 ton, en het totale  volume van de geisoleerde opslagvaten is 35800 m3. De benodigde hoeveelheid aan warmteopslagmateriaal is groot, en alleen  goedkope stoffen komen in aanmerking. De kosten kunnen gereduceerd  worden door in de hete opslagtank goedkope materialen zoals zand en  grind toe te passen, en de functie van het vloeibare zout te wijzigen van  warmteopslagmedium  naar warmtetransportmiddel. Hiertoe moet een  extra retourleiding worden gemaakt tussen de hete en de koude  opslagvaten, zie figuur   en  . Een andere aanpak is de toepassing van materialen die in het relevante  temperatuurgebied smelten. De smeltwarmte  is immers meestal veel  groter is dan de soortelijke warmte bij een temperatuurtraject van bv.  100oC. Afvlakking van de jaardiscontinuïteit Strikt genomen hoeft de jaardiscontinuïteit niet te worden opgevangen.  Ook in de wintermaanden, wanneer door de lagere gemiddelde  zonnestand de stralen sterker geaborbeerd worden in de atmosfeer, heeft 

een zonthermische krachtcentrale in de Sahara nog steeds een aanzienlijk  productievermogen. Maar als alle Europese electriciteit in december door  CSP­centrales zou worden geleverd, zouden deze centrales in de zomer  een enorme overcapaciteit hebben, hetgeen een grote verspilling aan  investeringskapitaal zou zijn. Er bestaat dus een sterke economische  noodzaak om de zomerse overcapaciteit te gebruiken voor de productie  van brandstoffen die een half jaar later als aanvulling kunnen worden  ingezet.  Een voor de hand liggende brandstof is waterstof. Waterstof kan ‘s zomers  geproduceerd worden door electrolyse van water, gebruikmakend van de  stroom die in de CSP­centrale wordt opgewekt. Naast alle verliesfactoren  die de toekomstige waterstofeconomie toch al problematisch maakt, is  deze oplossing extra onaantrekkelijk door de lage waarde  van het  warmte→electriciteitsrendement ηe ≈ 33%.  Het is beter om de toch al   beschikbare geconcentreerde zonnehitte rechtstreeks te gebruiken om in  een gesloten cyclus van chemische reacties water te ontleden. Een  mogelijkheid die tegenwoordig onderzocht wordt is het IS proces [8]: I2 + SO2 + 2H2O  →  2HI + H 2SO4 H2SO4  (850 0C) → H 2O + SO2 + ½O2    

(6)

2HI (500 0C) →H 2 + I2 De benodigde temperaturen zijn te bereiken met de zonnetoren. Het opslaan van de hoeveelheden waterstof die nodig zijn om de  jaardiscontinuïteit op te vangen lijkt mij geen sinecure.

Een   betere   aanpak   is   de   productie   van   een   vaste   stof   met   een   grote  chemisch potentiële energie, bv. zink [9] ZnO (1700 0C) → Zn + ½O 2  Zn + H2O → ZnO + H 2    

(6) (7)

De benodigde extreem hoge temperatuur kan zonder veel moeite worden  bereikt met zonneschotels. De tweede reactie (7) verloopt exotherm bij  temperaturen boven 400oC [10]. ‘s Zomers worden grote hoeveelheden  zink geproduceerd d.m.v. reactie (6). ‘s Winters wordt met reactie (7) de  waterstof geproduceerd waarmee de stoomketels in de CSP­centrales  worden bij gestookt om de tekort schietenede zonnestraling aan te vullen.  Een deel van het zink zal met schepen en treinen naar het Noorden  worden getransporteerd, die op hun retourreis zinkoxide terugbrengen  naar de zonthermische krachtcentrales in het zuiden. 

EEN CSP­CENTRALE VAN 1 GIGAWATT IN ZUID­ MAROKKO DIE STROOM LEVERT AAN NEDERLAND. In de zonne­economie van de toekomst zal het grootste deel van de  Europese electriciteit worden opgewekt in zonthermische krachtcentrales  in de Sahara [11,12]. In deze paragraaf maken we een schatting van de  kosten van een forse zonthermische krachtcentrale van 1 gigawatt zonder  zeewaterontzilting in Zuid­Marokko, die stroom levert aan Nederland. 

We gaan uit van de veronderstelling dat er wereldwijd al CSP­centrales  zijn gebouwd met een totale capaciteit van tientallen GW, en dat daardoor  de kosten de diverse spiegeltechnologieën en de  warmteopslagtechnologieën flink zijn gedaald.  Wegens de nog grote  onzekerheden van chemische energieopslag laten wij deze technologie  hier verder buiten beschouwing.  Het is mijn inschatting dat lineaire Fresnelspiegels een flinke kans maken  om de concurrentieslag met de andere spiegeltechnologieën te gaan  winnen. De huidige prijs van Fresnelspiegels inclusief de receiverbuizen  varieert tussen 150 $/m2 [13,14] en  106 $/m2 [15]. We maken nu de  veronderstelling dat deze prijs kan dalen tot 50 $/m2. We hadden al gezien  dat een centrale op B = 280  noorderbreedte die meer dan de helft van het  jaar 1 GWe moet leveren een spiegeloppervlak van 34,4 km2 nodig heeft.  Het investeringssbedrag  hiervoor is dus 1720 M$.  Het conventionele deel van de zonthermische krachtcentrale bestaat uit de  stoomturbines, de generatoren, de condensor, de hulppompen, en de olie,  gas of waterstof gestookte hulpstoomketel die wordt ingezet bij  ontbrekende zon en lege thermische opslag. We stellen de investering  hiervoor op 800 $/kWe, dus op 800 M$.  Uit een gedetailleerde analyse blijkt dat de er een thermische  opslagcapaciteit nodig is van 46 GWhth. Uitgaande van een  investeringsbedrag voor thermische opslag van 9 $/kWhth [16] komen we  op 414 M$. Het totale investeringsbedrag voor de 1 GWe centrale in Zuid­ Marokko is dus 2934 M$. Transport van electriciteit naar Nederland

De electriciteit moet naar Nederland worden gevoerd langs 3500 km aan  hoogspanningsmasten en onderzeese kabels die met gelijkspanning  werken. Deze methode wordt aangeduid met “High­Voltage Direct  Current”, afgekort HVDC.  Voor stroomtransport over grote afstanden  (>1000 km) heeft toepassing van gelijkstroom duidelijke voordelen boven  de meer gebruikelijke toepassing van wisselstroom. De verliezen zijn  aanzienlijk lager dan bij wisselstroom, nl. slechts 3% per 1000 km.  Wereldwijd functioneert al meer dan 12000 km aan HVDC­kabel, vooral  in de verbinding tussen afgelegen waterkrachtcentrales en  bevolkingscentra. Het stroomtransport van Zuid­Marokko naar Nederland  gaat gepaard met een verlies van 14,5% [16].  Hierbij zijn de  transformatieverliezen aan de uiteinden van de verbinding inbegrepen. Om toch 1 GWe aan zonnestroom aan Nederland te kunnen leveren moet  de capaciteit in Marokko met 14,5% worden uitgebreid, hetgeen 425 M$  aan extra investeringen vergt. De investering in de 3500 km lange  1GW  HVDC verbinding wordt geschat op 430 M$ [16].  De totale investering bedraagt 2934 + 425 + 430 = 3789 M$ = 3,8 miljard  dollar.  Voor dit bedrag krijgt Nederland 24 uur per dag 1 gigawatt aan  zonnestroom in de periode maart tot september, 600 MW in december, en  voor de overige maanden vermogens die hier tussen liggen. Zodra  investeringen in chemische energieopslag, bv. in zinktechnologie,  rendabel worden, kan de winterdip in de productie van zonnestroom  ongedaan worden gemaakt.

Zonne­energie versus kernenergie

De 3,8 G$ die een bijna volledige zonne­energie infrastructuur van 1 GW  over 10 of 15 jaar zal kosten dient vergeleken te worden met de kosten van  kernenergie. De nieuw geplande 1,6 GW kerncentrale in Finland zal 3,2  Geuro kosten, hetgeen neerkomt op 2,5 G$ per GW. Kernenergie heeft  daarnaast met extra kosten te maken zoals de winning en de verrijking  van het uranium, de absoluut veilige opslag van het radioactieve afval en  de kostbare maatregelen om te voorkomen dat terroristenbendes en  schurkenstaten de beschikking krijgen over kernwapens. Daarnaast is het  twijfelachtig of er voldoende winbaar uranium aanwezig is in de aardkorst  om de wereldeconomie langdurig en volledig met kernenergie te voeden.  De zon zal daatentegen nooit verstek laten gaan. Het minste dat van de politici, beleidsmakers en opinieleiders kan worden  geëist is dat zij zich op de hoogte stellen van CSP als mogelijk alternatief  voor kernenergie.

Literatuur 1.

Jong, T. M. de (2003). In het licht van de zon is ons energiegebruik te  verwaarlozen. TVVL Magazine 2/2003, blz.26­330.

2.

World Energy Outlook 2004, blz.  . International Energy Agency,  Parijs. 

3.

Wilde, R. Case study of a Concentrating Solar Power Plant for the  Cogeneration of Water and Electricit. Afstudeerverslag RWTH Aken  en DLR Stuttgart (2005).

4.

Duffie, J. A. en Beckman, W. A. Solar Engineering of Thermal   Processes, .  New York: Wiley, 1980.

5. STEPS­Strahlungskarten; Deutsches Zentrum für Luft­und Raumfahrt  (DLR), Stuttgart 2005. 6. Andasolproject  zie: http://www.solarpaces.org/ANDASOL.HTM 7.

Marchie van Voorthuysen, E. H. du  The promising perspective of  Concentrating Solar Power (CSP). International Conference on Future  Power Systems FPS 2005, Amsterdam. Zie:  http://www.gezen.nl/www.gezen.nl/index5eec.html?option=com_conte nt&task=view&id=74&Itemid=69

8.

Kasahara, S., Kubo, S., Onuki, K. en Nomura, M.     Thermal   efficiency evaluation of HI synthesis/concentration procedures in the  thermochemical water splitting IS process. International Journal of  Hydrogen Energy vol.29, pp.579­587 (2004).

9.

Steinfeld, A., 2005,  Solar thermochemical production of hydrogen – a  review.  Solar Energy, Vol. 78, blz.603­615.

10.

A. Berman A. en Epstein, M., 2000. The kinetics of hydrogen  production in the oxidation of liquid zinc with water vapor.  International Journal of Hydrogen Energy vol.25, pp.957­967

11.

Trans Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC):  www.trec­eumena.org

12.

Stichting ter bevordering van Grootschalige Exploitatie van Zonne­ ENergie (GEZEN):  www.zonisdetoekomst.nl

13.

Bockamp, S., Griestop, T., Fruth, M., Ewert, M., Lerchenmüller, H.,  Mertins, M.,  Morin, G., Häberle, A. en Dersch, J. Solar Thermal  Power Generation,  Power­Gen Europe 2003, Düsseldorf, Germany. 

14.

Pitz­Paal, R., Dersch, J. en Milow, B., 2005.  European Concentrated  Solar Thermal Road­Mapping, Roadmap Document. Final report of  EU contract SES6­CT­2003­502578, DLR.

15.

Mills, D., Morrison, G. L. en Lièvre, P. le., 2004.  Design of a 240  MWe Solar Thermal Power Plant. Eurosun Conference, Freiburg.

16.

Trieb F. en Knies, G. A Renewable Energy and Development  Partnership EU­ME­NA for Large Scale Solar Thermal Power &  Desalination in the Middle East and in North Africa. DLR, Stuttgart,  Germany,  2004. Zie: http://www.trec­ eumena.org/documents/sanaa_paper_and_annex_2004_04_15.pdf