In solarthermischen Kraftwerken wird die direkte Sonnenstrahlung mittels Spiegeln so stark konzentriert, dass damit ein geeignetes Arbeitsmedium auf Temperaturen von mehreren Hundert Grad erhitzt werden kann. Mit der gewonnenen Hochtemperaturwärme wird dann in konventionellen Wärmekraftmaschinen, das sind beispielsweise Dampf- oder Gasturbinen, Strom erzeugt.

Prinzipien der Solarkonzentration

Je nach Gestaltung der fokussierenden Spiegel haben sich drei Kraftwerkstypen herauskristallisiert: Parabolrinnenkraftwerke, bei denen ein Absorberrohr in der Brennlinie eines trogförmigen Paraboloidspiegels liegt, und Paraboloid- und Solarturmkraftwerke, bei denen sich ein nahezu punktförmiger Strahlungsempfänger im Brennpunkt eines Paraboloidspiegels befindet. Die beiden letzteren unterscheiden sich nur in der Größe der verfügbaren Spiegelfläche: Paraboloidkraftwerke benutzen einen einzelnen Spiegel von bis zu 10 Metern Durchmesser und sind entsprechend in ihrer Leistung begrenzt. In Solarturmkraftwerken dagegen lenkt ein Feld von dem Sonnenstand nachgeführten Einzelspiegeln (Heliostatenfeld) die Sonnenstrahlung auf einen zentralen Wärmetauscher auf der Spitze eines Turmes.
Alle drei Technologien sind heute bereits mehrfach erprobt. Auf eine vierte, aber noch nicht in größerem Maßstab realisierte Möglichkeit, so genannte solare Aufwindkraftwerke, wird hier nicht eingegangen.

Da nur direkte Sonnenstrahlung mit optischen Elementen konzentriert werden kann, sind solarthermische Kraftwerke auf Standorte mit hoher direkter Sonneneinstrahlung angewiesen. Besonders geeignet sind Standorte im äquatornahen Sonnengürtel der Erde bis zu geographischen Breiten von etwa 30-40 Grad Nord bzw. Süd (das schließt z. B. auch Südspanien, 37 Grad Breite, ein), wo man auf 2000-2600 Sonnenscheinstunden pro Jahr (1 Jahr = 8760 Stunden) kommt. In diesen Gebieten haben Solarkraftwerke gute Aussichten, bereits mittelfristig wirtschaftlich konkurrenzfähig zu werden. Um die Markteinführung zu erleichtern, könnten zunächst Hybridkraftwerke mit einer Kombination aus solar und fossil erzeugtem Dampf eingesetzt werden. Längerfristig müssen jedoch kostengünstige thermische Energiespeicher entwickelt werden, um die Kraftwerke auch ohne fossile Zufeuerung über die Sonnenscheinzeit hinaus betreiben zu können.

Parabolrinnenkraftwerke

Parabolrinnenkraftwerke (Tabelle, Spalten 4 und 5) sind die am längsten erprobten Kraftwerkstypen und als einzige bereits kommerziell eingesetzt. Sie bestehen aus bis zu 100 Meter langen, trogförmigen Spiegeln, die das Sonnenlicht auf ein Absorberrohr fokussieren. In diesem wird das Thermoöl aufgeheizt, das gleichzeitig den Wärmetransport zur Dampfturbine übernimmt. Da die Betriebstemperatur bei Thermoöl auf 400°C begrenzt ist, kann die Sonnenenergie in diesen Anlagen nur in Dampfturbinen eingespeist werden. Alternativ kann als Wärmeträger auch Wasserdampf verwendet werden, der Temperaturen bis 500°C erlaubt.

Seit Mitte der achtziger Jahre sind in Kalifornien, USA, neun Parabolrinnenkraftwerke vom Typ SEGS (Tabelle, Spalte 4) mit einer elektrischen Leistung von insgesamt 354 MW (Nennleistung der einzelnen Module zwischen 14 und 80 MW) im kommerziellen Einsatz. Die Kraftwerke arbeiten im Jahresdurchschnitt mit einem solar-elektrischen Spitzenwirkungsgrad von 21 Prozent (bei 75 Prozent Sonnenenergieanteil und 25 Prozent Zufeuerung mit Erdgas). Die höchste sinnvolle Leistung pro Kraftwerksmodul wird auf etwa 200 MW_el geschätzt, darüber würde die Entfernung zwischen Turbine und Kollektoren zu groß.
Die Betriebserfahrungen mit diesen Kraftwerken sind sehr gut und bilden die Grundlage für heutige Projektplanungen in Südeuropa und in Entwicklungsländern nahe dem Äquator. So ist in Spanien ein Parabolrinnenkraftwerk mit einer Nennleistung von 50 MW_el (Investitionskosten 200 Mill. EUR) geplant. Die eingesammelte Sonnenenergie kann zum Teil in einem thermischen Energiespeicher von 9 Stunden Volllastkapazität gespeichert werden, der dafür sorgt, dass das Kraftwerk auch nach Sonnenuntergang weiter Strom produziert. Das gesamte Konzept ist auf die spanischen Verhältnisse zugeschnitten und sollte es erlauben, zu ähnlichen Stromgestehungskosten (etwa 14-18 Cent/kWh) zu kommen, wie sie heute für das Kraftwerk in Kalifornien ermittelt werden, obwohl die Einstrahlungsbedingungen in Spanien 20 Prozent unter denen in Kalifornien liegen.

Paraboloidkraftwerke

Paraboloidkraftwerke (Tabelle, Spalte 6) sind dezentrale Anlagen mit elektrischen Leistungen zwischen 10 und 100 kW (begrenzt durch die Spiegelgröße). Mit ihrer hohen Betriebstemperatur von 900 bis 1200°C haben sie die bisher höchsten solar-elektrischen Wirkungsgrade (Spitzenwirkungsgrad 20-29 Prozent) erreicht. Als Wärmekraftmaschinen werden Stirling-Motoren (sog. Dish-Stirling-Systeme) oder Gasturbinen (sog. Dish-Brayton-Systeme) verwendet, die zusammen mit dem Absorber direkt im Brennpunkt des Paraboloidspiegels angeordnet werden.
Diese Paraboloidanlagen sind heute technisch einsatzfähig, konnten sich aber bisher auf dem Markt noch nicht durchsetzen.

Solarturmkraftwerke

Beim konventionellen Solarturmkonzept (Tabelle, Spalten 2 und 3) wird ein Wärmeträger (Luft, Salz, Wasserdampf) in einem der konzentrierten Strahlung ausgesetzten Rohrbündel oder einer porösen Matrix (sog. druckloser volumetrischer Receiver) auf 600-800°C erhitzt. Die solare Wärme wird zur Stromerzeugung durch einen Dampferzeuger und eine Dampfturbine genutzt, wobei Spitzenwirkungsgrade von 18-23 Prozent erreicht werden. Mehrere Demonstrationsprojekte zur Solarturmtechnologie wurden in den USA (Rohrbündel-Receiver; geschmolzenes Salz als Wärmeträger und Speichermedium) und in Spanien (volumetrische Receiver; Luft als Wärmeträger) erfolgreich durchgeführt.