Solarkonzentratoren
Wüsten oder ähnliche Gebiete, in denen das ganze Jahr über das eingestrahlte Sonnenlicht im Wesentlichen aus der direkten Komponente besteht, eignen sich zur Aufstellung von Solarkonzentratoren, deren Eigenschaften ausführlich in Energie2 beschrieben wurden. Diese Bedingungen schließen den Bau derartiger Anlagen in Deutschland aus, sie würden praktisch keinen Beitrag in einer zukünftigen deutschen Energieversorgung liefern. In Europa eignen sich eigentlich nur bestimmte Gebiete in Spanien für die Anwendung dieser Technik. Geeignet wären auch die südlichen Anrainer am Mittelmeer, worauf in einem anderen Zusammenhang bereits hingewiesen wurde.

In Spanien, und zwar in der Nähe von Sevilla, befindet sich  die weltweit einzige Anlage mit einem Turmkonzentrator, die heute bereits elektrische Energie in das Netz einspeist. Diese Anlage ging im Jahr 2007 in Betrieb und besitzt eine nominale Leistung von ca. 1 · 107 kWh a-1. Wahrscheinlich ist die Anlage noch zu neu, um Aussagen darüber zu erhalten, wie hoch die mittlere elektrische Leistung ist, die tatsächlich in das Netz eingespeist wird. Ein Vergleich mit Konzentratoranlagen in den USA lässt vermuten, dass der Nutzungsgrad bei der Wandlung in elektrische Energie nicht höher als = 0.25 sein kann. Und damit wäre die Leistungsabgabe dieses Kraftwerks etwa 4000 mal geringer als die eines deutschen Kernkraftwerks.
Der Turmkonzentrator  (PS10) in der Nähe von Sevilla/Spanien.

Eine noch größere Anlage als der Turmkonzentrator ist ebenfalls in Spanien geplant, und zwar in der Nähe von Granada. Diese Anlage, die zur Konzentration des Sonnenlichts eine Vielzahl von Parabolspiegeln benutzt (s.g. Rinnenkonzentrator), soll im Jahr 2008 in Betrieb gehen. Ihr offizieller Name ist Andasol1 und sie soll eine nominale Leistung von ca. 4.5 · 108 kWh a-1 besitzen. Laut Planung beträgt der Nutzungsgrad für die Wandlung der thermischen in elektrische Energie  = 0.4. Ob dieser Nutzungsgrad im jährlichen Mittel erreicht werden kann, daran kann man berechtigte Zweifel haben. Denn ähnliche Anlagen befinden sich seit längerer Zeit in den USA, und über diese Anlagen existieren ausführliche Informationen.
 
In der Mojave-Wüste in Kalifornien/USA wurden seit dem Jahr 1984 insgesamt 9 Anlagen in Betrieb genommen, die eine nominale Gesamtleistung von etwa 3 · 109 kWh a-1 besitzen. Ihren maximalen Wirkungsgrad erreichten sie im Sommer des Jahres 1997, wo an einem einzigen Tag der Wert von  = 0.18 gemessen wurde. Zu anderen Zeiten, und insbesondere im Winter, ist der Wert  entsprechend kleiner. Und sicherlich ist nicht anzunehmen, dass die direkte Sonneneinstrahlung in der Mojave-Wüste wesentlich geringer ist als in Spanien. Daher ergeben die USA-Daten eine zuverlässige Abschätzung darüber, welche Nutzungsgrade derartige Anlagen in Spanien erreichen können. Natürlich können diese im Prinzip größer für Turm- als für Rinnenkonzentratoren sein, denn die Temperatur des Wärmefluids ist in letzteren geringer. 
Der Rinnenkonzentrator an der Kramer Junction, einer von 9 Anlagen in der Mojave-Wüste/USA.

In den Mojave-Anlagen besteht das Wärmefluid aus einem Thermoöl, welches in dem Absorber in der Fokallinie der Parabolspiegel eine Temperatur von 390 oC erreicht. In diesen Anlagen wird die thermische Energie nicht zwischengespeichert, sondern zu den Zeiten, zu denen die Anlagen keine elektrische Energie liefern können (z.B. in der Nacht), wird eine zusätzliche Heizung mithilfe von Erdgas eingeschaltet. Diese Hilfsanlage muss im jährlichen Mittel etwa 25% der in das Netz eingespeisten Energie liefern. Diese Notwendigkeit zum Einsatz von fossilen Energieträgern weist auf ein Problem aller Solaranlagen hin: Sie wandeln nur dann thermische in elektrische Energie, wenn die Sonne scheint. Bei den Solarkonzentratoren ist dieses Problem nicht so gravierend wie bei der Fotovoltaik, da bei ersteren die thermische und nicht die elektrische Energie gespeichert werden muss. Die Wahl des Speichermediums richtet sich nach der Temperatur des Wärmefluids: Bei Temperaturen unter 100 oC stellt Wasser das geeignete Medium dar. Bei den Temperaturen, welche mit den Konzentratoren erreicht werden, sehen die neueren Pläne als Speichermedium eine Flüssigsalzmischung aus 60% NaNO3 und 40% KNO3 vor. Auf diese Art soll in einem Speichervolumen1) von 68 m3 eine Menge von 4 · 106 kWh an thermischer Energie für eine Zeit von ca. 7 h gespeichert werden. Derartig kurze Speicherzeiten setzten voraus, dass die Sonnenstrahlung an jedem Tag mit großer Wahrscheinlichkeit nicht von einer Wolkendecke absorbiert wird und dass die Kapazität der Gesamtanlage auch groß genug ist, um selbst im Winter den Energiebedarf zu decken.
Die neuesten Pläne schlagen einen verstärkten Ausbau der Solarkonzentratoren in den USA vor. Unter anderem soll dabei eine Reflektortechnik verwendet werden, die planare Spiegel einsetzt, welche kostengünstiger zu produzieren sind als die  bisher benutzten Parabolrinnenspiegel. Welche Möglichkeiten für die Solarkonzentratoren in den USA bestehen, wird in einer Denkschrift von Sargent und Lundy diskutiert. Die Autoren setzen sich dort auch mit den Vor- und Nachteilen von Turmkonzentratoren bzw. Rinnenkonzentratoren auseinander.

1) Ich vermute, es handelt sich um das Salz- und nicht das Speichervolumen. Letzteres ist größer, weil auch die thermische Abschirmung berücksichtigt werden muss.