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Flexibilität durch Wärmespeicherung in konzentrierenden Solarkraftwerken

egeb Forum Energie – 13. Juli 2011

Dr. Markus EwertTechnology & Innovation

Seite 2Wärmespeicherung für CSP 13. Juli 2011 Ewert/T&I

Inhalt

1 Zukünftige Trends im Energiesystem

2 Stromspeichertechnologien

3 Konzentrierende Solarkraftwerke mit Speicher

4 Wärmespeichertechnologien

5 Wirtschaftlichkeit


Zunahme der Leistung fluktuierender Erneuerbarer Energien auf 40 % – Anteil an der Stromproduktion ~25 %

2035

3.611

2.657

815

139

2020

3.358

2.801

48176

2007

2.974

2.861

110 4

+1%

Sonstige1

Wind

Solar

Stromproduktion EU-27in TWh

2035

1.014

568

342

104

2020

829

565

208

56

2007

608

550

53 5

+2%

Installierte Leistung EU-27in GW

1. Sonstige einschließlich Biomasse, Geothermie und Wasserkraft (installierte Leistung Biomasse: 2020 = 44 GW, 2035 = 58 GW)Quelle: Ein mögliches Szenario für die Struktur der Stromerzeugung


Der Ausbau der Erneuerbaren kann zu einer Verdreifach-ung der Preisvolatilitäten auf dem Strommarkt führen

ItalienFrankreichUKDeutschland

2035

2020

2007

Standardabweichung der Marktpreisvolatilitäten in %

Preisschwankungen folgen zunehmend dem Angebot von Wind und Sonne und immer weniger dem Tag-/Nachtzyklus

Häufigkeit starkerPreisschwankungen nimmt zu

Quelle: Rechenergebnisse


Die zunehmende Preisschwankungen werden den Einsatz von Speichern begünstigen

Leistung

Strompreis

Speicher

Wind

Solar

Import

Export


0

30

60

90

120

7.1.

08

8.1.

08

9.1.

08

10.1

.08

11.1

.08

12.1

.08

13.1

.08

14.1

.08

EEX

Spot

[€

/MW

h]

Der Einsatz von Stromspeichern wird durch die Preisdifferenzen am Strommarkt bestimmt

Strompreise EEX1 (2008) und Betrieb eines Pumpspeicherkraftwerks

Die mittlere Vollbenutzung von Pump-speicherkraft-werken beträgt 10-15 %

Der Betrieb folgt heute der Tageszeit mit kurzen Niedrigpreis-phasen zum Laden in der Nacht-500

-250

0

250

500

- Pum

ping

/ +

Turb

inin

g [M

W]

1. Woche im Januar 2008, Mo - So


Zykluswirkungsgrad beim Laden und Entladen bestimmt die Ausnutzung der Technologien

100

50

0

-50

100

50

0

-50

100

50

0

-50

Zeitin h

Pump-speicher

Druckluft

Batterie

Zykluswir-kungsgrad

80 %

70 %

90 %

1. Eine Woche in Deutschland 2035

Kapitalfluss bei 100 MW Anlagenbetrieb1 in k€Deckungs-beitrag

100 %

91 %

130 %

16824 48 72 96 120 144


Zur Verfügung stehende Speicherverfahren- bzw. technologien

8

Pumpspeicher Druckluftspeicher Schwungmassenspeicher

Batterien

Supraleitende Magneten Kondensatoren

Wasserstoff Methan

Mechanisch

Elektrochemisch

Elektrisch

Chemisch

Sensibel (flüssig/fest) Latent (Phasenwechselmaterialien) Chemisch (Hydroxide/Karbonate) Physikalisch (Sorption)

Thermisch

Stromspeicher

Wärmespeicher


Wärmespeicher in den Anschaffungskosten vergleichbar mit Pumpspeichern aber universeller einsetzbar

218

20

6

313

adiabaterDruckluft-speicher

128

Wasserstoff-speicher/

Brennstoffzelle

238

319

Batterie

15

100

115

Wärme-speicher/CSP

68

60

Pump-speicher

83

42

125

Spezifisches Invest für einen 8h-Speicher in €/kWhel.(output)

Umwandlungskomponenten

Energiespeicher

1. Wärmespeicher (Flüssig): bestehend aus Wärmetauscher, Behälter, Speichermedium, Anschlussleitung - 40 €/MWh (th), Wirkungsgrad Turbine: 40 %2. Pumpspeicher bestehend aus oberem und unterem Speicherbecken sowie reversibler Turbine3. Adiabater Druckluftspeicher bestehend aus Verdichter, Wärmespeicher, Kaverne und Turbine4. Wasserstoffspeicher bestehend aus Netzanschluss, Elektrolyseur, GC, Speicherkaverne, Brennstoffzelle, Wechselrichter5. Batteriesystem bestehend aus Batterie und Wechselrichter bzw. Netzanschluss

Senkung der spezifischen Kosten bei Wärmespeicher CSP durch die Anhebung der Prozesstemperatur möglich

Elektrochemische Energiespeicherungist trotz angenommener Lernkurve teuer

(erwartete Kosten 2035)


0

50

100

150

Langfristig werden bei sehr hohem Anteil erneuerbarer Energien Wochen- oder Saisonspeicher erforderlich

0

50

100

150 LW + BM + Geo Wind Solar Last

1. Szenario 80 % Erneuerbare Beispielhaft für Deutschland/Erzeugungsgang mittels Wetterdaten 2007 generiert/ohne Berücksichtigung Stromimport /Export (Anteile Jahresenergieproduktion 47 % Wind (117 GW); 13 % Solar (69 GW); 20 % Laufwasser, Biomasse und Geothermie (17 GW)

Juli

Dezember

GW

GW

h

Erneuerbare decken 80%1 der Jahres-Stromproduktion

Sommer

Verschiebung in die Nachtstunden über Kurzzeitspeicher

Verschiebung in den den Winter über saisonale Speicher

Winter

Wochenweise Phasen der Windunterproduktion

Wochenweise Phasen der Windüberproduktion


Mit zunehmender Speicherdauer wird die Wasserstoffspeicherung im Vergleich immer günstiger

0

100

313

BatterieWasserstoff-speicher/

Brennstoffzelle

6

2

Pump-speicher

5100

5

adiabaterDruckluft-speicher

1

Wärme-speicher/CSP

135

0 4

313

37

Spezifisches Invest für einen 2 Wochen-Speicher in €/kWhel.(output)

Umwandlungskomponenten

Energiespeicherung Kavernen und Speicherbecken

sind im Vergleich sehr kostengünstig zu vergrößern

Wärmespeicher ist bei dem adiabaten Druckluftspeicher der Hauptkostentreiber

Batterien und Wärmespeichersind zur Speicherung großerEnergiemengen sehr teuer und daher wenig geeignet


Solarthermisches Kraftwerk mit Wärmespeicher

Solarfeld(Thermoöl)

Speichersystem(Salzlösung)

Kraftwerksteil

HT-Tank

NT-Tank

Source: Solar Millenium AG

Turbine

Kühlturm

Generator


Added value durch Flexibilisierung der Stromerzeugung aus Solarkraftwerken mittels Wärmespeicherung

Leistung/Preis

Marktpreis

Last

16.00Uhrzeit

8.000.00

Verschiebung der Produktion zu Zeiten hoher Last bzw. Marktpreise

24.00

Produktion ohne Speicher

Produktionmit Wärmespeicher

Last und Marktpreis Spanien 2007

Gleichmäßigere Auslastung der Kraftwerkskomponenten


Solarthermisches Kraftwerk mit Wärmespeicher

Andasol Anlage in Spanien mit Speicher Andasol 1-3

Leistung 3x50 MWel.

Speichertechnologie Salzschmelze1

Temperatur 300-400 °C

Speichervolumen 6 x 14.250 m3

Ladeleistung 130 MWth

Entladeleistung 120 MWth

Speicherinhalt 1000 MWhth

≅ 8 h

Gesamtinvest ~ 1 Mrd. €

davon Speicher (allg.) ca. 5-10 %

Quelle: Solar Millenium AG• 60% Natriumnitrat (NaNO3) /40% Kaliumnitrat (KNO3)


Forschungsförderung zur Weiterentwicklung von CSP-Wärmespeichern: E.ON International Research Initiative

E.ON Research Award 2010 Projekte

Sensibler Speicher: Stein/Beton - Luft,DLR, D

Nanokristalliner MetallhydridFraunhofer IFAM/ZBT Duisburg, D

Latentwärmespeicher: Salz/Dampf,Fraunhofer ISI, D

Phasenwechselmaterialien: Einkapseln,University of South Florida, USA

Absorbtionsspeicher: Metallhydrid - Mg,University of Nottingham, UK

Fördersumme 5 Mio. €


Wärmespeichertechnologien für CSP weisen unterschiedlichen Entwicklungsstand auf

Salzschmelze

Phasenwechsel-material

Feststoff (Beton)

Thermochemisch

Sorption (Metalhydrid)

Deploy-mentResearch Develop-

mentDemon-stration


Salzschmelze (Wärmespeicher)/Thermoöl (Wärmeträger)

Temperaturbereich 280-380 °C

Erstarrungstemperatur 130-230 °C

Kosten 15-40 €/kWhth – 80-130 €/kWth

Status Stand der Technik (NaNO3-KNO3)

Weiterentwicklung - Erhöhung der Temperaturstabilität des Wärmeträgers Thermoöl auf über 400 °C zur Erreichung höherer Dampfparameter

- von 2-Stoff zu 3-Stoffgemischen mit niedriger Erstarrungstemperatur (<100 °C)

- Ersatz des Thermoöls durch Salz (Einstoffsystem)

Quelle: Solar Millenium


Phasenwechselmaterialien

Temperaturbereich Umgebungstemperatur bis >1.000 °C


Status Stand der Technik im Temperaturbereich bis 100 °C

Für hohe Temperaturen 100 kW Pilotanlage realisiert, aber noch Forschungsbedarf

Weiterentwicklung Verbesserung des Wärmetransports zwischenSpeichermedium und Wärmeträgerfluid durch

- Verbundmaterialien, davon eine Komponentemit hoher Wärmeleitfähigkeit

- hohe spezifische Wärmeüberträgeroberfläche durch Integration von Wärmeleitstrukturen in dasSpeichermaterial

- Kapselung des Materials zur Verkleinerung derWärmetransportwege

Quelle: DLR


Feststoff (Beton, Schüttgut)

Temperaturbereich Umgebungstemperatur bis 400 °C


Status Pilotanlage mit Beton bis 400 °C (100 kW/400 KWh )

Für hohe Temperaturen und industrielle Anwendungnoch Forschungsbedarf

Weiterentwicklung Entwicklung neuer Betonmischungen zur Anpassungan spezielle Anforderungen

- Verbesserung der Zyklenfestigkeit

- Anhebung der oberen Temperatur auf rd. 500 °C

Quelle: DLR


Thermochemisch

Temperaturbereich 150-1200 °C

Kosten (noch unbekannt)

Status Grundlagenforschung

Weiterentwicklung Suche nach geeigneten Materialien mit vollständigreversibler Reaktion hoher Reaktionskinetik

Außerdem folgende Randbedingungen

- Gleichgewichtstemperatur im gewünschtenArbeitsbereich

- hohe Lebensdauer und Aktivität des Katalysatorsim Falle katalytischer Prozesse

- gute Wärmetransportmöglichkeiten vom und zumReaktionsbett


Sorption

Temperaturbereich 100 - 800 °C

Kosten noch unbekannt

Status Zur Stofftrennung: Stand der TechnikAls Wärmespeichertechnologie:Grundlagenforschung

Weiterentwicklung Untersuchung von Verbund- und MikroporösenMaterialien, die für großtechnische Anwendunggeeignet sind.

- Absenkung der Desorptionstemperatur

- Anhebung des Temperaturhubs derAbsorption


Wirtschaftliche Optimierung der CSP Anlage durch Integration von Wärmespeichern

24.0016.008.000.00

Solarfeld Kraftwerksteil

SolareLeistung Max.

Kraftwerks-Leistung

Invest 100 %

Vergrößerung des Solarfeldes mit Speichereinsatz

CSP-Anlage ohne Wärmespeicher

Kraftwerksteil

ThermischerSpeicher

Solarfeld

Invest 125 %

CSP-Anlage mit Wärmespeicher

+50%

24.0016.008.000.00Uhrzeit


Wirtschaftlichkeit in solarthermischen Kraftwerken (Einspeisevergütung Spanien)

8383

Deckungs-beitrag

Kapital-kosten

Ohne Wärmespeicher Mit Wärmespeicher und Solarerweiterung

83

Speicher + zus. Solar

Deckungs-beitrag

116

33

Kapital-kosten

110

1710

83

Vergrößerung der elektrischen Nettoerzeugung durch „Überdimensionierung“ des Solarfeldes und Steigerung der Vollbenutzungsstunden des Kraftwerkteils

Erhöhung der solaren Anteils bei gleichzeitiger Reduzierung des Gasverbrauchs für Zufeuerung

in M€/a in M€/a

Speicher

Zus. Solar


Im Vergleich ist CSP teurer als Offshore-Wind – allerdings ist die Einspeisung durch Speicher steuerbar

41 6022

52

25

8 Other

Solar Thermisch

228

220 CAPEX

Solar PV

185

160

Wind-offshore

137

85

Wind-onshore

78

56

Kern-energie

60

45

15

Gas

77

17

Kohle

75

34

Vollkosten der Stromerzeugung1 [€/MWh]

Fluktuierende Einspeisung

1. Berechnung der CAPEX mit unterschiedlichen Betriebsstunden der Anlagen, Kostenstand heute, Solarenergie PV und CSP in Spanien, Wind on- und offshore durchschnittliche Windbedingungen für Europa, Kohle und Gas inkl. CO2-Zertifikatskosten

Erhöhung der Prozesstemperatur bei vergleichbarer Investition (dadurch höherer Wirkungsgrad und Stromproduktion je kWh Solarwärme)

Kommerzielle Massenfertigung bei der Herstellung der Kollektoren

Kostengünstige Wärmespeicher (höhere Auslastung des Kraftwerksteils)

Hauptansatzpunkte zur Kosteneinsparung CSP –Ziel: Kosten vergleichbar zu Wind offshore:


Resümee

Markt für Energiespeicher wächst mit zunehmendem Anteil fluktuierender Einspeisung

Vielzahl an Speicheroptionen mit unterschiedlichen Einschränkungen (geographisch, Netzzugang, Last im Netz) – Wärmespeicher sind universell einsetzbar

Wirtschaftlichkeit von Wärmespeichern ist im Vergleich zu anderen Optionen der Flexibilisierung ist gegeben

Wärmespeicher erhöhen die Wirtschaftlichkeit von CSP Projekten

Entwicklung der Wärmespeicher erst am Anfang, technologisches und wirtschaftliches Verbesserungspotential gegeben

Solarenergie aus CSP ist mit Wärmespeichern grundlastfähig

Vollkosten der Stromerzeugung über CSP sehr hoch – kann noch gesenkt werden

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