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Stand der Technik und Potenziale punktfokussierender Systeme
Dr. R. Buck DLR, Institut für Solarforschung
www.DLR.de • Folie 1
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Solarturm-Kraftwerke
Heliostat-feld
Turm
Receiver
• Hohe Konzentration, hohe Temperaturen, hohe Wirkungsgrade • niedrigere Stromgestehungskosten?
Solarturm Crescent Dunes, 100MWe 10h Speicher, Flüssigsalz 565°C
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Solarturm-Kraftwerke: Stand und Perspektive
• Parabolrinne: marktreif, vorherrschende Technologie im Markt • Solarturm: Anteil zukünftig deutlich zunehmend • Linear Fresnel: kleiner Anteil • Dish: wenige Anlagen geplant
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• relevanter Parameter: Stromgestehungskosten [€/kWh] (nicht: spezifische Kosten [€/kW])
• zusätzlicher Wert durch steuerbare Energieabgabe und Versorgungssicherheit
Kosten von Solarturm-Systemen
• CAPEX: dominanter Kostenanteil
• aktuelle LCOE: 0.16 … 0.36 US$/kWh
• 2020 LCOE: 0.08 … 0.16 US$/kWh
• LCOE stark abhängig von • solarer Direktstrahlung • Finanzierungskonditionen
(alle Angaben in 2010 US$)
Solarturm, 100MW mit15h Speicher
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Heliostatfeld und Receiver:
∼ 50% von CAPEX
Kapitalkosten von Solarturm-Systemen
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Kostensenkung bei Komponenten:
• verbesserte Herstellungsverfahren
• Massenfertigung
• Einsatz innovativer Technologien
Finanzierungskonditionen:
• geringere Risikozuschläge durch Erfahrungswerte
Erhöhung des Ertrags:
• höherer Wirkungsgrad
• optimierte Betriebsstrategien
Reduktion Betriebs-/Wartungskosten:
• höhere Zuverlässigkeit
Potenzial zur Kostenreduktion
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Direktverdampfungs-Systeme: Solarturm-Anlage Ivanpah (Brightsource)
Leistung 377MW Jahresproduktion 1‘079 GWh/a Kapazitätsfaktor 33% Speicher - Powerblock Dampfprozess
mit Trocken-kühlung
Speicher-Integration schwierig bei direktverdampfenden Systemen
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Flüssigsalz-Systeme: Gemasolar (Torresol)
Leistung 19MW Jahresproduktion 110 GWh/a Kapazitätsfaktor 74% Speicher 15h,
Flüssigsalz Powerblock Dampfprozess
mit Nass-kühlung
• Stand der Technik für Systeme mit thermischem Speicher
• aktuell Inbetriebnahme der Anlage Crescent Dunes, 100MWe, 10h Speicher
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Luftsystem: Solarturm-Versuchsanlage Jülich Leistung 1.5MW Speicher 3h, Festbett Powerblock Dampfprozess
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Solarturmkraftwerke im Bau / in Planung
• Khi Solar One (Südafrika, im Bau): • 50MW, Direktdampfsystem • 2h Speicher • Abengoa
• Atacama-1 (Chile, im Bau): • 110MW, Flüssigsalzsystem • 17.5h Speicher • Abengoa
• Supcon (China, im Bau): • 50MW, Flüssigsalzsystem • 2.5h Speicher • Supcon
• Noor 3 (Marokko, geplant): • 150MW, Flüssigsalzsystem • 8h Speicher • ACWA, Sener
• Redstone (Südafrika, geplant): • 100MW, Flüssigsalzsystem • 12h Speicher • ACWA, SolarReserve
Atacama-1 (© Abengoa)
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Entwicklungsperspektive Solarturm-Kraftwerke
Konzepte zur Kostenreduktion • Weiterentwicklung Systeme mit flüssigem Wärmeträger
(Flüssigsalz, Flüssigmetall) • erhöhte Temperaturen • verbesserte Performance • geringere Parasitics
• Weiterentwicklung OVR • Erhöhung Receiverwirkungsgrad • Verbesserung Luftrückführung
• Partikelsysteme • erhöhte Temperaturen • verbesserte Performance
• Kostenreduktion bei Komponenten • Heliostatfeld, Receiver
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Option Solare Hochtemperatur-Prozesswärme
• Prozesswärme bei 400°C – 1000°C • attraktive Wärmegestehungskosten • Technologie-Einführung mit kleineren Anlagen • Payback-Zeit > 3 Jahre