Stand der Technik und Potenziale punktfokussierender Systeme

Dr. R. Buck DLR, Institut für Solarforschung

www.DLR.de • Folie 1

Solarturm-Kraftwerke

Heliostat-feld

Turm

Receiver

• Hohe Konzentration, hohe Temperaturen, hohe Wirkungsgrade • niedrigere Stromgestehungskosten?

Solarturm Crescent Dunes, 100MWe 10h Speicher, Flüssigsalz 565°C

Solarturm-Kraftwerke: Stand und Perspektive

• Parabolrinne: marktreif, vorherrschende Technologie im Markt • Solarturm: Anteil zukünftig deutlich zunehmend • Linear Fresnel: kleiner Anteil • Dish: wenige Anlagen geplant

• 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

Heliostatfeld und Receiver:

∼ 50% von CAPEX

Kapitalkosten von Solarturm-Systemen

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

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

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

Luftsystem: Solarturm-Versuchsanlage Jülich Leistung 1.5MW Speicher 3h, Festbett Powerblock Dampfprozess

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)

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

Option Solare Hochtemperatur-Prozesswärme

• Prozesswärme bei 400°C – 1000°C • attraktive Wärmegestehungskosten • Technologie-Einführung mit kleineren Anlagen • Payback-Zeit > 3 Jahre

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

Kontakt: reiner.buck@dlr.de