Entwicklung verschiedener Indikatoren
Abb. 4 Entwicklung ausgewählter Indikatoren für die Modelljahre 2020, 2030 und 2040 im oben beschriebenen Ausbaupfad mit Wärmespeicherkraftwerken. Das Bild zeigt Veränderungen relativ zum Referenzjahr 2020 (Bildquelle: DLR-Institut für Technische Thermodynamik)
Tab. 2: Entwicklung ausgewählter Indikatoren für die Modelljahre 2020, 2030 und 2040 im oben beschriebenen Ausbaupfad mit Wärmespeicherkraftwerken. Systemkosten beinhalten jährliche Kapital-, Betriebs- und Personalkosten für Stromerzeugung, Speicherung und Verteilung (Bildquelle: DLR-Institut)
Abb. 4 und Tab. 2 zeigen die Entwicklung verschiedener Indikatoren der deutschen Stromversorgung im Verlauf des oben beschriebenen Ausbaupfads. Während die Treibhausgasemissionen bis 2040 von 307 auf 66 Mt/a zurückgehen, steigen die Systemkosten [7] von 61 auf 66 Mrd. €/a gegenüber 2020 an. Daraus ergeben sich CO2-Vermeidungskosten dieses Pfads von knapp 21 €/t. Der Verbrauch an Biomasse bleibt annähernd konstant, deren Nutzung wechselt allerdings von Grundlast- zu Residuallastkraftwerken. Trotz der großen installierten PV- Leistung nimmt der gesamte Flächenverbrauch kaum zu, da der Flächenverbrauch fossiler Brennstoffe eingespart und keine zusätzliche Biomasse verbraucht wird [8]. Der Erdgasverbrauch nimmt deutlich ab, Kohle verschwindet ganz. Ein starker Ausbau der Netztransferleistung in die Nachbarländer ist nicht erforderlich. Weiterhin bleibt die verfügbare Nettoengpassleistung stets oberhalb der jährlichen Spitzenlast.
Fazit
Die Deckung der zunehmend schwankenden Residuallast im Stromsektor mit erneuerbarer Energie bei uneingeschränkter Gewährleistung der Versorgungssicherheit ist ein Problem der Energiewende, auf das es bisher keine zufriedenstellende Antwort gab. Der vorliegende Bericht stellt die These auf, dass Wärmespeicherkraftwerke diese Aufgabe ab sofort übernehmen können.
Die hier vorgestellten Wärmespeicherkraftwerke bestehen aus einer erneuerbaren Energiequelle mit Tages-Produktionszyklus (Photovoltaik) für die Speicherbeladung, einem Tagesspeicher (Flüssigsalz- Wärmespeicher mit Elektroheizer), einem thermischen Kraftwerk für die Speicherentladung (Dampfturbine), der Möglichkeit, erneuerbare Brennstoffe als Backup für die Speicherbeladung einzusetzen, und einer Gasturbine für die Deckung extremer Lastspitzen, deren Abwärme im Wärmespeicher zurückgewonnen werden kann.
Ein solches Kraftwerk ist extrem flexibel und kann sich an alle möglichen Lastfälle der zukünftigen Residuallastkurve ohne weiteres anpassen. Im Spitzenlastbetrieb wird der in den Gasturbinen eingesetzte Brennstoff infolge der Wärmerückgewinnung im Wärmespeicher annähernd mit dem Wirkungsgrad eines modernen GuD-Kraftwerks umgesetzt. Ein Großteil der mit Photovoltaik erzeugten Primärenergie wird direkt oder über den Wärmespeicher an die Verbraucher abgegeben, sodass relativ wenig Brennstoff (Erdgas oder Biomasse) zur zuverlässigen Deckung der verbleibenden Residuallast gebraucht wird. Auf diese Weise wird der Einsatz von knapper Biomasse für diesen Zweck überhaupt erst möglich und sinnvoll. Wärmetauscher für Zufeuerung und Abhitzenutzung im Salzkreislauf müssen noch entwickelt werden. Alternativ kann Zufeuerung und Abhitzenutzung mit konventionellen Kesseln im Dampfkreislauf erfolgen. Die übrigen Komponenten der Wärmespeicherkraftwerke entsprechen dem heutigen Stand der Technik.
Anmerkungen
[1] Vahlenkamp, T.; Ritzenhofen, I.; Pflugmann, F.; Stockhausen, F.: Energiewende am Scheideweg, Energiewirtschaftliche Tagesfragen 69. Jg. (2019), Heft 9.
[2] Jessen-Thiesen, P.; Schönheit, D.; Hladik, D.; Dierstein C.; Zöbel, C.; Most, D.: Dauer und Häufigkeit von Dunkelflauten in Deutschland, Energiewirtschaftliche Tagesfragen 69. Jg. (2019), Heft 1/2.
[3] Trieb, F.; Thess, A.: Wege zur regenerativen Stromversorgung IV – Kraftwerke der Zukunft, Energiewirtschaftliche Tagesfragen 68.Jg. (2018), Heft 12; Trieb, F., Thess, A., Storage plants – a solution to the residual load challenge of the power sector? Journal of Energy Storage 31 (2020), https://doi.org/10.1016/j.est.2020.101626.
[4] Fritsch, A; Frantz, C; Uhlig, R.: Techno-economic analysis of solar thermal power plants using liquid sodium as heat transfer fluid, Solar Energy 177 (2019) 155–162.
[5] Bundesverband Energiespeicher: Thermische Energiespeicher zur Flexibilisierung von GuD-KWK-Kraftwerken (2016), https://www.bves.de/wp-content/uploads/2017/04/Feststoffspeicher-Netzstabilisierung_final.pdf sowie https://www.energie-experten.org/erneuerbare-energien/oekostrom/energiespeicher/hochtemperatur-waermespeicher.html (2019).
[6] Details zu dem beschriebenen Ausbaupfad und zur Multi-Indikatoren-Bewertung mit dem Modellinstrument ELCALC sowie eine Dokumentation der wichtigsten Modellfunktionen und Annahmen wurden auf der Website www.dlr.de/tt/elcalc hinterlegt. Parameter für das Referenzjahr 2020 wurden soweit möglich mit Daten für 2018 abgeglichen und entsprechend extrapoliert, siehe Icha, P.: Entwicklung der spezifischen Kohlendioxid-Emissionen des deutschen Strommix in den Jahren 1990- 2018, Umweltbundesamt Climate Change 10/2019 sowie Daten zur Bruttostromerzeugung 2016-2018 des Statistischen Bundesamtes, Stand Dezember 2019.
[7] Systemkosten beinhalten Kapitalkosten, Betriebskosten und Brennstoffkosten der in Tab. 1 genannten Kraftwerke, Energiespeicher und Netzinfrastrukturen.
[8] Die Berechnung der Flächenbeanspruchung erfolgte auf der Basis einer Lebenszyklusanalyse von Fthenakis, V.; Hyung, C.K.; Land use and electricity generation: A life-cycle analysis, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 13, Issues 6–7, August–September 2009, Pages 1465-1474. https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S1364032108001354
F. Trieb, M. Geyer und G. Koll, Arbeitsgruppe Wärmespeicherkraftwerke, DLR-Institut für Technische Thermodynamik, Stuttgart, Franz.Trieb@dlr.de