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4 | 2014

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Energiespeicher Bild 4

Energiespeicher Bild 4 Haushaltsstrompreise und EEG- Vergütungssätze von 2007 bis 2013 in Deutschland [101 bis 103]. prüfen. Die Behandlung der Petition läuft derzeit [77]. Mit einer Entscheidung, obfür das Projekt Schmalwasser ein PFV eingeleitet wird, ist vermutlich 2014 zu rechnen [62]. Schweich: Das ROV wurde im September 2013 positiv abgeschlossen. Momentan laufen die Vorbereitungen für das PFV, das voraussichtlich bis 2015 dauert [78]. Die bauliche Umsetzung ist ab 2016, die Inbetriebnahme Ende 2019 geplant [79]. Größere Widerstände gegen das Projekt sind derzeit nicht bekannt. Waldeck 2+: Der Energieversorger E.on plant das bestehende PSW Waldeck 2 um eine zusätzliche Pumpspeicheranlage mit einer Leistung von 300 MW zu erweitern. Hierzu soll das Volumen des vorhandenen Oberbeckens durch Erhöhung der Ufermauer um etwa 10%erhöht werden [80]. Das Genehmigungsverfahren (PFV) für Waldeck 2+ wurde bereits 2011 erfolgreich abgeschlossen [81],die Investitionsentscheidung für die Errichtung der Anlage allerdings 2012 wegen des ungünstigen Marktumfeldes auf unbestimmte Zeit verschoben [82]. Die Umsetzung des Projekts ist daher als ungewiss einzustufen (Bild 3). Markersbach: Vattenfall plant für sein bestehendes 1050-MW-PSW Markersbach eine Beckenerweiterung (Erhöhung der Dammkrone des Oberbeckens) zur Erhöhung des Arbeitswasservolumens um 735 000 m³, um die bisherige Turbinenarbeit um 510 MWh und die bisherige Pumparbeit um 650 MWh zusteigern. Die Unterlagen zum PFV wurden von Vattenfall bei der Landesdirektion Sachsen als Planfeststellungsbehörde am19. August 2013 eingereicht und in den betroffenen Gemeinden abdem 22. August 2013 ausgelegt [83]. Dabei diesem Projekt lediglich eine Kapazitäts- und keine Leistungserhöhung vorgesehen ist, ist dieses inBild 3nicht dargestellt. Insgesamt lässt sich anhand der beschriebenen Entwicklungen folgern, dass maximal etwa 50 %der möglichen Zubauleistung von 7GWbis 2023 realisiert werden könnte (Bild 3). Bei fast allen Projekten sind zum Teil erhebliche Verzögerungen eingetreten. Falls sich das ungünstige Marktumfeld nicht bessert, ist mit weiteren Verzögerungen hinsichtlich der Projektentwicklung, Genehmigungsverfahren und Investitionsentscheidungen bis hin zur Aufgabe einer größeren Anzahl von Projekten zu rechnen. Weitere Projektideen und -planungen Trotz der unsicheren wirtschaftlichen Aussichten finden derzeit weitere Planungen für neue PSW bzw. Erweiterungen statt. Der österreichische Baukonzern Strabag zum Beispiel beabsichtigt die thüringischen Standorte Ellrich (640 MW) und Leutenberg/Probstzella (380 MW) vertieft zu prüfen und mindestens einenStandort zu entwickeln. In beiden Fällen müssen Unter- und Oberbecken künstlich angelegt werden (jeweils 6,3 bzw. 4,1 Mio. m³).Für die Investitionen (750 bzw. 450 Mio. €) will der Projektentwickler Investoren aus der Energie- und Finanzbranche gewinnen. Die Inbetriebnahme könnte in 2021 erfolgen [84]. Als geeignete Standorte für das PSW- Projekt Rettenberg der Allgäuer Überlandwerke wurden Breitenstein und Rottachsee lokalisiert. Für den größeren Standort Breitenstein werden folgende Kenndaten genannt: rund 60 MW Leistung (360 MWh), etwa 0,4 Mio. m³Wasservolumen fürdie künstlichanzulegenden Ober- und Unterbecken und 450 m Fallhöhe. Derzeit stehen Voruntersuchungen an, die die Machbarkeit unter anderem aus Umweltverträglichkeitsgesichtspunkten und geologischen Gesichtspunkten klären sollen [85]. Das 340-MW-PSW-Projekt Sorpeberg- Glinge wird von der Grünwerke GmbH, einer Tochtergesellschaft der Stadtwerke Düsseldorf, und der Mark-E, einer Tochtergesellschaft der Enervie (Südwestfalen Energie und Wasser AG), geplant. Das Oberbecken mit einem nutzbaren Wasservolumen von rund 3,2 Mio. m³soll inWildewiese, das Unterbecken im Ermecketal entstehen. Die mittlere Fallhöhe würde 264 mbetragen. Das Projekt steht derzeit noch am Anfang der Planungsphase. Eine Inbetriebnahme könnte etwa 2022 erfolgen [86]. Die Firma Statkraft plant, die Leistung seines 220-MW-PSW Erzhausen (Ortsteil von Einbeck, Niedersachsen) durch eine Erhöhung des OB-Dammes und die Installation weiterer Turbinensätze um 120 MW zu steigern [87]. Hierzu wurden zwischen September und Oktober 2013 Bauerkundungen auf dem PSW-Gelände durchgeführt [88]. Ein möglicher Beginn des Genehmigungsverfahrens wäre Anfang 2014. Die Essener Hochtief AGverfolgt neben den bereits genannten Projekten Nethe inNRW, Leinetal inNiedersachsen und Hainleite in Thüringen noch ein Pumpspeicherprojekt nahe Albstadt in Baden-Württemberg mit einer Leistung von 320 MW [89]. Hierfür haben Vorgespräche mit der Kreisbehörde, den Standortgemeinden und Grundstückseigentümern stattgefunden [90]. Eine Projektgesellschaft (PSW Zollernalb GmbH) ist gegründet, weitergehende Informationen liegen noch nicht vor. Zusätzlich zu diesen konkreten Projektideen und -planungen gibt es eine Reihe von Aktivitäten zur regionalen Potenzialermittlung wie zum Beispiel von EnBW, die im Rahmen einer Potenzialanalyse nach weiteren PSW-Standorten in Baden-Württemberg gesucht hat. Die Standortmindestanforderungen waren: Fallhöhe mindestens 200 m,Horizontalentfernung zwischen Ober- und Unterbecken maximal 5km, Arbeitsvermögen acht Pumpstunden, fallhöhenabhängiger Leistungswert (Produkt aus Leistung und Fallhöhe) von mindestens 40000 MWm. Weitere Standortkriterien waren die wirtschaftliche Realisierbarkeit (< 1200 €/kW =sehr gut geeignet), mögliche Konflikte mit Umwelt- und Wasserschutzgebieten und existierenden Bauwerken sowie die geologische Eignung. Insgesamt fallen 13 konfliktarme Standorte im Schwarzwald mit 19 GW Gesamtleistung in die Kategorie sehr gut geeignet [91], von denen EnBW selbst aber keinen erschließen will [92]. Auch unkonventionelle Konzepte zu Pumpspeicherkraftwerken befinden sich in der Diskussion [11]. Hier läuft derzeit unter anderem ein Forschungsprojekt zur Untersuchung der Nachnutzungsmöglichkeiten von Anlagen des Steinkohlebergbaus als Pumpspeicherkraftwerke [93; 94]. Sanierung Pumpspeicher Happurg Am 18. Januar 2011 wurdemit Hilfe eines Messbrunnens ein Wasserverlust 50 BWK Bd. 66 (2014) Nr. 4

Energiespeicher Bild 5 Neuzulassungen von Elektrofahrzeugen imPkw-Segment inDeutschland und weltweit [112 bis 114]. aus dem Oberbecken des Pumpspeichers Happurg registriert. Nach der anschließenden kontrollierten Ablassung des Wassers wurde festgestellt, dass die Sohle des Oberbeckens an mehreren Stellen eingebrochen war, wodurch größere Leckagen entstanden. Als Grund für die Einbrüche werden Erosionsprozesse im Lockergestein als wahrscheinlichste Ursache angenommen. Die Folge war eine vorläufige Stilllegung des Kraftwerks im Januar 2011 mit anschließender Schadensanalyse und Entwicklung eines umfassenden Sanierungskonzeptes [95 bis 97]. Überlegungen bestehen, imZuge der Sanierung die Anlage zu modernisieren bzw. zuerweitern, um eine Netzentgeldbefreiung zu erreichen.Inder Diskussion befindet sich sowohl eine Vergrößerung des Beckenvolumens durch Dammerhöhung als auch eine Modernisierung und Leistungserhöhung derMaschinensätze.Eine endgültige Entscheidung über das Modernisierungskonzept steht derzeit allerdings noch aus. Sowohl für die Sanierung des Oberbeckens als auch für die Modernisierungsmaßnahmen laufen derzeit die Genehmigungsverfahren. Frühester Baubeginn wäre 2015/16 mit einer damit verbundenen Wiederinbetriebnahme Mitte 2017 [96]. Druckluftspeicher Die Entwicklung des adiabaten Druckluftspeicherkraftwerks „Adele“ (Adiabater Druckluftspeicher für die Elektrizitätsversorgung) wurde im Zeitraum Dezember 2009 bis November 2012 mit staatlichen Mitteln gefördert. Im Fokus des Adele-Projektes stand zunächst die Untersuchung und Entwicklung zentraler Einzelkomponenten wie Turbomaschine, Wärmespeicher und Speicherkaverne sowie die grundlegende Verfahrensauslegung.Bei dem im Januar 2013 gestarteten Anschlussprojekt „Adele-Ing“ sollen die Grundlagen für eine Demonstrationsanlage erarbeitet werden. Das Projekt ist Teil der „Förderinitiative Energiespeicher“ des Bundes. Die vorgesehene Projektlaufzeit beträgt 3,5 Jahre bei einem Gesamtbudget von rund 40 Mio. € [98; 99]. In einer ersten Konzeptphase desAdele-Ing-Projektes wurden verschiedene Verfahrensvarianten untersucht und auf Basis eines technisch-wirtschaftlichen Vergleichs bewertet. Wesentliche Ziele waren die Identifikation von Kostenreduktionspotenzialen und die Festlegung des Anlagendesigns.Als Ergebnis dieser Konzeptphase wurden aus insgesamt zehn Anlagenkonzepten drei ausgewählt und im Detail analysiert. Die ermittelten spezifischen Investitionskosten liegen zwischen 1260 und 1290 €/kW. Der Wirkungsgrad variiert im Bereich von 66 bis 68 % [100]. Im Rahmen der Konzeptphase wurde weiterhin die generelle wirtschaftliche Perspektive von adiabaten Druckluftspeicherkraftwerken untersucht. Bei den aktuellen Rahmenbedingungen wird ein wirtschaftlicher Anlagenbetrieb allerdings als nicht erreichbar angesehen und die Risiken für den Bau einer Demonstrationsanlage als zuhoch eingestuft. Der ursprüngliche Plan, das Adele-Ing-Projekt mit dem Basic- und Detail-Engineering für eine Prototypanlage fortzusetzen, wird daher zunächst nicht weiter verfolgt. Aufgrund dieser Entwicklung werden die Arbeiten im Rahmen von Adele-Ing neu ausgerichtet, mit dem Ziel, die zukünftige Einnahmesituation unter den sich ändernden energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen zu untersuchen und die Anlagenkonzepte weiter zuoptimieren [100]. Intelligente Energie-Dienstleistungen. Contracting-Lösungen von GETEC sind wirtschaftlich, innovativ und umweltschonend. Jetzt informieren! www.getec.de Foto: S. Witter/Shotshop

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