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Analyse der Stromgestehungskosten von Erneuerbaren Energien

Studienarbeit 2008 75 Seiten

Ingenieurwissenschaften - Wirtschaftsingenieurwesen

Leseprobe

1. Aufgabenstellung und Einleitung

„Wer zu spät an die Kosten denkt, ruiniert sein Unternehmen. […]“1)

Philip Rosenthal (1916-2001)

Die Nutzung erneuerbarer Energien – insbesondere zur Stromerzeugung – hat in den vergangenen Jahren aufgrund des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) erheblich zugenommen. Im Jahr 2006 betrug der Anteil erneuerbarer Energien an der Bereitstellung elektrischer Energie in Deutschland 12% am gesamten Stromverbrauch, was etwa 73874 GWh entspricht.2) Zudem drängen sich erneuerbare Energien vor dem Hintergrund des Klimawandels immer mehr in das öffentliche Bewusstsein und erlangen somit neben der Versorgungsbedeutung auch einen Zuwachs an politischer Wichtigkeit. Die elektrische Energie aus regenerativen Energien ist jedoch zum großen Teil noch nicht wettbewerbsfähig. Die Erzeugung elektrischer Energie aus regenerativer Energie wird von der Öffentlichkeit als zu teuer angesehen.

Die Analyse der Möglichkeiten und Grenzen der Nutzung erneuerbarer Energien ist somit nach wie vor eine wichtige energiewirtschaftliche Aufgabestellung. Dazu müssen unter anderem zunächst die Kosten dieser Nutzung erfasst und analysiert werden.

Vor dem Hintergrund der oben beschriebenen Problemstellung ist es das Ziel dieser Arbeit, eine Analyse der Stromgestehungskosten von erneuerbaren Energien durchzuführen. Hierfür soll zunächst eine Skizzierung aktueller Technologien zur Nutzung erneuerbarer Energien im Elektrizitätsbereich vorgenommen und die aus diesen Technologien resultierenden Stromgestehungskosten erfasst werden. Im Anschluss sollen zu erwartende zukünftige Technologien im Bereich der erneuerbaren Energien vorgestellt, sowie deren Stromgestehungskosten mithilfe eines auf MS-Excel basierenden Berechnungsmodells ermittelt werden.

Der Hauptteil dieser Arbeit beschäftigt sich mit dem Vergleich und der kritischen Bewertung der Stromgestehungskosten von aktuellen und zukünftig zu erwartenden Technologien. Dabei wird die Entwicklung jeder Form der erneuerbaren Energien anhand eines Beispiels einer Betrachtung auf kurzfristiger und auf langfristiger Sicht unterzogen.

Der zukünftig stärkste Konkurrent der erneuerbaren Energien ist die Kernenergie. Obwohl der Ausstieg aus der Kernenergie von einigen Ländern bereits festgelegt wurde, wird in anderen Ländern weiterhin auf die Effizienz von Kernkraftwerken gesetzt. Ein kurzer Vergleich der in dieser Arbeit ermittelten Ergebnisse mit zukünftigen Wandlungstechnologien auf Basis fossiler Energieträger soll einen Ausblick auf die zukünftige Entwicklung der weltweiten Energieversorgung ermöglichen.

2. Aktuelle Technologien zur Nutzung erneuerbarer Energien im Elektrizitätsbereich

Es kann zwischen drei großen Formen von Energieträgern unterschieden werden.3) Als nukleare Energie wird die aus Kernspaltung oder Kernzerfall gewonnene Energie bezeichnet. Die sich noch in der Entwicklung befindliche Gewinnung von nuklearer Energie durch Kernfusion wird hierbei künftig eine bedeutende Rolle spielen. Unter den fossilen Energieträgern finden sich die Braun- und Steinkohle, sowie Erdöl und Erdgas. Zudem zählt das bisher wirtschaftlich seltener genutzte Methanhydrat (in Wasser eingefrorenes Methan) ebenfalls zu den fossilen Energieträgern.4) Der dritte und – im Gegensatz zu den fossilen Energieträgern – unbegrenzt vorhandene Energieträger sind die sogenannten regenerativen oder auch erneuerbaren Energien. Neben der Solarthermie, der Photovoltaik, der Geothermie, der Energiegewinnung aus Wasserkraft und Biomasse ist die Windkraft als einzige der erneuerbaren Energien zu den bisher etablierten Energieträgern in spätestens acht Jahren konkurrenzfähig.5)

2.1. Windenergieanlagen

Die nutzbare Energie des Windes resultiert aus den Energieströmen, die durch die Solarstrahlung der Sonne entstehen. Die Energie des Windes ist also nicht direkt von der Sonneneinstrahlung abhängig.6) Windenergie entsteht als Ergebnis einer Aus-gleichsströmung zwischen zwei Gebieten mit unterschiedlichem Luftdruck aufgrund unterschiedlicher Lufttemperaturen. Die dabei entstehende kinetische Energie der anströmenden Luft wird zur Rotation der Flügel ausgenutzt. Die somit erzeugte mechanische Energie wird von einem Generator in elektrische Energie umgewandelt. Bereits vor 3000 Jahren wurde die Energie des Windes im landwirtschaftlichen Sektor genutzt. In Europa begann der Siegeszug der Windenergie im 9. Jh.n.Chr. Sie wurde damals vorzugsweise zum Getreidemahlen, Holzsägen und Wasserpumpen genutzt. Ende des vorigen Jahrhunderts wurden in Holland Windmühlen mit einer Nennleistung von bis zu 50 kW7) errichtet. Seit 1980 hat die Windkraftnutzungstechnologie gewaltige Fortschritte vorzuweisen. Die Anlagen wurden größer, leichter, stabiler, effizienter und geräuschärmer. Die anfallenden kWh-Kosten konnten dadurch stetig gesenkt werden. Der aktuelle Markttrend geht in grössere und seriengefertigte Anlagen. Heute sind teilweise Anlagen mit bis zu 5 MW Nennleistung und Windparks mit einer Gesamtnennleistung von 100 MW und mehr vorzufinden.8) Anfang Oktober 2004 errichtete REpower Systems AG in der Nähe des Ortes Brunsbüttel eine solche 5 MW Anlage mit einem Rotordurchmesser von 126 m, welche mit 180 m Gesamthöhe die zurzeit weltweit größte Windkraftanlage ist. Der Großteil der aktuell eingesetzten Windkraftanlagen besitzt neben einer horizontalen Achse drei Rotorblätter und wird hauptsächlich durch Onshore-Anlagen realisiert.9) Sie haben im allgemeinen Turmhöhen von ca. 40–120 m, Rotordurchmesser von ca. 40–95 m und haben Nennleis-tungen von 600–2800 kW installiert. Moderne Windkraftanlagen nutzen das Auftriebsprinzip der Windkraft. Hierbei wird dem Wind nicht ein Widerstand entgegengesetzt, sondern der Wind erzeugt beim Umströmen der Rotorblätter einen Auftrieb, der den Flügel in Rotation versetzt. Damit kann dem Wind bis zu 60% seiner Energie entzogen und so im Vergleich zum Widerstandsprinzip ein 4-mal höherer Wirkungsgrad erreicht werden. Wie bereits beschrieben, besteht momentan ein Trend zu immer größeren Anlagen mit immer größeren Leistungen (siehe Abb. 1).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1: Entwicklung der Grösse von typischen Windkraftanlagen zwischen 1980 und 2003 (Quelle: Bundesamt für Energie (Hrsg.) (2005), S. 109)

Aufgrund des zunehmenden Mangels an geeigneten Standorten für Onshore-Anlagen wird die Entwicklung von Offshore-Anlagen vorangetrieben. Auf dem Meer können bis zu 40% mehr Energie gewonnen werden, als mit vergleichbaren Anlagen auf dem Land. Entscheidend für die Standortwahl von Offshore-Anlagen ist die Wassertiefe. Aktuell werden Fundamente für bis zu 15 m Wassertiefe gebaut. Offshore-Anlagen haben Turmhöhen von etwa 60–100 m, Rotordurchmesser von 80–125 m und ein Nennleistungsspektrum von 2–5 MW. Die Kosten sind im Vergleich zu Onshore-Anlagen um bis zu 60% höher, was unter anderem auf die hohen Fundamentkosten, die Netzverbindung zum Festland und die Kosten durch den erhöhten Wartungsaufwand zurückzuführen ist.10) Offshore-Anlagen erzeugen jedoch weniger Nutzungskonflikte und eröffnen neue Absatzchancen für die künftige weltweite Entwicklung von neuen Offshore-Märkten. So enthalten Windkraftanlagen auf dem Meer trotz zurzeit vergleichsweise hoher Kosten derzeit innerhalb der erneuerbaren Energien das größte Potenzial zur Energieerzeugung. Der gegenwärtig weltweit größte Offshore-Windpark – Horns Riff – befindet sich vor der jütländischen Westküste Dänemarks. In 80 Windkraftanlagen ist auf über 20 km² verteilt eine Nennleistung von 160 MW installiert, die den Strombedarf von 150000 Haushalten sichern kann.11)

2.2. Solarthermische Kraftwerke

Neben der indirekten Nutzung der Solarenergie bezieht die Solarthermietechnik ihre Energie direkt von der Sonne. Solarthermische Kraftwerke können zur Erzeugung elektrischer Energie oder zur Bereitstellung von Hochtemperaturwärme eingesetzt werden.12) Solarthermische Kraftwerke, die zur Umwandlung von Solarstrahlung in Elektrizität dienen, werden seit 20 Jahren kommerziell genutzt. Diese kommerzielle Nutzung hängt dabei jedoch von direkter Sonneneinstrahlung ab, welche nicht überall auf der Erde mit ausreichender Intensität gewährleistet ist. Die drei Arten Solarthermischer Kraftwerke werden unter dem Begriff „CSP-Technologien“ zusammengefasst, welcher alle konzentrierenden solarthermischen Technologien beschreibt. Die solarthermischen Kraftwerke bestehen im Wesentlichen aus zwei Komponenten: den Solarkollektoren, welche die Solarstrahlung in Wärme umwandeln, und den Wärmekraftmaschinen, welche die Wärme in nutzbare elektrische Energie umwandeln. In folgender Abbildung werden die drei verschiedenen Technologien der Solarkollektoren dargestellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2: CSP Technologien v.l.n.r.: Paraboloid, Solarturm, Parabolrinne (Quelle: BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 239-240)

Zusätzlich besteht noch die Möglichkeit der Speicherung überschüssiger thermischer Energie, welche bei zu geringer oder nicht vorhandener Solarstrahlung zur Erzeugung elektrischer Energie genutzt werden kann.13) Die heutigen solarthermischen Kraftwerke verwenden zur Gewinnung der elektrischen Energie einen Dampfkreislauf. Die Speicherung der überschüssigen thermischen Energie erfolgt in sogenannten Salzschmelzen. Hierbei wird Salz durch das erhitzte Wasser aus den Solarkollektoren geschmolzen. Später kann die durch Rekristallisation frei werdende Energie zur Erwärmung des Brauchwassers genutzt werden.14) Grundsätzlich wird also die direkte Sonneneinstrahlung genutzt, um die Solarkollektoren zu erhitzen und die daraus entstandene Wärme mittels Wärmekraftmaschinen in elektrische Energie umzuwandeln. Es findet somit eine Umwandlung von thermischer zu elektrischer Energie statt. Folgende Abbildung stellt diesen Vorgang am Beispiel eines Parabolrinnenkraftwerks dar.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3: Schaltbild eines Parabolrinnenkraftwerks (Quelle: SCHOTT AG15))

Die zurzeit größten Solarkraftwerke der Welt befinden sich in Südspanien und werden ab Sommer 2008 in Betrieb genommen.16) Mit den beiden Kraftwerken Andasol 1 und Andasol 2 errichtet die Firma Solar Millennium nahe der Provinz Granada eine Anlage mit über 510 km² Kollektorfläche. Jedes Kraftwerk hat eine Leistung von 50 MW installiert und verfügt zusätzlich noch über einen thermischen Speicher mit jeweils 28500 t Füllvermögen für das Speichermedium, womit eine Versorgung für bis zu 200000 Menschen möglich sein soll.

2.3. Photovoltaikanlagen

Neben der Solarthermischen Energienutzung bietet die Photovoltaik die zweite Möglichkeit, direkte Sonneneinstrahlung zu nutzen. Die erste Solarzelle wurde 1954 angekündigt. Damals noch mit einem sehr geringen Wirkungsgrad von 3% wird momentan an Legierungen geforscht, welche einen Wirkungsgrad von bis zu 50% erreichen sollen.17) Physikalisch ist es möglich, den gesamten Energiegehalt des Sonnenlichts mit Photozellen nutzbar zu machen, womit ein Wirkungsgrad von 94,8% erreicht werden kann. Momentan sind Wirkungsgrade bis 17% erreichbar.18) Solarzellen wandeln das Sonnenlicht mit Hilfe von Halbleitern ohne Zwischenschritte in elektrische Energie um. Sie beruhen dabei auf dem photovoltaischen Effekt: Solarzellen bestehen aus einer p-Schicht und aus einer n-Schicht. In der p-Schicht befinden sich Akzeptoren (z.B. Bor oder Aluminium, jeweils dreiwertig) und in der n-Schicht befinden sich Donatoren (z. B. Phosphor, fünfwertig). Wenn photonische Energie auf die Silizium-Kristallgitter der p- und n-Schicht trifft, werden diese Gitter in Bewegung versetzt. Sie werden dabei so stark bewegt, dass sich in der p-Schicht positive Ladungsträger (Ionen) von den Donatoren lösen und in der n-Schicht negative Ladungsträger (Elektronen) von den Akzeptoren. Die unterschiedlich geladenen Ladungsträger müssen nun daran gehindert werden, dass sie sich sofort wieder verbinden. Um diese sogenannte Rekombination zu verhindern, befindet sich zwischen der p- und n-Schicht eine Grenzschicht. Diese sorgt dafür, dass sich die negativen Elektronen aus der n-Schicht nicht mit den positiven Ionen aus der p-Schicht verbinden. Um elektrische Energie zu gewinnen, wird an die entstandenen Pole (n-Schicht = Minus-Pol; p-Schicht = Plus-Pol) eine Verbindung angebracht, an die ein Verbraucher zwischengeschaltet wird.19) Die folgende Abbildung zeigt den Aufbau einer Photovoltaikzelle.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 4: Prinzipieller Aufbau einer kristallinen Solarzelle

(Quelle: BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 177)

Solarzellen gibt es in unterschiedlichen Größenordnungen – von Kleinstzellen in Taschenrechnern bis hin zu 12 MW Anlagen, wie die momentan weltweit größte Photovoltaik-Anlage auf einem ehemaligen Weingut nahe dem Ort Arnstein in Franken. Diese beliefert mit 1408 Solarmodulen, auf 77 Hektar und einer Leistung von 14000 MWh/a die gesamte Stadt Arnstein mit seinen 8500 Einwohnern mit Elektrizität.20)

2.4. Geothermische Kraftwerke

Geothermie beschreibt die Wärmeenergie, die durch den schmelzflüssigen Kern im Erdinneren erzeugt wird und an die Erdoberfläche dringt.21) Die Wärmegewinnung mit Wärmepumpen ist die Hauptnutzungsform der geothermischen Energie, soll jedoch hier nicht näher betrachtet werden. Neben der Wärmegewinnung kann aus der geothermischen Energie auch elektrische Energie erzeugt werden, so im Jahr 1913 in Italien in einem Kraftwerk mit 250 kW installierter Leistung.22) Die dazu notwendige Anlage ähnelt dem Prinzip der Wärmepumpe bis zu dem Punkt des Wärmetauschers, denn statt den Sekundärkreislauf als Heizkreislauf zu verwenden, benutzt die Stromerzeugungsanlage die abgegebene Energie im Wärmetauscher, um eine Turbine und damit einen Generator mittels eines Dampfkreislaufs zu speisen. Nach der Turbine ist ein Kondensator angeschlossen, der mithilfe eines Ventilators dafür sorgt, dass das Arbeitsmittel abgekühlt wird und durch eine Pumpe zurück in den Wärmetauscher und anschließend wieder in das EGS-Reservoir (Enhanced geothermal System) gepumpt wird. Die Einspeisepumpe wird durch eine vorgeschaltete Ausgleichswasserpumpe unterstützt, um Verluste im Arbeitsmittelkreislauf auszugleichen. In der folgenden Abbildung ist der Vorgang der Energienutzung und Energieumwandlung einer geothermischen Energieerzeugungsanlage dargestellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 5: schematische Darstellung einer Stromerzeugungsanlage (Quelle: BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 276)

Nach der Turbine gelangt der Dampf in einen Kondensator und wird dort wieder herunter gekühlt, die dabei erzeugte Abwärme kann zudem noch zur lokalen Wärmeerzeugung dienen. Nach dem Kondensator gelangt das Arbeitsmittel über den Wärmetauscher in eine Einspeisepumpe, mit der es wieder in das Reservoir gepumpt wird. Um Wasserverluste innerhalb der geothermischen Gesteinsformation auszu-gleichen, wird eine Ausgleichspumpe installiert, die Oberflächenwasser einspeist.23) Man unterscheidet außerdem zwischen der Nutzung geothermalen warmen Wassers und dem sogenannten Hot-Dry-Rock-Verfahren. Geothermales warmes Wasser wird durch eine Rohrleitung an die Erdoberfläche gepumpt und dort zur Wärme- und zum kleinen Teil auch zur Stromproduktion genutzt. Das Hot Dry Rock Verfahren wird als zukunfts-trächtige Energiequelle zur Erzeugung elektrischer Energie angesehen und in Abschnitt 4.4. genauer beschrieben. Das derzeit weltweit größte Geothermiekraftwerk der Welt ist die 1960 errichtete Anlage „The Geysers“ in Kalifornien, USA. Aus etwa 50 Bohrlöchern, welche teilweise eine Tiefe von 3690 m erreichen, wird 210 °C heißer Dampf gefördert, was einer Nennleistung von 200 MW entspricht.24)

2.5. Wasserkraftwerke

Bereits in vorindustrieller Zeit wurde Wasserkraft zum Antrieb von landwirtschaftlichen Geräten genutzt, z.B. beim Betrieb von Mühlen oder Hämmern.25) Heute wird die Wasserkraft fast ausschließlich über den Antrieb von Generatoren zur Erzeugung elektrischer Energie verwendet. Die Einteilung von Wasserkraftwerken kann nach vielen verschiedenen Kriterien erfolgen. Zum Einen wird nach Bauart und Auslastung unterschieden. Die wohl am häufigsten genannte Einteilung erfolgt jedoch nach Nutzgefälle, welche auch in dieser Arbeit angewandt wird. Hiernach werden drei verschiedene Typen von Wasserkraftanlagen unterschieden: die Niederdruckkraftwerke, die Mitteldruckkraftwerke und die Hochdruckkraftwerke.26)

2.5.1. Niederdruckkraftwerke

Mit Fallhöhen unter 15 m, einem großen Durchfluss und als Grundlastkraftwerk ausgelegt, lassen sich Niederdruckkraftwerke an fließenden Gewässern oder im Meer einsetzen. Zu ihnen zählen die Laufwasserkraftwerke, die Gezeiten- und Meeresströmungskraftwerke sowie die Wellenkraftwerke. Laufwasserkraftwerke nutzen das abfließende Wasser eines angestauten Flusses, um über eine Turbine elektrische Energie zu erzeugen. Gezeitenkraftwerke und Meeresströmungskraftwerke nutzen beide die Strömungskraft des Wassers, unterscheiden sich dabei jedoch in ihrer Bauweise. Gezeitenkraftwerke nutzen den ständigen Wechsel von Ebbe und Flut und verwenden hierbei das Staudammprinzip, um den Tidenhub durch die Gezeiten in zwei Fließrichtungen zu nutzen Die Meeresströmungskraftwerke hingegen funktionieren ähnlich wie die Windenergie-anlagen, nur dass sie als Strömungskraft nicht den Wind, sondern die natürlichen Meeresströmungen nutzen. Ein Beispiel hierfür ist das „Seaflow“-Projekt mit 300 kW Nennleistung, welches seit 2003 in der Nordsee vor der Küste Englands elektrische Energie erzeugt. Die Dritte Form der Niederdruckkraftwerke sind die Wellenkraftwerke. Als typisches Beispiel sind hier die OWC-Anlagen zu nennen, welche die Auf- und Abbewegung des Wassers zur Komprimierung von Luft in zwei Richtungen nutzen und dabei eine sogenannte „Wells-Turbine“ antreiben. Diese Turbine ist so entworfen, dass sie sich sowohl beim Luftaustritt, als auch beim Lufteintritt in dieselbe Richtung dreht und dadurch einen Generator antreibt.27)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 6: Schnitt durch die „Oscillating Water Column“-Anlage auf Islay

(Quelle: BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 321)

2.5.2. Mitteldruckkraftwerke

Hier geht es um Kraftwerke, in welchen das Wasser eine Fallhöhe von 15-50 m überwinden muss, welche einen mittleren bzw. großen Durchfluss erfahren und für Grund- und Mittellast ausgelegt sind. Beispielhaft hierfür sind die sogenannten Stauwasserkraftwerke. Hierbei wird Wasser angestaut und durch Turbinen geleitet, um über dadurch angetriebene Generatoren elektrische Energie zu erzeugen. Das größte Stauwasserkraftwerk der Welt, welches ebenfalls die Funktionen eines Laufwasserkraftwerks beinhaltet, ist die Anlage des Drei-Schluchten-Damms in China. Es besitzt eine Nennleistung von 18,2 GW.28)

2.5.3. Hochdruckkraftwerke

Bei einer Fallhöhe von 50-2000 m und einer geringen Durchflussmenge werden Hochdruckkraftwerke zur Spitzenlastproduktion eingesetzt. Pumpspeicherkraftwerke sind die am häufigsten auftretenden Hochdruckkraftwerke. Hierbei wird zu Zeiten überschüssigen Stromangebots (i.d.R. mit billigerem Nachtstrom) Wasser von einer niedrigeren Lage in ein höher gelegenes Staubecken gepumpt. Zu Spitzenlastzeiten fließt dieses Wasser dann vom Staubecken in ein tiefer gelegenes Becken und durchläuft dabei eine Turbine, welche über einen Generator elektrische Energie erzeugen kann. Das derzeit größte Pumpspeicherkraftwerk der Welt befindet sich in der chinesischen Provinz Guangdong und verfügt bei einer Fallhöhe von 543 m über eine Nennleistung von 2,4 GW.29)

2.6. Biomasseanlagen

Im 19. Jahrhundert war die Biomasse der weltweit wichtigste Energielieferant. Vor allem mit Hilfe von Holz, Stroh und Torf wurde gekocht und geheizt. Jedoch wurde im 20. Jahrhundert bald deutlich, dass Biomasse eine zu geringe Energiedichte hat und somit wurde sie durch Kohle und später durch Erdöl und Gas ersetzt. Für die Stromerzeugung werden trockene Biomasse (z.B. Holz oder holzähnliche Stoffe) und nasse Biomasse (z.B. Schlämme, Pflanzen mit hohem Wasseranteil) verwendet. Die Nennleistung von Biomassekraftwerken bewegt sich im Bereich von 1 kW bis 50 MW. Biomasse kann sowohl zur Strom- und Wärmeerzeugung als auch zur Kraft-Wärme-Kopplung genutzt werden. Die am weitesten verbreiteten Technologien zur Verstromung von Biomasse sind hierbei die Verbrennung von trockener Biomasse in einer mit einem Dampfprozess kombinierten Rostfeuerung und die anaerobe Vergärung von Biomasse zu Biogas mit anschließender Verstromung in Gasmotoren.30)

2.6.1. Biomasseverbrennungsanlagen

Die Funktionsweise von Biomasse-Verbrennungsanlagen ähnelt sehr stark den Kraftwerken zur Verbrennung fossiler Brennstoffe. Der Brennstoff wird zugeführt und verbrannt. Die abgeführte Wärme wird genutzt, um Wasser zum Verdampfen zu bringen. Der Dampf treibt eine Turbine an, welche an einen Generator angeschlossen ist. In der folgenden Abbildung ist dieser Vorgang dargestellt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 7: Schaltbild eines Biomassekraftwerks zur Stromerzeugung am Beispiel des InfraServ Biomassekraftwerks in Wiesbaden (Quelle: INFRASERV WIESBADEN31))

2.6.2. Biomassevergasungsanlagen

Ähnlich wie bei den Biomasseverbrennungsanlagen wird auch bei der Vergasung von Biomasse ein Generator angetrieben. Jedoch wird dieser Generator nicht durch eine Turbine, sondern durch einen Gasmotor angetrieben. Der Brennstoff wird über einen luftdichten Abschluss in den Vergasungsreaktor eingebracht. Hier findet eine Umsetzung des Brennstoffs mithilfe des Vergasungs-mittels (z.B. Luft oder Dampf) in das Prozessgas statt. Zudem finden hier auch die Prozesse der Trocknung, Pyrolyse (Spaltung chemischer Verbindungen), Oxidation und Reduktion (Abgabe und Aufnahme von Elektronen) statt. Nach dem Vergaser gelangt das Prozessgas durch verschiedene Reinigungs- und Kühlvorgänge, um entsprechenden Reinheitsanfor-derungen für den späteren Einsatz im Gasmotor gerecht zu werden. Die folgende Abbildung stellt diesen Vorgang dar.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 8: vereinfachte Darstellung eines Biomasse-Blockheizkraftwerkes (Quelle: BUNDESMINISTERIUM FÜR VERKEHR, INNOVATION UND TECHNOLOGIE (Hrsg.) (2005), S. 11-12)

2.6.3. Biomassevergärungsanlagen

Unter Vergärung wird der Abbau von biogenem Material durch Mikroorganismen in Abwesenheit von Sauerstoff, d.h. unter anaeroben Bedingungen verstanden. Bei Biomassevergärungsanlagen wird auch das entstehende Biogas als Brennstoff für einen Gasmotor verwendet. Das Substrat wird durch eine Anlieferstation bereitgestellt. Nachdem es in einer Vorgrube homogenisiert wurde, gelangt es durch Pumpen in das wichtigste Bauteil der Anlage: die Vergärungsanlage, auch Fermenter genannt. Hier wird das Substrat unter bestimmten Voraussetzungen vergärt. Die Bauart und Einhaltung der Voraussetzungen entscheiden hierbei über die Qualität des entstehenden Gases. Derzeit werden zwei Typen von Fermenteranlagen unterschieden. Die liegenden Pfropfenstromfermenter gewährleisten eine gute Durchmischung durch mechanische Rührwerke und verhindern dank der Pfropfenfunktion eine Vermischung von frischem und bereits vergärtem Substrat. Stehende Rührkesselfermenter verbrauchen weniger Platz und liefern ein besseres Verhältnis von Oberfläche zu Volumen. Nach dem Fermenter gelangt das Gas in einen Nachgärbehälter, bevor es über eine Trocknungsanlage dem Gasmotor zugeführt wird. Dieser Gasmotor treibt, wie bereits oben beschrieben, den Generator zur Stromerzeugung an. In folgender Abbildung ist der Aufbau eines Vergärers ersichtlich.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 9: Universalvergärer für Biomasse (Quelle: HAASE Energietechnik32))

Das derzeit größte Biomassekraftwerk der Welt entsteht in der Küstenstadt Port Talbot Süd-Wales und soll im Jahr 2010 fertig gebaut sein. Mit 350 MW/a soll es die Hälfte aller Haushalte in Wales mit elektrischer Energie beliefern.33)

3. Analyse der Stromgestehungskosten unter Beachtung aktueller Technologien

Stromgestehungskosten sind die Kosten, die anfallen, um eine Energieform in eine Kilowattstunde (kWh) elektrische Energie umzuwandeln.34) Sie setzen sich dabei aus den Gesamtkosten sowie den Gesamterlösen zusammen. Die Gesamtkosten bestehen aus kapitalgebundenen Kosten, verbrauchsgebundenen Kosten und betriebsgebundenen sowie sonstigen Kosten. Das “Institut für Energetik und Umwelt gGmbH” hat hierfür im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie in einer Prognose eine Berechnungsmethode entwickelt, die zur Berechnung der Stromgestehungskosten aus erneuerbaren Energien beitragen soll. Dafür wurden für jede Energieart (Wasserkraft, Biomasse, Geothermie, Windenergie und Solare Strahlungsenergie) verschiedene Modelle für verschiedene Leistungsbereiche entwickelt. Für diese Modelle wurden bestimmte Voraussetzungen getroffen:

1. Es werden nur neugebaute Anlagen betrachtet, die an eine bestehende Infrastruktur angeschlossen werden können.
2. Kosten für die Bereitstellung von Grund und Boden werden nicht betrachtet.
3. Zusätzliche technische Anlagen (z.B. Spitzenlastkessel) werden nicht betrachtet.
4. Kosten für die Wärmeverteilung werden nicht berücksichtigt.
5. Im Bereich der Wasserkraft werden auch revitalisierte Anlagen betrachtet, da in den letzten 10 Jahren nur sehr wenige Neubauten errichtet wurden.

Die für die Berechnung verwendeten Kosten und Preise stellen Durchschnittswerte dar, welche auf Erfahrungswerte, Richtpreisangebote von Herstellern sowie öffentlich zugängliche Statistiken und Literaturangaben zurückgreifen.35) In folgender Abbildung ist das angewandte Modell ersichtlich.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 10: Methodik und Eingangsgrößen für die Berechnung der Stromgestehungskosten (Quelle: INSTITUT FÜR ENERGETIK UND UMWELT (Hrsg.) (2006), S. 134)

Die kapitalgebundenen Kosten setzen sich hierbei aus den Kosten der Investition sowie Instandhaltungskosten zusammen. Fördermaßnahmen oder Zuschüsse werden nicht berücksichtigt. Die Kosten der Investition beschreiben alle notwenigen Kosten, um die Anlage in Betrieb nehmen zu können (z.B. Anlagenkosten, Leitungen, Nebenkosten). Die Instand-haltungskosten werden bei baulichen Anlagen mit 1% und bei technischen Anlagen mit 2% der Kosten für die Investition veranschlagt.

Die verbrauchsgebundenen Kosten kommen besonders bei Bioenergieanlagen zum Tragen. Hier werden Brennstoffkosten, der Eigenstrombedarf der Anlage sowie der Einsatz von Hilfsmitteln (z.B. Heizöl, Zusätze für Rauchgasreinigung) und Entsor-gungskosten verrechnet.

Als betriebsgebundene Kosten werden Wartungs- sowie Reinigungskosten und Personalkosten betrachtet. Die sonstigen Kosten beschreiben u.a. Kosten für Versich-erungen und Verwaltung.

Zum Berechnen der Erlöse wird bei Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung die extern genutzte Wärme, also die Wärme, die nicht für den Eigenbedarf genutzt wird und z.B. zur Fernwärmeerzeugung ins Fernwärmenetz abgegeben wird, vergütet. Somit ist es möglich, lediglich die Kosten herauszufiltern, die zur Stromerzeugung anfallen. Sofern für eine Anlage nur eine Eigennutzung der Wärme in Frage kommt, werden Kosten veranschlagt, die dem Betreiber der Anlage aus der Nutzung einer fossilen Wärmeerzeugung entstehen würden. Diese entstehenden Kosten entsprechen dann der verrechneten Wärmevergütung. Im Falle einer zusätzlichen Einspeisung in bestehende Fernwärmenetze wird die Vergütung mit 25 €/MWh angesetzt.

Zusätzlich werden Zinssparprogramme betrachtet, die für alle Modelle 5% betragen. Lediglich bei den Modellen zur Betrachtung der Stromgestehungspreise für den Einsatz von Geothermie wird ein Zinssatz von 7% vorausgesetzt, da das Risiko ausbleibenden Erfolgs hierbei wesentlich erheblicher ist. Als Inflationszinssatz wird für die kapitalgebundenen Kosten ein Zinssatz von 1% veranschlagt und für die restlichen Kosten 2%.36)

3.1. Windenergieanlagen

Unterschieden wird zwischen Onshore und Offshore Windanlagen. Bei den Onshore Windanlagen wurden zwei Modelle betrachtet. Eine Anlage, welche mit 1 MW Nennleistung in einem Betrachtungszeitraum von 20 Jahren und einer Jahresstrom-produktion von 1900 MWh/a Stromgestehungskosten in Höhe von 7,91 ct€/kWh entwickelt und eine Anlage, welche mit 1,5 MW Nennleistung im gleichen Betrachtungszeitraum und einer effektiven Jahresstromproduktion von 2850 MWh/a Stromgestehungskosten in Höhe von 7,26 ct€/kWh erzeugt. Bei den Offshore Windanlagen werden ebenfalls zwei Modelle betrachtet. Eine küstennahe Offshore-Anlage (15 km Entfernung zum Festland) erzeugt bei einer Nennleistung von 3,6 MW, einer effektiven Jahresstromproduktion von 12600 MWh/a und in einem Betrachtungs-zeitraum von 20 Jahren Stromgestehungskosten in Höhe von 8,73 ct€/kWh. Eine weitere, jedoch küstenfernere Offshore-Anlage (45 km Entfernung zur Küste) generiert bei gleicher Leistung, gleicher Jahresstromproduktion und in gleichem Betrachtungs-zeitraum Stromgestehungskosten in Höhe von 9,30 ct€/kWh. Folgende Tabelle fasst die genannten Daten anschaulich zusammen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 1: Unterscheidung von Windenergieanlagen nach ihren jeweiligen Stromgestehungskosten (Quelle: eigene Darstellung)

[...]


1) Zitate.de – Ihr perfektes Zitat des Jahres 2008a, Stand 14.04.2008

2) Vgl. BUNDESMINISTERIUM FÜR UMWELT, NATURSCHUTZ UND REAKTORSICHERHEIT (Hrsg.) (2007), S. 11

3) Vgl. THUMANN, J.R. (2007), S. 2

4) Vgl. WALLMANN, Klaus (2006): Energiequelle Methanhydrat – Kieler Forschernetzwerk hält Nutzung frühestens in zehn Jahren für möglich, Stand 14.04.2008

5) Vgl. O.V. (2005): Der unbestrittene Vorteil von Windparks in NRW ist vor allem die Nähe zum Verbraucher, Stand 14.04.2008

6) Vgl. BÖHM, D. (2007), S. 8

7) Vgl. BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 103

8) Vgl. BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 23

9) Vgl. BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 109

10) Vgl. BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 110-112

11) Vgl. GATERMANN, Rainer (2003): In Dänemark geht der größte Offshore-Park der Welt ans Netz, Stand 14.04.2008

12) Vgl. BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 236

13) Vgl. BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 239

14) Vgl. BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 241

15) Vgl. O.V. (2008): So funktioniert ein Parabolrinnen-Kraftwerk, Stand 14.04.2008

16) Vgl. O.V. (2008): Die Andasol-Kraftwerke entstehen, Stand 14.04.2008

17) Vgl. BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 175

18) Vgl. O.V. (2008): Photovoltaik: Solarstrom und Solarzellen in Theorie und Praxis, Stand 14.04.2008

19) Vgl. BÖHM, D. (2007), S. 3-5

20) Vgl. HONSEL, Gregor (2006): I’ll Follow The Sun, Stand 14.04.2008

21) Vgl. BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 70

22) Vgl. BUßMANN, Werner (2006): Höllenfeuer und High-Tech – Larderello: Geschichtsträchtiger geothermischer Strom, Stand 07.04.2008

23) Vgl. BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 276

24) Vgl. O.V. (2001): Erdwärme zur Stromerzeugung, Stand 14.04.2008

25) Vgl. BUNDESMINISTERIUM FÜR UMWELT, NATURSCHUTZ UND REAKTORSICHERHEIT (Hrsg.) (2004a), S. 31

26) Vgl. O.V. (2004): Wasserkraftwerke, Stand 14.04.2008

27) Vgl. BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 320

28) Vgl. O.V. (2006): Drei-Schluchten-Damm vollendet – Umstrittenes Mammutprojekt in China, Stand 14.04.2008

29) Vgl. O.V. (2000): Weltgrößtes Pumpspeicherkraftwerk eingeweiht, Stand 14.04.2008

30) Vgl. BUNDESAMT FÜR ENERGIE (Hrsg.) (2005), S. 135

31) Vgl. O.V. (2008): Biomassekraftwerk, Stand 14.04.2008

32) Vgl. O.V. (2008): Nassvergärung von Biomasse, Stand 14.04.2008

33) Vgl. O.V. (2007): Grossbritannien plant angeblich grösstes Biomassekraftwerk der Welt, Stand 14.04.2008

34) Vgl. O.V. (2008): Stromgestehungskosten, Stand 14.04.2008

35) Vgl. INSTITUT FÜR ENERGETIK UND UMWELT (Hrsg.) (2006), S. 132-133

36) Vgl. INSTITUT FÜR ENERGETIK UND UMWELT (Hrsg.) (2006), S. 134-137

Details

Seiten
75
Jahr
2008
ISBN (eBook)
9783640251865
ISBN (Buch)
9783640251834
Dateigröße
4.2 MB
Sprache
Deutsch
Katalognummer
v120959
Institution / Hochschule
Brandenburgische Technische Universität Cottbus – Lehrstuhl für Energiewirtschaft
Note
2,0
Schlagworte
Studienarbeit regenerative Energien erneuerbare Energien Analyse Windkraft Solarenergie Solarthermie Wasserkraft Biomasse Erdwärme Zukunft Gegenwart

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Titel: Analyse der Stromgestehungskosten von Erneuerbaren Energien