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Ein "fokussierter" Kapazitätsmarkt für den deutschen Strommarkt

Eine ökonomische Analyse mit Blick auf gasbefeuerte Turbinenkraftwerke

Bachelorarbeit 2014 66 Seiten

Energiewissenschaften

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis ... II

Abbildungsverzeichnis ... IV

Abkürzungsverzeichnis ... V

Einheitenverzeichnis ... IV

Tabellenverzeichnis ... IV

1 Einleitung ... 1
1.1 Erläuterung des Problems ... 1
1.2 Vorgehensweise ... 1

2 Grundlagen des deutschen Strommarktes ... 2
2.1 Elektrizitätsversorgung ... 3
2.1.1 Stromerzeugung ... 4
2.1.2 Stromübertragung ... 6
2.1.3 Stromverbrauch ... 8
2.2 Fossile Erzeugungsanlagen ... 10
2.2.1 Gasturbinenkraftwerke ... 10
2.2.2 Dampfturbinenkraftwerke ... 12
2.2.3 GuD Kraftwerke ... 13
2.3 Marktwirtschaftliche Grundlagen ... 15
2.3.1 Börslicher Elektrizitätshandel ... 15
2.3.1.1 Terminmarkt OTC ... 15
2.3.1.2 Spotmarkt ... 16
2.3.2 Regelenergiemarkt ... 18
2.3.3 Emissionshandel ... 19
2.3.4 Preisbildung nach dem Merit Order Prinzip ... 20
2.4 Zunehmende erneuerbare Einspeisung ... 21
2.4.1 Erneuerbare Energien ... 21
2.4.2 Marktpreisverfall und Merit Order Effekt ... 23

3 Kapazitätsmechanismen ... 25
3.1 Versorgungssicherheit ... 26
3.2 Gründe für die Einführung von Kapazitätsmechanismen ... 28
3.2.1 Marktversagen Energy-Only ... 28
3.2.2 Unelastische Nachfrage ... 29
3.2.3 Missing Money und Unterinvestition ... 30
3.2.4 Europäische Marktsituation ... 31
3.3 Mengenbasierte Kapazitätsmechanismen ... 32
3.3.1 Kapazitätsbörse ... 33
3.3.2 Kapazitätsoptionen ... 34
3.4 Preisbasierte Kapazitätsmechanismen ... 35
3.4.1 Strategische Reserve ... 35
3.4.2 Administrative Zahlungen ... 37

4 „Fokussierter“ Kapazitätsmarkt ... 39
4.1 Abgrenzung umfassender und „fokussierter“ Kapazitätsmarkt ... 39
4.2 Selektive Kapazitätsmechanismen ... 41
4.2.1 Produktübersicht ... 41
4.2.2 Präqualifikationsbedingungen ... 43
4.2.3 Auktionen ... 43
4.2.4 Aufwand der Umsetzung und Risiken ... 45
4.3 Auswirkungen für gasbefeuerte Turbinenkraftwerke ... 46
4.3.1 Kraftwerkskonsequenzen aus FK ... 46
4.3.2 Kostenbewertung ... 49

5 Evaluation und Ausblick ... 53

6 Literaturverzeichnis ... 56

1 Einleitung

1.1 Problemstellung

Aktuell stellen sich für den Strommarkt Herausforderungen, die in den nächsten Jahren für einen Wandel bei der Erzeugung und Bereitstellung von Energie sorgen werden. Durch die klimapolitischen Ziele, den Anteil erneuerbarer Energien zu erhöhen und die Emissionen bei der Erzeugung zu senken, stehen Kraftwerksbetreiber vor der Aufgabe die hierdurch erhöhte volatile Einspeisung auszugleichen und zugleich unter erschwerten Marktbedingungen, hervorgerufen durch fallende Strompreise, weiterhin wirtschaftlich zu arbeiten. Durch die Atomkatastrophe in Fukushima beschloss die Bundesregierung 2011 den Ausstieg aus der Atomenergie bis zum Jahr 2022. In Verbindung mit fehlenden langfristigen Investitionsanreizen für Kraftwerksbetreiber, bedingt durch sinkende Rentabilität in einem sich wandelnden Markt, wird vor diesen Hintergründen diskutiert Kapazitätsmechanismen für die Bereitstellung von Energie zu etablieren. Diese sollen einer möglichen Unterversorgung in der Zukunft vorbeugen und zugleich neue Investitionsanreize für Erzeuger setzen. Die Ansätze basieren dabei meist auf einer Vergütung von Kapazitätsbereitstellung mit der Kraftwerksbetreiber ihre Fixkosten senken, und mögliche Risiken mindern, können. Da bei den Kapazitätsmechanismen deutlichen Unterschiede in der Ausgestaltung vorkommen, werden diese untersucht und verglichen. Dem selektiven Ansatz des fokussierten Kapazitätsmarktes wird dabei eine besondere Stellung verliehen, und dieser wird im Verlauf dieser Arbeit genauer untersucht. Dabei sollen geklärt werden, ob dieser einen möglichen Lösungsansatz für die Problemstellung bietet, und welche Auswirkungen sich für die Betreiber gasbefeuerter Turbinenkraftwerke im Einzelnen ergeben.

1.2 Vorgehensweise

Zu Beginn der Arbeit werden in Kapitel 2 die Grundlagen des deutschen Strommarktes dargestellt. Dabei soll zunächst ein Überblick über die Elektrizitätsversorgung in Deutschland mit aktuellen Daten der Marktsituation vermittelt werden. Anschließend werden technische und ökonomische Hintergründe zu fossilen Erzeugungsanlagen behandelt, die von dem aktuellen Wandel der marktwirtschaftlichen Problemstellung betroffen sind. Kapitel 2.3. bietet eine Übersicht des Elektrizitätshandels in Deutschland und erörtert dabei Grundlagen der Börse und des Regelenergiemarktes, dem künftig eine besondere Stellung beim kurzfristigen Ausgleich volatiler Energiemengen gebührt. Letztere führt mit zunehmender Einspeisung zum Merit Order Effekt und bewirkt einen Marktpreisverfall. Diese Problemstellung sorgt in Verbindung mit weiteren Gründen, wie der unelastischen Nachfrage des Strommarktes und dem Missing Money Effekt, für eine mögliche Unterversorgung, die in Kapitel 3.1. begründet wird. Mögliche Kapazitätsmechanismen, die zur Lösung des Problems in Frage kommen werden anschließend analysiert und detailliert gegenüber gestellt, um ihre möglichen Auswirkungen zu bewerten. Die Mechanismen gliedern sich in mengen- und preisbasiert und werden in 3.2. und 3.3. erörtert. Die Ausgestaltung eines Kapazitätsmarktes, mithilfe der zuvor erläuterten Mechanismen, differenziert sich in einen umfassenden und fokussierten Kapazitätsmarkt. Dabei stellt der fokussierte Kapazitätsmarkt einen selektiven Ansatz dar, der mit seinen Mechanismen nur bestimmte Kraftwerke bei der Auktionierung ihrer Kraftwerkskapazitäten berücksichtigt. Kapitel 4.2. legt dabei den Schwerpunkt auf selektive Kapazitätsmechanismen, sowie deren Kosten, Risiken und Aufwand bei der Einführung. Anschließend werden die sich ergebenden Auswirkungen für die Betreiber gasbefeuerter Turbinenkraftwerke behandelt. Die aus diesem Kontext entstandenen Effekte werden abschließend beurteilt und in einer resultierenden Evaluation in Kapitel 5 zusammenfassend aufgeführt.

2 Grundlagen des deutschen Strommarktes

Im folgenden Abschnitt wird ein grundlegendes Verständnis für den Aufbau des deutschen Strommarktes vermittelt, um eine Basis für die anschließend thematisierten Kapazitätsmechanismen zu geben. Die Hintergründe und der Aufbau der europäischen Energiemärkte werden aufgrund Ihrer Komplexität nur oberflächlich in 2.3.4 in die Arbeit aufgenommen. Da Energie ein wesentlicher Bestandteil unseres wirtschaftlichen Handelns ist, erfährt in diesem Zusammenhang die Versorgungssicherheit unserer Elektrizitätsversorgung eine enorm hohe Bedeutung.

2.1 Elektrizitätsversorgung

Laut §1 des EnWG heißt es:

Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas.1

Hieraus werden die Ziele erkennbar, die an die deutsche Elektrizitätsversorgung gestellt werden und die es erfolgreich zu bewältigen gilt. Da Strom nicht, oder nur in geringen Mengen, speicherbar ist, gilt es Versorgungsausfälle zu vermeiden. Mit dem zunehmenden Einfluss der Einspeisung volatiler Energiemengen in das deutsche Verbundnetz und den damit verbundenen Auswirkungen der flexibel zu deckenden Residuallast durch fossile Kraftwerke, rückt sich Deutschland zunehmend in eine wegweisende Position als Pionier des Ausbaus erneuerbarer Energien. Aus diesem Grund gewinnt sowohl die Erarbeitung eines konkreten Energiekonzeptes als auch dessen Umsetzung an immer größerer Bedeutung.2 Ziel ist es, dass nicht nur die Verbraucher von der angestrebten Versorgungssicherheit profitieren, sondern auch stabile Marktmechanismen herrschen, die es Kraftwerksbetreibern ermöglichen rentabel im deutschen Strommarktsystem zu wirtschaften. Die Stromversorgung wird in vier Bereiche unterteilt. Diese einzelnen Glieder der Versorgungskette, bestehend aus Erzeugung, Übertragung, Verteilung und Verbrauch, sind eng miteinander verknüpft und werden im Folgenden näher erläutert. Aufgrund der bisher wenig voran geschrittenen Entwicklung einer Speicherung von Strom im heutigen Zeitalter, müssen Erzeugung und Last in dieser Kette im direkten Zusammenhang stehen und nahezu zeitgleich erfolgen.

[Dies ist eine Leseprobe. Grafiken und Tabellen sind nicht enthalten.]

Abbildung 1: Versorgungkette der Elektrizitätsversorgung; Quelle: Eigene Darstellung

2.1.1 Stromerzeugung

Die Stromerzeugung beruht auf der Verwendung unterschiedlicher Energieträger bei ihrer Erzeugung, jedoch erzeugen konventionelle Kraftwerke immer noch den weitaus größten Teil. Die Gesamterzeugung in Deutschland erfuhr in 2013 ein deutliches Wachstum auf 629 Mrd. KWh.3 Abbildung 2 illustriert die Bruttostromversorgung in Deutschland im Jahr 2013 und lässt erkennen, dass fossile Energieträger, wie Braunkohle und Steinkohle mit 44,7% den größten Anteil der Erzeugung übernehmen. Da Braunkohle auch in Zukunft in ausreichenden Mengen vorkommen wird, stellt Sie einen stabilen und relativ konstanten Grundbaustein im Energiemix dar. Sie erfährt in diesem Zusammenhang einen Zuwachs von 150,1 Mrd Kwh im Jahr 2011 auf 162 Mrd Kwh in 2013.

[Dies ist eine Leseprobe. Grafiken und Tabellen sind nicht enthalten.]

Abbildung 2: Bruttostromerzeugung in Deutschland 2013; Quelle: ag-energiebilanzen.de

Mithilfe der gewonnenen Wärme, die bei der Verbrennung von Kohle in Kohlekraftwerken entsteht, werden infolgedessen Turbinen durch den entstehenden Wasserdampf angetrieben. Die Stromgewinnung bei der Verbrennung von Steinkohle verzeichnete im Jahr 2013 124 Mrd. Das bedeutet einen Zuwachs von 7,6 Mrd Kwh im Vergleich zum Jahr 2012. Der Anteil der Kernenergie trägt mit 15,4% einen nicht unerheblichen Anteil an der Stromerzeugung, indem mittels Kernspaltung von Uran oder Plutonium Strom erzeugt wird.4 Der zukünftige Rückgang dieser Erzeugungsart rührt von gesellschaftlicher Ablehnung, da es in naher Vergangenheit immer wieder zu Reaktorunfällen durch mangelnde Sicherheitsmaßnahmen kam.5

Kernkraftanlagen zählen mit Kohlekraftwerken und Laufwasser und Biomasse zu den Grundleistungskraftwerken. Diese kennzeichnen sich durch Ihren konstanten Lauf, der über das Jahr verteilt durch wenige An- und Abfahrvorgänge die Grundlast deckt. Abgesehen von den relativ hohen Anschaffungskosten von Kern- und Kohlekraftwerken, sind die variablen Betriebskosten sehr gering. Deshalb bietet sich eine jährliche Auslastung dieser Kraftwerke mit einer hohen Anzahl an Volllaststunden an. Die Verwendung von Erdgas zur Stromerzeugung in Gas- und GuD Anlagen verzeichnete im ersten Halbjahr 2014 einen starken Rückgang von 25% zum Vorjahreszeitraum.6 Da Gasanlagen aufgrund Ihres relativ geringen Wirkungsgrades häufig nur zur Deckung von Spitzenlast verwendet werden, leisten GuD Anlagen weitaus effizientere Arbeit und tragen den größeren Teil bei der Verwendung von Erdgas zur Befeuerung der Anlagen bei. GuD Anlagen zählen bei Ihrer Erzeugung zu den Mittelleistungskraftwerken, die die volatile Einspeisung von Erneuerbaren Energien ausgleichen. Sie zeichnen sich durch immer häufigeren Teillastbetrieb mit vielen Lastwechseln aus.7 Die Baukosten solcher Anlagen sind im Vergleich zu Ihren Betriebskosten recht gering. Aufgrund dessen bietet sich ein Betrieb mit mittlerer Betriebsstundenzahl an. Wie aus Abbildung 2 ersichtlich wird, wuchsen die Werte der Erneuerbaren Energien bei der Bruttostromerzeugung in 2013 auf 23,4 %. Angefangen mit dem Ausbau der gut steuerbaren Wasserkraft seit Beginn der 90´er Jahre leistet diese mit 3,3 % einen eher geringen Anteil an den Erneuerbaren. Hinzu kamen die Gewinnung von Strom aus Biomasse und Windkraft durch On- und Offshore Windanlagen. Letztere befinden sich im stetigen Ausbau und leisten in Zukunft einen steigenden Beitrag zur Erzeugung. Anschließend an die Installation von Wind- und Biomasseanlagen werden seit einigen Jahren auch Photovoltaikanlagen installiert, die in Kombination mit Windkraft eine sehr volatile Einspeisung in die installierten Netze aufweisen. Durch die vermehrte erneuerbare Erzeugung kommt es zunehmend zu Schwankungen, die durch Spitzenlastkraftwerke ausgeglichen werden müssen. Auch Nachfragespitzen fordern den Einsatz von Spitzenlastkraftwerken, die in Form von Gasturbinenanlagen und Pumpspeicherkraftwerken Ihre Dienste verrichten.

Auf die volatile Einspeisung erneuerbarer Energien mit Ihren Auswirkungen wird in späteren Kapiteln ausführlicher eingegangen.

[Dies ist eine Leseprobe. Grafiken und Tabellen sind nicht enthalten.]

Abbildung 3: Grund- Mittel- Spitzenlast; Quelle: Schufft (2007)

2.1.2 Stromübertragung

Zur Übertragung des erzeugten Stroms findet in Deutschland ein sogenanntes Verbundnetz Anwendung. Dieses zeichnet sich durch die Anbindung vereinzelter Erzeugungsanlagen miteinander aus. Wenn nun ein einzelnes Kraftwerk ausfallen sollte, kann die Leistung der anderen an das Netz gebundenen Kraftwerke erhöht werden, sodass ein Ausgleich der fehlenden Leistung entsteht. Bei früher verwendeten Inselkraftwerken war ein solcher Leistungsausgleich nicht möglich.8

Das Verbundnetz, mit einer Länge von 1,7 Mio. km Leitungen, lässt sich zum Zwecke der Übertragung von unterschiedlichen Spannungen in folgende Ebenen gliedern:

1. Höchstspannung (HöS) mit Betriebsspannungen von 220 kV und 380 kV
2. Hochspannung (HS) mit Betriebsspannungen größer 60kV bis kleiner 220kV
3. Mittelspannung (MS) mit Betriebsspannungen zwischen 6 kV und kleiner 60 kV
4. Niederspannung (NS) mit einer Betriebsspannung von 0,4 kV

Da die Spannung in den Kraftwerken mit 10 bis 21 kV produziert wird, muss sie durch Transformatoren hochgespannt werden, um im Anschluss in den verschiedenen Spannungsebenen in Stückelung bis auf verbraucherfreundliche 230 V Steckdosenkapazität wieder runtertransformiert zu werden.9 Abbildung 4 stellt das Verbundnetz mit den verschiedenen Spannungsebenen dar. Deutlich erkennbar wird aus dieser Grafik, dass großindustrielle Anlagen, sowie der Schienenverkehr an Hochspannungsnetzen, und Endkunden, sowie Kleingewerbe an Verteilernetzen mit Mittel- bis Niederspannung angeschlossen sind. Der Transport großer Strommengen fällt unter die Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber.

[Dies ist eine Leseprobe. Grafiken und Tabellen sind nicht enthalten.]

Abbildung 4: Verbundnetz Deutschland; Quelle: emf-portal.de

Netzbetreiber gliedern sich in Verteilungsnetzbetreiber, mit der Aufgabe der Verteilung des Stroms inkl. Transport zum Verbraucher, und Übertragungsnetzbetreiber. Hier verwalten die vier Betriebe Tennet TSO, 50 Hertz, Amprion und Transnet BW die 4 deutschen Regelzonen als Übertragungsnetzbetreiber.10 Sie haben die Aufgabe den Strom über weite Strecken zu transportieren und eine Versorgungssicherheit für Ihre jeweilige Regelzone sicherzustellen. Geografisch teilen sich die Regelzonen wie in Abbildung 5 auf.11

[Dies ist eine Leseprobe. Grafiken und Tabellen sind nicht enthalten.]

Abbildung 5: Deutsche Regelzonen der ÜNB`s; Quelle: Entso-E.com

Beim Übertragen großer Mengen an Strom zum Zwecke des Ausgleichs in die süddeutsche Region treten die Netzbetreiber aufgrund des wenig voranschreitenden Netzausbaus an ihre Grenzen. Aufgrund des Stromüberschusses, durch viele geografisch im Norden Deutschlands erbauter Windparks, ist ein beschleunigender Ausbau der Nord- Süd Trasse dringend erforderlich.

2.1.3 Stromverbrauch

Der Endverbraucher tritt als letztes Glied in der Versorgungskette auf. In Folge von Erzeugung und Übertragung des Stroms wird dieser in deutschen Haushalten zu verschiedenen Zwecken, wie Beleuchtung und Beheizung, sowie zur Betreibung von elektronischen Geräten, verwendet. Bei dieser Verwendung lässt sich je nach Jahres- und Tageszeit eine typische Verbrauchsstruktur erkennen. So wird im Winter bei kälteren Temperaturen mehr geheizt und durch die kürzeren Tagesverläufe deutlich erhöht beleuchtet. Weiterhin ist ein verbrauchstypischer Anstieg bei der Verwendung von Strom durch den Verbraucher in der Mittagszeit, die sogenannte „Mittagsspitze“, erkennbar. Abbildung 6 unterstreicht die typischen Lastverläufe eines Tages in einer Februar- und Juniwoche im Jahr 2013. Die im Tagesverlauf zunehmende Last erreicht, wie in der Grafik ersichtlich, mittags und abends ihre Extrema von bis zu 75 GW.12

[Dies ist eine Leseprobe. Grafiken und Tabellen sind nicht enthalten.]

Abbildung 6: Lastkurve Wochenverlauf 2013; Quelle: Eigene Darstellung

Insgesamt ist der Stromverbrauch mit einem Wert von 596 Mrd. Kwh in 2013 leicht zurückgegangen, bedingt durch Effizienzsteigerungen und eine moderate Produktionsentwicklung der Industrie.13

Im Vorjahr betrug dieser immerhin noch 607 Mrd. Kwh, was einem Rückgang von 1,8% bedeutet. Aus diesen Zahlen wird erkennbar, dass die Industrie mit ihrer Produktion einen Anteil von fast 70% am Stromverbrauch erfordert. Den übrigen Anteil bilden die knapp 40 Mio. Haushalte mit ca. 26%.

Als Folgerung der Tatsache, dass die Lastkurven, je nach Tages- und Uhrzeit, aber auch nach Jahreszeit sehr unterschiedlich ausfallen, muss eine ständige Anpassung des Kraftwerkparks bei der Stromerzeugung erfolgen. Erzeugung und Verbrauch müssen also effizient gesteuert werden, damit eine Netzstabilität von 50 Hertz zu jedem Zeitpunkt gewährleistet ist. Effizienter wäre eine Steuerung der Erzeugung über ein Smart Grid Netzwerk, wie es seit einigen Jahren in Bottrop als Pilotprojekt erprobt wird, sodass die Erzeugung mit dem unmittelbaren Verbrauch noch effizienter einhergeht.14 Leider ist eine Entwicklung dieser Netzwerke derzeit noch zu wenig ausgereift, um diese Technik flächendeckend einzusetzen. Da volatile, erneuerbare Energie bei ihrer Einspeisung bevorzugt behandelt wird, also laut EEG vorrangig abgenommen werden muss, wird der übrige Verbrauch durch den fossilen Kraftwerkpark gedeckt. Diese Differenz der zu deckenden Energiemenge wird als Residuallast bezeichnet.15 Sie fällt bei Unterdeckung positiv und bei Überdeckung negativ aus. Diese Residuallast gilt es zu decken, damit ein Gleichgewichtszustand von Erzeugung und Nachfrage sichergestellt ist. Kurzfristige Unterbrechungen können dann durch Regelenergie und Im- und Export von Strom gedeckt werden, worauf in späteren Kapiteln noch detaillierter eingegangen wird.

2.2 Fossile Erzeugungsanlagen

Da im weiteren Verlauf dieser Arbeit ein Auswirken fokussierter Kapazitätsmechanismen auf gasbefeuerte Turbinenkraftwerke stattfinden soll, gilt es grundlegend die Funktionsweisen thermischer Erzeugungsanlagen zu verstehen, um eine gemeinsame Basis zu schaffen. Dabei können Gasturbinenkraftwerke, Dampfturbinenkraftwerke und Kombikraftwerke, sogenannte Gas- und Dampfturbinenkraftwerke, differenziert werden.

2.2.1 Gasturbinenkraftwerke

Gasturbinenkraftwerke arbeiten in einem Leistungsbereich von 10 bis 360 MW.16 Grundsätzlich wird zwischen open cycle (offener) und closed cycle (geschlossener) Betrieb unterschieden. Beim open cycle Betrieb wird Umgebungsluft angesaugt und komprimiert, bis sie unter Einspritzung von Erdgas/Heizöl in der Brennkammer reagiert. Dabei wird Energie freigesetzt, die bei Einwellenanlagen unmittelbar über eine verbundene Rotorwelle einen Generator antreibt, der über Induktion Strom erzeugt. Im „closed cycle“ Betrieb wird das Abgas wieder über einen Wärmetauscher in den Verdichter geführt, während es im „open cycle“ einfach an die Umgebungsluft abgegeben wird. Abbildung 7 illustriert Turbine eines Gaskraftwerks. Da Gasturbinenkraftwerke eine relativ schnelle Anfahrtszeit von ca. 5 Minuten aufweisen, werden sie in Deutschland meist zur Deckung von Spitzenlasten eingesetzt und mit weniger als 1.250 Volllaststunden im Jahr betrieben. Das häufige An- und Abfahren korreliert meist mit einem wenig effizienten Betrieb der Gasturbine. Damit verbunden ist ein geringer Wirkungsgrad, der den Betrieb des Kraftwerks in Verbindung mit hohen Brennstoffkosten bei Teillaststunden wenig effektiv gestaltet. Die Leistung der Gasturbine hängt außerdem sehr stark vom Ansaugdruck der Luft ab. Unter üblichen Umständen kann ein tatsächlich erreichter Wirkungsgrad von 28-41% erreicht werden.

[Dies ist eine Leseprobe. Grafiken und Tabellen sind nicht enthalten.]

Abbildung 7: Gasturbine, Quelle: Kraftwerkforschung.info

In Ländern, wie z.B. den USA, werden Gasanlagen aufgrund des eigenen, hohen Aufkommens von Shale Gases aus Schieferschichten überwiegend zur Deckung des Strombedarfs eingesetzt.17 Betrachtet man die Emissionen von gasbefeuerten Kraftwerken, so kann mit recht moderaten Emissionswerten gerechnet werden. Kohlekraftwerke liefern hier einen deutlich höheren Ausstoß an Co2, weshalb ein erhöhter Einsatz dieser Kraftwerke mit den heutigen Klimaschutzzielen nicht konform erscheint. Gasturbinenkraftwerke weisen typische Leistungsgradienten von 30 MW/Min ohne eine Verkürzung der Lebensdauer auf, weshalb sich ein typischer Teillastbetrieb optimal eignet. Abbildung 8 zeigt eine typische Leistungsgradienten-Kurve der Gasturbine (stand alone) und veranschaulicht außerdem einen Gradientenvergleich zum GuD18. Eine spezielle Möglichkeit zur Erzeugung und Bereitstellung von Blindleistung, die der Netzstabilisierung dient, stellt die Phasenschieberkupplung zwischen Generator und Gasturbine dar. Sie dient einem gesteuerten Abkuppeln des Generators und bietet mehr Flexibilität bei der Leistungsbereitstellung.19 Aufgrund der flexiblen Einsatzmöglichkeit von Gasturbinenkraftwerken bei der Deckung von Spitzenlastbändern, ordnet die EWI Studie ihnen einen besonderen Stellenwert, bei der Untersuchung der Entwicklung von Lastdeckung bis zum Jahr 2030, zu. Laut ihren Untersuchungen gehen bis 2030 39 GW neue Gaskraftwerke und 5,5 GW GuD Anlagen ans Netz zur Deckung flexibler Spitzenlasten.20

[Dies ist eine Leseprobe. Grafiken und Tabellen sind nicht enthalten.]

Abbildung 8: Leistungsgradienten thermischer Kraftwerke; Quelle: eike-klima-energie.eu

[...]


1 Vgl. §1 EnWG
2 Vgl. Schwarze (2012), S.1
3 Vgl. BDEW (2011), S.4
4 Vgl. ag-energiebilanzen.de
5 Vgl. Fichtner (2005), S.101
6 Vgl. Fraunhofer ISE (2014)
7 Vgl. Engelmann et al. (2009), S.91
8 Vgl. Konstantin (2006), S.239
9 Vgl. Althausen (2012), S.12
10 Vgl. Böttcher (2011), S.84
11 Vgl. Dinand (2006), S.74
12 Vgl. Klaudt (2012), S.38
13 Vgl. BDEW.de
14 Vgl. Servatius (2012), S.413
15 Vgl. Megersa (2013), S.50
16 Vgl. Konstantin (2009), S.282
17 Vgl. Griggs (2014)
18 Gas und Dampfkraftwerk; Erläuterung in 2.2.3
19 Vgl. Lechner (2009), S.56
20 Vgl. EWI Endbericht (2012), S.17

Details

Seiten
66
Jahr
2014
ISBN (eBook)
9783656769194
ISBN (Buch)
9783656769200
Dateigröße
3.3 MB
Sprache
Deutsch
Katalognummer
v281423
Institution / Hochschule
Hochschule Bochum – Fachhochschule
Note
1,3
Schlagworte
fokussiert fokussierter Kapazitätsmarkt

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Titel: Ein "fokussierter" Kapazitätsmarkt für den deutschen Strommarkt