Zukünftige Wirtschaftlichkeitsgrenzen fossiler Kraftwerkstechnologien im deutschen Strommarkt mit einem hohen Anteil erneuerbarer Stromerzeugung

Abstract

Deutschland ist auf dem Weg, ambitionierte Ziele des vermehrten Ausbaus von erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung zu realisieren.<br />Trotzdem ist es auch zukünftig unvermeidlich, den Ausbau von konventionellen thermischen Kraftwerken voranzutreiben. Die beschränkte Lebensdauer von bestehenden thermischen Kraftwerken, der jüngst beschlossene Kernenergieausstieg, der zukünftig erhöhte Bedarf an Ausgleichsenergie und das Fehlen von Übertragungskapazitäten zu benachbarten Strommärkten sind die wesentlichen Gründe dafür, dass konventionellen Kraftwerke weiterhin ein wesentlicher Bestandteil des deutschen Kraftwerksportfolios bleiben werden.<br />Diese Arbeit untersucht den zukünftigen Bedarf und die Wirtschaftlichkeit von konventionellen thermischen Kraftwerken unter Berücksichtigung des steigenden Anteils an erneuerbarer Energien am Fallbeispiel Deutschland. Bei der Wirtschaftlichkeitsanalyse neuer thermischer Kraftwerke werden die Parameter Primärenergiepreise, CO2-Zertifikatspreise und die möglichen Volllaststunden in den Vordergrund gestellt, weil diese den größten Einfluss haben. Die verwendete zweistufige Methode dient einerseits zur Ermittlung der zukünftig fehlenden Erzeugungskapazitäten in Deutschland, die bereits unter Berücksichtigung des zukünftigen Ausbaus erneuerbarer Energien weiterhin durch neue thermische Kraftwerke abgedeckt werden müssen und andererseits zur Bestimmung der Wirtschaftlichkeitsgrenzen der drei neu zu bauenden konventionellen thermischen Kraftwerkstechnologie Braun-, Steinkohle- bzw. GuD-Kraftwerke. Die Methode wird mit einem MATLAB-Modell umgesetzt und verifiziert.<br />Die Ergebnisse dieser Arbeit zeigen, dass einerseits die Wirtschaftlichkeitsgrenzen und vor allem der Wirtschaftlichkeitspunkt, der Schnittpunkt aller drei untersuchten Technologien, sehr sensitiv im Bezug auf die Brennstoffpreise ist (vor allem bezüglich des Gaspreises).<br />Andererseits hat die langfristige CO2-Zertifikatspreisentwicklung einen sehr großen Einfluss auf die Entscheidungsfindung hinsichtlich des zukünftigen Baus von thermischen Kraftwerken, die zukünftig mit viel geringeren Volllaststunden betrieben werden müssen. Dies bedeutet weiters, dass sich zukünftig das Niveau der Wirtschaftlichkeitsgrenze wegen der sich langfristig ändernden (geringeren) Einsatzdauer aller Kraftwerke generell nach oben verschiebt.<br />Abschließend ist zu betonen, dass auf Grund der notwendigen Aufrechterhaltung der Flexibilität des zukünftigen deutschen Kraftwerksparks im Grenzfall immer GuD-Kraftwerke zu bauen sind.<br />

Germany wants to achieve ambitious goals to significantly increase the deployment of renewable electricity generation. Despite that it is unavoidable to build thermal power plants also in the future.<br />The limited life-time of thermal power plants, the nuclear phase out decision, the growing demand of balancing power and scarce cross-border transmission capacities to neighboring countries are the main reasons that thermal power plants are still important in the future German electricity generation system.<br />The thesis analyses the future needs and the economics of thermal power plants under the aspect of a significantly increase of renewable electricity generation for the case study Germany. In the kernel of the economic analysis of future thermal power plant needs the parameters primary fuel prices, CO2-emission price and the expected full load hours of power plant operation are used, because these parameters have the most significant influence. A two step method is applied in the analysis. On the one hand, an evaluation of the missing future thermal generation capacity is conducted in Germany, taking into account already the increasing renewable electricity generation shares. On the other hand, an evaluation is made in terms of the economic trade-offs of the three thermal power plant technologies lignite, coal and gas-fired combined cycle power plants. This two step method is implemented and verified based on a Matlab-model.<br />The main results of the thesis show that, on the one hand, the economical boundaries, and above all the economical intercept of several of the three thermal power plant technologies, are very sensitive in terms of the primary fuel prices, the gas price in particular. On the other hand, the long term CO2- certificate price trend also has a significant influence on the decision concerning the future thermal power plant technology to be built, which will operate with significantly less full load hours. Furthermore, this means that in the future the level of economics of power plants to be integrated into the electricity system will change (i.e. increase) in general, mainly due to decreasing hours of thermal power plant operation throughout a year.<br />Eventually, it is important to note that due to the necessity to maintain a certain flexibility of the future power plant mix in Germany in the borderline case always gas-fired combined cycle power plants have to be built.<br />