VDE-Studie: Erneuerbare Energie braucht flexible Kraftwerke - Szenarien bis 2020 - Dr.-Ing. Ireneusz Pyc, Siemens Energy Sector
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Präsentation VDE-Studie: Erneuerbare Energie braucht flexible Kraftwerke – Szenarien bis 2020 Dr.-Ing. Ireneusz Pyc, Siemens Energy Sector 22.11.2013 / 1
Präsentation
Autoren
ETG-Task Force Flexibilisierung des Kraftwerksparks
Univ.-Prof. Dr.-Ing. Günther Brauner, TU Wien (Leitung)
Dipl.-Ing. Wolfgang Glaunsinger, VDE ETG
Dipl.-Ing. Stefan Bofinger, IWES-Fraunhofer
Dipl.-Ing. Markus John, ABB AG, Division Energietechnik-Systeme
Dipl.-Ing. Wendelin Magin, ABB AG, Division Energietechnik-Systeme
Dr.-Ing. Ireneusz Pyc, Siemens, Energy Sector, Technology und Innovation
Dipl.-Ing. Steffen Schüler, Vattenfall Europe
Dipl.-Ing. Stephan Schulz, 50Hertz Transmission GmbH
Dr.-Ing. Ulrich Schwing, EnBW Kraftwerke AG
Dr. sc. Philipp Seydel, EnBW Trading GmbH
Dr. Florian Steinke, Siemens Corporate Technology
22.11.2013 / 2
Präsentation Inhalte - Einführung - Systemanalyse - Wirtschaftlichkeit/Geschäftsmodelle - Betriebliche Anforderungen an die konventionellen Kraftwerke 22.11.2013 / 3
Präsentation
Erinnern wir uns: Vision des Energiekonzepts 2050
Mehr Erneuerbare, weniger Emissionen
Vorrangiges Ziel ~80% CO2
in % Reduktion bis 2050
Der Weg zu regenerativer und
100 CO2 -freier Zukunft wird
80 bestätigt. Die entscheidenden
80 Erfolgsfaktoren dafür:
-25%
60 Effizienzmaßnahmen
60
radikale Umstrukturierung der
-50% Elektrizitätswirtschaft
40 35
Energieerzeugung erfolgt 2050
20
18 -80% überwiegend aus EE
Umformen der Verteilungs-
0 netze in “intelligente” Netze
2020 2030 2040 2050 ( „Smart Grid“)
Anteil erneuerbarer Energien Stromverbrauch (100%=2008) *
Ausbau der Speicher-
am Endenergieverbrauch
Primärenergieverbrauch (100%=2008) *
kapazitäten (z.B. Druckluft-
Anteil der Stromerzeugung aus
Treibhausgasemissionen (100%=1990)
und Wasserstoffspeicher)
erneuerbaren Energien am
Bruttostromverbrauch
Stromimporte von 20 - 30% in
2050
* Es sind nur konkrete Zahlen für die Jahre 2020 und 2050 im Energiekonzept enthalten. Quelle: Bundesregierung, Booz & Company Analysis
22.11.2013 / 4
Präsentation
VDE-Task-Force „Flexibilisierung der
thermischen Erzeugungskapazitäten“
Arbeits-Zeitraum 2010 – 2012
Interdiziplinäre, unparteiische Plattform
Ziel:
Risiken der Energiewende durch Expertenforum mindern
Bestehendes Energiesystem als Ausgangspunkt
Möglichst viel EE integrieren bei geringen Aufwand und
Abhängigkeiten von anderen neuen Technologien
Einbindung aller relevanten Parteien: Wind, PV, Netzbetrieb,
Kraftwerksbetrieb, Netzregelung, Stromhandel, Industrie
22.11.2013 / 5
Präsentation Fragestellungen: Im Netz muss jederzeit die Leistung aller Erzeugung der Leistung aller Verbraucher entsprechen. Wie sieht ein sicherer und stabiler Netzbetrieb bei überwiegend fluktuierenden Einspeisungen aus Wind und PV aus ? Können alle thermischen Kraftwerke abgeschaltet werden und nur mit Wind und PV das Netz geregelt werden ? Wie viel Energie kann wie lange gespeichert werden – sind die Speicherkapazitäten nach Leistung und Energie ausreichend ? Welche neuen Aufgaben kommen auf die thermischen Kraftwerke zu und wie können diese erfüllt werden ? 22.11.2013 / 6
Präsentation Systemanalyse Szenarien/Modellrechnung 22.11.2013 / 7
Präsentation
Für den Erfolg der 2050 - Vision ist die Entwicklung der
nächsten 10 Jahre maßgeblich. Unter neun VDE - Szenarien ist
das „VDE AT40“ als Referenz ausgewählt.
Verbrauchsrückgang (VR) Aktueller Trend (AT) Langfristiger Trend (LT)
…zurückgehender Verbrauch …stagnierender Verbrauch …Übergang zu einem “electrical age”
-1,6%/a 0 %/a 1,8 %/a
Anteile regenerativer Energieträger in 2020
regenerative Stromerzeugung „RE“ regenerative Stromerzeugung „RE“ regenerative Stromerzeugung „RE“
20% 30% 40% 20% 30% 40% 20% 30% 40%
PV Neubau
Niedrig bis moderat Moderat bis stark Stark bis sehr stark
Wind Neubau
Niedrig bis moderat Moderat bis stark Stark bis sehr stark
Kohle Neubau
backlog + 1 CCS Demo Anlage backlog + 1 - 2 CCS Demo Anlagen backlog + 3 - 4 CCS Demo Anlagen
Erdgas Neubau
Niedriger bis moderater Gas-Ausbau. Moderater bis starker Gas- Ausbau. Starker Gas- Ausbau.
22.11.2013 / 8
Präsentation
Erzeugungspark 2020: konventionell & EE
TWh 739
719 709
621
Erneuerbare 603 593 123
82 583 195
Energien 16% 274
Wasserkraft 20 528 19
508 97
498 40% 157
Erdgas 85 222 20
19
80
Erdöl/sonstige 31 190 132 20 21
19 312
20 21 216 255
21 172 210
155
115 134
Kohle 263 98
16 12 16 16 16
20 16
18 21
195 202 178 197 204 202 209
176 182
Kernenergie 141
25 29 30 27 29 30 29 30 30
40% RE 30% RE 20% RE 40% RE 30% RE 20% RE 40% RE 30% RE 20% RE
2010
Szenario Verbrauchsrückgang VR Langfristiger Trend LT
Aktueller Trend AT
Szenario „AT40“
22.11.2013 / 9
Präsentation
Kapazitäten und Erzeugung 2009 – 2020
VDE AT 40 Szenario
Erzeugung (TWh) Erzeugungskapazitäten (GW)
250
621 TWh 603 TWh 226 GW
200 60
EE 40 %
EE 58 %
146 GW
150 42
10
26
16
54 7
100 5
KONV 60 %
25
KONV 42 %
6 43
6
50 23
111
21 24
19 13
4
0
2009 2020
Kernkraft Braunkohle Steinkohle Öl
Dezentral Gas Wasserkraft Biomasse
Wind offshore Wind onshore Solar
22.11.2013 / 10Präsentation
Simulationsmodell Deutschland 2020
(Regionenmodell)
22.11.2013 / 11Präsentation
Zeiten mit EE- Überschuss...
Verfügbarkeitsfaktoren der PV - Anlagen gegenüber der Wind onshore-/offshore-
Leistung in der Sommerzeit
Gleichzeitige
Leistungsspitzen
Gleichzeitige
Leistungsspitzen
Quelle: Siemens CT T IAT ISC, IWES
Die Daten liegen für alle 50x50km Zellen als stündlich aufgelöste Zeitreihen für 2000-2008 vor. Sie wurden anhand von kommerziellen Wetterdaten und angenommenen PV-/Turbinenkennlinien zusammen mit dem
Fraunhofer IWES errechnet.
- Die einzelnen Ortszeitreihen gewichtet und gemittelt. Als Gewichtung wurden die 2020 Ausbauziele der EE der Bundesregierung angenommen.
- Aus den resultierenden einzelnen Zeitreihen für Wind On-/Offshore und PV sind für die Mittagstunden (11-14h) der Monate Mai-August dargestellt.
22.11.2013 / 12Präsentation
...und Zeiten mit EE-Mangel sind zu erwarten...
Verfügbarkeitsfaktoren der PV - Anlagen gegenüber der Wind onshore-/offshore-
Leistung in der Winterzeit
Gleichzeitiger Gleichzeitiger
Leistungsmangel Leistungsmangel
Quelle: Siemens CT T IAT ISC, IWES
Die Daten liegen für alle 50x50km Zellen als stündlich aufgelöste Zeitreihen für 2000-2008 vor. Sie wurden anhand von kommerziellen Wetterdaten und angenommenen PV-/Turbinenkennlinien zusammen mit dem
Fraunhofer IWES errechnet.
- Die einzelnen Ortszeitreihen gewichtet und gemittelt. Als Gewichtung wurden die 2020 Ausbauziele der EE der Bundesregierung angenommen.
- Aus den resultierenden einzelnen Zeitreihen für Wind On-/Offshore und PV sind für die Mittagstunden (11-14h) der Monate Dezember/Januar dargestellt.
22.11.2013 / 13Präsentation
Regionenmodell 2020
Berücksichtigen aller (großen) Kraftwerke
Neueste Stilllegungsszenarien
Pumpspeicherkapazitäten (Leistung und Volumen)
Leitungskapazitäten zwischen den Regionen (summarisch)
Simulation der Solarstrahlung und des Winddargebots anhand
von regionalen Wetterzeitreihen (Wetterdienste)
Ergebnis:
Bestimmung des Verlaufs der Residuallast
Ableitung Gradienten, Leistungen, Flautenzeiten…
Kraftwerkseinsatz
22.11.2013 / 14Präsentation
Kraftwerkseinsatz 2009 und 2020 (Simulation)
(Beispielwochen im Januar und Juli für das Jahr 2020)
2009
Hoher Anteil
an Grundlast
2020
Grundlast wird
verdrängt, dafür
flexible Kraftwerke
Nicht verwendete Überschussenergie:
zu geringe Speicherkapazitäten im Netz !
22.11.2013 / 15Präsentation
Gradienten der Residuallast 2009-2020
Die stündlichen
Gradienten haben heute
bekannten Zuschnitt.
Maximale 1h Gradienten
steigen
Erwartete tägliche Last-
änderungen erfordern
eine disponierbare
Kraftwerksleistung
von 60 GW
22.11.2013 / 16Präsentation
Erzeugungsgradienten von Wind und PV in Deutschland
(Ergebnis VDE AT 40 Szenario)
installierte
1h-Gradient 3h-Gradient
Leistung
Onshore Wind 42 GW 4 GW/h 2,5 GW/h
Offshore Wind 16 GW 3 GW/h 2 GW/h
Photovoltaik 60 GW 12 GW/h 8 GW/h
Planerischer
15 GW/h 10 GW/h
Maximalgradient
22.11.2013 / 17Präsentation
Konsequenzen für den Einsatz der thermischen
Kraftwerke, VDE AT40RE Szenario
Lastwechselfähigkeit 2020
Alle thermischen Kraftwerke sind
grundsätzlich geeignet zur Lösung 30,00
Kraftwerksleistung im Regeleinsatz
der zukünftigen Aufgaben 25,00
beizutragen Leistungs-
Um gleiche Leistungsgradienten 20,00 gradient
abzufahren, werden wenige schnelle - 67 %
15,00 5 GW/h
oder viele langsame Kraftwerke
benötigt 10,00 10 GW/h
Nachteile langsamer Kraftwerke: 15 GW/h
5,00
mehr stand-by-Energie in Bereitschaft
Lebensdauerverbrauch für Bestands- 0,00
anlagen wird sich durch Reduktion 3 %/min 2 %/min 1 %/min
„schnell“ „langsam“
der Volllaststunden reduzieren Regelfähigkeit der Kraftwerke
(DKW ~200.000 h), aber durch höhere
und häufigere Gradienten erhöhen
Neue Bewertung der
Bauteilerschöpfung nötig
22.11.2013 / 18Präsentation Konsequenzen für den Einsatz der thermischen Kraftwerke, VDE AT40RE Szenario Auslastung, Anzahl von Starts Die Auswertung nach Lastbändern ergibt: Auch nach „Merit - Order“ günstigste Kraftwerke müssen sich am Lastfolgebetrieb beteiligen Steinkohle- und Gaskraftwerke müssen sich auf häufige An- und Abfahrten, starke Lastwechsel und sinkende Volllaststunden einstellen 22.11.2013 / 19
Präsentation Ergebnis Systemanalyse: Basierend auf einem integrierten Systemverständnis erfordert die Transformation des Versorgungssystems eine technologisch und zeitlich aufeinander abgestimmte Vorgehensweise beim Ausbau erneuerbarer Energien, der Netze und Speicher, sowie bei dem Lastmanagement Netze können nicht zeitgerecht entsprechend dem Ausbau der EE verstärkt und ausgebaut werden Speicher werden wahrscheinlich kurzfristig nicht ausreichend zur Verfügung stehen Eine großflächige Anwendung von smart grids und demand response - Maßnahmen ist kurzzeitig nicht zu erwarten Zwei parallel existierende Systeme (thermisch/erneuerbar) entstehen. Energieüberschuss wird immer größer und häufiger zu erwarten sein. Zeiten mit hohem Überschuss oder Mangel an erneuerbaren Energien ergeben sich aus den stochastischen Wettermustern und der Netzlast. Im Netz sind kombiniert aus Wind und PV Gradienten bis 15 GW/h (1 h) möglich Thermische Kraftwerke sind bei Speichermangel unverzichtbar. Sie müssen am Netz verbleiben/bzw. durch neue thermische Anlagen ersetzt werden. Darüber hinaus müssen sie flexibel einsetzbar sein 22.11.2013 / 20
Präsentation Wirtschaftlichkeit / Geschäftsmodelle 22.11.2013 / 21
Präsentation
Der existierende Strommarkt benachteiligt Investitionen
in thermische Kraftwerke
Mit deutlich sinkender Aus- 0,20
lastung können im existieren- 0,18
BK:Braunkohle Dampfkraftwerk
den Stromhandel-Markmodell 0,16 Kohlekraftwerk
Erzeugungskosten 2020 *)
SK: Steinkohle-Dampfkraftwerk
die Vollkosten der Stromer-
€/kWh (Vollkosten)
0,14 Gas-Kombikraftwerk GUD: gasbefeuert
zeugung nicht gedeckt und 0,12
somit Investitionen nicht
gerechtfertigt werden 0,10
0,08 Börsenpreis
0,06 2020
Abhilfe können geeignete Börsenpreis
Regulierungs- und Geschäfts- 0,04 GUD
2010
SK
AT 40
2010
2010
2010
BK
modelle verschaffen, um eine 0,02
thermische Mindestkapazität 0,00
auch bei niedrigen Volllast- 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
stunden wirtschaftlich dar- *) zentrale Stromerzeugung,
stellen zu können. Volllaststunden Gaspreis:
Kohlepreis:
8 €/GJ,
2,4 €/GJ,
CO2-Zertifikate Preis: 24 €/t CO2
22.11.2013 / 22Präsentation
Die Transformation des Energiesystems bedingt neue
Vermarktungs- und Vergütungsoptionen
STROMMARKT HEUTE STROMMARKT DER ZUKUNFT
Stromhandel Stromhandel
(Spot- und Terminmarkt) (Spot- und Terminmarkt)
Arbeitspreis: €/kWh Arbeitspreis: €/kWh
Rampenpreis“: +/- € /MW/min
Terminmarkt Spotmarkt Systemdienstleistungen
Day- Intra-
Over the Counter
ahead day (Regelenergiemarkt)
> 1 Tag (Jahr, Quartal, Monat) 1 Tag < 1 Tag 45 min
Arbeitspreis: €/kWh
Leistungspreis: +/- €/kW
Systemdienstleistungen „Blindleistungspreis“: +/- €/var/s
(Regelenergiemarkt)
„Frequenzpreis“: +/-€/mHz/s
Arbeitspreis: €/kWh
„Spannungspreis“: +/- V/s
Leistungspreis: €/kW
Schwarzstartfähigkeit
Kapazitätsmarkt
Primary Secondary reserve Leistungspreis: €/kW
reserve Tertiary reserve
0s 30 s 5 min 15 min 30 min 60 min
Markt für kalte Reserve
Leistungspreis: €/kW
22.11.2013 / 23Präsentation
Die Transformation des Energiesystems
bedingt neue Vermarktungs- und Vergütungsoptionen
Regelenergiemarkt Heute Zukunft
Ereignis: Frequenzabfall
50 Hz
Stundenprodukt Börse Rampenprodukt
Primär - Sekundär Minuten Dauer
Reserve MW Reserve MW
Regel Regel
Leistung Leistung
+ 1 MW
+ 1 MW
- 1 MW
1 Stunde 1 Stunde
Energiemenge = 1 MWh Energiemenge = 0 MWh
AT40RE Szenario
Planerischer Maximalgradient
0 s 30 s 5 min 15 min 30 min 60 min
1h: 15 GW/h
3h: 10 GW/h
Systemdienstleistungen Stromhandel + Kapazitätshandel
22.11.2013 / 24Präsentation Betriebliche Anforderungen an die konventionellen Kraftwerke 22.11.2013 / 25
Präsentation
Bedeutung flexibler Kraftwerke bis 2020
Leitungsausbau bis 2020 voraussichtlich nicht ausreichend
Speicherausbau zu gering in Leistung und Speicherenergie
Thermische Kraftwerke müssen regional diese fehlenden
Kapazitäten ausgleichen
Vorrang der EE: thermische Kraftwerke fahren zurück oder
werden abgestellt bei EE-Einspeisung
Thermische Kraftwerke füllen längerer EE-Erzeugungslücken
22.11.2013 / 26Präsentation
Anforderungen an die Lastwechselfähigkeit
Die stündlichen Gradienten
Auswertung der Simulation:
haben heute bekannten
Zuschnitt
Tägliche Laständerungen
erfordern eine disponier-
bare Kraftwerksleistung bis
zu 60 GW
22.11.2013 / 27Präsentation
Zukünftige Anforderungen an die
thermischen Kraftwerke
Gradientenfähigkeit
(„Stop and Go“)
Etwa doppelt so häufiges
An- und Abfahren
Hohe Wirkungsgrade im
Teillastbereich
Niedrige Mindestlast
22.11.2013 / 28Präsentation
Was verstehen wir unter Flexibilität?
Quelle
Dr. Andreas Feldmüller, Siemens Energy Sector, E S SF PLF
22.11.2013 / 29Präsentation
Das Potential der heutigen thermischen
Kraftwerke
Kraftwerkstyp Steinkohle Braunkohle Gas- und Gasturbine
Dampfkraft- solo Anforderungen:
werk (GuD)
Lastgradient %PN/min 1,5 / 4 / 6 1 / 2,5 / 4 2/4/8 8 / 12 / 15 Hohe Lastgradienten
im Bereich %PN 40 – 90 50 - 90 40*) - 90 40*) - 90
Minimallast %PN 40 / 25 / 20 60 / 50 / 40 50 / 40 / 30*) 50 / 40 / 20*) Niedrige Minimallast
Anfahrzeiten:
Heiß (< 8 h) h 3 / 2,5 / 2 6/4/2 1,5 / 1 / 0,5 < 0,1 Kurze Anfahrzeiten
Kalt (> 48 h) h 10 / 5 / 4 10 / 8 / 6 4/3/2 < 0,1
Lesehinweis: heute üblich / Stand der Technik / Optimierungspotential
* bedingt durch die Emissionsgrenzwerte für NOX und CO bei Dauerbetrieb
Alle thermischen Kraftwerke sind grundsätzlich geeignet
zur Lösung der zukünftigen Aufgaben beizutragen
22.11.2013 / 30Präsentation
Leistungsgradienten von thermischen Kraftwerken
stand alone
1 GT
P/Pn GuD
Standard
Kohle-
KW
Kohle
GuD
flexibel
Start
0 t
0 1 2 h
22.11.2013 / 31Präsentation
Stand der Technik konventioneller Anlagen
Laständerungsgeschwindigkeiten
45,0 Der Stand der Technik
40,0 12%/min (Gas)
35,0 4%/min (Kohle)
Leistungsänderung / MW/min
30,0
3%/min (GuD)
25,0
BK 1
Anforderungen heute
20,0 SK 3 2%/min (Primärregelung)
15,0 GT 6
SK 6
SK 5 Min: 2%/min Aktuell erfüllen bei die Stein-
10,0
GT GT
4 5 KA 2
SK 2
SK 4 Gasturbinen 12%/min und Braunkohleanlagen nicht
5,0
GT 1
GT 2
GT 3
KA 1
SK 1 GuD 3%/min
Kohle 4%/min
alle Anlagen den Stand der
0,0
Technik.
0 200 400 600
Netto- Leistung / MW
800 1000 1200
Der häufigste Grund liegt in
der fehlenden Notwendigkeit
hierfür.
22.11.2013 / 32Präsentation
Beispiel: FACY™ verbessert die Effizienz während der heißen Startphase
von Siemens GUD Anlagen um 14% PP
Stromproduktion [MWh]
Last Verbesserung Verbesserung während der Startphase
einer täglich
< 30 min.
• Fliegender Start der +94%
Dampfturbine
Verbesserte 140.725
Anfahrtskurve
• Schafft sehr gute 72.725
Voraussetzungen für
optimieren Flotten-
Konventioneller Fahrweise
Start Siemens Competition
Quelle Siemens Energy Sector
Zeit
tconv.
Startzeit Siemens Wettbewerb Konventioneller Heiß-Start
Vorteil Wirkungsgrad Heiß-Start mit FACY™
Heiß ~ 30 min 70 min
Durchschn. Wirkungsgrad ~36% ~50%
Warm ~ 90 min 120 min (tconv.)
Kalt ~120 min 160 min
Brennstoffverbrauch ~514 MWh ~326 MWh
Für GuD Neuanlagen und als Nachrüstung verfügbar
Konzept auf DKW übertragbar?
22.11.2013 / 33Präsentation
Optimierung und Weiterentwicklung von
Kraftwerken - Referenzen für Anfahroptimierungen
(Auswahl, DKWs)
Quelle
Dr. Andreas Feldmüller, Siemens Energy Sector, E S SF PLF
22.11.2013 / 34Präsentation
Stand der Technik konventioneller Anlagen
Mindestlast Der Stand der Technik
ca. 25% (Steinkohle)
ca. 40% (Braunkohle)
ca. 40%- 50% (Gas)
Aktuell erfüllen nicht alle Anlagen
den Stand der Technik.
Der häufigste Grund liegt in der
fehlenden Notwendigkeit hierfür.
Heute optimiert auf
Max Leistung
Max Wirkungsgrad
Max Lebensdauer
Min Betriebskosten
Min Emissionen
22.11.2013 / 35Präsentation
Potenzial und Grenzen der Flexibilisierung von
konventionellen Kraftwerken Mindestlast
Potenzial:
Größtes Potenzial liegt bei den
Steinkohleanlagen
1 Mühlenbetrieb (20%)
Feuerraumüberwachung
Brennstoffoptimierung
Grenzen:
Emissionswerte (Gas)
Unterschreitung Taupunkts-
temperaturen im Rauchgas
Reduzierte Katalysator-
effektivität in der DENOX
Verdampfermindestmenge
Absinken der Frischdampf- und
ZÜ-Temperaturen
22.11.2013 / 36Präsentation
Betriebliche Konsequenzen flexibler Fahrweise -
Längere Stillstände bergen Korrosionsgefahren
Quelle
Dr. Andreas Feldmüller, Siemens Energy Sector, E S SF PLF
22.11.2013 / 37Präsentation
Ergebnis: Betriebliche Anforderungen an die konventionellen Kraftwerke
Transformation von Grund-, Mittel-, Spitzenlastkraftwerken zu flexiblen
Erzeugungseinheiten
Bestehende Anlagen haben noch Potential, den Anforderungen an flexible
Erzeugung zu folgen:
Tiefere Mindestlasten
Höhere Laständerungsgeschwindigkeit
Optimiertes Anfahren
Optimierungsmöglichkeiten sind noch nicht ausgeschöpft:
Mechanische Anpassungen
Leittechnische Anpassungen
Höhere Anforderungen an Laständerungsgeschwindigkeit hat direkte
Auswirkung auf die Lebensdauer.
Ideale Voraussetzungen bieten Gas- bzw. GUD-Anlagen, jedoch bei deutlich
geringerer Betriebszeit
22.11.2013 / 38Präsentation
Schlussfolgerungen und Handlungsbedarf
Die nachhaltige Energieversorgung erfordert eine stark leistungsorientierte
Systemauslegung
Zukünftig müssen daher erneuerbare Erzeugung und konventionelle,
überwiegend thermische Erzeugung auf einander abgestimmt zusammenwirken
mit Vorrang der EE und flexiblem Einsatz der thermischen Kraftwerke
Für die thermischen Kraftwerke ergeben sich höhere Anforderungen durch steile
Gradientenfahrweise, häufigere An- und Abfahrten sowie niedrigere Mindestlast
und hierdurch erhöhten Verschleiß und Lebensdauerminderung
Die Auslastung der thermischen Kraftwerke wird drastisch sinken und damit ist
deren wirtschaftlicher Betrieb unter den heutigen Marktbedingungen gefährdet.
Die Kraftwerke konvertieren vom Lieferanten von Grundlastenergie zum
Bereitsteller von flexiblen und sicherheitsrelevanten Systemdienstleistungen.
Es sind geeignete Regulierungs- und Geschäftsmodelle zu entwickeln, um eine
thermische Mindestkapazität auch bei niedrigen Volllaststunden wirtschaftlich
darstellen zu können (Systemdienstleistungen, Kapazitätsmarkt).
22.11.2013 / 39Präsentation Danke für Ihre Aufmerksamkeit ! 22.11.2013 / 40
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