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 soll geklärt werden, ob dieser einen möglichen Lösungsansatz für die Problemstellung bietet und welche Auswirkungen sich für die Betreiber gasbefeuerter Turbinenkraftwerke im Einzelnen ergeben.

Textprobe: Kapitel 2.2.2, Dampfturbinenkraftwerk: Dampfkraftwerke spalten sich auf in Kohle- und Kernkraftwerke und gehören heute mit einer Deckung von knapp 70% des deutschen Strombedarfs mit zu den wichtigsten Kraftwerken bei der Deckung der Grundlast. Hauptsächlich werden Brennstoffe, wie Braun- und Steinkohle, sowie Uran eingesetzt. Die derzeit größten Kraftwerksblöcke, die nur durch den Generator limitiert werden, bieten eine Leistung bis 1700 MW. Grundsätzlich wird Speisewasser nach einer Säuberung und Vorwärmung dem Dampfkessel zugeführt und durch Erhitzung zu Wasserdampf umgewandelt. Die benötigte Wärme zur Erzeugung des Dampfes erzeugt dabei die Brennkammer, in der der erforderliche Brennstoff (in Form von Braun- oder Steinkohle bei Kohlekraftwerken) bei seiner Verbrennung thermische Energie freisetzt, die das Wasser zu Dampf umwandelt. Bei Kernkraftwerken funktioniert das Prinzip der Wärmeerzeugung zur Erhitzung des Wassers mit einer Spaltung von Uran oder Plutonium als Kernelement. Der infolge dieses Prozesses entstehende, heiße und komprimierte Wasserdampf, treibt eine Turbine an, die an einen Generator gekoppelt ist, der den Strom erzeugt. In der Turbine entspannt sich der Frischdampfstrom in drei Stufen: Hochdruck, Mitteldruck und Niederdruck. Die entlang der Turbine angeordneten Dampfventile dienen der Steuerung und Regelung, sowie einer Verbesserung des Wirkungsgrades. Ein üblicher Wirkungsgrad von Dampfturbinen liegt bei modernen Erzeugungsanlagen bei etwa 48,5%. Prinzipiell lassen sich bei der Ventilsteuerung zwei Druckarten voneinander unterscheiden. Beim sogenannten Festlagerdruck handelt es sich um einen Sollwert des stationär festgehaltenen Drucks vor der Regelstufe. Da diese Variante eine relativ schnelle Regelungsart darstellt führt sie zu hohen Wärmespannungen in der dicken Bauteilswand der Dampfturbine, die damit Gefahr läuft, sich zu verformen. Beim Gleitdruckprinzip hingegen wirkt sich eine Abweichung der Drehzahl direkt auf den Kessellastgeber aus, der zu einer angepassten Befeuerung führt. Sie findet Anwendung bei Kraftwerken über 300 MW. Abschließend zum Prozess der Stromgewinnung wird der Dampf abgekühlt, kondensiert und sammelt sich in Form von Wasser im Kondensator. Das gespeicherte Wasser findet im geschlossenen Kreislauf Anwendung in einer Wiederverwendung im Dampferzeuger. Ein wesentlicher Vorteil dieser Erzeugungsart begründet sich im geringen Co2 Ausstoß, solange wie nach neuer EEG Umlage Biomasse bei der Verbrennung verwendet wird. Entgegengesetzt dieser Annahme ist der Emissionsausstoß sehr hoch, weshalb sich der in der Regel recht günstige, variable Betriebskostenanteil durch teure Emissionszertifikate ineffizient gestaltet.

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