Schröter, Jochen (2004)
Auswirkungen des europäischen Emissionshandelssystems auf den Kraftwerkseinsatz in Deutschland

Diplomarbeiten, Fachgebiet Energiesysteme, TU Berlin

Die für 2005 geplante Einführung eines CO2-Emissionshandelssystems in den Mitgliedsstaaten der EU wird maßgeblichen Einfluß auf die variablen Kosten der Stromerzeugung in Deutschland haben. Je nach Anlagenwirkungsgrad und Art des eingesetzten Brennstoffes werden die Auswirkungen für die einzelnen Kraftwerke jedoch sehr unterschiedlich ausfallen. Dadurch wird sich die von den variablen Kosten abhängige Einsatzreihenfolge der Kraftwerke (Merit Order) verändern. In dieser Arbeit werden anhand eines Kraftwerkseinsatz-Modells die zu erwartenden Veränderungen in der Merit Order untersucht. Die sich daraus ergebenen Stromerzeugungsstrukturen werden in Abhängigkeit von CO2-Zertifikatepreisen zwischen 0 und 40 /t CO2 berechnet. Darüber hinaus wird betrachtet, in welchem Ausmaß die Energieversorgungsunternehmen von der Einführung des Emissionshandels betroffen sind. Die Berechnungen zeigen, dass mit steigenden Zertifikatepreisen zunehmend Braunkohlekraftwerke aus der Grundlast verdrängt und von Steinkohle- und GuDKraftwerken ersetzt werden. Ihr Anteil an der Erzeugung von Grundlaststrom geht von rund 34% auf bis zu 15% zurück. In der Mittellast steigen die Erzeugungsanteile von konventionellen Gaskraftwerken und Gasturbinen. Die kraftwerksbedingten CO2- Emissionen sinken aufgrund des verstärkten Einsatzes kohlenstoffärmerer Brennstoffe bei Zertifikatepreisen von 5-40 /t CO2 um 4-9% ab. Auf die Energieversorgungsunternehmen wirkt sich die Einführung des Emissionshandels unterschiedlich aus. EON und EnBW können die Stromerzeugung um 5-8%, die kleineren Stromerzeuger um bis zu 19% steigern. Vor allem RWE hat Rückgänge in der Stromerzeugung um bis zu 17% zu verzeichnen. Bei Vattenfall sinkt die erzeugte Strommenge erst ab Zertifikatepreisen von 20 /t CO2 moderat um 2-5%. Effects of the European Emissions Trading Scheme in Reference to the Generation Scheduling of Power Plants in Germany The CO2 Emissions Trading Scheme which will come into effect in 2005 for member states of the EU will significantly effect the variable costs of power generating in Germany. For each power station the implications will differ considerably depending on the efficiency factor and the used kind of fuel. As a result the merit order, which is determined by the variable costs of the power stations and sets the order of power station utilisation, will change. This analysis takes a look at the changes in the merit order that will result from the introduction of emissions trading using a modell of generation scheduling of power plants. The resulting changes in the generation structure are calculated on the basis of CO2 emission allowance prices ranging from 0 to 40 /t CO2. Moreover, to what extent the German energy supply companies will be affected by the emissions trading will be discussed. The results of this analysis show that, in relation to increasing prices for emission allowances, in the base load the lignite fired power plants are increasingly replaced by coal and gas fired power plants. The proportion of base load generating by lignite fired power plants decreases from about 34% down to 15%. In the mid load the generating by gas fired power plants and gas turbines grows. The amount of CO2 emissions from electricity production decreases due to the increased use of power plants with a lower CO2 emission rate between 4% and 9% for emission allowance prices from 5 - 40 /t CO2. The emissions trading has different effects on the energy supply companies. The electricity production of EON and EnBW increases between 5% and 8%, while it increases up to 19 % for the smaller energy suppliers. RWE shows an especially high decrease of 17% in electricity production. While, Vattenfall only encounters a moderate decline - between 2% and 5% - in production amount in case of higher emission allowance prices.

Fachgebiet Energiesysteme der TU Berlin
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