Please use this identifier to cite or link to this item: http://dx.doi.org/10.18419/opus-10894
Authors: Scholl, Lars Eric
Title: Auswirkungen von unsicheren Stromgestehungskosten thermischer Kraftwerke auf Strommarktpreise am Beispiel Norwegens - eine Sensitivitätsanalyse
Issue Date: 2019
Publisher: Stuttgart : Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung
metadata.ubs.publikation.typ: Abschlussarbeit (Master)
metadata.ubs.publikation.seiten: XVIII, 133
URI: http://elib.uni-stuttgart.de/handle/11682/10911
http://nbn-resolving.de/urn:nbn:de:bsz:93-opus-ds-109113
http://dx.doi.org/10.18419/opus-10894
Abstract: Norwegen ist mit ca. 98 % der jährlichen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien eine bedeutende Energie-Nation Europas. Die Preise am Strommarkt bilden sich auf Basis der kurzfristigen Grenzkosten der Erzeugung. Bei der Modellierung von Elektrizitätsmarktmodellen und den daraus resultierenden kurzfristigen Grenzkosten thermischer Kraftwerke sind jedoch einige preisbeeinflussende Faktoren unsicher oder aber nicht bekannt. Jedoch spielen diese Grenzkosten eine wichtige Rolle bei der Bestimmung des Wasserwertes von Wasserspeichern. Die Auswirkungen der Veränderungen bestimmter Parameter auf die kurzfristigen Grenzkosten und damit auf die Strommarktpreise sollen in der vorliegenden Arbeit untersucht werden. Im Rahmen dieser Arbeit werden die technisch-ökonomischen Parameter thermischer Kraftwerke Norwegens sowie weitere Eingangsdaten recherchiert und in der Datenbank hinterlegt. Nachfolgend werden die elektrischen Nettowirkungsgrade, die Primärenergiepreise, die zusätzlichen Primärenergiekosten und die variablen Betriebs- und Wartungskosten gemäß realistischer Bandbreiten gegenüber den zuvor festgelegten Basiswerten in einem Minimum-, Maximum- und Disaggregations-Szenario variiert. Daraufhin werden die modellierten Strommarktpreise der Jahre 2017, 2015 und 2010 mit den historischen Preisen verglichen. Dabei kann gezeigt werden, dass die modellierten Preise im Jahr 2017 mit 36,47 €/MWh im Basis-Szenario für die Regionen NO1, NO2, NO3 und NO5 in allen vier Regionen etwas über den historischen Preisen von 23,83 €/MWh bis 29,53 €/MWh liegen. In der Region NO4 belaufen sich die modellierten Werte auf 1,50 €/MWh, was durch die überwiegende Erzeu-gung aus Wasserkraft zu begründen ist. Die modellierten Preise für das Minimum-, Maximum- und Disaggregations-Szenario weichen nur leicht von den Werten des Basis-Szenario ab. Im Jahr 2015 hingegen fallen die modellierten Preise mit 371,14 €/MWh im Minimum-Szenario bis 453,32 €/MWh sehr viel höher aus als die historischen Strommarktpreise von 14,82 €/MWh bis 21,28 €/MWh. Diese hohen Preise könnten durch die Anfahrprozesse und damit verbundenen Anfahrkosten diverser Anlagen erklärt werden. Des Weiteren finden die hinterlegten Pumpspeicherkraftwerke, bis zum jetzigen Zeitpunkt der Arbeit, bei der Modellierung keine Anwendung. Die Konstanz der modellierten Werte über alle Stunden eines Jahres ist durch die, bis zum jetzigen Zeitpunkt, hohe Flexibilität der Wasserkraft aufgrund fehlender Restriktionen, zu begründen. Darüber hinaus können die Importpreise aus Drittländern sowie die Stromübertragungen zwischen den Regionen eine wichtige Rolle für das Strom-preisniveau spielen.
Appears in Collections:04 Fakultät Energie-, Verfahrens- und Biotechnik

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