Betriebswirtschaftliche Annahmen

thermodynami-schen Umgebung beru cksichtigt werden, als auch bei der Festlegung des Um-gebungsdrucks und der Umgebungstemperatur gibt es eine gewisse Willku r.

Die von verschiedenen Autoren vorgeschlagenen Umgebungen ergeben Ab-weichungen bei der Bestimmung der Exergie in der Gro ßenordnung eines Pro-zentpunkts [BAE-00].

Fu r diese Arbeit wird eine von Baehr vorgeschlagene thermodynamische Um-gebung gewa hlt, die sich auf eine von Diederichsen berechnete Gleichge-wichtsumgebung stu tzt [BAE-00][DIE-91]. Die von Diederichsen ermittelten molaren Exergien im Standardzustand (𝑇₀ = 298,15 K, 𝑝₀ = 1 bar) der fu r die vorliegende Arbeit relevanten Verbindungen sind in Tabelle A.1 aufgefu hrt. Die Berechnungsweise der physikalischen Exergie und der chemischen Exergie von Stoffen im Standardzustand unter Beru cksichtigung der hier definierten thermodynamischen Umgebung ist in Kapitel 3.4 erla utert.

3.2 Betriebswirtschaftliche Annahmen

Die Randbedingungen fu r die Berechnung der Stromgestehungskosten des RBK-Referenzkraftwerks und fu r die Betrachtung der Wirtschaftlichkeit der verschiedenen TBK-Kraftwerksvarianten sind im Folgenden aufgefu hrt. Die Annahmen fu r die einzelnen Parameter gehen aus einem Abgleich der Annah-men fu r eine fortschrittliche Braunkohleanlage in der Studie „Referenzkraft-werk Nordrheinwestfalen“ und der Annahmen aus der Untersuchung von But-termann et al. hervor [VGB-04][BUT-13]. Fu r die Daten aus der Studie

„Referenzkraftwerk Nordrheinwestfalen“ wurde eine Preissteigerung in Ho he von 2 % p. a. fu r den Zeitraum seit Erscheinen der Studie im Jahr 2004 beru ck-sichtigt.

Allgemeine Annahmen

Die in Tabelle 3.4 aufgelisteten Parameter werden fu r alle betrachteten Kraft-werksvarianten konstant gehalten und auch nicht weiter mit Hilfe von Sensiti-vita tsanalysen untersucht. Die Definition der Parameter ist in Kapitel 3.3 zu finden.

Tabelle 3.4: Allgemeine Annahmen der Wirtschaftlichkeitsrechnung

Parameter Variable Einheit Wert

Zeitraum bis Baubeginn 𝑛_𝑃 a 0,25

Bauzeit 𝑛_𝐵 a 5

Kostenverteilung u ber die Bauzeit 𝑣_{𝐴𝑆,𝑖} % p. a. 5, 15, 25, 25, 20 unterja hriger Zahlungszeitpunkt 𝑠_𝐴𝑆 - 0,5

Kalkulationszinssatz 𝑓_𝑍 % p. a. 10

allgemeine Inflationsrate 𝑓_𝐼 % p. a. 1

spezifischer Brennstoffpreis 𝑘_𝐵 €/t 10

Hilfs-/Betriebsstoffe 𝑘_𝐻𝐵 €/t 1,35

spezifische Personalkosten 𝑘_P € p. a. 80.000

Personalbedarf Z_P - 80

Versicherung/Overhead 𝑓_𝑉𝑂 % p. a. 0,5

Instandhaltungskosten 𝑓_𝐼𝐾 % p. a. 1,6

Stilllegungskosten 𝑘_SL € 2.000.000

unvorhergesehene Kosten 𝑓_𝑈𝑉 % 5

Bauherreneigenleistung 𝑓_𝐵𝐸 % 10

Annahmen für das Rohbraunkohlereferenzkraftwerk

Die zusa tzlich fu r die Berechnung der Stromgestehungskosten des RBK-Referenzkraftwerks erforderlichen Annahmen sind in Tabelle 3.5 aufgefu hrt.

Die elektrische Nettoleistung ist ein Berechnungsergebnis aus Kapitel 5.1.2.

Als Wirkungsgrad wird in der Wirtschaftlichkeitsrechnung im Abgleich zwi-schen selbst berechneten Werten und Literaturwerten ein Nettobetriebswir-kungsgrad von 43 % angenommen¹, sodass Reisezeit- und Alterungseffekte beru cksichtigt sind. Fu r die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung alternativer Kraft-werkskonzepte wird jeweils die Nettowirkungsgraddifferenz zum

1 Wie in Kapitel 5.1.2 ersichtlich ist, liegt der Nettowirkungsgrad des RBK-Referenz-kraftwerks im Auslegungspunkt ho her als 43 %. Um eine einheitliche Vergleichsbasis fu r die TBK-Kraftwerksvarianten zu gewa hrleisten, wird bei Wirtschaftlichkeitsbetrachtun-gen die Nettowirkungsgrada nderung geWirtschaftlichkeitsbetrachtun-genu ber dem RBK-Referenzkraftwerk zu den an-genommenen 43 % addiert.

3.2 Betriebswirtschaftliche Annahmen Referenzkraftwerk auf den Nettobetriebswirkungsgrad addiert. In Kapi-tel 5.1.3 sind Sensitivita tsanalysen fu r alle Parameter aus Tabelle 3.5 mit Aus-nahme der elektrischen Bruttoleistung dargestellt.

Tabelle 3.5: Eingangsparameter für das RBK-Referenzkraftwerk

Parameter Variable Einheit Wert

spezifischer Anlagenpreis 𝑘_𝐴 €/kW 1170

elektrische Bruttoleistung 𝑃_{𝑒𝑙,𝑏𝑟} MWel 1100 elektrische Nettoleistung 𝑃_{𝑒𝑙,𝑛𝑒} MWel 1045

Nettobetriebswirkungsgrad 𝜂_𝑁𝑒 % 43

Volllastbenutzungsstunden 𝑇_𝑉 h/a 7500

Lebensdauer/Betriebszeit 𝑛 a 40

Kostenfunktionen

Zur Ermittlung des spezifischen Anlagenpreises alternativer Kraftwerkskon-zepte werden fu r alle im Vergleich zum RBK-Referenzkraftwerk vera nderli-chen Teilsysteme lineare Kostenfunktionen 𝑘_{𝑇𝑆,𝑖} mit der Steigung 𝑎_{𝑇𝑆,𝑖} und der Konstanten 𝑏_{𝑇𝑆,𝑖} hinterlegt. Als unabha ngige Variable wird eine fu r die Dimen-sionierung des Teilsystems repra sentative Gro ße 𝑥_{𝑇𝑆,𝑖} gewa hlt.

𝑘_{𝑇𝑆,𝑖} = 𝑎_{𝑇𝑆,𝑖}𝑥_{𝑇𝑆,𝑖}+ 𝑏_{𝑇𝑆,𝑖} (3.2) In Tabelle 3.6 sind sa mtliche Systeme und Anlagenteile, fu r die Kostenfunktio-nen hinterlegt sind, aufgefu hrt. Die Spalte „Skalierung“ entha lt die jeweils fu r die Kostenfunktion als unabha ngige Variable gewa hlte Gro ße. Die Spalte „vari-abler Anteil“ gibt daru ber Aufschluss, wie stark der Skalierungsparameter die Kosten eines Systems beeinflusst. Die Kostenfunktionen sind so skaliert, dass der spezifische Anlagenpreis des RBK-Referenzkraftwerks dem in Tabelle 3.5 aufgefu hrten Wert von 1170 €/kW entspricht.

Tabelle 3.6: Kostenfunktionen zur Ermittlung des spezifischen Anlagenpreises

Bezeichnung Skalierung variabler Anteil

Wirbelschichttrocknungsanlage (TBK) - 0%

Dampferzeuger (RBK/TBK) 𝑚̇_𝐹𝐷 65 %

Ku hlturm 𝑃_𝑡ℎ 85 %

Regenerativluftvorwa rmer 𝑘𝐴 40 %

Dampfluftvorwa rmer 𝑃_𝑡ℎ 0 % heißes Rauchgasrezirkulationssystem (TBK) 𝑚̇_𝑅𝐺 55 % kaltes Rauchgasrezirkulationssystem (TBK) 𝑚̇_𝑅𝐺 55 %

Saugzuggebla se 𝑚̇_𝑅𝐺 55 %

Lubecosystem inkl. Kondensatbypassvw. 𝑃_𝑡ℎ 70 %

kleines Wa rmeverschiebesystem (𝑘𝐴)_𝑅𝐺𝐾 80 %

großes Wa rmeverschiebesystem (𝑘𝐴)_𝑅𝐺𝐾 80 %

Bru dennutzungssystem

„Vorwa rmung des Hauptkondensats“ (TBK) 𝑃_𝑡ℎ 55 % Bru dennutzungssystem

„Verbrennungsluftvorwa rmung“ (TBK) 𝑃_𝑡ℎ 55 % Bru dennutzungssystem

Alle Systeme und Komponenten, die in jeder untersuchten Kraftwerksvariante vorhanden sind und fu r die davon ausgegangen werden kann, dass unter-schiedliche Schaltungsvarianten nur einen unwesentlichen Einfluss auf ihre Kosten haben, werden unter „Sonstiges“ subsummiert. Dies gilt insbesondere fu r die Hauptturbine inklusive der Turbinenkondensatoren und des Genera-tors, die Turbospeisewasserpumpe (TSP) und die SPAT inklusive SPAT-Kondensator, die Elektrospeisewasser-, Kondensat- und Ku hlwasserpumpen inklusive Motoren, den Speisewasserbeha lter, die Rauchgas- und Netzablei-tung, die Leittechnik und die Anbindung an das Altkraftwerk. Die in Tabelle 3.6 mit RBK und TBK gekennzeichneten Kostenfunktionen weisen darauf hin, dass

3.2 Betriebswirtschaftliche Annahmen sie entweder nur auf RBK- oder TBK-Kraftwerke zutreffen oder dass fu r die beiden Kraftwerkstypen unterschiedliche Kostenfunktionen hinterlegt sind.

Kosten für CO2-Emmissionszertifikate

Ab 2013, dem Beginn der dritten Phase des European Union Emission Trading System (EU-ETS), mu ssen die deutschen Energieversorger CO2 -Emissionszertifikate in a quivalenter Menge zum CO2-Ausstoß ihrer Kraftwerke ersteigern, wobei die Menge der insgesamt am Markt bereitgestellten Emissi-onszertifikate kontinuierlich reduziert wird [DOY-08]. Wie stark das Angebot an CO2-Emissionszertifikaten reduziert wird, leitet sich aus dem Bestreben der Europa ischen Union ab, den globalen mittleren Temperaturanstieg im Jahr 2100 auf 2 °C gegenu ber dem Niveau vor der Industrialisierung zu begrenzen [KEG-07]. Eine realistische Wahrscheinlichkeit, dieses Ziel zu erreichen, be-steht, wenn die entwickelten Nationen ihren CO2-Ausstoß bis 2020 um 30 % und bis 2030 um 50 % gegenu ber dem Niveau von 1990 reduzieren. Im Rah-men einer durch das Institute for Prospective Technological Studies (IPTS) im Auftrag der Europa ischen Union durchgefu hrten Studie wurde anhand von Si-mulationsrechnungen ermittelt, wie teuer CO2-Emissionszertifikate sein mu s-sen, um die angestrebten Emissionsminderungen zu realisieren [RUS-07]. Die Studie kam zu dem Ergebnis, dass der Preis fu r CO2-Emissionszertifikate im Jahr 2015 in den entwickelten La ndern bei 21 €/tCO2, im Jahr 2020 bei 37 €/tCO2 und im Jahr 2030 bei 65 €/tCO2 liegen mu sste (Preisstand jeweils 2007). Dieser Anstieg entspricht einer ja hrlichen Teuerung um ca. 3 €/tCO2. Basierend auf diesen Zahlen wurden fu r die vorliegende Untersuchung ver-schiedene Szenarien fu r die Preisentwicklung der CO2-Emissionszertifikate betrachtet. Abbildung 3.2 zeigt diese Szenarien. Es wurden drei Basisszenarien (Szenario 1 bis 3) mit der gleichen relativen Preisentwicklung wie jene der IPTS-Daten erstellt. Die Szenarien unterscheiden sich in ihrem absoluten Preisniveau. Szenario 1 entspricht exakt den IPTS-Daten, wobei die Preise auf einen Preisstand von 2012 skaliert wurden. Die Szenarien 2 und 3 liegen 10 €/tCO2 niedriger bzw. ho her als Szenario 1. Da die Daten des IPTS nur bis 2030 vorliegen, fu r die Wirtschaftlichkeitsrechnung aber vom Beginn des kom-merziellen Betriebs im Jahr 2017 und einer 40 ja hrigen Betriebszeit ausgegan-gen wird, muss eine Annahme u ber die Preisentwicklung ab 2030 getroffen werden. Fu r die Preisentwicklung ab 2030 wurden drei verschiedene Verla ufe angenommen, sodass in Summe neun Szenarien betrachtet werden. Neben

ei-nem konstanten Verlauf der Preise (Szenario x.1) wird eine ja hrliche Steige-rung um 1 €/tCO2 (Szenario x.2) und eine ja hrliche Steigerung um 3 €/tCO2

(Szenario x.3) betrachtet.

Abbildung 3.2: Preisszenarien für CO2-Emissionszertifikate (Preisbasis 2012)