Was sind Peaker-Pflanzen?

Peaker-Anlagen sind Stromerzeugungsanlagen, die nur in Zeiten hoher Stromnachfrage, der sogenannten Spitzennachfrage, in Betrieb sind. Diese Anlagen laufen typischerweise weniger als 2.000 Stunden pro Jahr {{3}manchmal sogar nur 250 Stunden- und unterscheiden sich damit grundlegend von Grundlastkraftwerken, die im Dauerbetrieb laufen.

Bei der Mechanik einer Peaker-Anlage steht die schnelle Reaktionsfähigkeit im Mittelpunkt. Die meisten modernen Spitzenflugzeuge verwenden Gasturbinen mit einfachem Zyklus, die Erdgas verbrennen und ähnlich wie Strahltriebwerke funktionieren. Wenn Netzbetreiber einen steigenden Bedarf erkennen, können diese Turbinen innerhalb von 5 bis 15 Minuten mit der Stromerzeugung beginnen.

Der Prozess läuft in drei Phasen ab: Ein Kompressor saugt Luft in den Motor und setzt sie unter Druck, Kraftstoffinjektoren mischen Erdgas mit dieser komprimierten Luft in Brennkammern, in denen die Temperaturen über 2.000 Grad F liegen, und der resultierende Gasstrom mit hohem Druck dreht Turbinenschaufeln, die Generatoren zur Stromerzeugung antreiben. Dieses einfache-Zyklusdesign opfert Effizienz zugunsten der Geschwindigkeit-Der thermodynamische Wirkungsgrad liegt zwischen 20 % und 42 % im Vergleich zu Kombi-{8}}Anlagen, die einen Wirkungsgrad von 60 % erreichen können, aber Stunden benötigen, um die volle Leistung zu erreichen.

Netzbetreiber verteilen Spitzenlastspitzen strategisch. An typischen Tagen liefern Grundlastkraftwerke wie Kern-, Kohle- oder Gas-Kombikraftwerke konstante Energie. Aber wenn Klimaanlagen das Stromnetz bei Hitzewellen im Sommer belasten, wenn Elektroheizungen bei Kälteeinbrüchen im Winter Überstunden machen oder wenn die Nachfrage am Abend ansteigt, wenn Menschen nach Hause kommen und Geräte einschalten, überbrücken Spitzenlaster die Lücke zwischen verfügbarem Angebot und steigender Nachfrage.

Nach Angaben der Regierung betreiben die Vereinigten Staaten im Jahr 2021 etwa 999 Spitzenkraftwerke. Auf diese Anlagen entfallen 3,1 % der jährlichen Stromerzeugung, sie stellen jedoch 19 % der gesamten geplanten Kapazität dar-ein deutliches Beispiel für ihre unregelmäßige Natur. Die meisten verbrennen Erdgas, obwohl ältere Anlagen möglicherweise Diesel, Heizöl oder Flüssigkeiten auf Erdölbasis als Ersatzbrennstoffe verwenden.

Der weltweite Spitzenstrommarkt erreichte im Jahr 2024 ein Volumen von 124,66 Milliarden US-Dollar und soll bis 2032 auf 177,32 Milliarden US-Dollar anwachsen, was einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate von 4,32 % entspricht. Dieses Wachstum widerspricht den anfänglichen Erwartungen, dass erneuerbare Energien den Bedarf an Spitzenverbrauchern verringern würden. Stattdessen hat ihre Nutzung in den letzten fünf Jahren zugenommen.

Die Erklärung liegt in der Diskrepanz zwischen den Mustern der erneuerbaren Energieerzeugung und den Nachfragezyklen. Die Solarenergieproduktion erreicht mittags ihren Höhepunkt, wenn viele Menschen arbeiten, aber die Nachfrage nach Wohnimmobilien steigt zwischen 16 und 21 Uhr, wenn die Solarenergieproduktion zurückgeht. Die Winderzeugung schwankt je nach Wetterlage unvorhersehbar. Spitzenkraftwerke füllen diese Lücken, und Prognosen deuten darauf hin, dass das US-Netz innerhalb des nächsten Jahrzehnts zusätzliche 20 GW Spitzenkapazität benötigen wird.

Peaker Plants

Wenn man versteht, wann Peaker arbeiten, erkennt man, warum sie trotz ihrer begrenzten Laufzeit unverzichtbar bleiben. Die Hauptverkehrszeiten variieren je nach Klima und Jahreszeit. In gemäßigten Regionen ist die Nachfrage am Abend am höchsten, da die Haushalte gleichzeitig Licht, Geräte und Unterhaltungssysteme nutzen. In heißen Klimazonen kommt es am späten Nachmittag zu Spitzenwerten, wenn die Belastung der Klimaanlage mit noch-aktivem Gewerbebetrieb einhergeht. Das kalte Klima erreicht morgens seinen Höhepunkt, wenn Raumheizung und Industriebetrieb gemeinsam in Betrieb genommen werden.

Bei diesen Mustern handelt es sich nicht nur um vorhersehbare tägliche Zyklen. Extreme Wetterereignisse führen zu gefährlichen Nachfragespitzen. Der Wintersturm in Texas im Jahr 2021 zeigte diese Anfälligkeit, als konventionelle Stromquellen ausfielen und die Nachfrage die verfügbare Kapazität überstieg, was zu weit verbreiteten Stromausfällen führte. Speziell für diese kritischen Momente, die zwar nur wenige Male pro Jahr auftreten, aber eine existenzielle Bedrohung für die Netzstabilität darstellen, halten die Netzbetreiber Spitzenwerte bereit.

Das Wirtschaftsmodell spiegelt diese Realität wider. Da die Spitzenlastkraftwerke nur selten in Betrieb sind, werden für den von ihnen erzeugten Strom höhere Preise -oft 150 bis 198 US-Dollar pro Megawatt-Stunde für Gasturbinen mit offenem Kreislauf- erzielt, im Vergleich zu viel niedrigeren Kosten für Grundlaststrom. Peaker-Betreiber erzielen Einnahmen sowohl durch den Energieverkauf während des Betriebs als auch durch Kapazitätszahlungen für die Aufrechterhaltung der Betriebsbereitschaft, wodurch das Geschäft trotz niedriger Auslastungsraten rentabel bleibt.

Das Umweltprofil von Spitzenpflanzen stellt erhebliche Herausforderungen dar. Im Betrieb emittieren Peaker-Anlagen eine höhere Umweltverschmutzung pro Stromeinheit als andere Kraftwerke mit fossilen Brennstoffen. EPA-Daten zeigen, dass die gesamten jährlichen Schwefeldioxidemissionen von Spitzenkraftwerken zwar um 96,8 % geringer waren als die von Nicht-Spitzenkraftwerken (aufgrund des seltenen Betriebs), das mittlere Spitzenkraftwerk jedoch 1,6-mal mehr Schwefeldioxid pro erzeugter Stromeinheit ausstieß.

Diese erhöhte Emissionsrate ist darauf zurückzuführen, dass es vielen Spitzenfahrzeugen an effektiver Technologie zur Emissionskontrolle mangelt. Die für die Schadstoffreinigung erforderliche Ausrüstung erhöht die Kosten und die Komplexität, was für Anlagen, die nur einige hundert Stunden pro Jahr laufen, wirtschaftlich wenig sinnvoll ist. Infolgedessen emittieren Peaker erhebliche Mengen an Stickoxiden, Schwefeldioxid und Feinstaub-Schadstoffen, die mit Atemproblemen, Herz-Kreislauf-Problemen und Schäden des Nervensystems verbunden sind.

Standortmuster verschärfen das Problem der gesundheitlichen Chancengleichheit. Eine statistische Analyse des Government Accountability Office ergab, dass historisch benachteiligte Gemeinden näher an Spitzenkraftwerken wohnen. Es wird erwartet, dass eine Gemeinde, die historisch zu 71 % benachteiligt ist, 9 % näher am nächsten Spitzenwert liegt als eine Gemeinde, die historisch zu 40 % benachteiligt ist. Mehr als eine Million Menschen leben im Umkreis von fünf Kilometern um einige Spitzenanlagen, konzentriert in dicht besiedelten Stadtgebieten, in denen die Verschmutzung die gefährdeten Bevölkerungsgruppen beeinträchtigt, die ohnehin schon hohen Umweltbelastungen ausgesetzt sind.

Akkupacks Lithiumentwickeln sich zur Hauptalternative zu Spitzenleistungskraftwerken mit fossilen Brennstoffen und verändern die Wirtschaftlichkeit der Spitzenleistung grundlegend. Batterieenergiespeichersysteme können die gleiche Netzausgleichsfunktion wie Gasturbinen übernehmen und bieten gleichzeitig mehrere Vorteile: Reaktionszeit, die in Millisekunden statt in Minuten gemessen wird, keine -Emissionen vor Ort und keine Kraftstoffkosten während des Betriebs.

Die Kostenwettbewerbsfähigkeit hat einen Wendepunkt erreicht. Der australische Clean Energy Council stellte 2021 fest, dass Batteriespeicher 30 % günstiger sein können als neue Gas-Peak-Kraftwerke. Eine Analyse, die die gestuften Kosten vergleicht, zeigt, dass ein Vier-{4}Stunden-Batteriesystem etwa 156 $ pro Kilowatt-Jahr kostet, im Vergleich zu 234 $ für eine Gasturbine mit offenem Kreislauf. BloombergNEF-Untersuchungen zeigen, dass Lithium-Ionen-Batterien mittlerweile in weiten Teilen der Welt günstiger sind als Gas-Peak-Anlagen. Der weltweite Benchmark liegt bei 132 $/MWh für Vier-{12}Stunden-Batterien im Versorgungsmaßstab, verglichen mit 173 $/MWh für Gas-Peak-Anlagen.

Reale-Bereitstellungen veranschaulichen diesen Wandel. Die New York Power Authority ersetzt Gas-Peak-Kraftwerke aktiv durch Batteriespeicher. In Ventura County, Kalifornien, ersetzten 142 Tesla-Megapacks mit 100 MW eine Gas-Peak-Anlage. Belgien setzte 40 Tesla-Megapacks (50 MW) ein, um einen Turbojet-Generator zu ersetzen. Pacific Gas & Electric erhielt die Genehmigung für 300 MW Energiespeicher als Ersatz für drei Erdgas-Peak-Kraftwerke-das bisher bedeutendste Beispiel dafür, dass Batterien die Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen in den Vereinigten Staaten ersetzen.

Die Technologie erweist sich als besonders effektiv für die Bewältigung der „Entenkurve“-Herausforderung in solarlastigen Netzen-. Die Batterien laden sich auf, wenn die Solarenergieerzeugung mittags den Bedarf übersteigt, und entladen sich dann zu den abendlichen Spitzenzeiten, wenn die Solarenergieproduktion sinkt, aber die Nachfrage steigt. Dieses Muster passt perfekt zu den typischen Spitzenbetriebsplänen von drei bis vier Stunden pro Abend.

Bei Batteriespeichern gelten im Gegensatz zu Gasspeichern zeitliche Einschränkungen. Eine Gasturbine mit Brennstoffversorgung kann unbegrenzt betrieben werden, während Batterien nach der vorgesehenen Entladezeit -typischerweise zwei bis vier Stunden bei aktuellen Anlagen im Versorgungsmaßstab- leer sind. Diese Einschränkung ist bei längeren Spitzenereignissen oder mehrtägigen Wetternotfällen von Bedeutung.

Allerdings entwickeln sich die Marktregeln dahingehend weiter, dass sie eine Lagerung mit längerer -Dauer begünstigen. ISO New England erwägt den Wechsel von einem qualifizierenden Kapazitätsrahmen (der eine Dauer von zwei-Stunden erfordert) zu einem effektiven Rahmen für die Tragfähigkeit von Lasten, der Ressourcen mit längerer Dauer-besser bewertet. Mit diesem Ansatz werden 4-{6}Stunden-Batteriesysteme deutlich kostengünstiger-effektiver als 2{8}Stunden-Systeme und wirtschaftlicher als neue Gas-Peak-Systeme, wenn man die Umwelt- und Gesellschaftskosten mit einbezieht.

Das Erlösmodell für Batteriespeicher unterscheidet sich von herkömmlichen Spitzenmodellen. Batterien können durch mehrere Netzdienstleistungen Einnahmen erzielen: Frequenzregulierung (die dominierende Einnahmequelle), Energiearbitrage (Kauf von Strom, wenn er günstig ist, Verkauf, wenn er teuer ist) und Kapazitätszahlungen. Untersuchungen zeigen, dass die Frequenzregulierung den größten Teil der wirtschaftlichen Rendite erbringt. Dieser Vorteil kann jedoch abnehmen, wenn mehr Speicher auf den Markt kommen und der Wettbewerb um diese Dienste zunimmt.

Die Verschlechterung der Batterie stellt ein echtes betriebliches Problem dar. Lithium-Ionenzellen verblassen durch Lade--Entladezyklen und erfordern eine Überdimensionierung bei der Installation, um die Leistung über eine Lebensdauer von 10-15 Jahren aufrechtzuerhalten. Eine Analyse von Projekten zum Austausch von Peakern in Kalifornien ergab, dass Anlagen zwischen 8 und 62 vollständige Lade--Entladezyklen-Äquivalente pro Jahr benötigen, mit einem Durchschnitt von 27 Zyklen pro Jahr. Diese relativ niedrige Zyklenrate eignet sich gut für die Lithium-Ionen-Technologie, da Batterien normalerweise 5,{13}} Zyklen überstehen, bevor es zu einer deutlichen Verschlechterung kommt.

Das traditionelle Peaker-Konzept entwickelt sich weiter. In der Vergangenheit wurden diese Anlagen so schnell wie möglich auf 100 % ausgelastet, liefen während der Spitzenzeiten und wurden dann abgeschaltet. Der Aufschwung erneuerbarer Energien hat eine neue Kategorie geschaffen: die last-nachfolgenden Kraftwerke.

Last-Anlagen arbeiten über längere Zeiträume hinweg mit unterschiedlichen Teillasten und passen die Leistung kontinuierlich an, um die Schwankungen bei erneuerbaren Energien auszugleichen. Anstatt auf vorhersehbare tägliche Nachfragespitzen zu reagieren, gleichen sie minutengenaue {{2}bis{3}minütige Schwankungen bei der Wind- und Solarenergieerzeugung aus. Diese Rolle erfordert schnellere Reaktionszeiten, größere Flexibilität und oft eine Startfähigkeit von null-Minuten. Einige Anlagen kombinieren jetzt Gasturbinen mit Batteriespeichern. -Batterien reagieren sofort, wenn die Turbinen hochgefahren werden, und die Turbine übernimmt dann für längerfristige Anforderungen-.

Diese Entwicklung verwischt die Grenze zwischen Peaking- und Load-Following-Funktionen. Moderne Anlagen müssen beide Rollen übernehmen: Sie müssen mit unterschiedlichen Lasten arbeiten und auf Angebotsänderungen und nicht nur auf Nachfrageänderungen reagieren. Die Unterscheidung zwischen einer Peaker- und einer Zwischenanlage verliert in Netzen mit hohem Anteil erneuerbarer Energien an Bedeutung.

Peaker Plants

Es zeichnen sich mehrere Wege für eine sauberere Peaking-Kapazität ab. Wasserstoff-fähige Gasturbinen stellen einen Ansatz dar. Mitsubishi Power hat Hochleistungsturbinen entwickelt, die heute 30 % Wasserstoff mitverfeuern können, wobei in Zukunft eine vollständige Wasserstoffumwandlung möglich ist. Diese Turbinen können die CO2-Emissionen im Vergleich zu herkömmlichen Kohlekraftwerken um 65 % senken und gleichzeitig die schnelle Reaktionsfähigkeit beibehalten, die für Spitzenlastbetriebe unerlässlich ist. Zwei nordamerikanische Projekte, bei denen diese Turbinen für Spitzenlastanwendungen zum Einsatz kommen, sollen innerhalb der nächsten zwei bis vier Jahre den kommerziellen Betrieb erreichen.

Eine weitere Lösung bieten Hybridsysteme, die erneuerbare Energien mit Speicher kombinieren. Der Arizona Public Service hat einen Vertrag über 65 MW Solarstrom gepaart mit einer 50 MW, 135 MWh Lithium-Ionen-Batteriebank abgeschlossen, die bei Spitzenbedarf von 15:00 bis 20:00 Uhr Energie liefert. Floridas geplantes 409-Megawatt-Manatee-System wird durch eine angrenzende Solaranlage aufgeladen und ersetzt zwei veraltete Gaseinheiten.

Virtuelle Kraftwerke (VPPs) bündeln verteilte Energieressourcen-Solaranlagen auf Dächern, Batteriespeicher, intelligente Thermostate und Ladegeräte für Elektrofahrzeuge{1}}und betreiben sie gemeinsam. Untersuchungen der Brattle Group deuten darauf hin, dass VPPs irgendwann die gleiche Kapazität wie Spitzenkraftwerke bei viel geringeren Kosten und Emissionen bieten könnten. Demand-Response-Programme, bei denen Benutzer den Verbrauch in Spitzenzeiten gegen eine Entschädigung reduzieren, stellen eine weitere Alternative zur angebotsseitigen Spitzenkapazität dar.

Batteriespeicher gewinnen den Wettbewerb um neue Spitzenkapazitäten in Staaten mit aggressiven Richtlinien für saubere Energie. Das kalifornische Mandat für ein CO2-neutrales Netz bis 2050 hat neue Gas-Peak-Kraftwerke praktisch von der behördlichen Genehmigung ausgeschlossen. Massachusetts, New York und mehrere andere Bundesstaaten haben bis 2025–2030 Energiespeicherziele im Gigawatt-Bereich festgelegt und dabei die Speicherung ausdrücklich als Strategie zum Ersatz von Spitzenlasten bezeichnet.

Der Übergang verläuft regional unterschiedlich schnell. Staaten mit reichlich billigem Erdgas und einer weniger aggressiven Klimapolitik bevorzugen weiterhin Gasspitzenverbraucher. Floridas Pläne für integrierte Ressourcen umfassen immer noch neuen Gas-Strom als Netzausgleichsinstrument-. Aber auch ohne politischen Druck machen sinkende Lithium--Ionen-Kosten Batterien aus rein wirtschaftlichen Gründen in vielen Märkten wettbewerbsfähig.

Die meisten bestehenden US-Kraftwerke mit fossilen Brennstoffen werden im Jahr 2035 das Ende ihrer Lebensdauer erreichen. Mit der Zeit, in der ältere Spitzenkraftwerke in den Ruhestand gehen, fällt die Wahl zwischen dem Ersatz durch neue Gasturbinen oder Batteriespeichern zunehmend auf Batterien. Bei einer Analyse in neun Bundesstaaten wurden Spitzenkraftwerke identifiziert, die aufgrund ihres Alters, ihrer Emissionsraten und ihres Standorts in benachteiligten Gemeinden erstklassige Ersatzkandidaten sind. Viele sind über 30 Jahre alt und weisen hohe Schadstoffemissionsraten und niedrige Kapazitätsfaktoren auf.-Genau das Profil, bei dem sich Batteriespeicher als wirtschaftlich am attraktivsten erweisen.

Kritiker einer schnellen Stilllegung von Spitzenlasten befürchten die Netzzuverlässigkeit bei Extremereignissen. Das Argument konzentriert sich auf bewährte Technologie im Vergleich zu neuen Lösungen: Gasturbinen haben eine jahrzehntelange Betriebsgeschichte, während Batteriespeicher im Versorgungsmaßstab relativ neu sind. Darüber hinaus kann Unwetter sowohl Angebot als auch Nachfrage gleichzeitig beeinträchtigen. {{3}Frosttemperaturen können die Batterieleistung verringern und gleichzeitig die Heizlast erhöhen.

Befürworter entgegnen, dass Batterien Zuverlässigkeitsvorteile bieten, mit denen Gaskraftwerke nicht mithalten können. Die in Bruchteilen einer Sekunde gemessene Reaktionszeit ermöglicht es den Batterien, die Netzfrequenz zu stabilisieren, bevor langsamere Geräte reagieren können, wodurch möglicherweise kaskadierende Ausfälle bei Ausfällen verhindert werden. Die geografische Verteilung vieler kleinerer Batterieanlagen führt zu Redundanz im Vergleich zu zentralisierten Spitzenkraftwerken. Und in Mikronetze integrierte Batterien können bei Netzausfällen Strom liefern und so die lokale Widerstandsfähigkeit verbessern.

Die Realität erfordert wahrscheinlich einen Portfolioansatz. Studien deuten darauf hin, dass eine Mischung aus Vier{1}Stunden-Batterien für die tägliche Spitzenlastabdeckung, länger{2}Speichertechnologien für mehrtägige Ereignisse, aufrechterhaltener Gaskapazität für extreme Notfälle, Übertragungsausweitung zur gemeinsamen Nutzung von Ressourcen über Regionen hinweg und Nachfrageflexibilitätsprogrammen alle zu zuverlässigen Netzen mit minimaler Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen beitragen.

Grundlastanlagen laufen kontinuierlich, um den minimalen stetigen Bedarf zu decken, während Spitzenlastanlagen nur in Zeiten hoher{0}}Nachfrage aktiviert werden. Grundlastanlagen legen Wert auf Effizienz und niedrige Betriebskosten, da sie rund um die Uhr Strom erzeugen. Spitzenreiter legen Wert auf schnelle Inbetriebnahme und Flexibilität, auch wenn der Betrieb pro Stromeinheit höher ist, da sie nur wenige hundert Stunden pro Jahr laufen.

Moderne Gasturbinen-Peakanlagen können innerhalb von 5 bis 15 Minuten starten und die volle Leistung erreichen. Diese schnelle Reaktionszeit ist ihr wesentliches Merkmal. Im Vergleich dazu kann es Stunden dauern, bis Kohlekraftwerke in Betrieb gehen, und Kernkraftwerke laufen kontinuierlich, weil sie ihre Leistung nicht schnell anpassen können. Der Batteriespeicher reagiert noch schneller und erreicht die volle Leistung in Millisekunden.

Ja, in vielen Märkten. Vier-Stunden-Lithium--Batteriesysteme kosten jetzt in den meisten Teilen der Welt auf pauschaler Basis weniger als neue Gas-Spitzenfahrzeuge. Spezifische wirtschaftliche Aspekte hängen von den lokalen Strompreisen, den Kapazitätsmarktregeln, den Erdgaskosten und politischen Anreizen ab. Der Kostenvorteil für Batterien ist in Regionen mit hoher Verbreitung erneuerbarer Energien und starker Preisvolatilität am stärksten.

Längere Wetterereignisse stellen die größte Herausforderung für den Batteriewechsel von Spitzengeräten dar. Während Batterien ihre Leistung bei drei-bis-vier-Stunden täglichen Spitzenleistungen erbringen, haben sie Probleme mit der anhaltenden mehrtägigen Nachfrage. Gaspeaker können kontinuierlich laufen, solange die Kraftstoffversorgung anhält. Diese Einschränkung bedeutet, dass ein vollständiger Ersatz der Gaskapazität entweder längerfristige Speichertechnologien oder die Aufrechterhaltung einer gewissen Gaskapazität für seltene Extremereignisse erfordert.

Peaker Plants

Peaker-Kraftwerke stellen eine Übergangstechnologie in Stromnetzen auf dem Weg zur Dekarbonisierung dar. Ihre schnelle Reaktionsfähigkeit bleibt für die Netzstabilität von entscheidender Bedeutung, aber die historische Methode, diese Fähigkeit durch die Verbrennung fossiler Brennstoffe bereitzustellen, wird durch Batterieenergiespeichersysteme in Frage gestellt, die eine schnellere Reaktion, keine Emissionen und zunehmend wettbewerbsfähige Wirtschaftlichkeit bieten.

Die Transformation wird nicht einheitlich oder über Nacht erfolgen. Märkte mit aggressiver Klimapolitik und hoher Verbreitung erneuerbarer Energien verlagern bereits Investitionen von Gas auf Batterien. Regionen mit günstigeren fossilen Brennstoffen und weniger politischem Druck bauen weiterhin konventionelle Spitzenkraftwerke auf. Die entscheidende Frage ist nicht, ob Batterien den größten Teil der Spitzenkapazität ersetzen werden, sondern vielmehr der Zeitplan und wie die Netze während des Übergangs den Zuverlässigkeitsanforderungen gerecht werden.

Für Netzbetreiber, Versorgungsunternehmen und Energiepolitiker erfordert die Entwicklung der Spitzenkapazität einen Ausgleich konkurrierender Prioritäten: Aufrechterhaltung der Zuverlässigkeit bei gleichzeitiger Reduzierung von Emissionen, Kostenmanagement bei gleichzeitiger Modernisierung der Infrastruktur und Gewährleistung von Energiegerechtigkeit bei gleichzeitiger Umgestaltung des Erzeugungsmixes. Es gibt die Technologie zur Dekarbonisierung der Spitzenkapazität. Die Umsetzung hängt von politischen Rahmenbedingungen, Marktdesign und Investitionsentscheidungen ab, die heute getroffen werden und die Stromsysteme für die kommenden Jahrzehnte prägen werden.