Die Energiewende in Deutschland erhöht sukzessive den Anteil der fluktuierenden
Stromerzeugung mit ihren zeitabhängigen Einflussfaktoren. Dies verursacht gesteigerte Anforderungen an die Flexibilität der Kraftwerke zur konventionellen Stromerzeugung (vgl. Beckmann, Hurtado 2012). Die Grenzen und Risiken der bestehenden sowie der zukünftigen Kraftwerke liegen aus technischer Sicht in den möglichst geringen Mindestleistungen1, kurzen An-/Abfahrzeiten und hohen zulässigen Lastgradienten. Weiter verkürzt die zukünftig notwendige dynamische Betriebsweise die Lebensdauer der thermischen Kraftwerke. Aus wirtschaftlicher Sicht liegen Grenzen in der sinkenden Auslastung und steigender Anzahl der Startvorgänge und aus sozialer/politischer Sicht in der Akzeptanz von Kraftwerkstypen mit entsprechenden spezifischen CO2-Emissionen, in dem gewählten Errichtungsort sowie in der Versorgungssicherheit. Um diese Vielzahl von Faktoren in einer ganzheitlichen Analyse bzw. Optimierung berücksichtigen zu können, erfolgt die Betrachtung der Flexibilität des Kraftwerksparks in einem mathematischen Modell, das die Überprüfung von zukünftigen Kraftwerksparkvarianten im Hinblick auf deren Eignung, Optimierung und gesellschaftlicher Akzeptanz ermöglicht. Weiter wurden An-/Abfahr- und Stillstandszeiten, Mindestlasten und maximal zulässige Lastgradienten modelliert, die in deutschen Kraftwerkseinsatzplanungen nur bedingt berücksichtigt werden (vgl. Spliethoff 2011). Die Ergebnisse aus dem Modell zeigen, dass bereits im Jahr 2020 bei Erreichen der Ausbauziele2 der alternativen Energien die Residuallast zu bestimmten Zeitpunkten auf wenige GW absinken kann. Abschließend kann die Bedeutung einzelner Akzeptanzfaktoren anhand von Randbedingungen für die Kraftwerkseinsatzplanung dargestellt werden