Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland Eine umweltökonomische Betrachtung der öffentlichen Diskussion Andreas Löschel Energiepolitik_1| 2009

Für ihre Unterstützung bei der Erstellung dieses Gutachtens bin ich Anna Maria Neff zu besonderem Dank verpflichtet. Impressum ISBN: 978-3-86872-127-0 1. Auflage Copyright by Friedrich-Ebert-Stiftung Hiroshimastr. 17, 10785 Berlin Stabsabteilung Reihe: Energiepolitik/ 1/ 2009 Herausgegeben vom Arbeitskreis Energiepolitik Redaktion: Dr. Philipp Fink, Cora M. Fritz, Irin Nickel, Sönke Hallmann Gestaltung: Werbestudio zum weissen Roessl, Schäpe Fotos: Klaus Kaulitzki, Imaginis, Simon Kraus, Dragan Stankovic, Sascha Burkard, Ulrich Mueller, istockphoto.com, fotolia.de Druck: BUB, Bonner Universitäts-Buchdruckerei

Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland Eine umweltökonomische Betrachtung der öffentlichen Diskussion Andreas Löschel(ZEW, Mannheim)

Energiepolitik_1| 2009 Inhaltsverzeichnis Abbildungs- und Tabellenverzeichnis 5 Abkürzungsverzeichnis 5 Executive Summary 7 Einleitung 8 I. Die Rolle der Kohle als Energieträger Die Bedeutung der Kohle für die Stromerzeugung 10 Deckung der steigenden Energienachfrage 12 Verbesserte Energiesicherheit durch einen breiten Energieträgermix 13 II. Kosten der Kohleverstromung Kohle bleibt kostengünstig 15 Das Problem des noch zu geringen Wirkungsgrads 16 Die geplante Erneuerung des Kohlekraftwerksparks 18 Emissionshandel entscheidend für Kohlekraftwerksneubau 19 Auswirkungen der Erneuerung des Kohlekraftwerksparks 21 III. Umweltverträglichkeit Kohle ist umweltschädlich 23 Kohle ist für den Anstieg der CO 2 -Emissionen verantwortlich 24 Externe Kosten und EU-Emissionshandel 25 Technologien zur Abspaltung und Speicherung von CO 2 26 Die Abspaltung und Speicherung von CO 2 ist umstritten 29 IV. Politische Handlungsempfehlungen 30 Literaturverzeichnis 31 Linksammlung für Tabelle 5: Geplante neue Kohlekraftwerke in Deutschland 34 4

„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel Abbildungs- und Tabellenverzeichnis Abbildung 1: Anteile der Energieträger an der Bruttostromerzeugung 10 Abbildung 2: Kohleanteile an der Verstromung im Jahr 2005 11 Tabelle 1: Anteile der Kohle an der Verstromung bis 2030 11 Tabelle 2: Entwicklung der Energieträgerpreise 15 Infokasten: Technologiekonzepte bei der Kohleverstromung 16 Tabelle 3: Wirkungsgrade, Nutzungsgrade und CO 2 -Emissionen nach Kraftwerkstyp 17 Tabelle 4: Prognostizierte Wirkungsgrade 18 Tabelle 5: Geplante neue Kohlekraftwerke in Deutschland 20 Tabelle 6: Auswirkungen bei einer Veränderung des Kraftwerksparks 22 Tabelle 7: Emissionsanteile der Kohleverstromung in Europa 2005 24 Tabelle 8: Prognostizierte Anteile der Kohle an den CO 2 -Emissionen 25 Tabelle 9: Vermeidungskosten und CO 2 -Einsparungen verschiedener CCS-Technologien 27 Abkürzungsverzeichnis BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie CCS Carbon Capture and Storage DENA Deutsche Energie-Agentur DLR Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt EHS(europäisches) Emissionshandelssystem ETS Emission Trading Scheme IEA Internationale Energieagentur IER Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung, Universität Stuttgart IGCC Integrated Gasification Combined Cycle ISI Fraunhofer Institut für System- und Innovationsforschung KWK Kraft-Wärme-Kopplung MIT Massachusetts Institute of Technology NABU Naturschutzbund Deutschland e.V. NAP Nationale Allokationspläne VDI Verein Deutscher Ingenieure VGB Verband der Kraftwerksbetreiber WBGU Wissenschaftlicher Beirat Globale Umweltveränderungen WI Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie WWF World Wide Fund for Nature ZEW Zentrum für Europäische Wirtschaftsforschung 5

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„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel Executive Summary Die künftige Rolle der Kohle bei der Stromproduktion steht in einem Spannungsfeld von ökonomischer • Kohleförderung,-transport und-verstromung sind in hohem Maße umwelt- und klimaschädEffizienz, Versorgungssicherheit und Umweltverträglich. Die Umweltschäden der Kohlenutzung werlichkeit. Ein radikaler Ausstieg aus der Kohleverstroden dem Verursacher weitgehend nicht angelastet. mung ist vor dem Hintergrund der VersorgungssiKohleverstromung ist einer der Hauptverursacher cherheit zum jetzigen Zeitpunkt nicht möglich. Um der globalen CO2-Emissionen und trägt wesentKohle wirklich entbehrlich zu machen, müsste ein lich zu deren Anstieg in der Zukunft bei. großer technologischer Durchbruch bei den erneuerbaren Energien erzielt werden. Mittels der konse• Der EU-weite Emissionshandel ist ein geeignetes Instrument zur Internalisierung externer quenten Umsetzung des Emissionshandelssystems Kosten der Kohleverstromung. In Deutschland der EU können aber Anreize geschaffen werden, und Europa kommt es durch den Emissionsrechin andere Stromerzeugungstechnologien bzw. effitehandel und die volle Auktionierung der Emissizientere Kohlekraftwerke zu investieren. Damit eronszertifikate im Stromsektor zur Anlastung der möglicht der CO2-Handel mit voller Versteigerung der Verschmutzungsrechte auch die Einführung von mit den CO2-Emissionen der Kohleverstromung einhergehenden Klimaschäden. Der Bau von KohCO2-Abscheidungstechnologien beim Neubau von Kohlekraftwerken. Diese Technologie kann im Zulekraftwerken ist dann aus umweltökonomischer Sicht nicht zu kritisieren. Allerdings sind Lock-insammenhang mit einer Steigerung der EnergieeffiziEffekte zu berücksichtigen. enz als Brückentechnologie im Übergang zu regenerativen Energien dienen. • Die Abspaltung und Speicherung von CO2 ist eine entscheidende Technologieoption für die Erreichung langfristiger Klimaziele. Dies Aus der Abwägung der verschiedenen Argumente gilt nicht nur für Deutschland und Europa, wo für und gegen Kohle ergeben sich folgende zentrale bereits umfangreiche Klimaschutzmaßnahmen Schlussfolgerungen: die Attraktivität der Kohle in der Stromproduktion vermindern, sondern insbesondere in kohlerei• Kohle spielt eine entscheidende Rolle bei der Stromerzeugung in Deutschland, Eurochen Ländern wie den USA und China, die sich gegenwärtig noch nicht zu Klimaschutzmaßnahmen pa und weltweit, und wird diese Bedeutung verpflichtet haben. Diese globale Herausforderung auch in Zukunft haben. Kohle ist zur Deckung der Kohlenutzung stellt die Debatte um die Zukunft der steigenden Energienachfrage notwendig. der Kohleverstromung in Deutschland weit in den Da technologische Durchbrüche bei CO2-freiSchatten. en Technologien erst in der Zukunft zu erwarten sind, bleibt Kohle auf mittlere Sicht unentbehrlich. • Im Vergleich zu anderen Energieträgern werden für Kohle die größten Reserven und Ressourcen ausgewiesen. Die Abhängigkeit von Importen aus geopolitisch unsicheren Regionen ist bei Kohle niedriger als bei anderen Energieträgern. Kohle ist also auch aus der Perspektive der Energiesicherheit eine wichtige Option. • Kohle wird auch in Zukunft deutlich billiger als Gas sein. Die Stromgestehungskosten von Kohlekraftwerken sind niedrig und liegen bei moderaten CO2-Preisen unter denen alternativer 7 Technologien. Dies gilt auch unter Berücksichtigung relativ niedriger Wirkungsgrade.

Energiepolitik_1| 2009 8 Einleitung Das vorliegende Kurzgutachten untersucht die zukünftige Rolle der Kohle in der deutschen Stromerzeugung vor dem Hintergrund des energiepolitischen Zieldreiecks ökonomischer Effizienz, Versorgungssicherheit und Umweltverträglichkeit. Diese Dimensionen sind eng miteinander verflochten und unterliegen Zielkonflikten. Die Verbesserung in einer Zieldimension bedeutet mitunter die Verschlechterung in einer anderen Zieldimension. Angesichts der Knappheit von volkswirtschaftlichen Ressourcen ist die Forderung nach einer kosteneffizienten Stromerzeugung, d. h. die Bereitstellung von Strom zu minimalen gesamtwirtschaftlichen Kosten, das zentrale ökonomische Bewertungskriterium für Stromerzeugungstechnologien. Die gesellschaftlichen (sozialen) Kosten umfassen dabei sowohl die betriebswirtschaftlichen als auch die externen Kosten. Letztere betreffen die mit der Stromerzeugung verbundenen Umweltschäden, insbesondere die Wirkungen von Treibhausgasemissionen und die Gesundheitsschäden durch Luftschadstoffe, für die es keine adäquate Berücksichtigung durch Marktpreise gibt. Umweltökonomische Instrumente wie der EU-Emissionshandel zielen darauf ab, diese im Markt nicht berücksichtigten Kosten zu internalisieren. Umweltwirkungen und Umweltpolitiken sind somit ein wichtiger Bestandteil der Analyse. Mittels externer Kosten können zwei Dimensionen des Zieldreiecks, nämlich Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit, zusammengeführt werden. Daneben ist aber auch die aktuelle und prognostizierte Rolle der Kohle im Energiemix zu beachten und sind die Argumente der Versorgungssicherheit zu berücksichtigen. Im Folgenden sollen insbesondere die Argumente in der aktuellen politischen Diskussion in Deutschland reflektiert und die Zukunft der kohlebasierten Stromerzeugung vor dem Hintergrund(I) der Kosteneffizienz, (II) der Versorgungssicherheit und(III) der Umweltverträglichkeit untersucht werden. Dabei werden verschiedene Argumente für und gegen Kohle betrachtet. Mit Blick auf die Kosteneffizienz wird argumentiert, dass Kohle billig ist und die Kohleverstromung zunehmend effizienter wird. In Bezug auf die Versorgungssicherheit wird einerseits auf die Notwendigkeit der Kohle zur Nachfragedeckung und zur Aufrechterhaltung einer verlässlichen Stromerzeugung hingewiesen, anderer-

„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel seits aber auch vorgebracht, dass Kohle den Umstieg auf eine nachhaltige Energieversorgung verhindert. Kohleförderung,-transport und-verstromung sind in hohem Maße umwelt- und klimaschädlich. In diesem Zusammenhang spielen insbesondere emissionsarme Kohletechnologien, etwa die CO2-Abscheidung und -Speicherung(Carbon Capture and Storage, CCS), eine besondere Rolle in der öffentlichen Diskussion. Der Kohleverbrauch der Zukunft hängt insbesondere von den relativen Preisen alternativer Energieträger, den Entwicklungen im Bereich der Energieerzeugungstechnologien – vor allem sauberer Kohletechnologien – und den staatlichen Maßnahmen zum Umwelt- und Klimaschutz ab. Dabei ist in Europa insbesondere das europäische Klima- und Energieabkommen zu berücksichtigen, welches im Dezember 2008 beschlossen wurde. Durch das„Klima- und Energiepaket“ sollen ambitionierte Ziele in der EU erreicht werden: eine Reduktion der Treibhausgasemissionen um mindestens 20% gegenüber 1990(um 30% bei entsprechenden internationalen Anstrengungen), eine Steigerung des Anteils erneuerbarer Energien am Primärenergieverbrauch auf 20% und eine Erhöhung der Energieeffizienz um 20% gegenüber der Referenzentwicklung. sondere entfallen dadurch in der dritten Phase des EHS die Nationalen Allokationspläne(NAP), die mit heftigen politischen Verteilungskämpfen um die Renten aus der freien Vergabe von Zertifikaten an betroffene Unternehmen der energieintensiven Sektoren einhergingen (Löschel und Moslener 2008). Dies hat weitreichende Konsequenzen für die Nutzung der Kohle in Europa, aber auch deren Bewertung aus umweltökonomischer Sicht. Das Paket entwickelt das europäische Emissionshandelssystem(EHS) als zentrales Instrument der Klimapolitik in Europa weiter. Es legt nationale Verpflichtungen für Sektoren außerhalb des EHS fest und definiert Ziele für den Ausbau erneuerbarer Energien in den Mitgliedsstaaten. Das 20%-Ziel bei der Reduktion der Treibhausgasemissionen soll durch eine Minderung von 21% in den EHS-Sektoren und 10% in den restlichen Bereichen der Volkswirtschaften gegenüber 2005 erreicht werden. Nach der Erfahrung der Windfall Profits aus der ersten Phase des EU-Emissionshandels sieht das„Klima- und Energiepaket“ für die dritte Phase des Emissionshandels zwischen 2013 und 2020 die Versteigerung von Zertifikaten als dominierenden Verteilungsmechanismus vor. Den Strom produzierenden Unternehmen, die sich kaum im internationalen Wettbewerb befinden und den Kostenanstieg durch den Kauf von Zertifikaten auf 9 die Strompreise weitgehend abwälzen können, sollen keine freien Zertifikate mehr zugeteilt werden. Insbe-

Energiepolitik_1| 2009 I. Die Rolle der Kohle als Energieträger Die Bedeutung der Kohle für die Stromerzeugung Nach wie vor ist der größte Teil der deutschen Verstromung auf Kohle zurückzuführen. Insgesamt machte im Jahr 2007 die Kohle mit 22,8% für Steinkohle und 24,5% für Braunkohle fast die Hälfte der Energieträgeranteile aus(AG Energiebilanzen 2008). Diese dominante Stellung der Kohle in Deutschland hat sich in den letzten beiden Jahrzehnten nur wenig verändert(siehe Abbildung 1). Auch für die mittlere Zukunft wird erwartet, dass die Kohle wichtigster Energieträger bleibt. Während die Europäische Kommission sogar von einer Steigerung des Kohleanteils mit einem Höhepunkt im Jahr 2025 ausgeht, wird für das Jahr 2030 sowohl in der energiewirtschaftlichen Referenzprognose des BMWi als auch in der Prognose der Europäischen Kommission ein leichter Rückgang vor allem der Steinkohle zugunsten von Erdgas und erneuerbaren Energien vorhergesagt(EWI/Prognos 2005, Europäische Kommission 2008). Abbildung 1: Anteile der Energieträger an der Bruttostromerzeugung Quelle: AG Energiebilanzen(2008), EWI/Prognos(2005) Die Entwicklung des Kohleanteils wird in hohem Maße und Kohle zwischen 2005 und 2030 sowie gleichzeivon zugrunde liegenden Energiepreisannahmen für tiger Verdopplung des realen Rohölpreises aus(Nitsch Deutschland getrieben. Ein Vergleich verschiedener 2008). Studien(EWI/Prognos 2005; EWI/Prognos 2006; EuroEuropaweit ist Kohle für die Verstromung nicht ganz päische Kommission 2008; Matthes et al. 2008) zeigt, so wichtig wie in Deutschland. Sie machte 2005 aber dass von weitgehend konstanten Kohlepreisen zwiimmerhin noch knapp 30% der Stromerzeugung aus. schen 2005 und 2020 bzw. 2030 ausgegangen wird. Hierbei gibt es große Unterschiede zwischen den MitIm gleichen Zeitraum wird angenommen, dass sich die gliedsstaaten, von Frankreich mit nur 5% Kohleanteil realen Ölpreise erhöhen und auch die Gaspreise leicht an der Verstromung bis zu Polen mit über 90%. Eu10 ansteigen werden. Einzig die Leitstudie 2008 des DLR ropaweit gesehen liegt Deutschland mit seinen knapp geht von einer Verdreifachung der realen Preise für Gas 50% an fünfter Stelle(siehe Abbildung 2).

„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel Abbildung 2: Kohleanteile an der Verstromung im Jahr 2005 Quelle: Europäische Kommission(2008), IEA(2007) Betrachtet man Prognosen zur globalen Energieträgerverteilung bis zum Jahr 2030, so wird im Allgemeinen von einem steigenden Kohleanteil ausgegangen. In Europa nimmt der Kohleanteil mehr oder weniger stark ab. Tabelle 1 zeigt die Prognosen des Kohleanteils in Europa und weltweit bis 2030. Hierbei werden im Referenzszenario alle staatlichen Maßnahmen und Politiken berücksichtigt, die bis 2007 beschlossen wurden. Im Alternativszenario werden zudem solche Maßnahmen berücksichtigt, die derzeit in Erwägung gezogen(etwa zur Erhöhung der Energieeffizienz) und sehr wahrscheinlich umgesetzt werden. In diesem Szenario sinkt der Anteil der Kohleverstromung bis 2030. Tabelle 1: Anteile der Kohle an der Verstromung bis 2030 Anteile in% Polen Spanien Großbritannien Italien Frankreich EU15 EU27 China Indien Japan USA Welt Referenzszenario 2015 2030 93 76 22 31 37 33 16 15 5 2 25 26 29 30 80 78 67 71 28 22 51 53 43 45 Quelle: Europäische Kommission(2008), IEA(2007) Alternativszenario 2015 2030 74 64 60 55 27 16 50 45 40 34 11

Energiepolitik_1| 2009 Deckung der steigenden Energienachfrage In Prognosen bis zum Jahr 2030 wird allgemein mit Atomausstieg zurückzuführen(vgl. DENA 2008). Die einem weltweit steigenden Energiekonsum gerechnet kritische Einschätzung der Versorgungssicherheit durch (vgl. EIA 2008; IEA 2007). Dieser wird insbesondere die DENA wurde von verschiedenen Seiten kritisiert. durch das hohe Wirtschaftswachstum, vor allem in China und Indien, getrieben. Im Aufholprozess der So veröffentlichte die Deutsche Umwelthilfe eine Entwicklungsländer bleiben Umweltüberlegungen Untersuchung, welche die„Stromlücke“ auf bei wachsender Bevölkerung und persistenter Armut verschiedene Annahmen wie Kraftwerkslaufzeit, von untergeordneter Bedeutung. Beispielsweise leben Energieeinsparungen und technologische Entwick in Indien immer noch 400 Millionen Menschen ohne lung zurückführt(DUH 2008). Die DENA wählte als Stromversorgung. China und Indien machen bereits Kraftwerkslaufzeit 40-45 Jahre, obwohl Kraftwerke heute 45% des Weltkohleverbrauchs aus und werden meistens weitaus länger am Netz bleiben. Darüber bis 2030 für 80% des Verbrauchsanstiegs verantworthinaus gehe sie von relativ geringen Stormeinsparungen lich sein. in der Zukunft aus und vernachlässige technologische Entwicklungen. Schon eine Modifizierung der ersten Der wieder anwachsende Kohleverbrauch ist Annahme könne die Stromlücke verschwinden insbesondere durch die Annahmen der Internationalen lassen. Energieagentur(IEA) zu den Energieträgerpreisen getrieben: STEIGENDE Öl- und Gaspreise machen Die Deutsche Umwelthilfe und Greenpeace verweisen Kohle als Brennstoff für die Grundlasterzeugung noch zudem darauf, dass bei effektiverem Lastmanagement wirtschaftlicher. Der Energiekonsum und gerade die betreffend Grund- und Spitzenlast erneuerbare Kohlenutzung sind besonders hoch im IEA-Szenario Energien stärker einsetzbar wären und bis Ende des 21. mit hohem Wirtschaftswachstum. In Europa fallen Jahrhunderts fossile Energieträger komplett ersetzen das Wirtschaftswachstum und der Anstieg des könnten(DUH 2008; Greenpeace 2007a). Energieverbrauchs demgegenüber moderat aus. Die Energieintensität, also der Energiekonsum im Im energiepolitischen Konzept von Greenpeace wird Verhältnis zum Bruttoinlandsprodukt, sinkt durch gar bereits im Jahr 2015 auf Atomenergie und den den strukturellen Wandel weg von energieintensiver Bau neuer Braunkohlekraftwerke bzw. ab 2012 auf Industrie und hin zu mehr Dienstleistungen und den Bau neuer Steinkohlekraftwerke verzichtet. Dies verbesserter Energieeffizienz(vgl. Europäische soll u. a. durch erweiterten Einsatz von erneuerbaKommission 2008; EIA 2006). ren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung(KWK) sowie durch Energieeffizienzsteigerungen möglich Kohle ist in allen Energieszenarien notwendig, um sein(Greenpeace 2007b). Allerdings sind hierbei die die steigende Energienachfrage zu decken. Werden Annahmen zu Effizienzsteigerungen und Energieeinschneidende Emissionsminderungsmaßnahmen bedarf, den Ausbaumöglichkeiten der KWK ergriffen, ist ein Wechsel zu mehr Gas, Kernenergie sowie zur Nutzung erneuerbarer Energien(etwa und erneuerbaren Energien zu beobachten(vgl. EIA Offshorewindanlagen) sehr optimistisch. Es geht 2006; IEA 2007; MIT 2007). Um allerdings Kohle ausdrücklich um Energiepotenziale, ökonomische wirklich entbehrlich zu machen, müsste nach Meinung Aspekte werden wiederum vernachlässigt. So führt des MIT ein technologischer Durchbruch bei CO2-freien Technologien erzielt werden, der im Moment nicht zu etwa der verstärkte Ausbau erneuerbarer Energien zu Mehrkosten: Problematisch sind ja nicht nur die erwarten ist(MIT 2007). noch bestehenden Unsicherheiten bezüglich der Einsatzfähigkeit der alternativen Technologien, sondern Die Deutsche Energie-Agentur(DENA) befürchtet auch die mit einem starken Ausbau erneuerbarer auch für Deutschland einen Versorgungsengpass, Energien verbundenen ökonomischen Belastungen. sollten nicht noch zusätzliche Kohlekraftwerke gebaut 12 werden. Dies sei insbesondere auf den Wegfall von Entscheidend für die Bewertung verschiedener Erzeugungskapazitäten durch den beschlossenen Energieszenarien aus gesamtwirtschaftlicher Sicht, sind

„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel die sozialen Kosten der Stromerzeugung. Wie später ausführlicher erläutert, ist aus dieser Perspektive der Verzicht auf die Nutzung bzw. auf den Neubau von Kohlekraftwerken ökonomisch nicht gerechtfertigt. Zudem wird dadurch keine Tonne CO2 in Europa eingespart werden. Der Emissionsrechtehandel legt eine Obergrenze für die CO2-Emissionen der energieintensiven Sektoren in Europa fest. Auch ökologisch ist der Verzicht auf die Nutzung bzw. auf den Neubau von Kohlekraftwerken zur Deckung der Energienachfrage daher mittelfristig vollkommen wirkungslos. Die mit neuen Kohlekraftwerken geschaffene Pfadabhängigkeit im Energiesystem kann jedoch die Erreichung langfristiger Klimaziele durchaus erschweren. Verbesserte Energiesicherheit durch einen breiten Energieträgermix Energiesicherheit im weiteren Sinne bedeutet, zu Russland. Die Reserven beliefen sich auf 711 Mrd. t starke Konzentration auf bestimmte Energieträger und und sind geografisch stärker verteilt: Die USA verfügen Rohstofflieferanten zu vermeiden. Vor dem Hintergrund über fast 33% der Reserven, China über 23%, Indien großer technischer Unsicherheiten sollte ein Energiemix und Russland über jeweils 10% und Australien über beibehalten werden, in welchem auch konventionelle fast 6%. Die Steinkohleförderung belief sich auf rund Energieträger wie Kohle auf bestimmte Zeit ihren Platz 5,5 Mrd. t, insbesondere aus China(45% Anteil an der haben(MIT 2007; IPCC 2005). Durch einen breiten Weltförderung), den USA(17,5%) und Indien(8,2%). Energiemix können insbesondere Versorgungs- und Steinkohle ist günstig zu transportieren und wird global Preisrisiken abgemildert werden(BDEW 2008). gehandelt. Deutschland hat 2007 etwa zwei Drittel seines Bedarfs an Steinkohle von insgesamt 72 Mio. t Kohle ist nicht nur allgemein reichlich vorhanden, importiert. sondern auch in vielen verschiedenen Industrie- und Entwicklungsländern. Dadurch ist die Abhängigkeit Die globalen Braunkohleressourcen beliefen sich 2007 von Importen aus geopolitisch unsicheren Regionen auf fast 4.200 Mrd. t, davon etwa 33% in den USA, bei Kohle niedriger als bei anderen Energieträgern fast 31% in Russland, 15% in China und fast 1% in (vgl. EIA 2008; IEA 2007; MIT 2007; Europäische Deutschland. Die Braunkohlereserven von fast 280 Kommission 2008; VGB 2007; WI 2007). Im Vergleich Mrd. t verteilen sich insbesondere auf Russland(33% zu anderen Energieträgern werden für Kohle die der globalen Reserven), Deutschland(15%), Australien größten Reserven und Ressourcen ausgewiesen(BGR (13%), die USA(11%) und China(9%). Deutschland 2007). Unter Reserven werden dabei die derzeit steht mit einem Anteil von 18,4% weltweit an erster technisch und wirtschaftlich gewinnbaren Mengen Stelle bei der Braunkohleförderung, die sich insgesamt an nichterneuerbaren Energierohstoffen verstanden. auf 978 Mio. t beläuft. Braunkohle wird kaum Ressourcen beziehen sich auf die gegenwärtig nicht gehandelt, der Braunkohlebedarf Deutschlands in wirtschaftlich bzw. technisch gewinnbaren, jedoch Höhe von 180 Mio. t jährlich stammt vollständig aus geologisch indizierten Mengen an Energierohstoffen. heimischem Aufkommen. Die Steinkohleproduktion läuft in Deutschland aus, dafür besitzt Deutschland Es ist zu beachten, dass durch steigende Preise oder große Braunkohlereserven. technologischen Fortschritt, der es erlaubt, vorhandene Vorkommen kostengünstiger zu fördern, die Reserven Die statische Reichweite, also der Quotient aus den ansteigen können. Die Steinkohleressourcen betrugen derzeit bekannten Reserven und der gegenwärtigen 13 2007 etwa 14.800 Mrd. t. Davon befinden sich fast Förderung, liefert einen groben Indikator für die 44% in den USA, etwa 28% in China und 18% in Knappheit eines Rohstoffs: Wann sind die Reserven

Energiepolitik_1| 2009 bei konstanter Förderung aufgebraucht? Die statische Reichweite beträgt für Steinkohle 130 Jahre, für Braunkohle 286 Jahre. Diese Zahlen decken sich weitgehend mit den Schätzungen von Greenpeace (2006) und dem VGB(2007). Durch den verstärkten Import von Steinkohle steigen Versorgungsrisiken und Preisunsicherheiten tendenziell zwar an(Campact o. J.), allerdings sind die Importpreise für Steinkohle bisher relativ konstant gewesen. Erst in letzter Zeit stiegen die Kohlepreise im Gefolge des Ölpreisanstiegs stark an. Durch weiter wachsende Nachfrage in China und Indien und begrenzte Transportkapazitäten könnte sich diese Entwicklung fortsetzen(VGB 2007). Bis zum Jahr 2030 gehen aber fast alle Energieszenarien von real unveränderten Kohlepreisen im Vergleich zu 2005 aus. Zudem wird in den meisten Szenarien für Deutschland von einer geringeren Bedeutung der Steinkohle ausgegangen. Heimisch geförderte Braunkohle spielt dagegen eine gleichbleibend wichtige Rolle in Deutschland, etwa in der energiewirtschaftlichen Referenzprognose des BMWi(EWI/Prognos 2005). 14

„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel II. Kosten der Kohleverstromung Kohle bleibt kostengünstig Die Kosten verschiedener Stromerzeugungsoptionen sind von den technischen und ökonomischen Charakteristika verfügbarer und zukünftiger Kraftwerkstechnologien abhängig. Sie setzen sich aus Kapital,- Betriebs- und Brennstoffkosten zusammen. Ein weiterer wichtiger Bestandteil sind Kosten für CO2-Zertifikate im Rahmen des europäischen Emissionshandels. Im Mittelpunkt der Entwicklung zukünftiger Kohlekraftwerke stehen CO2-arme Kraftwerkstechniken, die im Betrieb entstehendes CO2 abscheiden und anschließend speichern. Die Stromgestehungskosten als Indikator für die Kosteneffizienz ergeben sich, indem die verschiedenen Kostenbestandteile über die gesamte technische Nutzungsdauer kumuliert, auf einen Gegenwartswert abdiskontiert und auf die erzeugte Strommenge bezogen werden. Die Prognosen zur Entwicklung der Energieträgerpreise sind zwar mit großen Unsicherheiten verbunden, Tabelle 2 zeigt jedoch, dass Kohle in den nächsten zwei Jahrzehnten in den ausgewerteten Studien deutlich billiger ist als Gas und damit als Brennstoff auch weiterhin attraktiv bleibt. Die weiterhin hohen Öl- und Gaspreise machen Kohle gerade für die Grundlastdeckung attraktiv(EIA 2008; IEA 2007; MIT 2007; Europäische Kommission 2008). Im Gegensatz zu Erdgas und insbesondere Rohöl wird für Kohle ein konstant niedriger Liefer-(Braunkohle) und Einfuhrpreis(Steinkohle) prognostiziert. Der Brennstoffpreis ist einer der Gründe dafür, dass trotz geringerer Investitionskosten von Erdgaskraftwerken(IER 2008) die Stromgestehungskosten von Kohlekraftwerken niedriger sind (Wagner 2004). Tabelle 2: Entwicklung der Energieträgerpreise(in € MWh, 2008) Einfuhrpreise: Kohle Europäische Kommission(2006), EWI/Prognos(2005), Referenz EWI/Prognos(2005), Niedrigpreis European Commission(2008) Einfuhrpreise: Erdgas Europäische Kommission(2006), EWI/Prognos(2005), Referenz EWI/Prognos(2005), Niedrigpreis European Commission(2008) IEA(2007) Preise frei Kraftwerk: Steinkohle Europäische Kommission(2006), EWI/Prognos(2005), Referenz EWI/Prognos(2005), Niedrigpreis EWI/EEFA(2007) Preise frei Kraftwerk: Braunkohle Europäische Kommission(2006), EWI/Prognos(2005), Referenz EWI/Prognos(2005), Niedrigpreis EWI/EEFA(2007), variable Kosten Preise frei Kraftwerk: Erdgas Europäische Kommission(2006), EWI/Prognos(2005), Referenz EWI/Prognos(2005), Niedrigpreis EWI/EEFA(2007), Niedrigpreis, Spitzenlast Niedrigpreis Mittellast Referenz Spitzenlast Referenz Mittellast 2010 6,93 6,46 6,79 2020 8,61 6,75 7,28 2030 9,10 7,02 7,38 18,66 12,61 20,56 19,90 22,45 14,54 22,79 27,14 16,25 23,59 22,10 7,64 9,32 9,82 7,08 7,49 7,66 7,63 8,02 8,54 4,23 4,46 4,69 4,12 4,12 4,12 1,36 1,36 1,36 22,20 26,02 30,74 14,86 16,67 18,32 16,85 17,90 18,95 14,74 15,80 16,85 24,22 25,27 27,38 22,11 23,17 25,27 15 Quelle: eigene Berechnungen nach Europäische Kommission(2006), EWI/Prognos(2005), EWI/EFFA(2007)

Energiepolitik_1| 2009 Das Problem des noch zu geringen Wirkungsgrads Bei der Kohleverbrennung gibt es unterschiedliche Technologiekonzepte: Dampfkraftwerke mit Staubfeuerung bzw. Wirbelschichtfeuerung und Kombikraftwerke mit Druckkohlenstaubfeuerung, Integrated Gas Combined Cycle oder Externally Fired Combined Cycle(indirekt kohlenbefeuerte Gasturbine);(siehe Infokasten). Den verschiedenen Technologien werden unterschiedliche Wirkungsgrade(siehe auch Tabellen 3 bis 5) und damit CO2-Emissionen zugeschrieben. Allerdings sind noch nicht alle Technologien kommerziell verfügbar. Infokasten: Technologiekonzepte bei der Kohleverstromung Die Staubfeuerung(pulverized coal, PC) ist die am meisten verwendete Technologie: Ungefähr 90% aller Kohlekraftwerke weltweit zermahlen Kohle zu Staub, um sie dann mit Luft in den Verbrennungsraum einzublasen. Die bei der Verbrennung frei werdende Wärme verwandelt eingespeistes Wasser in Wasserdampf, der schließlich eine Turbine antreibt. Dabei lassen sich unterkritischer(subcritical), überkritischer(supercritical) und ultrasuperkritischer(ultrasupercritical) Zustand unterscheiden, was jeweils eine Steigerung des Drucks und der Temperatur des Dampfes bedeutet und damit auch zu einer höheren Effizienz des Kraftwerks führt. Während unterkritische(subcritical PC) und überkritische Staubfeuerung(supercritical PC) schon vielfach verwendet werden, befindet sich die ultrasuperkritische Technologie noch in der Demonstrationsphase. Eon baut z. B. eine Pilotanlage in Wilhelmshaven, die einen Wirkungsgrad über 50% erreichen soll. Wirbelschichtfeuerung lässt sich unterteilen in atmosphärische Wirbelschichtfeuerung(Atmospheric Fluidized Bed Combustion, AFBC) und Druckwirbelschichtfeuerung(Pressurized Fluidized Bed Combustion, PFBC). Bei dieser Verbrennungsart wird feinkörnige Kohle in eine Wirbelschicht eingeblasen und verbrannt. Die Wirbelschicht ist eine Schüttung von Feststoffpartikeln, welche von unten mit Luft durchströmt wird. Das Wirbelschichtverfahren funktioniert schon bei relativ niedrigen Temperaturen, wodurch weniger Stickoxide gebildet werden. SO2 kann schon während der Verbrennung in Kalk gespeichert werden. Zudem können verschiedenste Kohlearten – auch solche mit schlechtem Wirkungsgrad – verwendet oder Biomasse zugefeuert werden. Während ca. 300 kommerziell arbeitende AFBC-Anlagen existieren, befindet sich PFBC noch in der Demonstrationsphase. Prognos/EURACOAL erwarten hier nur 47% Wirkungsgrad, während das European Energy Network des Forschungszentrums Jülich 53-55% Wirkungsgrad für möglich hält(EEN 2003). Druckkohlenstaubfeuerung unterscheidet sich von der oben beschriebenen Staubfeuerung dadurch, dass die Verbrennung bei höherem Druck stattfindet und ein Kombiprozess mit Gasturbine integriert ist. Damit Korrosion und Erosion in der Gasturbine vermieden werden, muss das Rauchgas vorher aufwendig gereinigt werden. Diese Technologie ist noch in einer sehr frühen Entwicklungsphase und wird wohl nicht vor 2020 kommerziell verfügbar sein. Das European Energy Network erwartet auch hier mögliche Wirkungsgrade von 53-55%(EEN 2003). Integrated Gas Combined Cycle(IGCC) ist der bekannteste Kombiprozess und kommerziell verfügbar. Bei diesem Verfahren wird Kohle erst in Synthesegas – eine Mischung aus Wasserstoff und Kohlenmonoxid – umgewandelt, bevor es gereinigt und schließlich in einer Gasturbine verbrannt wird, um den Generator anzutreiben. Dieser Kraftwerkstyp ist insbesondere für CCS interessant. Externally Fired Combined Cycle ist eine sehr junge Technologie, deren Bestandteile noch nicht alle entwickelt sind und deren Verfügbarkeit nicht vor 2020 erwartet wird. Dieser Kombiprozess beinhaltet eine Heißluftturbine und atmosphärische Feuerung. Möglicherweise erreicht diese Technologie 53% Wirkungsgrad(EEN 2003). 16 Quelle: Prognos/EURACOAL(2007), MIT(2007)

„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel Tabelle 3 zeigt für den heutigen Kraftwerksbestand Wirkungsgrade, Nutzungsgrade und CO2-Emissionen je nach Kraftwerkstyp(VGB 2004). Der Wirkungsgrad, also der Quotient aus(elektrischem) Energieoutput und der mit dem Energieträger eingesetzten Energie, beträgt für deutsche Kohlekraftwerke im Durchschnitt 39%. Dies ist weit höher als der weltweite Durchschnitt von 30%. Der Wirkungsgrad eines typischen chinesischen oder russischen Kohlekraftwerkes beträgt gerade einmal 23%(EPPSA 2006). Dabei ist allerdings zu beachten, dass der tatsächlich realisierte Wirkungsgrad (Jahresnutzungsgrad) vom Lasteinsatz des Kraftwerks abhängt. Während der genannte Nettowirkungsgrad unter Idealbedingungen berechnet wird, ist der über ein Jahr gemittelte Jahresnutzungsgrad von verschiedenen Einschränkungen wie den Volllaststunden abhängig. Wird ein Kraftwerk nicht nur in Grundlast verwendet (ab 7500 Stunden pro Jahr), sondern muss öfter anund abgeschaltet werden, verringert sich die Effizienz um bis zu 4,4 Prozentpunkte und die CO2-Emissionen pro kWh steigen. Außerdem sind Wirkungsgrad und Emissionen von der Größe des Kraftwerks abhängig: Je weniger elektrische Leistung von dem jeweiligen Kraftwerk erbracht wird, desto niedriger ist die Effizienz. Als letzte Einflussgröße ist die Brennstoffbasis zu beachten: Selbst kleinste Erdgaskraftwerke arbeiten mit höherer Effizienz und stoßen nur halb so viel Kohlendioxid aus wie Kohlekraftwerke. Tabelle 3: Wirkungsgrade, Nutzungsgrade und CO 2 -Emissionen nach Kraftwerkstyp (heutiger Durchschnitt) Anlagentyp Steinkohle, Staubfeuerung Gas-ÖlKraftwerk ErdgasGas und Dampf (GuD)Kraftwerk elektrische Bruttoleistung in MW 100 300 600 100 300 <50 120 250 350 >350 NettobestWirkungsgrad in% 41 43 45,9 45 47 50 53 54,5 56 57,5 Jahresnutzungsgrad in%/CO 2 - Emissionen in g/kWh je nach Volllastbenutzungsstunden 2500 4000 6000 7500 35.6/952 37.3/908 39.3/862 40/846 37.6/901 39.3/862 41.3/862 42/806 40.5/837 42.2/803 44.2/766 44.9/754 39.6/510 41.3/489 43.3/466 44/458 41.6/485 43.3/466 45.3/446 46/438 44.6/453 46.3/436 48.3/418 49/411 47.6/424 49.3/409 51.3/393 52/388 49.1/411 50.8/397 52.8/382 53.5/377 50.6/399 52.3/386 54.3/372 55/267 52.1/387 53.8/375 55.8/362 56.5/357 Quelle: VGB(2004) Es wird mit einer erheblichen Steigerung der WirDie Reihenfolge der Energieträger wird sich dadurch im kungsgrade von Kohlekraftwerken gerechnet. DaBeobachtungszeitraum allerdings nicht ändern. Erdgasbei zeigen Studien zur weiteren Entwicklung der kraftwerke haben bereits heute so hohe Wirkungsgrade Wirkungsgrade – mit Ausnahme der EWI/Prognoswie Kohlekraftwerke höchstens 2030 erreichen können. Studie – ein höheres Steigerungspotenzial für KohAllerdings zeigt sich auch, dass insbesondere IGCClekraftwerke als für Erdgaskraftwerke(siehe TaAnlagen recht früh hohe Wirkungsgrade erreichen könbelle 4). Je nachdem, ob Jahresmittel oder Neunen(Prognos/EURACOAL 2007). Diese Kraftwerksart ist bauten betrachtet werden, wird für Steinkohleder bekannteste Kombiprozess, der bereits kommerziell kraftwerke bis 2030 eine Steigerung des Wirkungsverfügbar und insbesondere für CCS interessant ist. Die grads auf 52% bzw. 58% prognostiziert. BraunkohStromgestehungskosten von Kohlekraftwerken sind so17 lekraftwerke haben einen leicht niedrigeren Wirwohl heute als auch in Zukunft niedriger als bei anderen kunggrad. Stromerzeugungstechnologien(siehe Tabelle 6).

Energiepolitik_1| 2009 Tabelle 4: Prognostizierte Wirkungsgrade(in%) 2005 EWI/Prognos(2005), zum Zeitpunkt möglich konventionelles Steinkohlekraftwerk 47 konventionelles Erdgas-GuD-Kraftwerk 58 EWI/ EEFA(2007), typisches Jahresmittel, Neuanlagen Steinkohlekraftwerk(800 MW) 45 Braunkohlekraftwerk(1000 MW) 43 Erdgas-GuD-Kraftwerk(2 x 400 MW) 58 Europäische Kommission(2008), Durchschnitt alter und neuer Kraftwerke feste Brennstoffe 31 großes Gaskraftwerk 42 kleines Gas-Öl-Kraftwerk 29 Biomassekraftwerk 22 Pognos/EURACOAL(2007), Neubauten Steinkohle-PC-Kraftwerk 46,5 Braunkohle-PC-Kraftwerk 43,5 IGCC-Steinkohlekraftwerk 45-48 IGCC-Braunkohlekraftwerk 42 AFBC-Kraftwerk 38-40 PFBC-Kraftwerk 42 Erdgas-GuD-Kraftwerk 58 Quelle: VGB(2004) 2010 45 43 58 34 48 38 28 47 44 60 2020 2030 2025: 58 2025: 74 51 52 47 51 61 63 37 41 50 52 41 42 32 34 50,5 52 48,5 50,5 52 52 44 47 62,5 65 Die geplante Erneuerung des Kohlekraftwerksparks Fast 30 Kohlekraftwerke sind für Deutschland geplant„verbaut“ wird und die Chancen einer Umstrukturieoder befinden sich im Bau. Gegen diese Bauvorhaben rung des Energiesystems sinken. Da aufgrund des hogibt es teilweise heftige Proteste von Umweltgruppen. hen technischen und finanziellen Aufwandes Standorte Es wird argumentiert, dass durch neue Kohlekraftwerke mit Großanlagen bevorzugt würden, werde die Entmit einer Laufzeit von mindestens 40 Jahren eine Pfad- wicklung dezentraler KWK-Anlagen gebremst(BUND abhängigkeit im Energiesystem geschaffen werden 2006). Auch sind Kohlekraftwerke besser für Grundlast könnte. Während der Braunkohleverband daraus die geeignet und damit schlechter mit erneuerbaren EnerNotwendigkeit zu verstärkten Anstrengungen in Rich- gien zu kombinieren(wie übrigens auch die Kernenertung CCS ableitet(Hubig o. J.), sehen Umweltgruppen gie), welche höhere Flexibilität verlangen(vgl. BUND darin ein deutliches Hindernis für den Ausbau erneuer2006; Campact o. J.). Besonders deutlich wird dieses barer Energien, die um Forschungsgelder und InfrastrukProblem in Norddeutschland, wo eine außerordenttur konkurrieren(Campact o. J.; BUND 2006; WI 2007). lich hohe Windenergienutzung, die in Zukunft noch durch Offshorewindanlagen ausgebaut werden soll, 18 Viele Umweltverbände befürchten zudem, dass durch und günstige Bedingungen für Kohlekraftwerke, durch neue Kohlekraftwerke die notwendige Energiewende die Nähe zu Importkohle und effizientere Meerwasser-

„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel kühlung, aufeinandertreffen. Außerdem wird die Lage noch dadurch erschwert, dass Verbrauchsschwerpunkte in dieser Region weitgehend fehlen(Wagner 2004). Heute geplante und gebaute Kraftwerke sollen weitaus höhere Wirkungsgrade erzielen als bestehende Anlagen. So möchte DONG Energy in Lubmin ein Steinkohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von 47% bauen, das 2012 ans Netz gehen soll und Eon in Wilhelmshaven eine Pilotanlage mit über 50% Wirkungsgrad bis 2014. Dies bedeutet eine Steigerung von 9 bis 12 Prozentpunkten gegenüber dem Durchschnitt der heutigen deutschen Steinkohlekraftwerke. Braunkohleneuanlagen können schon heute einen Wirkungsgrad von 43% erreichen. Eines der Hauptziele, welches mit der Entwicklung höherer Wirkungsgrade verfolgt wird, ist sicherlich die Verminderung der Treibhausgasemissionen. So rechnen deutsche Kraftwerksbetreiber mit einer CO2-Reduktion von 20% bei Steinkohle und 30% bei Braunkohle durch den Bau effizienterer Neuanlagen. Der BUND kommt in einer Studie über das geplante Kohlekraftwerk in Hamburg-Moorburg hingegen zu dem Ergebnis, das neu gebaute Erdgaskraftwerke mit KWK aufgrund geringerer Investitionskosten wirtschaftlicher seien als ein vergleichbares Steinkohlekraftwerk. Letzteres könnte durch vollständige Versteigerung von Emissionszertifikaten sogar unrentabel werden(vgl. BUND 2007). Tabelle 5 gibt eine Übersicht der in Deutschland geplanten und teils schon begonnen Anlagen. Emissionshandel entscheidend für Kohlekraftwerksneubau Durch die Bevorzugung neuer Kohlekraftwerke zu Bedamit Klimaexternalitäten von den Stromerzeugern beginn des Emissionshandels der EU sind Kohlekraftwerrücksichtigt werden. ke politisch gefördert worden. Mit dem europäischen Klima- und Energieabkommen wird für die dritte Phase Neubauten von Kohlekraftwerken in Europa sind daher des Emissionshandels ab 2012 von der bisherigen freiaus umweltökonomischer Sicht weniger problematisch. en Vergabe von Zertifikaten abgewichen. Das Emissionshandelssystem mit ambitionierten Zielen und einer Sie bilden zwar einen hohen Sockel von CO2-Emissionen für die Zukunft. Dies führt aber durch die Logik vollständigen Versteigerung der Emissionszertifikate des Emissionshandels zu verstärkten Reduktionsanin der Stromerzeugung führt dazu, dass tendenziell strengungen in anderen Bereichen und damit zu einem weniger Kohlekraftwerke weiter betrieben oder neu gebaut werden. Dadurch verhindert das EmissionsAnstieg der CO2-Preise. Dadurch reduziert sich auch die Vorteilhaftigkeit der Stromerzeugung durch Kohle. handelssystem durchaus übermäßige Investitionen in Kohlekraftwerke, die zu einer langfristigen Festlegung Werden zukünftige CO2-Zertifikatspreise miteingerechnet, kann sich die Reihenfolge von Kohle und Erdgas auf hohe CO2-Intensitäten in der Stromerzeugung führen würden. so ändern. Nach Berechnungen des IER geschieht dies unter Zugrundelegung der Preisprognosen„Prognos Langfristig steigende CO2-Preise bei Vollauktionierung bedrohen nämlich die ökonomische Vorteilhaftigkeit von Kohlekraftwerken. Es kommt somit nicht mehr zu Niedrigpreis“ ab einem Zertifikatspreis von 22 € /t CO2 (IER 2008). Abschätzungen für die dritte Phase des EHS der EU zwischen 2012 und 2020 lassen auf CO2-Preise schließen, die sich in dieser Größenordnung bewegen sogenannten Windfall Profits bei den Stromerzeugern (Löschel und Moslener 2008). wie in den ersten beiden Phasen des Emissionshandels. Vielmehr setzt die vollständige Auktionierung im Erst mit der Einführung der CCS-Technologie werden Stromsektor ein wichtiges Signal für Deutschland und Kohlekraftwerke unabhängiger von der CO2-PreisEuropa, welches durch langfristige Absichtserklärungen entwicklung. Diese Technologie könnte für Braunkoh19 bis 2050 noch verstärkt wird. Bei der Investitionsentlekraftwerke(Steinkohlekraftwerke) schon ab einem scheidung werden also in der Zukunft CO2-Preise und CO2-Preis von 19 € (24 € ) lohnend sein, für Erdgaskraft-

Energiepolitik_1| 2009 Brennstoff Steinkohle ans Netz bis Lstg. in MW CO 2 /a, Mio. t Wirkungs- grad I-Kosten(Mrd. € ) I-Kosten pro kW KWK Capture Ready Tabelle 5: Geplante neue Kohlekraftwerke in Deutschland Wer baut Ort BKW/Advanced Dörpen Power ja 2014 900 5,1 46 1 1111,11 ja ja DONG Energy Lubmin mit 2012 2x800 9 47 1,8 1125,00 Heizöl DONG Energy Emden ja 2012 800 4,5 2 2500,00 Dow Chemical & EnBW Stade mit Gas 2014 1000? 1,2 1200,00 ja Electrabel Brunsbüttel, ja Stade& WHV 2010 800 4,5 46 1 1250,00 EnBW Karlsruhe ja 2011 800 4,5 46>1>1250 ja ja Eon Stade ja offen 800 4,5 ca. 46 Eon Wilhelmshaven ja 2014 500 2,8 50+ 1 2000,00 Eon Datteln(NRW) ja 2011 1100 6,2 45 1,2 1090,91 ja ja Eon/SW Staudinger ja Hannover 2013 1100 6,2 45 1,2 1090,91 ja ja Evonik Herne ja 2011 750 45 0,8 1066,67 ja Evonik/EVN Duisburg- ja 2011 750 4,2 45 0,8 1066,67 Walsum GETEC Brunsbüttel ja 2013 800 4,5 46>1>1250 ja GKM Mannheim ja 2013 911 5 46,4 1,2 1317,23 ja ja KMW Mainz ja 2012 800 4,2 46>1>1250 ja MIBRAG Braunkohle 2012 660 4,4 0,66 1000,00 MVV, Eon& Kiel SW Kiel ja 2015 800- 4,51100 6,2 RWE Neurath(NRW) Braun- 2010 2200 16>43 2,2 1000,00 kohle RWE Bergheim-Nie- Braun- 2014 450 deraußem kohle 1 2222,22 mit CCS RWE Hamm/West- ja 2011 2x800 8,6 46 2 1250,00 ja falen Stadtwerke Düsseldorf ja Düsseldorf 2012 400 2,2 45 ja ja Südweststrom/ Brunsbüttel ja Iberdrola 2012 1600 9 2,5-3 1562,51875 Trianel Krefeld- ja 2012 750 4,2 46 1 1333,33 ja ja Uerdingen Vattenfall HH-Moorburg ja 2012 1640 9,2 46,5 2 1219,51 ja Vattenfall B-Klingenberg ja 2012 800 4,5 Vattenfall Boxberg 20 RWE ? Braunkohle 2011 2014 675 4,8 450 >43 0,65 962,96 ja 40 1 2222,22 mit CCS

„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel werke erst ab einem CO2-Preis von 40 € (IER 2008). Ob Kohlekraftwerke auch bei rascher kommerzieller Einführung von CCS einen Kostenvorsprung gegenüber erneuerbaren Technologien haben, ist umstritten(WI 2007). Der NABU rechnet damit, dass 2020 erneuerbare Technologien günstiger als CCS-Kohlekraftwerke sein werden(vgl. NABU 2008). Auch der WBGU unterstützt eine globale Emissionsstrategie die nur auf erneuerbaren Energien und Energieeffizienz beruht, u. a. mit der Begründung, dass CCS sehr viel teurer sein wird (vgl. WBGU 2003). In jedem Fall kritisch ist die Nutzung der Kohle in den Entwicklungs- und Schwellenländern zu sehen, welche wohl auch langfristig keine CO2-Reduktionsverpflichtungen übernehmen werden. Die Erneuerung des deutschen Kraftwerksparks bis 2020 hat Auswirkungen auf Stromgestehungskosten und CO2-Emissionen. Das ökonomische und ökologische Potenzial alternativer Entwicklungen des Kraftwerksparks unter der Annahme des Kernenergieausstiegs wird anhand von zwei Varianten in Wagner (2004) analysiert: In Variante 1 werden konventionelle Kraftwerke bei Erreichen der Anlagenlebensdauer(40 Jahre für konventionelle Kraftwerke) durch moderne Kraftwerke mit gleichem Energieträger ersetzt; in Variante 2 werden konventionelle Kraftwerke bereits bei Erreichen der Abschreibungsdauer(20 Jahre für konventionelle Kraftwerke) durch gleiche Energieträger ersetzt. Abgeschaltete Kernkraftwerke werden jeweils soweit möglich durch erneuerbare Energien ersetzt, fehlende Erzeugung durch den Neubau von konventionellen Kraftwerken gedeckt. Als Basis dient der Kraftwerkspark aus dem Jahre 2000. In beiden Varianten wird der Rückgang der Kernenergie durch Windkraftanlagen, Steinkohle- und Erdgaskraftwerke kompensiert. Die übrigen regenerativen bzw. innovativen Kraftwerke übernehmen nur einen relativ kleinen Teil der Stromerzeugung. Es kommt also weitgehend zum Rückgriff auf konventionelle Technologien (Kohle, Erdgas). Auswirkungen der Erneuerung des Kohlekraftwerksparks In Variante 1 mit Ersatz konventioneller Kraftwerke bei schritt bei Braun-, Steinkohle- und Erdgaskraftwerken Erreichen der Anlagenlebensdauer steigen die Stromimmer zu Energie- und Emissionsreduzierungen. In gestehungskosten auf 3,64 ct/kWh gegenüber dem Variante 1(Ersatz bei Erreichen der AnlagenlebensReferenzfall des Jahres 2000 mit 3,08 ct/kWh. Trotz dauer) sind diese Einsparungseffekte bei Braun-, gestiegener Nettostromerzeugung führt der technische Steinkohle- und Erdgaskraftwerken durch existierenFortschritt zu Brennstoffeinsparungen von etwa 12% de Techniken bei geringeren Kosten gegenüber dem im Jahr 2020. Die CO2-Emissionen nehmen um 12% zu. In Variante 2 mit Ersatz bei Erreichen der AbschreiReferenzfall möglich. Insbesondere bei der Braunkohle ergeben sich im Vergleich mit„2000 Ist“ Mehrkosten bungsdauer betragen die Brennstoffeinsparungen im Jahr 2020 sogar 14%. Die Stromgestehungskosten bei von –0,182 € /kgCO2. In Variante 2(Ersatz bei Erreichen der Abschreibungsdauer) sind die Vermeidungsfrüherem Ersatz in Variante 2 sind zwar mit 4,32 ct/ kosten immer positiv(Tabelle 6). Variante 1 und insbekWh höher als in Variante 1, dafür nehmen die CO2Emissionen nur um 3,8% zu. sondere Braunkohle-, Steinkohle- und Gaskraftwerke erscheinen somit vorteilhaft bei der Umstrukturierung des Kraftwerksparks oder dem Ersatz alter StromerDie günstigste Lösung zum Ersatz von Kernkraftwerkszeugungsanlagen. leistungen ist die Braunkohle, gefolgt von Steinkohle und Erdgas. Offshorewind ist die einzige regenerative Option mit interessantem Ausbaupotenzial. Im 21 Fall eines Kraftwerksersatzes und Beibehaltung des eingesetzten Energieträgers führt der technische Fort-

Energiepolitik_1| 2009 Tabelle 6: Auswirkungen bei einer Veränderung des Kraftwerksparks Stand der Technik: 2000 Ist Kraftwerkstyp Erzeugung spez. Gestehungskosten spez. CO 2 -Emissionen GWh/a € /kWhel kg CO 2 /kWhel Braunkohle 134,36 0,024 1,057 Steinkohle 115,323 0,034 0,973 2020 Var. 1 Vergleich mit 2000 Ist 2020 Var. 2 Vergleich mit 2000 Ist Erzeugung spez. Gestehungskosten spez. CO 2 -Emissionen Mehrkosten CO 2 -Einsparung Vermeidungskosten CO 2 Erzeugung spez. Gestehungskosten spez. CO 2 -Emissionen Mehrkosten CO 2 -Einsparung Vermeidungskosten CO 2 GWh/a € /kWhel kg CO 2 /kWhel € /kWhel kgCO 2 /kWhel € /kg CO 2 GWh/a € /kWhel kg CO 2 /kWhel € /kWhel kg CO 2 /kWhel € /kg CO 2 130,085 0,021 1,042 -0,003 0,016 -0,182 153,067 0,034 0,928 0,01 0,129 0,075 162,315 0,031 0,868 -0,002 0,105 -0,022 131,546 0,04 0,849 0,007 0,123 0,056 Quelle: Wagner(2004) Erdgas 36,249 0,049 0,53 45,649 0,045 0,491 -0,004 0,04 -0,111 53,437 0,049 0,405 0 0,125 0,004 22

„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel III. Umweltverträglichkeit Kohle ist umweltschädlich Kohleförderung,-transport und-verstromung sind in hohem Maße umwelt- und klimaschädlich. Bei Betrachtung der Umweltverträglichkeit von Kohle werden insbesondere die Wirkungen der damit verbundenen CO2-Emissionen und die Gesundheitsschäden durch Luftschadstoffe berücksichtigt. Die Umweltschäden der Kohlenutzung, welche dem Verursacher nicht angelastet werden, sollen aus umweltökonomischer Sicht durch geeignete Instrumente internalisiert werden. In der öffentlichen Diskussion zu den externen Kosten werden insbesondere die CO2-Emissionen der Kohleverstromung betrachtet. Zu den gesamten externen Kosten gibt es allerdings nur wenige Studien(so auch IPCC 2005). DLR und ISI haben die externen Kosten der Stromerzeugung unter Verwendung der ExternE-Methode(Europäische Kommission 1999) abgeschätzt(Krewitt und Schlomann 2006). Die quantifizierbaren externen Kosten für ein Braunkohledampfkraftwerk(mit Wirkungsgrad von 40%) werden auf mehr als 7,9 ct/kWh beziffert, für ein Steinkohledampfkraftwerk auf 6,3 ct/kWh. Den größten Anteil an den externen Kosten haben hierbei Schäden durch den Klimawandel, die mit 70 € /t CO2 angenommen werden. Werden lediglich Schäden von 15 € /t CO2 angenommen, belaufen sich die externen Kosten bei Kohlekraftwerken auf 1,5 bis 2 ct/kWh und bei Gaskraftwerken auf 0,75 ct/kWh. Alle anderen Schadenskategorien führen nur zu externen Kosten von maximal 0,5 ct/kWh. Berücksichtigt werden dabei Gesundheitsschäden durch Luftschadstoffe, Ernteverluste und Materialschäden. Nicht quantifizieren lassen sich Schäden durch Extremereignisse, Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit oder geopolitische Effekte. Allerdings sind letztere für Kohle nicht erheblich. Auch externe Kosten durch Versauerung und Eutrophierung werden nicht quantifiziert(Krewitt und Schlomann 2006). Bei voller Anlastung der externen Effekte bleibt die Reihenfolge in den Stromgestehungskosten erhalten, allerdings sind Kohle und Gas nun etwa gleichauf (IER 2005). Kohlekraftwerke mit CCS schlechter ab als erneuerbare Energien. Erdgas ist nur bezogen auf Eutrophierung schlechter(WI 2007). Greenpeace weist zudem auf weitere versteckte soziale Kosten und Umweltkosten hin (vgl. Greenpeace o. J.). Diese beziehen sich besonders auf die Probleme, die durch den Abbau von Braunkohle entstehen. Wegen des immensen Landbedarfs mussten in den letzten 50 Jahren 30.000 Menschen umgesiedelt werden. Außerdem wird durch die für den Abbau notwendigen Entwässerungen der Grundwasserspiegel gesenkt, sodass Trinkwasserreserven zerstört werden und die Wasserqualität durch Salz, Eisen und Schwermetalle verschlechtert wird. Nach Beendigung des Abbaus entstehen durch Rekultivierung Bergbaufolgelandschaften aus Seen und minderwertigem Forst- und Ackerland(Greenpeace 2006; Aktionsbündnis Zukunft statt Braunkohle 2007). Diese externen Kosten können bisher nicht zufriedenstellend monetarisiert werden. Allerdings wird vonseiten der Kraftwerksbetreiber darauf verwiesen, dass jedes Kraftwerk vor Inbetriebnahme einer Umweltverträglichkeitsuntersuchung unterzogen wird. Diese schließt Auswirkungen auf Menschen, Tiere, Pflanzen und biologische Vielfalt als auch auf Boden, Wasser, Luft, Klima und Landschaft, aber ebenso auf Kulturgüter und sonstige Sachgüter sowie Wechselwirkungen zwischen den genannten Schutzgütern ein(EnBW 2007). Vorhandene Umweltrichtlinien werden eingehalten und teilweise unterboten(vgl. Eon 2008; Linksammlung für Tabelle 5). Betrachtet man außer Klimaschäden auch Som23 mersmog, Eutrophierung(durch NOx und NH3) und Versauerung, so schneiden bei allen drei Kategorien

Energiepolitik_1| 2009 Kohle ist für den Anstieg der CO 2 -Emissionen verantwortlich Das rasche Wachstum der Emissionen in den letzten Jahren ist vor allem auf die Renaissance der Kohle und den Anstieg der CO2-Emissionen aus Kohlekraftwerken zurückzuführen. Tatsächlich war Kohle 2005 sowohl weltweit als auch in Deutschland für 40% der Kohlendioxidemissionen verantwortlich(vgl. EIA 2008). In Europa lag der Beitrag der Kohle etwas niedriger bei 30%(OECD 2007). Allein die deutsche Kohleverstromung ist für mehr als 8% der gesamten europäischen Emissionen verantwortlich(Tabelle 7). Tabelle 7: Emissionsanteile der Kohleverstromung in Europa 2005(in%) Polen Deutschland Spanien Großbritannien Italien Frankreich EU12 EU15 EU27 kohlebedingte Emissionen an den Emissionen des Mitgliedsstaates 70,22 40,28 23,43 26,21 13,96 13,36 57,75 25,50 30,63 Emissionen des Mitgliedsstaates an den EU-Emissionen 7,61 20,94 8,80 13,64 11,68 10 15,90 84,10 100 Quelle: OECD(2007) Der prognostizierte Anteil der Kohle an den CO2-Emissionen wird ungefähr proportional zum Anteil der Kohle an der Verstromung nach den Szenarien der IEA(siehe erwartet. In allen anderen Szenarien steigen sowohl Kohleanteil als auch CO2-Emissionen mittelfristig an (Prognos/EURACOAL 2007). auch Tabelle 1) weltweit wohl noch steigen, in Europa allerdings sinken(Tabelle 8)(IEA 2007). Im Referenzszenario steigen die globalen Emissionen zwischen 2005 und 2030 um 57% an. Der Großteil dieses Anstiegs ist auf das Wachstum des Energieverbrauchs in China zurückzuführen, das die Vereinigten Staaten kürzlich als größten Emittenten von Treibhausgasen abgelöst hat. Die CO2-Szenarien für Europa hängen allerdings stark von den zu erwartenden Politikmaßnahmen, Preisen und technischen Gegebenheiten ab. So werden bei einem Preis von 30 € /t CO2 nur wenig ansteigende Gesamtemissionen in Europa erwartet. Sinkende Gesamtemissionen werden nur in einem Szenario mit 24 einem hohen CO2-Preis von 45 € /t CO2, ab 2020 verpflichtendem CCS und Weiterführung der Kernenergie

„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel Tabelle 8: Prognostizierte Anteile der Kohle an den CO 2 -Emissionen EU27 China Indien Japan USA Welt Historisch 1990 2005 43 31 85 82 69 67 28 35 37 37 40 41 Referenzszenario 2015 2030 28 26 82 78 68 69 37 35 38 39 44 45 Alternativszenario 2015 2030 23 17 81 76 67 64 36 32 37 35 43 40 Quelle: IEA(2007) Externe Kosten und EU-Emissionshandel Über den Zertifikatepreis im Emissionsrechtehandel der Europäischen Kommission, die weitgehend auf Sisollen die externen Kosten der CO2-Emissionen durch Kohleverstromung, also die Kosten von Umweltschämulationsrechnungen des ZEW mit dem rechenbaren allgemeinen Gleichgewichtsmodell PACE basiert, zu den, die nicht im individuellen Entscheidungskalkül dem Ergebnis, dass die strikten Ziele des europäischen Berücksichtigung finden, eingepreist werden. KliKlima- und Energieabkommens zu Zertifikatepreisen maveränderung und deren Folgewirkungen durch in der dritten Phase des Emissionshandels von bis zu Treibhausgasemissionen erhalten so einen Preis. Externe Kosten sind ein Richtwert zur Bewertung klimapolitischer Maßnahmen. Bewegen sich die Zer40 € /t CO2 führen(Löschel und Moslener 2008). Die CO2-Preise lägen dann über den sozialen Kosten des Klimawandels. Kommt es unter Berücksichtigung der tifikatepreise pro Tonne CO2 auf ähnlichem Niveau wie die sozialen Kosten der Emission einer Tonne sozialen Kosten zur Weiterführung oder zum Neubau von Kohlekraftwerken, so ist dagegen ökonomisch weCO2, so werden die Externalitäten ökonomisch korrekt im Entscheidungskalkül der Akteure berücksichtigt. nig einzuwenden. Im Übrigen führt der Verzicht auf den Neubau von In einer umfassenden Metaanalyse von 211 Schätzungen zu den sozialen Kosten des Klimawandels kommt Tol(2008) zu durchschnittlichen sozialen Kosten von Kohlekraftwerken zu keinerlei CO2-Einsparung. Durch den EU-weiten Zertifikatehandel wird eine CO2Obergrenze für die betroffenen Sektoren in Europa 5 € /t CO2. Die Wahrscheinlichkeit dafür, dass die sozialen Kosten der CO2-Emission über 15 € /t CO2 liegen beträgt weniger als 1%. Insbesondere sind die Schätfestgelegt und bleiben die Emissionen im Emissionshandelssystem in allen Energieszenarien unverändert. Mehr erneuerbare Energien im Stromsektor führen zungen des Stern Review(Stern 2006) vergleichsweise hoch, selbst im Verhältnis zu anderen Studien mit dazu, dass die Nachfrage nach CO2-Zertifikaten in der Stromerzeugung sinkt, dadurch sinken die Zertiniedrigen Diskontraten und Berücksichtigung der Unterschiede im Wohlstand zwischen Regionen durch sofikatepreise und die Nachfrage nach CO2-Zertifikaten in anderen Bereichen des Emissionshandelssystems genanntes Equity Weighting. steigt. Die gesamten Emissionen bleiben also unabhängig von politischen Eingriffen auf technologischer 25 Im Vergleich zu diesen Werten für die sozialen KosEbene – etwa einer Verhinderung des Neubaus von ten des Klimawandels kommt die Folgenabschätzung Kohlekraftwerken – gleich.

Energiepolitik_1| 2009 Technologien zur Abspaltung und Speicherung von CO 2 Kohleverbrennung kann durch sogenannte Clean-Coalmit gewöhnlichen Staubfeuerungskraftwerken kombiTechnologien, welche entweder durch Wirkungsgraderniert werden und ist als einziges Verfahren heute behöhungen den Brennstoffbedarf und Emisssionsaustoß reits anwendbar. Allerdings bedeutet die Integration von Kohlekraftwerken verringern oder Kohlendioxid eines Abspaltungsprozesses Wirkungsgradverluste von zur späteren Speicherung abspalten, klimafreundlicher werden. So sparen die meisten neu gebauten Anlagen 21 bis 27% und somit auch hohe CO2-Vermeidungskosten(WI 2007). Pre-Combustion in Verbindung mit 20% CO2 im Vergleich zu Altanlagen. Wirkungsgrade von Gaskraftwerken bleiben aber unerreichbar(EWI/ IGCC-Technologien bietet die günstigste Möglichkeit, Kohlendioxid abzuspalten. Prognos 2007; Prognos/EURACOAL 2007). Die Auswirkungen von Effizienzverbesserungen auf die CO2Emissionen sind jedoch unklar: Einerseits wird für den Diese Abspaltung wird in der chemischen Industrie zwar schon verwendet, es existieren aber noch keigleichen Energieoutput weniger Kohle benötigt, andene großtechnischen Anlagen(Prognos/EURACOAL rerseits erhöhen technologische Verbesserungen die 2007; WI 2007). Oxyfuel kann prinzipiell mit allen Attraktivität der Kohleverstromung(Rebound-Effekt). Kraftwerkstypen kombiniert werden. Da bei der VerInsgesamt könnte global die Nachfrage steigernde Wirbrennung mit reinem Sauerstoff keine Stickoxide kung überwiegen(IEA 2007; MIT 2007; Europäische entstehen, entfällt die aufwendige EntstickungsanlaKommission 2008). ge. Allerdings ist die Sauerstoffherstellung sehr energieintensiv und das Verfahren ist noch nicht für eine Wirkungsgradverbesserungen allein werden nicht ausgroßtechnische Realisierung bereit(WI 2007). Das MIT reichen, um eine Stabilisierung der CO2-Emissionen zu erreichen. Dieses Ziel scheint nur mit zusätzlicher rechnet damit, dass Abspaltung mittels Oxyfuel billiger als Post-Combustion sein wird, aber nicht günsAnwendung von Technologien zur Abspaltung und tiger als Pre-Combustion in einer IGCC-Anlage mit Speicherung von CO2, dem sogenannten CCS, möglich, welche CO2 zur späteren Speicherung in Gestein, Salinen oder unter dem Ozean bei der Verbrennung einem Wirkungsgradverlust von 19%(MIT 2007). Die größten CO2-Reduktionen erreicht man durch die Verwendung höherer Temperaturen und höheren Drucks fossiler Energieträger abscheiden. Ob und wann Kohlekraftwerke mit CCS in Zukunft wirtschaftlich sind, hängt von der Entwicklung der CO2-Preise ab. Das MIT erwartet die Marktreife von CCS-Technologien, also die (Ultrasupercritical-Kraftwerk) und dortige CO2-Abspaltung(736g CO2 weniger pro kWh im Vergleich zu einem Supercritical-Kraftwerk ohne Abspaltung) oder durch ein IGCC mit Abspaltung(728 g/kWh Reduktiwirtschaftlich sinnvolle Abspaltung und Speicherung on zu oben genannter Basis). von CO2, ab CO2-Preisen von 25 USD/t CO2. In diesem Falle könnte der Kohlekonsum steigen und trotzdem Tatsächlich sollen 11 der 29 geplanten deutschen Koheine Stabilisierung der CO2-Emissionen möglich sein (MIT 2007). lekraftwerke capture ready gebaut werden, also Platz und technische Möglichkeiten für spätere CO2-Abscheidungsanlagen lassen. Insbesondere Post-CombusDie Attraktivität von Kohle durch die CO2-Abspaltung in Kraftwerken geht allerdings mit höheren Stromertion, aber auch der Oxyfuel-Prozess können in ein bestehendes System integriert werden. Vorinvestitionen zeugungskosten und Wirkungsgradeinbußen einher. Das MIT hat Vermeidungskosten und Effizienzverlust für eventuelle spätere CO2-Abscheidung scheinen jedoch nicht sinnvoll. Einzig das Einplanen eines späteren verschiedener Kraftwerkstechnologien mit und ohne Platzbedarfs für solche Erweiterungen und die Nähe CCS untersucht(Tabelle 9). zu einer möglichen Speicherungsstätte sollten bedacht werden. Nachrüstungen gehen mit extrem hohen WirAllgemein unterscheidet man drei Arten, Kohlendioxid kungsgradverlusten einher. Nur IGCC-Anlagen scheiabzuspalten: Pre-Combustion(vor der Verbrennung), nen sich für nachträgliche Abspaltungserweiterungen 26 Post-Combustion(Abspaltung nach der Verbrennung wirklich zu empfehlen, allerdings auch nur unter der aus dem Rauchgas) und Oxyfuel(Verbrennung mit reiPrämisse, dass schon eine für CCS passende Vergasernem Sauerstoff anstatt Luft). Post-Combustion kann technologie vorliegt(MIT 2007).

„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel Tabelle 9: Vermeidungskosten und CO 2 - Einsparungen verschiedener CCS-Technologien Technologie subcritical PC supercritical PC ultrasupercritical PC subcritical CFB supercritical oxyfuel IGCC ohne mit ohne mit ohne mit ohne mit mit CCS ohne mit CCS CCS CCS CCS CCS CCS CCS CCS CCS CCS COE(1), ct/kWh 4,84 8,16 4,78 7,69 4,69 7,34 4,68 7,79 6,98 5,13 6,52 CO 2 -VK(2) 41,3 40,4 41,1 39,7 19,3 vs. gleiche Technologie ohne CCS,$/t CO 2 -VK(2)vs. su- 48,2 40,4 34,8 42,8 30,3 24 percritical PC ohne CCS,$/t CO 2 -Redukt. ggü. supercrit. PC ohne CCS(g/kWh) 101-703 0-721-92-736 200-689-726 2-728 CO 2 -Reduktion ggü. gleicher Tech. ohne CCS -804-721-644-889-730 Effizienzverlust(%) 27 24 21 27 19 ggü. gleicher Tech. ohne CCS Effizienzänderung -11-35 0 24 12,46-11,4-10-34-21 0-19 (%) ggü. supercrit. PC ohne CCS Retrofits/nachträgliche Umrüstungen Technologie subcritical PC supercritical PC IGCC 3) mit MEA oxyfuel mit MEA oxyfuel GE full quench Vergaser COE(1), ct/kWh 7,71 6,76 6,59 5,61 ca. wie geplantes IGCC CO 2 -VK(2) vs. gleiche 71,4 58 62,6 48 Technologie ohne CCS$/t CO 2 -VK(2) vs. supercritical PC ohne CCS,$/t CO 2 -Redukt. ggü supercrit. PC ohne CCS(g/kWh) -670-680-700-710 CO 2 -Reduktion ggü. gleicher Tech. ohne CCS Effizienzverlust(%) ggü. 40 34 35 30-5,8% Pte gleicher Tech. ohne CCS Effizienzänderung(%) ggü.-47-42-35-30-23 supercrit. PC ohne CCS Quelle: MIT(2007); Basis: 500 MWe Nettooutput. 85% Kapazitätsfaktor, 90% Kohlendioxidabspaltung bei CCS (1) COE( cost of electricity) beinhalten laufende Ausgaben, Schuldentilgung, Zinszahlung und return on investment über Anlagenlebensdauer. Bei Retrofits wird angenommen, dass das Kapital der ursprünglichen Anlage schon abbezahlt wurde. 27 (2) VK(Vermeidungskosten), enthalten nicht Transport- und Speicherkosten. (3) Bei IGCC-Retrofit wird von passender Vergasertechnologie ausgegangen.

Energiepolitik_1| 2009 Schätzungen des IPCC gehen von einer Steigerung der Stromgestehungskosten von 0,02 bis 0,05 USD/kWh für Kohlekraftwerke mit Staubfeuerung und von 0,01 bis 0,03 USD/kWh für IGCC-Anlagen aus. Die Kostensteigerung für ein erdgasbetriebenes Kraftwerk mit CCS ist vergleichbar mit denen eines IGCC-Kraftwerks (IPCC 2005). Das IER kommt dagegen bei einem hohen Zertifikatpreis von 38 € /t CO2 bezüglich der Reihenfolge der Energieträger zum Ergebnis, dass Erdgas-CCSKraftwerke teurer sind als Kohle-CCS-Anlagen(IER 2008). Aktuelle Schätzungen zu den zukünftigen Zertifikatepreisen im EU-Emissionshandelssystem deuten darauf hin, dass CCS im Jahr 2020 wirtschaftlich sein könnte. Auch Kohlekraftwerke mit CCS sind nicht vollständig CO2-frei: Meist wird mit einer Abspaltungsrate von 90% gerechnet – bezieht man die vorgelagerte Prozesskette mit ein, reduziert sich der Minderungsbeitrag auf 72 bis 78%(WI 2007). Schon heute existieren Erdgaskraftwerke, die genauso umweltfreundlich sind wie diese CCS-Kohlekraftwerke im Jahr 2020. Trotzdem ist vor dem Hintergrund langwieriger Infrastrukturmaßnahmen im Energiesystem CCS in jedem Fall als Brückentechnologie wichtig(WI 2007). 28

„Die Zukunft der Kohle in der Stromerzeugung in Deutschland“ von Andreas Löschel Die Abspaltung und Speicherung von CO 2 ist umstritten Eine europaweite Befragung im Rahmen des EU-Forschungsprojekts Accsept unter 500 europäischen Stake als Alibi für heute gebaute – noch nicht CO2-freie Kraftwerke – zu benutzen(Greenpeace 2006). Generell keholdern(34% Akademiker/Forscher, 28% aus der wird CCS von Greenpeace vor allem als teuer und zu riEnergiewirtschaft, sowie Regierungen, Parlamentarier sikoreich bewertet(Greenpeace 2007b). Es wurde sogar und NGOs) zeigt eine allgemein sehr positive Einsteldie langfristig sichere Lagerung als unmöglich bezeichlung zu CCS. net(Greenpeace 2003). Auch die Campact-Kampagne klassifiziert CCS als Wunschvorstellung und fordert, Drei Viertel der Beteiligten fanden diese Technologie notneue Kohlekraftwerke erst zuzulassen, wenn sie mit wendig für das Erreichen der Emissionsziele und erwarGas vergleichbare Wirkungsgrade von 58% erreichen teten die Implementierung in den nächsten Dekaden. (Campact o. J.). Der NABU kritisiert, dass das Klimaproblem zwar teilweise durch CCS gelöst werden könnte, Als negativ wurden die im Moment noch sehr hohen aber die vorgelagerten Probleme des Kohleeinsatzes wie Kosten, der zusätzliche Energiebedarf und die Investitiz. B. Umweltschäden durch Braunkohletagebau nicht onskonkurrenz zu erneuerbaren Energien genannt. Gevermindert, sondern sogar noch verstärkt würden. Auch sundheits- und Sicherheitsrisiken wurden dagegen nur Robin Wood lehnt CCS ab und kritisiert die Bezeichnung von einem kleinen Teil der Befragten als problematisch bewertet(Accsept 2007). In Deutschland unterstützt das „CO2-frei“ als irreführend(WI 2007). BMWi verschiedene Forschungsvorhaben zu CCS wie Die vier großen Energieversorger haben die Bedeutung z. B. COORETEC. Im europäischen Klima- und Energieder CCS-Technologie erkannt und treiben diese voran. abkommen sind 300 Millionen Zertifikate aus der New Vattenfall konzentriert sich in seinen Projekten besonEntrants Reserve zur Finanzierung von bis zu zwölf CCSders auf das Oxyfuel- und das Post-Combustion-VerDemonstrationsprojekten oder Projekten zur Förderung fahren. Am Standort Schwarze Pumpe in Brandenburg erneuerbarer Energien vorgesehen. Zahlreiche Anlagenwurde im September 2008 eine CCS-Pilotanlage mit bauer und Zulieferer versprechen sich von CCS auch eine Oxyfuel-Verfahren in Betrieb genommen. Eon möchAufrechterhaltung der exportgeeigneten Kraftwerkstechnologie in Deutschland. Befürwortet wird CCS z. B. te 2009 eine Pilotanlage zur CO2-Abtrennung am hessischen Kohlekraftwerk Staudinger errichten. RWE von DEBRIV(Deutscher Braunkohlen-Industrie-Verein), forscht an einem IGCC-CCS-Kohlekraftwerk als innoGVSt(Gesamtverband der Steinkohle), VDI und EPPSA vative Brückentechnologie zur klimafreundlichen Koh(European Power Plant Suppliers Association). leverstromung. In einem nächsten Schritt plant RWE eine 500 Kilometer lange„Klimaschutzpipeline“ vom Auch der WWF ist aufgeschlossen gegenüber CCS, unKraftwerk in Hürth bei Köln zu den vorgesehenen Speiter der Bedingung, dass die Speicherung internationacherstätten in Norddeutschland. ler Kontrolle unterliegt und nicht im Meer durchgeführt wird, dass nur entwickelte Länder mit CO2-Obergrenzen CCS als Emissionsminderungsmaßnahme anrechnen Eine Gesetzesinitiative zur Regelung von Abscheidung, Transport und dauerhafter Speicherung von Kohlendidürfen und dass keine Konkurrenz um Forschungsgelder oxid ist von der Bundesregierung am 1. April 2009 verabmit erneuerbaren Energien auftritt – und somit CCS nur als Ergänzung und nicht als Alternative zu erneuerbaren schiedet worden und soll Klarheit bei der CO2-Lagerung bringen. Von Interesse sind dabei insbesondere die HafEnergien eingesetzt wird. Eine ähnliche Position vertritt tungsfrage und der Aufbau des neuen Pipelinenetzes. auch das Climate Action Network(WI 2007). Die VerZudem gibt es das Problem der regionalen Verteilung der fügbarkeit von CCS könnte insbesondere in Ländern wie China, die gegenwärtig strengere KlimaschutzverpflichCO2-Speicher, da diese überwiegend im Norden angesiedelt sein werden. Neben der Lösung der technischen tungen ablehnen, zu hohen CO2–Einsparungen führen. Probleme, ist die Schaffung dieser Rahmenbedingungen notwendige Voraussetzung für einen raschen Einstieg Verschiedene Umweltorganisationen sind sehr kritisch in die klimapolitisch erforderliche Abspaltung und Spei29 gegenüber CCS eingestellt. Greenpeace warnt davor, cherung von CO2 in Europa, aber auch insbesondere in zukünftig mögliche klimafreundliche Kohlekraftwerkohlereichen Ländern wie China oder den USA.

Energiepolitik_1| 2009 V. Politische Handlungsempfehlungen Die Kohleverstromung wird wegen ihrer ökonomischen Vorzüge auch in Zukunft einen zentralen Bestandteil der Energieversorgung darstellen. Insbesondere in Ländern ohne klimapolitische Zielsetzungen wird Kohle eine weitere Renaissance erleben. Deshalb wird zu Recht Kohle als Hauptgefährdung für das Weltklima aufgefasst und die Abspaltung und Speicherung von CO2 als notwendige Technologie zur Stabilisierung und langfristigen Reduktion der globalen Treibhausgasemissionen vorangetrieben. Bei der Diskussion über die Zukunft der Kohle in Deutschland ist jedoch zu beachten, dass in Europa ein gut funktionierendes, ökonomisches Instrument zur Minderung der Treibhausgasemissionen in den energieintensiven Sektoren bereits besteht: der EU-Emissionsrechtehandel. Der EU-Emissionsrechtehandel sichert die kosteneffiziente Reduktion von Treibhausgasemissionen auch in der Stromerzeugung. Der Emissionsrechtehandel umfasst mehrere Sektoren in den Mitgliedsstaaten der Europäischen Union. Zusätzliche klimapolitische Maßnahmen in einzelnen Mitgliedsstaaten oder Sektoren des Emissionsrechtehandels sind daher unsinnig, im besten Fall wirkungslos. Dies ist eine wichtige Einsicht für die Diskussion über die Zukunft der Kohleverstromung: Nationale CO2Ziele und technologiespezifische Maßnahmen etwa mit Blick auf die Kohleverstromung verstoßen gegen das Konstruktionsprinzip des europäischen Emissionshandels. Es spielt eben keine Rolle(mehr), wie viele Kohlekraftwerke etwa in Deutschland oder in Spanien stehen oder wie viele Emissionen in der Stromerzeugung (in Deutschland) anfallen. Es zählt allein, die EU-weite CO2-Obergrenze. Emissionen werden im Emissionshandel dort getätigt werden, wo sie den höchsten ökonomischen Nutzen stiften, und dort reduziert, wo dies relativ kostengünstig möglich ist. Es erscheint aus wirtschaftlicher Sicht daher sinnvoll, den Emissionshandel weiter zu stärken. Glaubhafte langfristige Reduktionsziele und merkliche Preise für CO2-Emissionen werden zu einem Rückgang der Kohleverstromung führen. Von zusätzlichen Maßnahmen ist abzusehen. vorgezogene Stilllegung eines bestehenden Kohlekraftwerks wie eine Subventionierung der Ersatzinvestition. Wenngleich die Modernisierung des Kraftwerksparks aus klima- und ressourcenpolitischer Sicht sinnvoll sein kann, bleibt doch unklar, warum derzeit bestehende umweltpolitische Rahmenbedingungen – wie z. B. der EU-weite Emissionsrechtehandel – nicht bereits ausreichende Anreize setzen. Insbesondere die beschlossene künftige Abkehr von der freien Vergabe der Emissionsrechte stellt einen wichtigen Schritt in Richtung einer verursachungsgerechten Belastung emissionsintensiver Produktionskapazitäten dar. Doch selbst wenn zusätzliche Maßnahmen befürwortet werden, erscheint eine effektive und effiziente Ausgestaltung eines Prämiensystems wegen der damit einhergehenden Informationserfordernisse nicht realisierbar. Hierzu müssten die Bestimmungsfaktoren des wirtschaftlichen Ersatzzeitpunktes bekannt sein. Diese umfassen etwa den technischen Stand der verfügbaren Neuanlagen, die Investitionskosten der Neuanlage, die Investitionskosten und Abschreibung bzw. Amortisation der alten Anlage, Brennstoffkosten und die Auswirkungen der Regulierung des Energiesektors. Werden nun die zu kompensierenden Opportunitätskosten zu gering eingeschätzt, verfehlt die Prämie ihre Wirkung. Im umgekehrten Fall zu hoher Prämie besteht die Gefahr einer möglichen Überförderung und des bewussten Abschöpfens von öffentlichen Mitteln durch die Investoren. Diese sogenannten Mitnahmeeffekte entstehen immer dann, wenn die Kraftwerksbetreiber auch ohne Subventionierung in Form von Stilllegungsprämien Ersatzinvestitionen tätigen würden oder die Ersatzinvestition bereits bei einer geringeren Subvention ausgelöst würde. Es besteht weiterhin die Gefahr, dass nach Ankündigung der Prämie Ersatzinvestitionen so lange zurückgehalten werden, bis der Ersatz des bestehenden Kraftwerks zusätzlich gefördert wird. Dies gilt speziell auch für Anlagen, die aus ökonomischen Gründen sowieso vom Netz gehen würden. So ist etwa eine sogenannte Stilllegungsprämie für alte Kohlekraftwerke vor diesem Hintergrund kritisch zu betrachten. Eine Stilllegungsprämie soll die wirtschaftliche 30 Nutzungsdauer einer Altanlage verkürzen. Aus ökonomischer Sicht wirkt die Zahlung einer Prämie für die

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Die Mitglieder des Arbeitskreises„Energiepolitik“ sind Experten aus Verwaltung, Politik, Wirtschaft, Wissenschaft und der Zivilgesellschaft. Kontakt: Dr. Philipp Fink(philipp.fink@fes.de). Die in dieser Publikation zum Ausdruck kommenden Meinungen sind die des Autors/der Autorin und spiegeln nicht notwendigerweise die Meinung der Friedrich-Ebert-Stiftung oder des Arbeitskreises„Energiepolitik“ wieder.