Studie zur Umrüstbarkeit von kohlebefeuerten … von der DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH im Auftrag...

Studie zur Umrüstbarkeit von kohlebefeuerten Kraftwerks-anlagen auf Erdgas auf dem deutschen Energiemarkt

Angefertigt von der DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH im Auftrag von SHELL Internati-onal Exploration and Production B.V

Autoren

Philipp Pietsch

Werner Vieweg

Dr. Jürgen Koppe

Dr. Matthias Werschy

Gideon Saunders

DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH

Karl-Heine-Straße 109/111

04229 Leipzig

Tel.: +49(0)371 4195-300

Fax: +49(0)371 4195-309

www.dbi-gruppe.de

Umrüstbarkeit von kohlebefeuerten Kraftwerksanlagen auf Erdgas

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis ................................................................................................................ II

Tabellenverzeichnis ................................................................................................................... III

Formel- und Abkürzungsverzeichnis ......................................................................................... IV

Abstract ...................................................................................................................................... 1

Einleitung .............................................................................................................................. 2

Technische Machbarkeit und Auswirkungen .......................................................................... 3

Marktsituation und Gründe für die Umrüstung .............................................................. 3

Möglichkeiten der Umrüstung ....................................................................................... 8

2.2.1 Brennstoffumstellung der Feuerung bestehender Kessel .................................... 9

2.2.2 Neubau Gasturbine und Abhitzekessel bei Einbindung bestehender

Dampfturbine ....................................................................................................... 9

2.2.3 Neubau Gasturbine und Einbindung bestehender Kessel und Dampfturbine ..... 10

2.2.4 Neubau GuD-Anlage und Nutzung bestehender Kessel als Spitzenlastkessel .. 10

2.2.5 Errichtung Ersatzkraftwerk und Rückbau der Altanlage ..................................... 11

Auswirkungen auf den elektrischen Wirkungsgrad ..................................................... 11

Beispiele für Umrüstungen ......................................................................................... 12

2.4.1 Deutschland ...................................................................................................... 12

2.4.2 USA................................................................................................................... 16

Anforderungen an die Infrastruktur ............................................................................. 18

Mögliche CO2- Einsparungen ..................................................................................... 18

Kostenabschätzung ............................................................................................................. 21

Anlagenkosten ........................................................................................................... 21

Durchschnittliche Stromgestehungskosten ................................................................. 21

Infrastruktur ................................................................................................................ 22

Kosten pro Tonne CO2 ............................................................................................... 23

Beschäftigungssituation des deutschen Kohle- und EE-sektors .......................................... 25

Beschäftigungsraten und Auswirkungen auf den deutschen Kohlesektor ................... 25

Beschäftigungssituation und möglicher Jobzuwachs im EE-Sektor ............................ 26

Übertragbarkeit auf den europäischen Markt ....................................................................... 28

Ergebnisse .......................................................................................................................... 30

Literaturverzeichnis ................................................................................................................... 32

Anhang ..................................................................................................................................... 36


Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Zusammensetzung der Stromgestehungskosten von Bestandsanlagen im GuD-Prozess und Kohle ............................................................................................... 6

Abbildung 2: Prognose des Beschäftigungszuwachses durch den Ausbau der erneuerbaren Energien und den Export von Produktionsanlagen in Deutschland bis 2050 ..... 26

Abbildung 3: Übersichtskarte Außerbetriebnahmen und Erdgasumrüstungen von Kohle befeuerten Kraftwerksanlagen ............................................................................ 41

Abbildung 4: Erdgas-Fernleitungen ........................................................................................... 42


Tabellenverzeichnis

Tabelle1: Änderungen im elektrischen Wirkungsgrad durch Umbau ......................................... 11

Tabelle 2: Schadstoffwerte nach Umbau ................................................................................... 13

Tabelle 3: Umrüstungen von Kraftwerksanlagen in Deutschland ............................................... 14

Tabelle 4: Kraftwerksumrüstungen in den USA ......................................................................... 17

Tabelle 5: Entfernung ostdeutscher Großkraftwerke zum Gasnetz ........................................... 18

Tabelle 6: Durchschnittlicher CO2-Ausstoß der einzelnen Kraftwerkstypen bei der Stromerzeugung ....................................................................................................... 19

Tabelle 7: CO2-Ausstoß in Deutschland 2014 aufgeschlüsselt auf die einzelnen Emittenten .. 19

Tabelle 8: Bruttostromerzeugung 2014 inklusive Anteilen an der CO2-Erzeugung ................... 20

Tabelle 9: CO2-Ersparnis bei vollständiger Umrüstung von Kohlekraftwerken auf Erdgas ......... 20

Tabelle 10: Parameter von konventionellen Kraftwerksneubauten .......................................... 21

Tabelle 11: Stromgestehungskosten der einzelnen Erzeugungsarten in 2014 .................... 22

Tabelle 12: Kosten von Erdgasleitungen verschiedener Nennweiten ........................................ 23

Tabelle 13: Gestehungskosten mit aktuellem CO2-Preis ........................................................... 23

Tabelle 14: Angestelltenstruktur Kohle in 2015 ....................................................................... 25

Tabelle 15: Beschäftigungssituation im EE-Sektor .................................................................... 26

Tabelle 16: Geschätzte Abschaltkapazitäten von Braunkohlekraftwerken bei einer 30 jährigen Anlagenlebensdauer und Amortisation ................................................................... 31

Tabelle 17: Liste Steinkohle befeuerter Kraftwerksanlagen in Deutschland > 100 MWel ............ 37

Tabelle 18: Liste Braunkohle befeuerter Kraftwerksanlagen in Deutschland > 100 MWel .......... 39


Formel- und Abkürzungsverzeichnis

€/kW - Euro je Kilowatt

AHK - Abhitzekessel

ct/kWh - Eurocent je Kilowattstunde

ct/t - Eurocent je Tonne

DT - Dampfturbine

EE - Erneuerbare Energien

g/kWh - Gramm je Kilowattstunde

GT - Gasturbine

GuD - Gas- und Dampf Kraftwerk

HKW - Heizkraftwerk

kW - Kilowatt

kWh - Kilowattstunden

MW - Megawatt

MWh - Megawattstunden

PV - Photovoltaik

1


Abstract

Ein vollständiger Wechsel von Stein- und Braunkohle auf Erdgas würde in der deutschen Energie-

wirtschaft eine Emissionsreduktion von mindestens 40 % des CO2 mit sich bringen. Mit einem zu-

sätzlichen Ausbau von Erneuerbaren Energien (EE) und einer Umrüstung zu GuD-Anlagen kann

dieser Anteil noch deutlich wachsen. Auf den gesamten deutschen CO2-Ausstoß umgelegt könnten

mindestens 15 % der Emissionen eingespart werden.

Die Umrüstbarkeit von Kohlekraftwerken auf Erdgas als Brennstoff lässt sich nicht pauschal auf alle

Anlagentypen übertragen. In Abhängigkeit vom Brennstoff, Kesselgeometrien, Anlagenalter und

Wärmeauskopplung unterscheiden sich technische Möglichkeiten, resultierende Wirkungsgrade und

Kosten sehr stark. Insbesondere die in Deutschland verbreiteten städtischen HKWs und Industrie-

kraftwerke stellen eine gute Basis für einen Brennstoffwechsel dar. Große Braunkohleblöcke sind

dagegen nicht konvertierbar.

Ein Kohleausstieg ist mit dem Verlust von Arbeitsplätzen im Kohlebergbau, dem Kohletransport und

im Kraftwerkssektor verbunden. Allerdings ist der prognostizierte Stellenzuwachs durch die teilweise

Umstellung auf Erdgasbetrieb und im Bereich der EE durch gute Zukunftsaussichten für den Export

von Anlagentechnik und den Zubau der nationalen Erzeugungskapazitäten deutlich höher, als die

mit dem Ausstieg verbunden abzubauenden Stellen. Dementsprechend sind die mittelfristigen volks-

wirtschaftlichen Auswirkungen eines Kohleausstiegs eher positiv zu bewerten.

Um einen wirtschaftlichen Anreiz zum Brennstoffwechsel zu schaffen, müsste der CO2-Preis auf

etwa 70 €/t ansteigen. Erst auf diesem sehr hohen Niveau kann der im GuD-Prozess erzeugte Strom

in den Gestehungskosten zur günstigen Braunkohleverstromung aufschließen. Auch zur Konkurrenz

mit Steinkohle müsste der CO2-Preis auf etwa 30 € pro Tonne steigen. Alternative hierzu ist ein

politisch vorangetriebener Ausstieg aus der Kohle.

Alternative zu einer Erhöhung des CO2-Preises stellt ein politisch vorangetriebener Kohleausstieg

dar. Hierbei bietet sich bei Steinkohleanlagen der für 2018 vorgesehene Ausstieg aus dem Stein-

kohleabbau an, die Kraftwerksanlagen stückweise auf Erdgasbetrieb umzurüsten oder stillzulegen.

Deutlich anders gestaltet sich die Situation im Braunkohlesektor. Da sich Braunkohle befeuerte

Kraftwerke nicht oder nur schwierig auf den Betrieb mit Erdgas umrüsten lassen, ist ein Konzept

vorstellbar, nach welchem die Anlagen entlang ihrer Amortisationszeiten abgeschaltet werden. Dies

bedeutet zusätzlich, dass alte Anlagen mit hohen spezifischen Emissionen zeitiger vom Netz gehen

und effizientere, neuere Anlagen länger in Betrieb bleiben. Ein solcher Ausstieg könnte 2042 mit

einem Abschalten der BoA-Blöcke im Kraftwerk Neurath beendet werden.

Eine Übertragbarkeit der Ergebnisse auf den europäischen Markt ist nicht gegeben, da sich die ein-

zelnen nationalen energiewirtschaftlichen und -politischen Situationen zum Teil sehr stark unter-

scheiden. Für die Energiemärkt in der Tschechischen Republik und in Polen lassen sie die hier ent-

wickelten Konzepte anteilig übertragen.

2


Einleitung

Die Verstromung von Kohle ist in Deutschland eine der Hauptsäulen des Energiemarktes. Gerade

die Braunkohle zeichnet sich neben sehr geringen Rohstoffpreisen durch eine hohe und planbare

Verfügbarkeit aus. Kehrseite hierbei sind die sehr hohen CO2-Emissionen, welche die Kohleverstro-

mung im Vergleich zu allen anderen Energieträgern mit sich bringt. Um die CO2-Emissionen lang-

fristig und nachhaltig zu senken, ist ein Ausstieg aus der Kohle somit nahezu unumgänglich und zu

erwarten. Dies zeigen auch die Erklärungen von insgesamt 45 Staaten weltweit, welche bis 2050

vollständig auf fossile Energieträger verzichten wollen.1

Die hier vorliegende Studie befasst sich mit den Möglichkeiten, einen Brennstoffwechsel von Kohle

auf Erdgas an Bestandsanlagen durchzuführen. Neben einer möglichst nachhaltigen Weiternutzung

bestehender Anlagentechnik werden dadurch die Investitionskosten für Anlagenbetreiber niedrig ge-

halten, um eine sukzessive Abkehr von der Kohleverstromung zu Erzeugungsarten mit geringeren

CO2-Emissionen zu bewirken.

Neben einer Untersuchung der gegenwärtigen Situation des deutschen, europäischen und U.S.-

amerikanischen Energiemarkts werden technische Möglichkeiten präsentiert, Kohlekraftwerke um-

zurüsten und mit diversen Beispielen hinterlegt. Die Auswirkungen der Umbauten auf den elektri-

schen Wirkungsgrad werden ebenso beleuchtet, wie die möglichen CO2-Einsparungen. Außerdem

werden die Anlagenkosten und Stromgestehungskosten der einzelnen Erzeugungsarten einem

möglichen neuen CO2-Preis gegenüber gestellt, welcher notwendig wäre, um eine Wettbewerbssi-

tuation zwischen der Braunkohleverstromung und anderen CO2-ärmeren Prozessen herzustellen.

Da über den Kohleabbau, die Kohleveredelung und deren Weiterverwendung viele Arbeitsplätze in

Deutschland gesichert werden, untersucht die Studie zusätzlich den derzeitigen Stand des Arbeits-

marktes im Bereich der Kohle und stellt diesem mehrere Entwicklungspotenziale gegenüber, wie

sich ein Kohleausstieg ohne den Verlust von Arbeitsplätzen vollziehen kann. Die Übertragbarkeit der

Ergebnisse auf andere europäische Länder wird ebenfalls betrachtet.

Final gibt die Studie eine Handlungsempfehlung, unter welchen Begleitumständen ein klimascho-

nender Kohleausstieg bzw. Umbau der Kraftwerkskapazitäten auf Erdgas erfolgen kann, ohne in

großem Maß Arbeitsplätze in Deutschland zu gefährden.

1 Quelle: http://www.energiezukunft.eu/umwelt/politik/cop22-45-laender-verzichten-komplett-auf-fossile-ener-gien-gn104425/

3


Technische Machbarkeit und Auswirkungen

Marktsituation und Gründe für die Umrüstung

Deutschland:

Deutschland nimmt innerhalb des internationalen Rahmens eine Vorreiterrolle bei der Umsetzung

der Klimaschutzziele und damit im Kontext der Erhöhung der Energieeffizienz ein. Der Prozess der

Umsetzung und Gestaltung hat in den letzten zwei Jahren deutlich an inhaltlicher Kontur und zeitli-

cher Prägnanz gewonnen.

Der nationale Treibhausgasausstoß soll gegenüber dem Basisjahr 1990 bis 2020 um 40 Prozent,

bis 2030 um 55 Prozent, bis 2040 um 70 Prozent und schließlich bis 2050 um 80 bis 95 Prozent

gesenkt werden.2 Deutschland leistet, im Einklang mit der EU Energieeffizienzrichtlinie, einen Bei-

trag zur Minderung des europäischen Energieverbrauchs. Im nationalen Energiekonzept und natio-

nalen Reformprogramm 2013 wird darüber hinaus eine Reduzierung des nationalen Primärenergie-

verbrauchs bis 2020 um 20 Prozent und bis 2050 um 50 Prozent gegenüber 2008 angestrebt. Eben-

falls wurde im nationalen Energiekonzept eine Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien am

Bruttoendenergieverbrauch bis 2030 auf 30 Prozent, bis 2040 auf 45 Prozent und bis 2050 auf 60

Prozent festgelegt. Der Anteil der erneuerbaren Energien am Gesamtstromverbrauch soll bis 2035

auf 55 bis 60 Prozent gesteigert werden. Um das Ziel der Treibhausgas-Emissionsreduktion um 80

bis 95 Prozent bis 2050 zu erreichen, stellte die Bundesregierung außerdem einem nationalen Kli-

maschutzplan 2050 vor3. Es wird einheitlich von einem deutlichen Energieträgerwechsel ausgegan-

gen: Die Nutzung von Stein- und Braunkohle geht zurück, die Anteile erneuerbarer Energien steigen

weiter deutlich an. Zusätzlich sinkt der Einsatz der eingesetzten Primärenergie. 4

Eine Ausnahme stellt der Einsatz von Erdgas dar. Allen bisherigen Szenarien der deutschen Ener-

giepolitik ist gemeinsam, dass Erdgas auch nach 2020 noch eine wesentliche Rolle spielt.

Folgende wesentliche Aspekte können angeführt werden, welche gasbasierte Kraftwerkstechnolo-

gien für den zukünftigen Einsatz favorisieren:

- In einem Stromsystem mit hohen Anteilen fluktuierend einspeisender erneuerbarer Strom-

quellen löst sich die gegenwärtige Dreigliederung in Grund-, Mittel- und Spitzenlast auf. Klas-

sische Grundlastkraftwerke wird es in Zukunft nicht mehr geben. Alle verbleibenden fossilen

Kraftwerke müssen dann in verstärktem Maße zur Regelung beitragen und helfen, die nach

Abzug der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien verbleibende (residuale) Last zu de-

cken.5

2 Quelle: http://www.klimaschutzplan2050.de/ 3 Quelle: http://www.klimaschutzplan2050.de/ 4 Quelle: Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung 5 Vgl. Nolden, C. et al (2016

4


- Das Grundkonzept der GuD-Fahrweise beruht auf der kurzen Anfahrzeit der Gasturbine. Zu

Tageszeiten mit hohen Strompreisen wird die GuD-Anlage betrieben. Die gekoppelt anfal-

lende Wärme wird als Fernwärme genutzt oder im Wärmespeicher eingelagert. In Zeiten

niedriger Strompreise steht die Fernwärmeversorgung im Vordergrund (wärmegeführte

Fahrweise).

- Gaskraftwerke tragen im besonderen Maße zu Reduzierung der Emission des Treibhausga-

ses CO2 bei (siehe Kapitel 2.6)

- Gasbefeuerte Anlagen verfügen im GuD-Prozess über eine hohe energetische Effizienz

(siehe Kapitel 3.4)

- Gas ist komfortabel in der technologischen Anwendung. Die Investitionskosten sind relativ

zu Kohlekraftwerken geringer (siehe Kapitel 3.1). Für den leitungsgebundenen Energieträger

Erdgas steht ferner eine bereits gut ausgebaute Transport- und Speicherinfrastruktur in

Deutschland zur Verfügung. Analog trifft das für die Stromnetzstrukturen zu.

- Abgeschriebene Strukturen können erneuert und erweitert werden

Nicht unerwähnt bleiben darf, dass das derzeitige Preisgefüge des deutschen Strommarktes eine

nachteilige Wirkung auf den Bau/Umbau/Neubau sowie Betrieb von gasbefeuerten Kraftwerkskom-

ponenten hat. Das zeitweise Überangebot von EEG-Strom auf dem Strommarkt führte zu einem

rasanten Verfall der Strompreise am Energiemarkt. 6

Beispielhaft ausgehend von einem Grenzkostenniveau der Stromerzeugung von ca. 30 €/MWh bis

40 €/MWh in GUD- Anlagen (ohne Fixkostenanteil, bei ca. 4000 Volllastbetriebsstunden/a) versus

EEX - Preis Strom (Phelix Base Year Future 2017 - 31,10 €/MWh ( Best-Bid ) in 2019 -25,95 €/MWh

bzw. Phelix Peak Year Future 2017 – 39,35 €/MWh/2019 – 34,40 €/MWh)(Stand:17.11.2016) zeigt

sich die Problematik des Betriebes von GuD -Anlagen.

Zur Minimierung dieser negativen Markteffekte wurde in Deutschland u.a. das so genannte „Kapa-

zitätsmodell“ diskutiert, d.h. Kraftwerksbetreiber erhalten nicht nur für den erzeugten Strom, sondern

auch für die Bereitstellung der Leistung in „Kaltreserve“ einen Bonus. Dieses Modell wird in naher

Zukunft allerdings nicht umgesetzt werden.

In Auswertung der durchgeführten Recherche ist festzustellen, dass in es Deutschland innerhalb der

letzten 20 Jahre keine Umstellung von kohlegefeuerten Kondensationskraftwerken, welche vor der

sogenannten Energiewende zur Grundlastbereitstellung der Übertragungsnetze fungierten, gege-

ben hat.

Anders ist die Situation bei den Industrie- und Heizkraftwerken, die in diesem Zeitraum deutschland-

weit eine Reihe von Feuerungsumstellungen vorgenommen haben. Der zentrale Grund für deren

Entscheidung, eine solche Umstellung vorzunehmen, ist die Verbesserung der Wirtschaftlichkeit.

Darin sind folgende Aspekte zu betrachten:

- Erhöhung des Wirkungsgrades resp. Leistungssteigerung

- Verringerung des CO2-Ausstoßes und dadurch Verminderung des CO2-Zertifikaterwerbs

6 Vgl. Bode, S., Groscurth, H.-M. (2014)

5


- Nutzung von standortspezifischen Synergieeffekten

- Verbesserung der Flexibilität und dadurch Schaffung der Möglichkeit, am Regelenergiemarkt

teilzunehmen

- Einhaltung der Emissionsgrenzwerte bei abgeschriebenen Anlagen, für die sich eine Moder-

nisierung nicht lohnt

- Nutzung der KWK-Förderung

- Personaleinsparung

Weiterhin sind Gründe zu nennen, wie:

- Aufrechterhaltung der Betriebserlaubnis infolge des Inkrafttretens der Großfeuerungsanla-

genverordnung (13. BImSchV) für ostdeutsche Anlagen ab dem 01.07.1995

- Aufrechterhaltung der Betriebserlaubnis infolge des Inkrafttretens der aktuell im Jahr 2013

geänderten Großfeuerungsanlagenverordnung (13. BImSchV, die Grenzwerte dieser Ver-

ordnung sind bei neu beantragten Anlagen sofort einzuhalten. Bei bestehenden Anlagen gel-

ten die Grenzwerte grundsätzlich ab dem 1. Januar 2016. Allerdings wurden für mehrere

Schadstoffe längere Umsetzungsfristen festgelegt).

- Schaffung von Spitzenlastreservekapazität unter Nutzung der Altsubstanz

- Bestehende Klimaschutzvereinbarungen mit der Kommune oder dem Land

- Technisches Lebensdauerende der kohlegefeuerten Altanlage

- Erhöhung des Anteils eigenerzeugter Elektroenergie

- Widerstände der Öffentlichkeit und der Politik gegen kohlegefeuerte Anlagen

Europa:

Die Klima- und Energiepolitik in Europa ist sehr inhomogen. Neben Staaten, welche sich einer

schrittweisen Abkehr von fossilen Energieträgern hin zu regenerativen Energiequellen verschrieben

haben, findet man ebenso Länder, welche gezielt auf einen Ausbau ihrer Kernenergiekapazitäten

bzw. auch auf den Neubau von Kohlekraftwerken7 setzen.

Bestes Beispiel für die schrittweise Abkehr von der Stromerzeugung aus Kohle ist das Vereinigte

Königreich. Eine im November 2015 vorgestellte Bekanntmachung der damaligen Ministerin für

„Energie und Klimawandel“ Amber Rudd sieht einen schrittweisen Ausstieg aus der Kohleverstro-

mung bis 2025 vor.8 Da die komplette Erzeugung ohne fossile Rohstoffe bis 2025 als nicht realisier-

bar anzusehen ist, wird verstärkt auf die Energieträger Erdgas und Uran gesetzt werden.

Die bestehenden Kohlekraftwerke sollen hierfür teilweise umgerüstet werden. Zusätzlich sind di-

verse Ersatzneubauten, insbesondere GuD-Anlagen, geplant.9 Einen Beitrag dazu leisten niedrige

Gaspreise, welche die Stromerzeugung aus Erdgas gegenüber der Kohle wieder konkurrenzfähiger

machen.10 Hauptargument gegen den Einsatz von Kohle sind allerdings die eingeführten nationalen

Gebühren für den CO2-Ausstoß11, welche deutlich höher liegen als die europäischen und für den ein

7 Wozniak, M. (2014) 8 Vgl. Rowena, M. (2015) 9 Vgl. Carrington, D. (2016) 10 Vgl. Timera Energy (2015) 11 Vgl. Jones, D. (2015)

6


unterer Grenzwert festgelegt ist. Der dadurch entstehende Kostenvorteil ist in Abbildung 1 darge-

stellt.

Abbildung 1: Zusammensetzung der Stromgestehungskosten von Bestandsanlagen im GuD-Pro-

zess (CCGT) (52% Wirkungsgrad) und Kohle ( 36 % Wirkungsgrad)12

In Dänemark ist die letzten Jahre ebenfalls eine Abkehr von der Stromerzeugung mit Kohle zu be-

obachten. Neben einer staatlichen, der EEG-Umlage ähnlichen Förderung ist unter anderem auch

ein stetiger Umbau der Kohlekraftwerkskapazitäten zu beobachten.13 Meist erfolgt dabei allerdings

der Brennstoffwechsel auf Biomasse (Holz, Altholz).14 15 Hauptfokus liegt allerdings weiterhin auf der

Erweiterung der Kapazitäten in der Stromerzeugung aus Wind.

Frankreich erreicht mit seinem hohen Anteil an Strom aus Kernenergie und nur 5 % Gesamtanteil

aus Kohle im europäischen Vergleich sehr geringe CO2-Emissionswerte. Zudem ist ein vollständiger

Ausstieg aus den verbliebenen 3 GW Kohlekraftwerksleistung bis 2023 geplant. 16 17

12 Quelle: Timera Energy (2015) 13 Vgl. Friepörtner, A., Pöpperling, T. (2015) 14 Vgl. International District Energy Association (2014) 15 Vgl. Vom Dorp, E. (2014) 16 Vgl. Observatoire de l´Énergie (2006) 17 http://www.energiezukunft.eu/klimawandel/frankreich-vollzieht-kohleausstieg-bis-2023-gn104422/, last re-quested on 13.12.2016

7


Polen deckte 2012 88 % seines Strombedarfs über Stein- (53%) und Braunkohle (35%) und nur 3

% aus EE-Strom.18 Anstatt den Ergebnissen der Pariser Klimakonferenz mit einer zunehmen Dekar-

bonisierung zu folgen setzt Polen stattdessen auf Aufforstungsprogramme bei gleichzeitigem Aus-

bau und Modernisierung der kohlebefeuerten und gasbefeuerten Kraftwerkskapazitäten.19 20

Spanien zeichnet sich in Europa momentan als Energiewende-Vorreiter aus. Die Kapazitäten für

Wind- und Solarstrom sind die letzten Jahre stark gestiegen und der CO2-Austoß in 2013 um 23 %

gefallen.21

In Italien spielt die Stromerzeugung aus Kohle nur eine untergeordnete Rolle (13,2 %) während der

Hauptanteil der Produktion aus Erdgas (34,9%) und EE (40%) gedeckt wird.22

Die Tschechische Republik erzeugt den Hauptanteil ihres Stroms aus Kohle (53 %) und Atomkraft

(34,63%). Erneuerbare Energien und Erdgas haben nur einen geringen Anteil an der Erzeugung.

Die Abschaffung der Einspeisevergütung für EE-Strom in 2014 beendete zusätzlich größtenteils den

Ausbau von Windkraft- und PV-Anlagen.23

USA:

Die Situation auf dem U.S.-Energiemarkt unterscheidet sich deutlich von der deutschen und euro-

päischen. Grundsätzlich decken die USA ihre Stromerzeugung mit 39 % aus Steinkohle und 28 %

aus Erdgas24. Hinzu kommt, dass im Kraftwerkspark immer noch viele unterkritische Steinkohle-

Anlagen aus den 1960er Jahren mit Leistungen im Bereich < 300 MWel in Betrieb sind und sowohl

für die Grund- als auch die Spitzenlastdeckung verwendet werden25. Bedingt durch hohe Auflagen

der U.S.-Behörden zur Reduktion insbesondere von Quecksilber- und Schwefeldioxid-Emissionen,

aber auch des CO2- und CO-Ausstoßes26 stehen die Anlagenbetreiber dieser Kohlekraftwerke stark

unter Druck, die Emissionswerte zu senken. Hinzu kommen seit mehreren Jahren stark gesunkene

Preise für Erdgas, welche es gegenüber der Steinkohle in den USA konkurrenzfähig gemacht ha-

ben27 28.

Da Steinkohlekessel sich gut auf den Betrieb mit Erdgas umrüsten lassen, ziehen und zogen immer

mehr Betreiber in Betracht, die Anlagen umzubauen, anstatt in aufwendige und teure Rauchgasrei-

nigungs- und Aufbereitungsanlagen zu investieren. So konnte beispielsweise die Babcock & Wilcox

Power Generation Group zwischen 2010 und 2015 Anlagen mit einer kombinierten Leistung von

über 3000 MW (2% der gesamten Steinkohlekapazität) umbauen.29 30 Größte Investitionen bei einer

18 Vgl. Wozniak, M. (2014) 19 Vgl. Bujanowski, S. (2013) 20 Vgl. Ancygier, A. (2016) 21 Vgl. Manager Magazin (2014) 22 Vgl. Repower AG (2015) 23 Vgl. Schulze, G. (2014) 24 Vgl. eia U.S. Energy information Administration (2016) 25 Vgl. Gossard, S. (2015) 26 Vgl. EPA US Environmental Protection Agency (2016) 27 Vgl. Slingsby, J. (2015) 28 Vgl. Reinhart, B. et al (2012) 29 Vgl. Gossard, S. (2015) 30 Vgl. Babcock & Wilcox power generation group (2010)

8


solchen Umstellung stellen bei Steinkohle-Anlagen der Bau von neuen Netz- und Übergabestruktu-

ren und die neuen Vorwärmstrecken des Erdgases dar31. Außerdem muss ein Rückbau der Kohle-

silos, Fördereinrichtungen und Mühlen einkalkuliert werden. Details zur technischen Umrüstung und

resultierenden Wirkungsgraden finden sich in Kapitel 2.2.

Möglichkeiten der Umrüstung

So wie die Notwendigkeit, Kraftwerksanlagen von einem Energieträger auf einen anderen umzurüs-

ten, primär aus wirtschaftlichen Erwägungen heraus resultiert, muss auch die jeweilig auszuwäh-

lende Umrüstungstechnologie zwingend aus wirtschaftlichen Erwägungen folgen. Diese sind in je-

dem Fall standortspezifisch und müssen die lokalen Besonderheiten eines jeden Standorts – insbe-

sondere mögliche Synergien – in Betracht ziehen. Insofern gibt es kein Patentrezept, nachdem ty-

pisierte Lösungen möglich sind.

Die im Kapitel 2.4 ausgewählten Beispiele belegen anschaulich, dass jede der Anlagen ihre stand-

ortspezifischen Erfordernisse zu berücksichtigen hat, die jeweils zu angepassten Lösungen geführt

haben. Die Bandbreite dieser Lösungen reicht von einer reinen Feuerungsumstellung der Kessel bis

hin zum Neubau eines modernen Kraftwerks und anschließender Stilllegung respektive Rückbau

der Altanlage.

Im Falle ostdeutscher Kraftwerksanlagen bestand die Besonderheit darin, dass mit der staatlichen

Einheit von DDR und BRD am 03.10.1990 Gesetzlichkeiten der BRD mit einer gewissen Übergangs-

frist auch für ehemalige DDR-Kraftwerke Gültigkeit erlangten, die weit über die Forderungen des bis

dato geltenden DDR-Rechts hinausgingen. Insbesondere war die 13. BImSchV (Großfeuerungsan-

lagenverordnung für Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von > 50 MW) bis zum 01.07.1995

umzusetzen. Ein Schwerpunkt für die kohlegefeuerten Kraftwerke Ostdeutschlands waren fehlende

Rauchgasentschwefelungsanlagen. Je nach Alter und Abschreibungsgrad der Anlage war zu ent-

scheiden, ob eine Ertüchtigung der Anlagen mit dem Ziel, die Grenzwerte nach 13. BImSchV ter-

mingemäß einhalten zu können, machbar und wirtschaftlich darstellbar ist.

Zu erwähnen ist in diesem Zusammenhang, dass in der DDR gerade in den 80er Jahren des letzten

Jahrhunderts massive Anstrengungen zur Energieträgerumstellung gemacht wurden. Ziel dabei war

jedoch – allerdings auch aus wirtschaftlichen Gründen - Erdgas und Heizöl abzulösen und durch

Rohbraunkohle zu substituieren. Aus diesem Grund wurden in dieser Zeit eine Vielzahl neuer Heiz-

kraftwerke und Heizwerke mit Braunkohlefeuerung errichtet, für die die Abschreibung zu diesem

Zeitpunkt längst nicht beendet war, diese Entscheidung aber ebenfalls zu treffen war.

Die bis dato in Deutschland realisierten Umrüstungen lassen sich in die im Folgenden beschriebe-

nen Varianten gliedern. Es werden dabei ausschließlich technische und genehmigungsrechtliche

Aspekte herangezogen, eine Einbeziehung kommerzieller und personalpolitischer Faktoren erfolgt

nicht.

31 Vgl. Gossard, S. (2015), Seite 22

9


2.2.1 Brennstoffumstellung der Feuerung bestehender Kessel

Wie im Kapitel 2.4.1 zum HKW Nord Chemnitz beschrieben, wurden Kesselanlagen Ostdeutsch-

lands Anfang der neunziger Jahre des vorigen Jahrhunderts durch Austausch der Feuerung von

Rohbraunkohle auf Erdgas respektive Heizöl umgestellt. Gleichartige Maßnahmen sind aus Heiz-

kraftwerken Westdeutschlands bekannt.

Hierbei gliedern sich die notwendigen Maßnahmen in folgende Schwerpunkte auf:

- Demontage der Bekohlungsanlage, der Außenisolierung, der Feuerungsanlage, der Frisch-

luftversorgungs- und Saugzuganlage, der Nassentaschungsanlage, der Rauchgasreini-

gungsanlage und ggf. Rauchgaskanäle zum Schornstein und der feuerungsspezifischen

Druckteilbereiche (z. B. Aschetrichter)

- grundhafte rauchgasseitige Kesselreinigung und Vorbereitung der Flächen für notwendige

Prüfungen

- Durchführung erforderlicher Prüfungen resp. Schweißnahtvorbereitung am Kesseldruckteil

- Montage der modifizierten Druckteilkomponenten (z. B. Brennkammerboden, Nachschalt-

heizflächen mit engerer Teilung)

- Verschließen der überflüssigen Druckteilöffnungen (z. B. für Rauchgasrücksaugungen,

Zündbrenner etc.) und ggf. Reparatur der bei Prüfungen ermittelten Schadstellen

- Montage des neuen Brennstoffzuführungssystems, der neuen Frischluftversorgungs- und

Abgasanlage, u. U. Montage eines neuen Kamins, einer Rauchgasrezirkulationsanlage, der

neuen Feuerung, feuerungsspezifischer Messtechnik, der Außenisolierung oder Kessel-

hülle32

2.2.2 Neubau Gasturbine (GT) und Abhitzekessel (AHK) bei Einbindung bestehen-der Dampfturbine

Bei dieser Variante (Vgl. Kapitel 2.4.1 HKW Würzburg und HKW Hannover Linden) handelt es sich

nicht um eine prüfpflichtige Änderung an einer überwachungsbedürftigen Anlage, sondern um den

Neubau zweier Hauptkomponenten (davon einer überwachungsbedürftigen Anlage) und die Stillle-

gung respektive den Abriss einer überwachungsbedürftigen Anlage.

Daraus resultiert der im Folgenden beschrieben Ablauf:

- kompletter Abriss der Altkesselanlage

- Kappung der Frischdampfleitung zwischen Altkessel und Dampfturbine. Je nach Restlebens-

dauer bzw. Gefügezustand kann der Austausch der gesamten Frischdampfleitung notwendig

sein

32 Quelle: DIN EN 746-2 (2011)

10


- Errichtung Gasturbine incl. Brennstoff- und Frischluftversorgungsanlagen, Zwischenkühlsys-

tem, Schmierstoffversorgung und Feuerlöschanlage

- Errichtung der kompletten Abhitzekesselanlage incl. Prüfung vor erster Inbetriebnahme

- Montage der neuen Frischdampfleitung zwischen Abhitzekessel und Dampfturbine in dem

erforderlichem Umfang

2.2.3 Neubau Gasturbine und Einbindung bestehender Kessel und Dampfturbine (DT)

Bei dieser Variante wird die bestehende Altanlage modifiziert und durch Zubau einer Gasturbine zur

GuD-Anlage umgewandelt (siehe Kapitel 2.4.1 HKW Würzburg).

Folgender Ablauf ist erforderlich:

- Modifikation des Altkessels entsprechend der neuen Betriebsparameter, die die Gasturbine

vorgibt

- Demontage der Bekohlungsanlage zur Feuerung des Altkessels, der Außenisolierung, der

Feuerungsanlage, der Frischluftversorgungs- und Saugzuganlage, der Nassentaschungsan-

lage, der Rauchgasreinigungsanlage(n) und ggf. Rauchgaskanäle zum Schornstein, der feu-

erungsspezifischen Druckteilbereiche

- Durchführung erforderlicher Prüfungen resp. Schweißnahtvorbereitung am Kesseldruckteil

und der Frischdampfleitung zur Dampfturbine

- grundhafte rauchgasseitige Kesselreinigung und Vorbereitung der Flächen für notwendige

Prüfungen

- Montage der modifizierten Druckteilkomponenten, der neuen Abgasanlage, u. U. eines

neuen Kamins, der Zusatzfeuerung und ggf. zusätzlicher Heizflächen zur Heißwasserberei-

tung

- Verschließen der überflüssigen Druckteilöffnungen (z. B. für Rauchgasrücksaugungen,

Zündbrenner etc.) und ggf. Reparatur der bei Prüfungen ermittelten Schadstellen

- Durchführung von Prüfungen an der Dampfturbine entsprechend der erreichten Betriebs-

stundenzahl und ggf. Beseitigung evtl. vorhandener Befunde

2.2.4 Neubau GuD-Anlage und Nutzung bestehender Kessel als Spitzenlastkessel

Für diese Variante ist es erforderlich, die neue GuD-Anlage in den Bestand der Altanlage einzuord-

nen, wobei die erforderlichen Rückbauten unter dem Gesichtspunkt zu tätigen sind, dass eine be-

absichtigte Anzahl der Altkessel im Bestand verbleibt und als Spitzenlastanlage auf den Brennstoff

Erdgas umzurüsten sind (Vgl. HKW Sandreuth-Nürnberg, Kapitel 2.4.1).

Die erforderlichen Maßnahmen sind bezüglich des Neubauumfangs identisch mit den unter Kapitel

2.2.5 beschriebenen.

11


2.2.5 Errichtung Ersatzkraftwerk und Rückbau der Altanlage

Das im Kapitel 2.4.1 aufgeführte Beispiel des HKW Nossener Brücke Dresden ist zwar nicht direkt

als „Umrüstung einer kohlegefeuerten Kraftwerksanlage“ zu sehen, markiert aber die im Vergleich

zur unter Ziffer 2.2.1 beschriebenen Feuerungsumstellung an einem Kessel das andere Ende des

Bandes, in dem in Bestandsanlagen der Brennstoff Kohle abgelöst und durch Erdgas, Heizöl, Bio-

masse oder Ersatzbrennstoffe ersetzt werden kann.

Hierzu sind die Maßnahmen zusammengefasst wie folgt darzustellen:

- Errichtung der Neuanlage

- Inbetriebnahme und Probebetrieb, Voraussetzung: Erlaubnis der zuständigen Behörde im

Ergebnis des Genehmigungsverfahrens liegt schriftlich vor

- Aufnahme Dauerbetrieb

- Stilllegungsanzeige für die Altanlage an die zuständige Behörde

- Außerbetriebnahme der Altanlage

- Entfernen der Brandlasten und Schadstoffe aus der Anlage

- Abriss der Altanlage

Auswirkungen auf den elektrischen Wirkungsgrad

Für die im Kapitel 2.2 gezeigten Umbaumöglichkeiten lassen sich pauschal die in Tabelle1 folgenden

Aussagen zum elektrischen Wirkungsgrad im Vergleich zur Altanlage treffen.

Tabelle1: Änderungen im elektrischen Wirkungsgrad durch Umbau (≤ - Kleiner/gleich; ↑ - steigt) (eigene Darstellung)

Art des Umbaus Änderung im elektrischen Wirkungsgrad Emissionen

Brennstoffumstellung ≤ ↓

Neubau Gasturbine/ Abhitzekessel ↑ ↓

Neubau Gasturbine ↑ ↓

GuD Ersatzkraftwerk ↑ ↓

Die steigenden Wirkungsgrade für den Zubau von Gasturbine und Abhitzekessel bzw. den Neubau

einer GuD-Anlage entstehen durch die Funktionsweise des GuD-Prozesses, in welchem ein aufei-

nander abgestimmtes System aus Gasturbine, Abhitzekessel und Dampfturbine eine optimale Nut-

zung der in der Verbrennung entstehenden Wärme ermöglicht.

Auf Grund schlechterer Wärmeübergänge und einer nicht optimierten Feuerraumgeometrie ist bei

einer reinen Brennstoffumstellung von Kohlekesseln auf Erdgas zu erwarten, dass der Wirkungsgrad

sich um bis zu 2 % verschlechtert.

12


Beispiele für Umrüstungen

2.4.1 Deutschland

Block A; HKW Nord Chemnitz 33

Das Heizkraftwerk Chemnitz Nord II wurde bei der Errichtung im Zeitraum 1978-1989 für den Betrieb

von drei Dampferzeugern auf der Basis von Rohbraunkohle, mit einer Nenndampfleistung von 3 x

320 t/h im Blockbetrieb konzipiert. Die Kessel der Blöcke A, B und C haben einen zulässigen Be-

triebsdruck von 157,9 bar (Ü) bei einer Frischdampftemperatur von 535 °C.

Mit der Umsetzung der bundesdeutschen Gesetze, speziell der für diese Dampferzeugeranlagen

geltenden 13. Bundesimissionsschutzverordnung, wurden tiefgreifende technische Veränderungen

an dieser Kraftwerksanlage notwendig. Mit dem Stichtag, 01.07.1995, galten veränderte Emissions-

grenzwerte. Im Konkreten bestand die Forderung darin, den Grenzwert für Schwefeldioxid im Rauch-

gas für die kohlegefeuerten Dampferzeuger von kleiner 400 mg/Nm³ einzuhalten. Unter dieser Maß-

gabe bestand die Notwendigkeit der Nachrüstung einer Rauchgasentschwefelungsanlage bei

gleichzeitiger Sicherung der Strom- und Wärmeversorgung der Stadt Chemnitz.

Es wurde deshalb von der damaligen Stadtwerke Chemnitz AG (jetzt: eins energie in sachsen GmbH

& Co. KG) ein Erzeugerkonzept auf der Basis eines Brennstoffmixes entwickelt. Zwei der drei

Dampferzeuger wurden weiter mit Rohbraunkohle betrieben. Ihre Rauchgase werden seit 1995 in

einer gemeinsamen Rauchgasentschwefelungsanlage gereinigt. Der Dampferzeuger des Blockes A

hingegen erfuhr 1995 eine Brennstoffumstellung. Er wurde von der ursprünglichen Braunkohlen-

staubfeuerung auf eine bivalente Feuerung auf Basis von Erdgas und leichtem Heizöl umgebaut.

Mit diesem feuerungstechnischen Umbau wurden die primären Erzeugerkapazitäten des Blocks A

von 65 MWel und 165 MWth nicht verändert. Jedoch wurde die Flexibilität des Heizkraftwerks erhöht

und die Reduzierung der technischen Mindestlast des Kessels auf 120 t/h Frischdampf erreicht.

Dabei wurden folgende Umbauschritte vollzogen:

- Demontage der gesamten zum Kessel gehörenden Bekohlungsanlage, der Brennstoffaufbe-

reitungs- und Verteilungstechnik (Mühlen und Staubbrenner), des nicht mehr benötigten E-

Filters, der Saugzuganlage und der Rauchgaskanäle und der Nass-Entaschungsanlage

- Rückbau des Brennkammertrichters (entspricht der Verdampfer-Heizflächen aller 4 Brenn-

kammerwände bis auf Höhe der 10 m Bühne)

- Anpassung der Verdampfer-Heizfläche an die neuen Bedingungen der Feuerung durch Ein-

bau eines Kesselbodens, Schließen des Druckteiles

- Einbau einer 4-Brenner-Bodenfeuerung für eine bivalente Fahrweise

- Montage des Rauchgasrezirkulationssystems in Verbindung mit 4 Stück NOx-armen 70 MW-

Brennern

- Errichtung eines neuen Abgassystemes mit eigenem Kamin über Kesselhausdach

33 Quelle: eins energie in sachsen GmbH & Co. KG

13


- Stabilisierung der verbliebenen Membranwände durch Schließen nicht mehr benötigter Öff-

nungen

- Austausch des alten Speisewasservorwärmers durch eine neue, auf die veränderte Feue-

rungsart abgestimmte Heizfläche mit verbessertem Anfahrverhalten

Parameter nach Umbau:

Lastbereich: 120 - 350 t/h Frischdampf

Frischdampfdruck : 131,4 bar

Frischdampftemperatur : 535 °C

zul. Betriebsdruck : 157,9 bar

Die Schadstoffwerte nach Umbau sind in Tabelle 2 aufgeführt.

Tabelle 2: Schadstoffwerte nach Umbau

NOx mit Rezirkulation CO Staub

Gasbetrieb 100 mg/m³ 100 mg/m³ 5 mg/m³

Ölbetrieb 150 mg/m³ 175 mg/m³ 50 mg/m³

HKW Bielefeld 34

Im Heizkraftwerk Bielefeld erfolgte 1970 / 71 der erste Einbau einer Leistungsfeuerung mit Erdgas/

Heizöl an den Dampfkesseln 4-6. Dieser Einbau erfolgte zusätzlich zu den weiterhin betriebsfähigen

Wanderrostfeuerungen für Steinkohle. Die Heizölfeuerung wurde jedoch bereits vor mehreren Jah-

ren demontiert. Die Gasleistungsbrenner am Kessel 6 wurden schließlich im Jahr 2001 durch neue

Brenner ersetzt. Für die Kessel 4 und 5 war aus Altersgründen keine Modernisierung mehr vorge-

sehen worden.

Die Umstellung wurde während des Sommerstillstands im Jahr 2001 realisiert und wurde im Oktober

2001 abgeschlossen. Die Feuerungsanlage des Kessels wurde mit vier Gasbrennern ausgerüstet,

die für reinen Erdgasbetrieb ausgelegt sind. Es wurden je zwei Brenner nebeneinander in den Sei-

tenwänden der Kessel angeordnet. Jeder Brenner ist für eine maximale Feuerungswärmeleistung

von 25 MW ausgelegt. Der Dampfkessel 6 von wurde im Jahr 2012 irreversibel von Kohle- auf Erd-

gasbetrieb umgestellt. Die Wanderrostfeuerung für Steinkohle wurde stillgelegt. Seit Januar 2013

wird der Kessel 6 ausschließlich mit Erdgasfeuerung betrieben. Zum Zeitpunkt dieser Umrüstung

(01. Januar 2013) hatte dieser Kessel 232.000 Betriebsstunden absolviert. In gleichem Zuge erfolgte

die Stilllegung der Kessel 4 und 5, die mittlerweile abgerissen worden sind.

Die Gasnetzstrukturen waren durch die in den 1970er Jahren installierten Gasbrenner an den Koh-

lekesseln sowie durch eine Gasturbine mit einer Feuerungswärmeleistung von 60 MW bereits rudi-

mentär vorhanden. Zum Zeitpunkt des Wegfalls der Kohlenfeuerung im HKW Bielefeld erfolgte je-

doch eine Ertüchtigung dieser Gasnetzstruktur auch im Hinblick auf etwaige Neubauprojekte.

34 Quelle: Stadtwerke Bielefeld

14


Ausschlaggebend für die Entscheidung zur Umstellung waren zum einen die Realisierung eines re-

dundanten Brennstoffes bei Ausfällen der Kohleanlieferung oder Störung im internen Kohletransport,

zum anderen emissionsrechtliche Zwänge, da mit der kohlegefeuerten Anlage die aktuell geltenden

Emissionswerte nach der 13. BImSchV nicht eingehalten werden konnten. Die Kosten beliefen sich

im Jahr 2001 auf 522.000 DM.

Am Kessel 6 konnten die CO2-Emissionen durch die Umstellung von Steinkohle- auf Gasfeuerung

nahezu halbiert werden. Die Erzeugungskosten sind am Anfang durch die Umstellung von Stein-

kohle- auf Erdgasfeuerung angestiegen. Durch die Ablösung des Kohleeinsatzes zum Ende des

Jahres 2012 wurde die Personalstärke des gesamten Heizkraftwerkes von 70 auf 50 Mitarbeiter

reduziert. Nach diesen Personalreduzierungsmaßnahmen und dem Wegfall der Rauchgasreini-

gungsanlagen stellten sich günstigere Erzeugungskosten ein. Da der erste Umbau bereits in den

1970er Jahren realisiert wurde und die Modernisierung der Gasfeuerung bereits im Jahr 2001 er-

folgte, ist es schwierig die Amortisationszeit für die Investition der Umstellung zu benennen, zumal

die Umstellung seinerzeit in erster Linie zur Abdeckung der Versorgungssicherheit ausgerichtet war.

Als zum Ende des Jahres 2012 der Wegfall der Kohlefeuerung im Heizkraftwerk Bielefeld realisiert

wurde, hat man die Wirtschaftlichkeit verschiedener Neubauoptionen geprüft, den Neubau eines

Gaskraftwerkes jedoch aufgrund der zu geringen Einsatzzeit von November bis April verworfen. Das

ist der Tatsache geschuldet, dass die Grundlast der Fernwärme für die Stadt Bielefeld in den wär-

meren Monaten zu 100 % von einer den Stadtwerken Bielefeld zugehörigen Müllverbrennungsan-

lage geliefert wird. Das Heizkraftwerk Bielefeld ist eine Anlage, die wärmegeführt mit Wärmeaus-

kopplung (KWK) betrieben wird. Die Bereitstellung von elektrischer Leistung ist daher jahreszeitlich

abhängig von der Wärmeauskopplung in das Fernwärmenetz der Stadt Bielefeld und unabhängig

von der aktuellen Situation im Energiesektor.

Weitere Beispiele:

In Tabelle 3 sind weitere Beispiele für erfolgte Umrüstungen von Kraftwerksanlagen in Deutschland

zu finden.

Tabelle 3: Umrüstungen von Kraftwerksanlagen in Deutschland

Grund des

Umbaus

Leis-

tung

vorher

Leistung

nachher

CO2 je

kWh

Wirkungs-

grad

Kosten

[Mio. €]

Art des Umbaus

HKW Würzburg 35 (Umbau 2003 – 2009)

Kapazitätser-

weiterung

ökologische

u. wirtschaft-

liche Gründe

50

MWel

125 MWel ↓ ↑ 80 Umbau eines Steinkohlekessels

zum AHK, Neubau 2 GT und 1

AHK, Instandsetzung DT´s und

35 Quelle: Heizkraftwerk Würzburg GmbH

15


Generatoren, Umbau Kohlekes-

sel 3 zur gasbefeuerten Kaltre-

serve

Kraftwerk Mitte BASF Ludwigshafen 36 (Umbau 1997)

Stilllegung

Steinkohle-

block

510

MWel

496 MWel ↓ ↑ 240 Neubau GuD-Anlage, Abriss

Steinkohle-Block

HKW Flensburg 37 (Umbau 2011 – 2015)

Emissionsre-

duktion

Kapazitätser-

höhung

160

MWel

195 MWel ↓ ↑ 128 Bau 12 km Erdgasleitung, Um-

bau der Steinkohlefeuerung auf

regenerative Ersatzbrennstoffe

zur Fernwärmeversorgung, 29

Mio. l Fernwärmetank mit

elektrischer Beheizung, Neubau

GuD-Kraftwerk, Stilllegung drei

Steinkohlekessel, eine DT

HKW Sandreuth 38 (Umbau 2004)

Kapazitätser-

höhung

Emissionen

91

MWel

225 MWel ↓ ↑ 90 Neubau 2 GT, 2 AHK, Instand-

setzung DT, Umstellung Stein-

kohlekessel auf Erdgas für Fern-

wärme

HKW Hannover Linden 39 (Umbau 1990, 1998, 2013)

Alter

Emissionen

Kapazitätser-

höhung

k.A. 255 MWel ↓ ↑ 155 1. Stufe: Umrüstung Steinkoh-

lefeuerung auf Erdgas

2. Stufe: Neubau 1 GT, 1 AHK,

Rückbau Steinkohlekessel, In-

standsetzung DT

3. Stufe: Neubau 1 GT, Umbau

eines 2ten Kessel zum AHK, Er-

satz DT

HKW Nossener Brücke Dresden 40 (Baujahr 1995)

Emissionen

Kapazitätser-

weiterung

120

MWel

270 MWel ↓ ↑ 550 Mio.

DM

Neubau GuD-Anlage, Rückbau

Braunkohle Block, Erhalt Kühl-

turm

36 Quelle: Umweltbundesamt 37 Quelle: Stadtwerke Flensburg GmbH 38 Quelle: N-ERGIE Kraftwerke GmbH 39 Quelle: Stadtwerke Hannover AG 40 Quelle: DREWAG - Stadtwerke Dresden GmbH

16


Die Umrüstungsbeispiele zeigen, dass in Deutschland einzig die Umstellung von Heizkraftwerken

eine wirtschaftliche Grundlage hatte und hat. Bei Steinkohleblöcken bestehen hierbei bessere Mög-

lichkeiten, die Kesselanlage auf eine Erdgasfeuerung umzubauen, da sich die Geometrien von

Braunkohlekesseln ohne große Anpassungen nicht eignen, mit Erdgas befeuert zu werden. Bei rei-

nen Umbauten von Kohlekesseln auf Erdgasfeuerung muss zudem damit gerechnet werden, auf

Grund der veränderten Wärmeübergänge geringere Wirkungsgrade als bei der Kohlefeuerung zu

erhalten. Dementsprechend ist die häufigste Art der Umrüstung der Neubau von Gasturbinen und

Abhitzekesseln bei Beibehaltung des Dampfturbinenstranges. Diese Umrüstung zur GuD-Anlage

bringt neben einer deutlichen Ersparnis an CO2- und Schadstoffemissionen vor allem deutlich hö-

here Gesamtwirkungsgrade mit sich. Allerdings ist zu beobachten, dass seit 2013 viele geplante

Umbau- und Neubauprojekte verworfen oder auf Eis gelegt wurden, da diese Anlagen auf Grund

der niedrigen Strompreise selbst mit Wärmeauskopplung derzeit nicht wirtschaftlich arbeiten kön-

nen.41 42

Eine Umrüstung großer Braunkohleblöcke wie zum Beispiel in Lippendorf, Boxberg oder Jänsch-

walde lässt sich auf Grund der speziell auf die Braunkohleverstromung angepassten Blöcke nahezu

nicht durchführen. Einzige Möglichkeit bestünde hier in der Weiternutzung der Dampfturbi-

nenstränge, jedoch würde dies im GuD-Prozess bedeuten, dass für eine Weiternutzung der 800 –

900 MW Turbinen Gasturbinen in einer Größenordnung von etwa 1800 MW hinzugebaut werden

müssten. Dies ist auf Grund der sehr hohen Investitionskosten nicht sinnvoll. Hinzu kommt, dass

solche Großanlagen den Vorteil der GuD-Anlage, bei Bedarf schnell ans Netz gehen zu können,

ebenfalls nicht mehr aufweisen, da solche Großkomponenten deutlich höhere Startzeiten benötigen.

Auch ein Umbau der Feuerung ist für diese Großkessel nicht möglich, da Aufbau und Geometrie

sowie Dampferzeugerleistung nicht mit einer Gasfeuerung harmonieren, sondern einen kompletten

Kesselneubau nach sich ziehen würden. In Anhang 1 sind zusätzlich zu den hier genannten umge-

rüsteten Anlagen sämtliche in 2016 in Betrieb befindlichen kohlebefeuerten Anlagen mit einer Leis-

tung von mehr als 100 MWel zu finden.

2.4.2 USA

Wie bereits in Kapitel 2.1 beschrieben, wird in den USA auf Grund von Alter und hohen Umwelt-

schutzauflagen vor allem ein Anlagentyp von Steinkohle auf Erdgas umgestellt: kleinere Anlagen im

Leistungsbereich 200 – 400 MWel. Die Umstellungen sind, wie in den Beispielen in Tabelle 4 gezeigt,

typischerweise mit Modifikationen und Umrüstungen am Kessel-Brenner-System verbunden. Hier-

bei werden aber meist alle Komponenten beibehalten. Die Kohleinfrastruktur, wie Kohlemühlen, Si-

los und Transportsystem werden zurückgebaut. Hinzu kommen die Einrichtung neuer Erdgasüber-

gabestationen sowie der Einbau von Gasregelstrecken. Je nach Lage der Anlage müssen neue

Gasleitungen gelegt werden.

41 Quelle: VGB Powertech 42 Vgl. Schulze, M. (2016).

17


Tabelle 4: Kraftwerksumrüstungen in den USA (↓ - sinken; = - gleich bleibend; ↑ - steigen)

Grund des

Umbaus

Leistung

vorher

Leistung

nachher

CO2 Wirkungs-

grad

Kosten

[Mio. $]

Art des Umbaus

Big Sandy 1 (Kentucky) 43

Hohe Emis-

sionen, Alter

278 MWel 268 MWel ↓ = 50 Brennermodifikation, Rück-

bau von Kohleinfrastruktur,

36 km Erdgasleitung

Clinch River 1&2 (Virginia) 44

Hohe Emis-

sionen, Alter

235 MWel 242 MWel ↓ ↓ 65 Brennermodifikation, Rück-

bau von Kohleinfrastruktur

Harding Street 3 (Indiana) 45

Hohe Emis-

sionen, Alter

450 MWel 450 MWel ↓ = 70 Brennermodifikation, Kessel-

modifikationen, Rückbau

Kohleinfrastruktur

Cherokee Power Plant (Colorado) 46

Außerbe-

triebnahme

3er Blöcke

365 MWel 569 MWel ↓ ↑ 531.5 Instandsetzung Dampfturbine

und Generator, Ergänzung

zweier Gasturbinen, Abhitze-

kessel

Green County Power Plant (Alabama) 47

Emissionen 2 x 272

MWel

2 x 272

MWel ↓ = 45 Umrüstung der Kessel, In-

standsetzung Brenner, Rück-

bau Kohleinfrastruktur

Typischerweise liegen die Kosten für das Umstellen dieser Alt-Anlagen im Bereich von 40 – 80 Mio.

Dollar. Diese Art der Umstellung ist mit sehr kurzen Umbauzeiträumen und niedrigen Kosten, aber

auch mit teilweise schlechteren Wirkungsgraden verbunden, da die für Kohle ausgelegten Kessel

auf Grund anderer Wärmeübergänge oftmals nicht optimal genutzt werden können.

Für Lösungen mit größeren Umbaumaßnahmen, wie dem Einbau von Gasturbinen und Abhitzekes-

seln sind deutlich längere Zeiträume und höhere Investitionskosten von Nöten, welche sich nur loh-

nen, wenn gleichzeitig der Bedarf an Energie über das von der Altanlage bereitgestellte Maß hinaus

geht. Typischerweise wird bei diesen Umrüstungen der Turbostrang behalten und Gasturbinen mit

43 Quelle: AEP – American Electric Power 44 Quelle: AEP – American Electric Power 45 Quelle: AES Corporation 46 Quelle: Xcel Energy 47 Quelle: Alabama Power

18


eigenem Generator und gemeinsamen Abhitzekessel davor geschaltet. Die Investitionskosten liegen

hierbei deutlich höher als beim reinen Wechsel des Brennstoffs.

Anforderungen an die Infrastruktur

Die Umstellbarkeit eines Kohlekraftwerks auf den Betrieb mit Erdgas hängt nicht nur von wichtigen

Anlagenteilen wie der Feuerung und dem Kessel, sondern vor allem auch von der verfügbaren Inf-

rastruktur ab. Anlagen mit mehreren hundert MW Leistung benötigen zwingend große Versorgungs-

leitungen um eine kontinuierliche Versorgung abzudecken. Die Anbindung von Kraftwerken an das

Erdgasnetz kann dementsprechend große Investitionen in Leitungen, Übergabe- und Verdichtersta-

tionen nach sich ziehen.

In Anhang 3 ist eine Übersichtskarte der großen Erdgas-Versorgungsleitungen in Deutschland zu

finden. Das dichte Netz gewährleistet vielerorts kurze Entfernungen zwischen den in Anhang 1 zu

findenden Kraftwerksanlagen mit Kohlebefeuerung und ausreichend dimensionierten Pipelines. Be-

sonders gut ist die Abdeckung üblicherweise in dicht besiedelten Gebieten, sodass vor allem städti-

sche HKWs von einer guten Abdeckung profitieren.

Anders gestaltet sich die Situation bei den großen Braunkohlemeilern. Gerade in der Lausitz sind

größere Entfernungen zu überbrücken. In Tabelle 5 sind die Entfernungen der großen ostdeutschen

Braunkohlemeiler zur nächsten ausreichend dimensionierten Gasleitung zu finden.

Tabelle 5: Entfernung ostdeutscher Großkraftwerke zum Gasnetz

In Kapitel 3.3 sind die mit dem Bau einhergehenden Kosten einer solchen Anbindung an das Gas-

netz gezeigt.

Mögliche CO2- Einsparungen

Eine Rückbau oder eine vollständige Abschaltung der Kohlekraftwerke in Deutschland mit einem

Wechsel auf Gas als alternativen Brennstoff würde eine deutliche Reduktion der CO2-Emissionen

des Energiesektors bedeuten. In Tabelle 6 sind die durchschnittlichen CO2-Ausstöße pro kWh der

einzelnen fossilen und erneuerbaren Erzeugungsarten zu erkennen. Braunkohle zeichnet sich hier-

bei durch mehr als doppelt so hohe CO2-Emissionen im Vergleich zum Erdgas aus. Auch der Wert

der Steinkohle erreicht fast das Doppelte.

Kraftwerk Entfernung zur Gasleitung [km]

Schwarze Pumpe 30 – 40

Boxberg 50 – 60

Lippendorf 10 – 20

Jänschwalde 70 – 80

19


Tabelle 6: Durchschnittlicher CO2-Ausstoß der einzelnen Kraftwerkstypen bei der Stromerzeugung48

Energieträ-ger

CO2-Emissionen Verstromung [g/kWh]

Mittelwert [g/kWh] Faktor zu Erdgas

Braunkohle 850 bis 1200 1025 2,16

Steinkohle 750 bis 1100 925 1,95

Erdgas 400 bis 550 475 1,00

PV 50 bis 100 75 0,16

Wind 50 bis 100 75 0,16

Wasser 10 bis 40 20 0,04

Kernenergie 10 bis 30 20 0,04

Das gesamte CO2-Aufkommen in Deutschland betrachtend lässt sich erkennen, dass die Energie-

wirtschaft für 38% oder 346,3 Millionen Tonnen der Kohlendioxid-Emissionen verantwortlich ist. Da-

mit stellte sie 2014, wie in Tabelle 7 dargestellt, mit Abstand den größten Emittenten dar.

Tabelle 7: CO2-Ausstoß in Deutschland 2014 aufgeschlüsselt auf die einzelnen Emittenten 49 50

CO2-Ausstoß in Deutschland 2014 Mio. t Anteil

Energiewirtschaft 346,3 38%

Verarbeitendes Gewerbe 119,7 13%

Verkehr 161,1 18%

Übrige Feuerungsanlagen & sonstige kleine Quellen 124,7 14%

Diffuse Emissionen aus Brennstoffen 10,5 1%

Industrieprozesse 61,0 7%

Landwirtschaft 66,1 7%

Forst- und Landnutzung 1,7 0%

Abfall & Abwasser 10,8 1%

Summe 902

Wie Tabelle 8 zu entnehmen ist, tragen den Hauptanteil der Strom- und Wärmeerzeugung auf dem

deutschen Energiemarkt neben den EE mit 25,9 % die Braunkohle mit 24,8 % und mit 18,9 % die

Steinkohle. Allerdings emittieren sie hierbei, Emissionen bei Produktion und Errichtung mitbetrach-

tend, mit Abstand die größte Menge CO2.

48 Vgl. Wagner, H.-J. et al (2007) 49Quelle: Emissionsquellen. Umweltbundesamt (2016). URL: https://www.umweltbundesamt.de/the-men/klima-energie/klimaschutz-energiepolitik-in-deutschland/treibhausgas-emissionen/emissionsquellen, Stand: 08.11.2016 50 Vgl. DESTATIS (2016)

https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/klimaschutz-energiepolitik-in-deutschland/treibhausgas-emissionen/emissionsquellen

https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/klimaschutz-energiepolitik-in-deutschland/treibhausgas-emissionen/emissionsquellen

20


Tabelle 8: Bruttostromerzeugung 2014 inklusive Anteilen an der CO2-Erzeugung 51

Energieträger

Stromerzeu-gung

CO2-Aus-stoß

Mrd. kWh

in % Mio. t

Bruttostromerzeu-gung insgesamt

627,8 100 346,3

Braunkohle 155,8 24,8 159,7

Kernenergie 97,1 15,5 1,942

Steinkohle 118,6 18,9 109,7

Erdgas 61,1 9,7 29,0

Mineralölprodukte 5,7 0,9 5,1

Erneuerbare Energien 162,5 25,9 7,4

Übrige Energieträger 33,1 5,3 26

Geht man von diesen Grundlagen und einer vollständigen Einstellung der Kohle mit gleichzeitigem

komplettem Ersatz der Kapazitäten mit Erdgas als Brennstoff aus, lassen sich, wie in Tabelle 9 ge-

zeigt, 40 % bzw. 139 Millionen Tonnen der CO2-Emissionen der Energiewirtschaft einsparen. Dies

beinhaltet noch nicht den Kraftwerksneubau von deutlich effizienteren GuD-Anlagen, welche den

CO2-Ausstoß noch einmal signifikant verringern würden.

Tabelle 9: CO2-Ersparnis bei vollständiger Umrüstung von Kohlekraftwerken auf Erdgas in Mio. t

Ausstoß 2014 Ersparnis CO2

Anteil Ersparnis CO2 im Strommix

Braunkohle 159,7 85,8 25%

Steinkohle 109,7 53,5 15%

Gesamt 269,4 139,2 40%

Hinzu kommt, dass bei einer solchen Einstellung des Kohleabbaus und der Kohleverstromung die

Ersatzkapazitäten auch im Bereich der Erneuerbaren Energien geschaffen werden. Dementspre-

chend würde die Emissionsreduktion noch deutlich höher ausfallen. Für Deutschland würde die kom-

plette Umrüstung von Kohle auf Erdgas im Energiesektor eine Reduktion von mindestens 15 % des

gesamten CO2-Aufkommens bedeuten, mit dem Umbau zu GuD-Anlagen würde dieser Wert noch

deutlich ansteigen.

51 Quelle: Zahlen und Fakten. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (2016). URL: http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Strommarkt-der-Zukunft/zahlen-fakten.html, Stand: 08.11.2016

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Strommarkt-der-Zukunft/zahlen-fakten.html

21


Kostenabschätzung

Anlagenkosten

Betrachtet man die spezifischen Investitionskosten konventioneller Kraftwerke sowie ihre Wirkungs-

grade und den CO2-Ausstoß pro Kilowattstunde, zeigt sich das GuD-Kraftwerken den Braun- und

Steinkohlekraftwerken deutlich überlegen. In modernen Anlagen können inzwischen elektrische Wir-

kungsgrade von bis zu 61,5 % erreicht werden. In Tabelle 10 sind die anlagenspezifischen Parame-

ter konventioneller Kraftwerksneubauten gezeigt.

Tabelle 10: Parameter von konventionellen Kraftwerksneubauten 52 53

Parameter Steinkohle KW Braunkohle KW Erdgas GuD Erdgas GT

spez. Investitionen €/kW 2.000 2.200 1.000 500

Lebensdauer a 30 30 25 25

Wirkungsgrad 0,46 0,44 0,58 0,38

CO2 Emissionen g/kWh 925 1.025 400 550

Wettbewerbsfähig werden vor allem Braunkohlekraftwerke gegenüber dem Erdgas erst durch die

extrem günstigen Rohstoffpreise und die meist kurzen Transportwege zwischen Tagebau und Kraft-

werk. Im Vergleich liegt der Brennstoffpreis pro kWh für Braunkohle bei etwa 0,16 ct 54, der des

Erdgases bei 8,7 ct und Steinkohle bei 4,5 ct je kWh (Stand: 28.10.2016).

Durchschnittliche Stromgestehungskosten

In Tabelle 11 sind die Stromgestehungskosten der einzelnen Anlagentypen im Jahr 2014 in ct/ kWh

dargestellt. Auffällig ist, dass Braunkohlekraftwerke trotz hoher spezifischer Investitionskosten mit

deutlichem Abstand die geringsten Gestehungskosten aufweisen. Diese Diskrepanz entsteht durch

die sehr günstigen Braunkohlepreise und geringen Transportwege zwischen den Großkraftwerken

und den Tagebauten. Zudem sind die Preise für eine Tonne CO2 so niedrig, dass sich der deutliche

Mehr-Ausstoß gegenüber anderen Energieträgern nicht im Strompreis bemerkbar macht.

52 Nach Bode, S., Groscurth, H.-M. (2014) 53 Nach Wagner, H.-J. et al (2007) 54 Quelle: Statista

22


Tabelle 11: Stromgestehungskosten der einzelnen Erzeugungsarten in 2014 55 56 57 58 59 60

Stromgestehungskosten 2014 min. ct/kWh max. ct/kWh ᴓ ct/kWh

Braunkohle 3,8 5 4,4

Steinkohle 6,4 8 7,2

Wind onshore 4,5 11 7,75

GuD 7,4 10 8,7

PV 7,9 14 10,95

Gasturbine 10 12 11

Wind offshore 12 19 15,5

Biogas/ Biomasse 13,8 21 17,4

Um also eine Wettbewerbsfähigkeit anderer Stromerzeugungsarten gegenüber der Braunkohle zu

schaffen besteht die einzige Möglichkeit darin, den Preis für Kohlenstoffdioxid soweit anzuheben,

dass die Gestehungskosten der Braunkohle erheblich steigen. Ein Eingriff bei den Rohstoffpreisen

ist auf Grund der Abbausituation in Deutschland nicht möglich.

Die nachfolgenden Berechnungen wurden auf Grund der Datenlage mit den Gestehungskosten von

2014 nachvollzogen. Die aktuellen Gestehungskosten 2016 für den GuD- und offenen Gasturbinen-

prozess liegen niedriger, da der Gaspreis im Vergleich zu 2014 noch einmal deutlich gesunken ist.

Dementsprechend fallen mit aktuellsten Gaspreisen die resultierenden theoretischen CO2-Kosten

für diese Prozesse geringer aus, als die hier berechneten.

Infrastruktur

Wie in Kapitel 2.5 bereits beschrieben, ist neben der technischen Eignung zum Umbau vor allem die

verfügbare Gasnetzstruktur wichtig, da große zu überbrückende Entfernungen zwischen Anlage und

Erdgasleitungen die Kosten extrem erhöhen. In Tabelle 12 ist eine Zusammenstellung typischer

Kosten für den Gasleitungsbau zu finden. Je nach Druckstufe und Nennweite unterscheiden sich

diese deutlich. Kleinere Kraftwerksanlagen wie das beispielhaft genannte HKW Chemnitz können

an die Druckstufe PN 20 angeschlossen werden. Großkraftwerke benötigen die Druckstufe PN 80

und mindestens DN 500 Nennweite um Leistungen jenseits der 1000 MWel bereitstellen zu können.

55 Nach Bode, S., Groscurth, H.-M. (2014) 56 Nach Kost, C. et al. (2013) 57 Nach Nestle, U., Kunz, C. (2014) 58 Folgende Kosten wurden einbezogen: Investitionskosten, Kapitalkosten, Betriebskosten, Lebensdauer, Voll-lastbetriebsstunden 59 Braunkohle: 7100 Volllastbetriebsstunden (h), Steinkohle 6000 h, GuD 3500 h 60 Brennstoffkosten: Braunkohle 1,5 €/MWh, Steinkohle 12 €/MWh, Erdgas 25 €/MWh

23


Tabelle 12: Kosten von Erdgasleitungen verschiedener Nennweiten

Druckstufe Nennweite Kosten [€/m]

PN20 DN250 650

PN40 DN500 946

PN80 DN500 1160

Für die hier genannten Preise gelten zusätzlich die folgenden Annahmen:

- ebene Topographie

- Bodenklassen 3-5

- Verlegung im offenen Graben

- keine Wasserhaltung

- durchschnittliche Genehmigungsverfahren

- keine Querungen

So wären beispielhaft für die Versorgung des Kraftwerks „Schwarze Pumpe“ in der Lausitz rund 40

- 50 Millionen € nur für den Leitungsbau zu investieren. Hinzu kommen Kosten für gegebenenfalls

benötigte Übergabe- und Verdichterstationen, welche sich allerdings stark von Anlage zu Anlage

unterscheiden können und dementsprechend nicht pauschal zu berechnen sind.

Kosten pro Tonne CO2

Um die Verstromung von Erdgas gegenüber der Braunkohle in Deutschland konkurrenzfähig zu ma-

chen, besteht die Möglichkeit eine Regulierung über den CO2-Preis anzustreben. Wenn man zusätz-

lich Faktoren wie zeitliche Verfügbarkeit von Teil- und Volllasten nicht mit betrachtet, lässt sich über

die Kohlendioxid-Emissionen sowie die aktuellen Stromgestehungskosten berechnen, welcher CO2-

Preis notwendig ist, um eine Marktsituation zu schaffen, unter der eine GuD-Anlage wirtschaftlicher

arbeitet als ein Braunkohleblock. Tabelle 13 zeigt ein mögliches Szenario zur Anhebung der Strom-

gestehungskosten, um die Preise für die Verstromung von Braunkohle und Gas im GuD-Prozess

anzugleichen.

Tabelle 13: Gestehungskosten mit aktuellem CO2-Preis und unter der Annahme von 5,90 €/t (Stand

28.10.2016) und einem neuen iterativ berechneten Preis von 70 €/t CO2 (30 €/t)

Energieträ-

ger

Gestehung

[ct/kWh]

CO2 Ausstoß

[g/kWh]

Kosten CO2

[ct/kWh]

Kosten CO2 neu

[ct/kWh]

Gestehungskosten neu

[ct/kWh]

Braunkohle 4,4 1.025 0,6 7,18 (3,08) 11,58 (7,48)

Steinkohle 7,2 925 0,5 6,48 (2,78) 13,68 (9,98)

GuD 8,7 400 0,2 2,80 (1,20) 11,50 (9,90)

Gasturbine 11 550 0,3 3,85 (1,65) 14,85 (12,65)

24


Iterativ wurde so ein neuer CO2-Preis von 70 €/t im Vergleich zu aktuellen 5,90 € (Stand: 28.10.2016)

berechnet. Dies würde eine Erhöhung der Stromgestehungskosten bei GuD von 32 % und bei

Braunkohle von 163 % nach sich ziehen und zu Stromgestehungskosten von etwa 11,50 ct pro kWh

in beiden Prozessen führen. Ein Angleich der Gestehungskosten von Steinkohleverstromung und

dem GuD-Prozess würde bei einem CO2-Preis von etwa 30 €/t und Gestehungskosten von ca. 9,8

ct/kWh erfolgen. Dies liegt daran, dass die Braunkohleverstromung im Durchschnitt das 2,5 fache

an CO2 und bei Steinkohle das 2,3 fache im Vergleich zum GuD-Prozess verursacht.

Wie bereits erwähnt, basiert der hier berechnete theoretische CO2-Preis auf der soliden Datanlage

von 2014. Auf Grund der seitdem nocheinmal deutlich gefallenen Ergaspreise liegt der aktuelle the-

oretische unter den hier berechneten 70 €/t (30 €/t für Steinkohleanlagen). Genauere, verlässliche

Angaben ließen sich mit der aktuellen Datenlage (2016) nicht treffen.

25


Beschäftigungssituation des deutschen Kohle- und EE-

sektors

Beschäftigungsraten und Auswirkungen auf den deutschen Kohle-

sektor

Der Kohleabbau, insbesondere der Braunkohleabbau hat in Deutschland immer noch eine große

Bedeutung, trotz jährlich sinkender Angestelltenzahlen und Fördermengen.61 In Tabelle 14 sind die

aktuellen Beschäftigungszahlen aus Kohleabbau, Verwaltung und Instandhaltung zu finden. Von

insgesamt 25571 in Braun- und Steinkohlegewinnung Beschäftigen sind 2015 fast die Hälfte 50

Jahre oder älter gewesen.

Tabelle 14: Angestelltenstruktur Kohle in 2015 62 63

Gesamt über 50 über 55

Braunkohle 15931 4117 4218

Steinkohle 9640 2436 1444

Gesamt 25571 6553 5662

Für die komplette Einstellung des Kohlebergbaus im Jahr 2021 oder später wären also von den

25571 derzeit Beschäftigten rund 12000 bereits im Rentenalter oder in einem rentennahen Alter.

Hinzu kommen die rund 13000 jüngeren Beschäftigten, welche unter anderem in strukturschwachen

Regionen wie zum Beispiel der Lausitz beschäftigt sind. Allerdings ist dazu zu sagen, dass mit einer

vollständigen Schließung des Bergbaus viele Arbeitskräfte in den Sanierungsbergbau übergehen

können, welcher von den am Bergbau und der Verstromung beteiligten Unternehmen mit Rückstel-

lungen in Milliardenhöhe64 finanziert wird.

Zusätzlich bedingt die Kohleindustrie Abhängigkeiten und Arbeitsplätze in anderen nachgeordneten

Industrien wie im Kraftwerksbetrieb, dem Kohletransport und der Kohleveredelung. In einer vom

Bundesverband Braunkohle finanzierten Studie der EEFA – Energy Environment Forecast Analysis

GmbH & Co. KG von 2011 65 wurden nachgeordnet zum reinen Kohleabbau weitere 52.484 Arbeits-

plätze mit einer starken Abhängigkeit zum Bergbaubetrieb identifiziert. Die Studie geht davon aus,

dass jeder verdiente Euro im Kohlebergbau direkt weitere Stellen im Dienstleistungs-, Banken- und

Konsumgewerbe finanziert. Dementsprechend ist davon auszugehen, dass die Zahl der insgesamt

betroffenen Jobs geringer ausfällt.

61 Vgl. Statistik der Kohlewirtschaft e.V. -4 (2016) 62 Vgl. Statistik der Kohlewirtschaft e.V. -1 (2016) 63 Vgl. Statistik der Kohlewirtschaft e.V. -2 (2016) 64 Vgl. Kleine Anfrage der Abgeordneten Dr. Jana Pinka (Die Linke) im Sächsischen Landtag, 08.05.2013 65 Vgl. Buttermann, H., Baten, T. (2011)

26


Beschäftigungssituation und möglicher Jobzuwachs im EE-Sektor

Im EE-Sektor sind im Jahr 2013 etwa 371.400 Menschen 66 in Deutschland beschäftigt gewesen.

Hierbei gliedern sich die Stellen in die in Tabelle 15 zu sehenden Bereiche. Zu bemerken ist hier,

dass auf Grund der Schwierigkeiten in der PV-Branche im Vorjahreszeitraum 20.000 Stellen abge-

baut wurden.

Tabelle 15: Beschäftigungssituation im EE-Sektor67

Beschäftigte

Herstellung von Anlagen 230.800

Betrieb und Wartung 63.500

Bereitstellung biogener Kraftstoffe 68.800

öffentliche Mittel und Forschung 8.300

Gesamt 371.400

Eine Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie 68 hat anhand von Wirt-

schaftsdaten und politischem Ausblick die Entwicklung des Arbeitsmarktes im EE-Sektor prognosti-

ziert. Das Ergebnis dieser Prognose ist in Abbildung 2 zu sehen.

Abbildung 2: Prognose des Beschäftigungszuwachses (in 1000) durch den Ausbau der erneuerba-

ren Energien und den Export von Produktionsanlagen in Deutschland bis 2050 69

66 Vgl. Lehr, U. et al (2015) 67 Vgl. Lehr, U. et al (2015) 68 Vgl. Lehr, U. et al (2015) 69 Quelle: Lehr, U. et al (2015)

EE-Ausbau + Exportszenario A + Hoher Produktionsanlagenexport

EE-Ausbau + Exportszenario B + Geringer Produktionsanlagenexport

EE-Ausbau + Exportszenario C

Ste

llenzu

wa

chs (

in 1

00

0)

27


Hierbei wurden drei Szenarien mit unterschiedlichen Entwicklungsprognosen des Anlagenexports

und dem Ausbau der EE auf dem deutschen Markt analysiert. Im schlechtesten Szenario C wird mit

einem Stellenzuwachs ab 2022 gerechnet, vorher werden auf Grund der Randbedingungen Stellen

abgebaut werden müssen. Im als realistischer bewerteten Szenario B wird von stetig steigenden

Beschäftigungszahlen ausgegangen. Im dritten Szenario geht man von hohen Anlagenexporten und

einem starken Ausbau der EE aus. Dementsprechend steigen die erwarteten Beschäftigungszahlen

stark an.

Legt man diesen Betrachtungen nun zu Grunde, dass ein politischer Ausstieg aus der Kohleverstro-

mung erfolgt und Deutschland seine technische Vorreiterrolle im EE-Markt beibehält, scheinen Sze-

nario A und B deutlich wahrscheinlicher. Somit ist mit dem angenommenen Wachstumsszenario ein

Abfangen des durch die Kohleabschaltung entstehenden Stellenabbaus durchaus als realistisch zu

bewerten, da allein im mittleren Szenario zwischen 2016 und 2024 ein Bedarf von etwa 50.000 zu

besetzenden Stellen entsteht. Die Schaffung neuer Jobs fängt zugleich auch die in der EEFA-Studie

zum Kohlemarkt beschrieben Abhängigkeiten anderer Branchen ab.

28


Übertragbarkeit auf den europäischen Markt

Für eine Übertragbarkeit der Ergebnisse auf den europäischen Markt wurden anhand der in Kapitel

2.1 dargestellten Bedingungen drei Länder ausgewählt, welche sich durch einen hohen Anteil von

Kohle an der Stromerzeugung (Polen, Tschechische Republik) bzw. durch eine sukzessive Abkehr

von der Kohleverstromung hin zu erneuerbaren Energien auszeichnen (Dänemark). Generell lässt

sich sagen, dass für Staaten mit einem hohen Anteil von Kohle an der Stromerzeugung ein Brenn-

stoffwechsel auf Erdgas mit überschaubaren Kosten möglich ist. Ein solcher Wechsel kann von einer

Erhöhung der CO2-Preise vorangetrieben werden.

Polen

Wie in Kapitel 2.1 bereits beschrieben, deckt Polen den überwiegenden Anteil der Stromerzeugung

über Kohlekraftwerke. Der Kraftwerkspark setzt sich hierbei sowohl aus sehr neuen Anlagen mit

hohem Wirkungsgrad, als auch aus älteren Kraft- und Heizkraftwerken zusammen. Gerade für die

beiden letzteren sind teilweise größere Nachrüstungen notwendig, um Vorgaben zu EU-Emissions-

grenzwerten einzuhalten70. Prinzipiell ist durch diese Struktur die Möglichkeit gegeben, Anlagen auf

einen Betrieb mit Erdgas umzurüsten.

Entgegen dem steht das starke Bestreben der Polnischen Regierung, den Kohle- und Bergbausektor

zu erhalten, welcher in 2015 hohe Verluste zu verzeichnen hatte. Hier soll neben staatlichen Sub-

ventionen auch der Ausbau von Kraftwerkskapazitäten und Braunkohletagebauen in der polnischen

Lausitz vorangetrieben werden.71 Hinzu kommt, dass im polnischen Kohlebergbau mehr als 100.000

Bergmänner beschäftigt sind72, teilweise in extrem strukturschwachen Regionen. Dementsprechend

hoch ist der politische Druck, die Kohle weiterhin als Hauptenergieträger zu fördern und ein zeitnaher

Ausstieg mit Wechsel zu saubereren Technologien ist nicht absehbar.

Daher bieten sich in der derzeitigen politischen Situation wenige Möglichkeiten, die hier erarbeiteten

Ergebnisse auf den polnischen Energiemarkt zu übertragen.

Dänemark

In Dänemark wurde 2014 mit einer Gesamtleistung von etwa 2500 MWel Kohle verstromt. Ebenso

hoch liegt der Anteil von Gaskraftwerken. Den Hauptanteil an der Stromerzeugung tragen bereits

heute die EE. Bis 2021 ist eine weitere Senkung der Kohlekraftwerkskapazitäten auf etwa 700 MW

geplant. Größtenteils setzen die Energieversorger hierbei allerdings auf eine Umrüstung der Feue-

rung auf Biomasse, wie zum Beispiel Altholz oder Pellets. Trotzdem stellen die Versorgung mit Erd-

gas und der Ausbau der Kapazitäten hier weiterhin eine Option dar, da Dänemark an windstillen

Tagen nicht in der Lage ist, seinen Energiebedarf selbst zu decken. Somit stellen Gaskraftwerke wie

auch auf dem deutschen Energiemarkt eine gute Möglichkeit dar, mit ihren schnellen Startzeiten die

70 Quelle: Babcock Borsig Steinmüller GmbH 71 Vgl. Ancygier, A., Szulecki, K. (2016) 72 Vgl. Deutschlandfunk (2013)

29


Spitzenlastversorgung zu stemmen, bzw. bei Flauten die entstehenden Lücken zu füllen. Eine Über-

tragbarkeit der Studienergebnisse ist allerdings nicht gegeben. 73

Tschechische Republik

Wie in Kapitel 2.1 beschrieben, erzeugt Tschechien den Hauptanteil seines Stroms aus Kohle und

Atomkraft. Allerdings zeigen viele Kohlekraftwerke starke Verschleißerscheinungen und mussten

die letzten Jahre verstärkt an neue Emissionsschutzbedingungen angepasst werden. Mit zeitgleich

einhergehenden sinkenden Fördermengen für Braun- und Steinkohle soll Erdgas als Ersatzbrenn-

stoff bereits bis 2020 einen Gesamtanteil von 5 % an der Stromversorgung bekommen, während

zeitgleich der Kohleanteil um 12 % gesenkt wird. 74 75

Dies lässt den Schluss zu, dass die in der vorliegenden Studie erzielten Ergebnisse durchaus auf

den tschechischen Energiemarkt übertragen werden können.

73 Vgl. Rasch, C. (2014) 74 Knollová, R. et al (2015) 75 Schulze, G. (2014)

30


Ergebnisse

Um die Umrüstung von Kohlekraftwerken, bzw. den Ersatz von Kohle in der Stromerzeugung mit

Erdgas wirtschaftlich zu ermöglichen, muss entweder die Kohle (speziell in Deutschland die Braun-

kohle) teurer, das Erdgas günstiger, oder die Kosten pro Tonne CO2 so hoch werden, dass für Kraft-

werksbetreiber ein wirtschaftlicher Anreiz entsteht, den Brennstoff zu wechseln. Auf Grund der sehr

günstigen Rohstoffpreise für Braunkohle liegen die hier berechneten Grenzkosten allerdings bei sehr

hohen 70 €/t CO276

, für Steinkohle bei 30 €/t basierend auf der Datenlage von 2014. Eine Anhebung

der CO2-Steuer auf das Niveau von 70 € würde eine Erhöhung der Stromgestehungskosten bei

GuD-Anlagen von 32 % und bei Braunkohle von 163 % nach sich ziehen und die Gestehungskosten

angleichen. Im Zuge des reinen Umbaus von Kohlekapazitäten würden dadurch rund 40 % der der-

zeitigen CO2-Emissionen der deutschen Energiewirtschaft eingespart werden. Ein Umbau auf GuD-

Anlagen bzw. teilweiser Ersatz durch EE würde diese Zahl noch deutlich erhöhen, ebenso wie die

flächendeckende Nutzung von Fernwärmeauskopplung (KWK) in Heizkraftwerken.

Wenn keine gemeinsamen europäischen Regelungen mit höheren Preisen als den derzeitigen fol-

gen, könnten die CO2-Kosten, ähnlich dem britischen System, als nationale CO2-Steuer erhoben

werden. Zu bedenken ist hier allerdings, dass eine solche Steuer alle energieintensiven Industrie-

zweige beträfe und damit industrieübergreifend höhere Kosten verursachen würde.

Die Alternative wäre im Zug des deutschen Klimaschutzplans ein politisch vorangetriebener Aus-

stieg aus dem Kohlebergbau und der Kohleverstromung, welche allerdings vorerst (Stand:

21.11.2016) vom Wirtschaftsministerium abgelehnt und nach die Bundestagswahlen auf 2018 ver-

tagt wurden77.

Technisch ist eine Umrüstung der meisten Steinkohleanlagen (Vgl. Tabelle 16) möglich. In gewis-

sem Umfang lassen sich auch kleinere Braunkohleblöcke auf einen Betrieb mit Erdgas umbauen,

bzw. können zumindest einzelne Anlagenteile, wie der Dampfturbinenstrang, beibehalten werden.

Gerade die in Deutschland verbreiteten HKWs und Industriekraftwerke bieten eine gute Grundlage

für Umrüstungen, da hier auf Grund der Wärmeauskopplung ins Netz auch zusätzliche Erlöse zur

Stromproduktion generiert werden und die Gesamtwirkungsgrade dementsprechend höher ausfal-

len. Große Braunkohleblöcke lassen sich faktisch nicht umrüsten, da die Kesselgeometrien nicht für

den Betrieb mit Erdgas geeignet, die Infrastruktur auf die Versorgung mit Kohle ausgelegt und die

Dampfturbinenstränge für einen Betrieb als GuD-Anlage überdimensioniert sind. Die Vorteile der

GuD, wie z.B. schnelle Startzeiten, wären auf Grund der Größe und thermischen Trägheit für solche

Anlagen nicht mehr vorhanden.

Überlegenswert für die Autoren dieser Studie ist deshalb ein gestufter Ausstieg aus der Braunkoh-

leverstromung, der den Abschreibungszeiten der großen Braunkohleblöcke folgt. So könnten die

älteren Braunkohleblöcke mit geringeren Wirkungsgraden zeitnah abgeschaltet werden und nach-

folgend würden nach 30 Jahren Betriebsdauer die neueren Kraftwerke abgeschaltet werden. Been-

det wäre diese Abschaltung 2042 mit den BoA 2&3-Blöcken im Kraftwerk Neurath, welche sich auch

76 Siehe Kapitel 3.4 77 Quelle: http://www.zeit.de/news/2016-11/11/klima-klimaschutzplan-endlich-fertig-11132605, 21.11.2016

http://www.zeit.de/news/2016-11/11/klima-klimaschutzplan-endlich-fertig-11132605

31


durch den geringsten spezifischen CO2-Ausstoß pro MWh aller deutschen Braunkohlekraftwerke

auszeichnen. Dieser gestufte Ausstieg würde neben deutlichen CO2-Einsparungen auch eine stück-

weise Abkehr mit ausreichenden Zeiträumen für den Zubau und Umbau von neuen Versorgungsan-

lagen und Speichern ermöglichen. Ebenso verhindert das einen harten Ausstieg aus dem Kohle-

bergbau. In Tabelle 16 sind die dieser Handlungsempfehlung folgenden abschaltbaren Braunkohle-

Kraftwerkskapazitäten mit dem Jahr ihrer möglichen Abschaltung zu finden. Rund 50 % der derzeit

am Netz befindlichen Braunkohlekraftwerke haben ihre Amortisationszeit bereits erreicht.

Tabelle 16: Geschätzte Abschaltkapazitäten von Braunkohlekraftwerken bei einer 30 jährigen Anla-genlebensdauer und Amortisation

Amortisa-

tion Vor 2016

2016-

2020

2021-

2025

2026-

2030

2031-

2035

2036-

2040

2041-

2042

Abschaltbare

Leistung 9650 MW 930 MW - 5007 MW 944 MW - 2740 MW

Anteil 50,1 % 4,8 % 0 % 26,0 % 4,9 % 0 % 14,2 %

Derzeit ist die Lage auf dem deutschen Energiemarkt auch dadurch gekennzeichnet, dass fehlende

Netze, Speicher und EE-Kapazitäten ein funktionierendes Aussteigen aus den fossilen Energieträ-

gern verhindern. Erdgas als sauberere Zwischenlösung und anschließender Übergang zu Wasser-

stoff oder dessen Methanisierung im Power-to-Gas Prozess mit Weiternutzung und Ausbau von be-

stehenden Speichern und Netzen stellt eine nicht zu vernachlässigende Zukunftsaussicht dar.78 Zum

einen ermöglicht diese Technologie über Verteilnetze, Speichersysteme sowie viele kleinere zu vir-

tuellen Kraftwerken organisierten Anlagen den Ausgleich regionaler Unterversorgungen. Zum ande-

ren kann als Ergänzung zum Transport von Windstrom über Stromtrassen von der Küste nach Sü-

den das bestehende Erdgasnetz als Speicher und Transportnetz genutzt werden.

Wie im Verlauf der Studie gezeigt, ist ein harter Ausstieg aus dem Kohlebergbau nach aktuellen

Prognosen für den deutschen Arbeitsmarkt durchaus zu verkraften. In strukturschwächeren Regio-

nen wie der Lausitz müssten ggf. aktiv Möglichkeiten geschaffen werden, die frei werdenden Ar-

beitskräfte aufzufangen. Der Verlust von Arbeitsplätzen könnte über eine technische Vorreiterrolle

Deutschlands und einen weitergehenden Ausbau von regenerativen Erzeugungs- und Speicherka-

pazitäten kompensiert werden.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass ein sukzessiver Ausstieg aus der Kohle und eine Umrüs-

tung der Anlagen auf Erdgasbetrieb für den deutschen Arbeits- und Energiemarkt umsetzbar ist,

derzeit hierfür aber ohne politische Neuregelungen nur in Ausnahmefällen eine wirtschaftliche

Grundlage gegeben ist. Für den inhomogenen europäischen Markt ist keine vollumfängliche Über-

tragbarkeit der deutschen Rahmenbedingungen gegeben, für Länder mit einem hohen Anteil der

Kohleverstromung aber gegeben.

78 Vgl. Nolden, C. et al (2016)

32


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36


Anhang

Anlage 1: Kohlebefeuerte Kraftwerke in Deutschland > 100 MWel ...................................... 37

Anlage 2: Übersichtskarte Außerbetriebnahmen und Umrüstungen in den USA ................ 40

Anlage 3: Erdgasnetz Deutschland 2016 ........................................................................... 41

37


Anlage 1: Kohlebefeuerte Kraftwerke in Deutschland > 100 MWel

Tabelle 17: Liste Steinkohle befeuerter Kraftwerksanlagen in Deutschland > 100 MWel79

Kraft-

werks-

nummer

Unternehmen Kraftwerksname Jahr

Wärme-

aus-

kopp-

lung

Leis-

tung

[MW]

BNA0019 EnBW Energie Baden-Württemberg AG Heizkraftwerk Altbach/Deizisau 1997 Ja 336,0

BNA0020 EnBW Energie Baden-Württemberg AG Heizkraftwerk Altbach/Deizisau 1985 Ja 433,0

BNA0067 RWE Generation SE Bergkamen 1981 Ja 717,0

BNA0086 Vattenfall Europe Wärme AG Reuter West 1987 Ja 282,0

BNA0087 Vattenfall Europe Wärme AG Reuter West 1988 Ja 282,0

BNA0093 STEAG GmbH Kraftwerk Bexbach 1983 Nein 721,0

BNA0144 swb Erzeugung GmbH & Co. KG KW Hastedt 1989 Ja 119,0

BNA0145 swb Erzeugung GmbH & Co. KG KW Hafen 1968 Ja 127,0

BNA0146 swb Erzeugung GmbH & Co. KG KW Hafen 1979 Ja 300,0

BNA0216a Steag GmbH KW Walsum 1988 Ja 370,0

BNA0216b Steag GmbH KW Walsum 2013 Ja 725,0

BNA0253 VSE AG, Kraftwerk Ensdorf Kraftwerk Ensdorf 1963 Ja 106,0

BNA0331 Uniper Kraftwerke GmbH Scholven 1969 Ja 345,0


BNA0377 Uniper Kraftwerke GmbH Staudinger 1992 Ja 510,0

BNA0402 Vattenfall Europe Wärme Aktiengesellschaft Tiefstack 1993 Ja 194,0

BNA1558 Vattenfall Europe Generation AG Moorburg B 2015 Nein 766,0

BNA1673 Vattenfall Kraftwerk Moorburg GmbH Moorburg A 2015 774,0

BNA0413b RWE Generation SE Westfalen 2014 Nein 765,0

BNA0413c RWE Generation SE Westfalen 2014 Nein 765,0

BNA0420 Stadtwerke Hannover AG GKH 1989 Ja 136,0

BNA0421 Stadtwerke Hannover AG GKH 1989 Ja 136,0

BNA0432 EnBW Energie Baden-Württemberg AG Heizkraftwerk Heilbronn 1965 Ja 125,0



BNA0449 Steag GmbH KW Herne 1966 Ja 280,0

BNA0450 Steag GmbH KW Herne 1989 Ja 449,0

BNA0464 Stadtwerke Hannover AG KWM 1979 Nein 690,0

BNA0518a EnBW Energie Baden-Württemberg AG Rheinhafen-Dampfkraftwerk 1985 Ja 505,0

BNA0518b EnBW Energie Baden-Württemberg AG Rheinhafen-Dampfkraftwerk 2014 Ja 842,0

BNA0526 Gemeinschaftskraftwerk Kiel GmbH Gemeinschaftskraftwerk Kiel 1970 Ja 323,0

BNA0618 Steag GmbH KW Lünen 1962 Nein 149,0

BNA0619 Steag GmbH KW Lünen 1969 Ja 324,0

BNA1508

Trianel Kohlekraftwerk Lünen GmbH & Co.

KG Trianel Kohlekraftwerk Lünen 2013 Ja 746,0

BNA0644 Grosskraftwerk Mannheim AG GKM 2005 Ja 255,0


79 Bundesnetzagentur (2016)

38


BNA0646a Grosskraftwerk Mannheim AG GKM 1993 Ja 435,0

BNA0646b Grosskraftwerk Mannheim AG GKM 2015 Ja 843,0

BNA0793 Uniper Kraftwerke GmbH Heyden 1987 Nein 875,0

BNA0820 STEAG Power Saar GmbH Weiher 1976 ja 655,6

BNA0849 EnBW Energie Baden-Württemberg AG KNG Kraftwerk Rostock 1994 Ja 514,0

BNA0989 Steag GmbH KW West 1971 Nein 318,0

BNA0990 Steag GmbH KW West 1971 Nein 322,0

BNA0991

Kraftwerk Voerde beschränkt haftende

OHG KW Voerde 1982 Nein 695,0

BNA0992

Kraftwerk Voerde beschränkt haftende

OHG KW Voerde 1985 Nein 695,0

BNA0998 STEAG Power Saar GmbH Modellkraftwerk 1982 ja 179,0

BNA0999 STEAG Power Saar GmbH Heizkraftwerk 1989 ja 211,0

BNA1006 EnBW Energie Baden-Württemberg AG Kraftwerk Walheim 1967 Nein 148,0

BNA0403 Vattenfall Europe Wärme AG Wedel 1962 Ja 123,0

BNA0404 Vattenfall Europe Wärme AG Wedel 1961 Ja 137,0

BNA1046a RWE Generation SE Gersteinwerk 1984 Nein 607,5

BNA1061 Uniper Kraftwerke GmbH Wilhelmshaven 1976 Nein 757,0

BNA1674 GDF SUEZ Energie Deutschland AG Kraftwerk Wilhelmshaven 2015 Nein 731,0

BNA1076a Volkswagen AG HKW West 1985 Ja 138,5

BNA1076b Volkswagen AG HKW West 1985 Ja 138,5

BNA0414 RWE Generation SE Westfalen 1963 Nein 152,0

BNA0415 RWE Generation SE Westfalen 1963 Nein 152,0

BNA0376 Uniper Kraftwerke GmbH Staudinger 1970 Nein 293,0

BNA0375 Uniper Kraftwerke GmbH Staudinger 1965 Ja 249,0

BNA0448 Uniper Kraftwerke GmbH Shamrock 1957 Ja 132,0

BNA0189 Uniper Kraftwerke GmbH Datteln 1969 Nein 113,0

BNA0335 Uniper Kraftwerke GmbH Scholven 1979 Nein 676,0

BNA0203 Uniper Kraftwerke GmbH Knepper 1971 Ja 345,0



BNA1035 Mark-E AG Kraftwerk Werdohl-Elverlingsen 1971 186,0

BNA0447 Steag GmbH KW Herne 1963 Nein 133,0

BNA0215 Steag GmbH KW Walsum 1959 Nein 129,0



39


Tabelle 18: Liste Braunkohle befeuerter Kraftwerksanlagen in Deutschland > 100 MWel80

Kraft-

werks-

nummer

Unternehmen Kraftwerksname Jahr

Wär-

meaus-

kopp-

lung

Leis-

tung

[MW]

BNA0705 RWE Power AG Niederaußem 1968 Nein 297,0



BNA0708 RWE Power AG Niederaußem 1974 Ja 653,0

BNA0709 RWE Power AG Niederaußem 2002 Nein 944





BNA0115 Vattenfall Europe Generation AG Lippendorf 2000 Ja 875,0

BNA0116 EnBW Energie Baden-Württemberg AG Braunkohlekraftwerk Lippendorf 1999 Ja 875,0

BNA0122 Vattenfall Europe Generation AG Boxberg 1979 Ja 465,0



BNA1404 Vattenfall Europe Generation AG Boxberg 2012 Nein 640,0

BNA1401a RWE Power AG BoA 2 2012 nein 1.050,0

BNA1401b RWE Power AG BoA 3 2012 nein 1.050,0

BNA0696 RWE Power AG Neurath 1972 Nein 277,0



BNA0699 RWE Power AG Neurath 1975 Ja 607,0

BNA0700 RWE Power AG Neurath 1976 Ja 604,0

BNA0439 Helmstedter Revier GmbH Buschhaus 1985 Nein 352,0

BNA0785 Vattenfall Europe Generation AG KW Jänschwalde 1981 Ja 465

BNA0786 Vattenfall Europe Generation AG KW Jänschwalde 1982 Ja 465,0





BNA0878 Uniper Kraftwerke GmbH Schkopau 1996 Ja 450,0

BNA0879 Uniper Kraftwerke GmbH Schkopau 1996 Ja 450,0

BNA0914 Vattenfall Europe Generation AG Schwarze Pumpe 1997 Ja 750,0

BNA0915 Vattenfall Europe Generation AG Schwarze Pumpe 1998 Ja 750,0

BNA0302 RWE Power AG Frimmersdorf 1957 Nein 129,0




80 Bundesnetzagentur (2016)

40









BNA1021 RWE Power AG Weisweiler 1955 Ja 123,0

BNA1022 RWE Power AG Weisweiler 1959 Nein 135,0

41


Anlage 2: Übersichtskarte Außerbetriebnahmen und Umrüstungen in

den USA bis 2022

Abbildung 3: Übersichtskarte Außerbetriebnahmen und Erdgasumrüstungen von Kohle befeuerten Kraftwerksanlagen [Quelle: http://www.mining.com/wp-content/uplo-ads/2014/10/SNL-Energy_coal-unit-retirements1.jpg, Stand 08.11.2016]

http://www.mining.com/wp-content/uploads/2014/10/SNL-Energy_coal-unit-retirements1.jpg

http://www.mining.com/wp-content/uploads/2014/10/SNL-Energy_coal-unit-retirements1.jpg

42


Anhang 3: Erdgasnetz Deutschland 2016

Abbildung 4: Erdgas-Fernleitungen

Studie zur Umrüstbarkeit von kohlebefeuerten … von der DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH im Auftrag...

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