Thema: Kohlekraftwerke

Pfeifen im Wald

Die Unsicherheit wächst, ob sich in Deutschland Investitionen in neue Kohle- und Gaskraftwerke amortisieren werden. Noch werden begonnene Projekte aber weiter verfolgt.

Die Nachrichten wirken widersprüchlich: Am 26. Juli wurde im bayerischen Schwandorf mit einem Bürgerentscheid der von der GDF Suez Energie Deutschland ins Auge gefasste Bau eines 800-MW-Gaskraftwerks verhindert. Ein Tag danach hat das Regierungspräsidium Karlsruhe für einen neuen 911-MW-Steinkohleblock im Großkraftwerk Mannheim trotz rund 3 200 eingereichten Einwendungen die immissionsschutzrechtliche Genehmigung erteilt.

Doch die beiden Entscheidungen bestätigen die Rechtslage. Wird nämlich für den Kraftwerksneubau ein neuer Bebauungsplan benötigt, dann haben die kommunalen Gremien beziehungsweise die Bürger vor Ort die Trümpfe in der Hand. Das musste schon die RWE Ende November 2007 im saarländischen Ensdorf erfahren. Das Bundesimmissionsschutzgesetz bietet hingegen kaum politische Handhabe, ein Kraftwerksprojekt zu stoppen. Selbst Hamburgs grüne Umweltsenatorin Anja Hajduk musste – trotz eines gegenteiligen Wahlversprechens – im letzten Jahr das von Vattenfall Europe beantragte Kohlekraftwerk Moorburg letztlich genehmigen, wenn auch mit Auflagen.

Aber die rechtlichen Genehmigungshürden und die öffentliche Ablehnung, auf die vor allem geplante Kohlekraftwerke stoßen, sind wohl im Augenblick nicht die Hauptsorgen der potentiellen Investoren.

Mehr Kopfzerbrechen dürften ihnen die wirtschaftlichen Signale bereiten, die der Markt derzeit aussendet (siehe auch Seite xx, „Neubaubarometer steht auf ‚hold’“). Trotzdem gibt es bisher nur wenige offizielle Projektabsagen: Die EnBW hat Anfang Juni ihre Pläne aufgegeben, gemeinsam mit Dow Deutschland ein kombiniertes Steinkohle- und GuD-Kraftwerk mit einer elektrischen Leistung von 1 000 MW zur Versorgung des Chemiestandorts in Stade zu bauen. Ein Monat später haben Eon und Gasprom Germania angekündigt, den Bau eines 1 200-MW-Gas- und Dampfturbinenkraftwerks in Lubmin bei Greifswald auf unbestimmte Zeit zu verschieben.

„An den Projekten wird zunächst mal festgehalten, weil ein durchentwickelter Kraftwerksstandort schon einen Wert darstellt“, bewertet Michael Ritzau, Geschäftsführer der Aachener BET, die aktuelle Lage. „Nach der Bundestagswahl werden sich aber alle Akteure die energiepolitischen Rahmenbedingungen sehr genau anschauen“, ist er sich sicher. „Eine Rücknahme des Beschlusses zum Kernenergieausstieg würde vor allem den Bedarf an neuen Kraftwerken im Grundlastbereich reduzieren und insbesondere bei neuen Marktteilnehmern zur Verunsicherung führen“, teilt Ritzau die im jüngsten Bericht der Monopolkommission enthaltene Einschätzung. Mit den ehrgeizigen Plänen zum Ausbau erneuerbarer Energien, an den festgehalten werden soll, kommt es ohnehin zu einer Verdrängung von Kraftwerken aus der Grundlast.

Zusätzlich verweist er auf die Unsicherheit der Entwicklung der Stromnachfrage: „Nach ersten Schätzungen ist der Stromverbrauch in den ersten sechs Monaten dieses Jahres um sechs Prozent zurückgegangen. Auf das Jahr umgerechnet sind es über 30 Terrawattstunden weniger, der Output von sechs 800-MW-Steinkohleblöcken.“ Bei einem nachhaltigen Verbrauchsrückgang würde der Strommarkt also noch enger werden.

Eher zu viele Grundlastkraftwerke

„Unsere Modellrechnungen zeigen, dass es 2015, wenn alle Steinkohleprojekte realisiert werden und gleichzeitig der Kernenergieausstieg zurück genommen wird, eher zu viele Grundlastkraftwerke geben wird,“ resümiert Ritzau. Ob sich die Anlagen mit ihrem hohen Kapitaldienst wirtschaftlich in der Mittellast einsetzen lassen, zweifelt der promovierte Ingenieur an. Auch technisch sieht er dabei Probleme: „Bei der Auslegung der Steinkohleblöcke achtet man zunehmend auf Flexibilität und es gibt Konzepte, mit den die Grenze für eine stabile Mindestlast nach unten verschoben wird. Doch die dickwandigen Stähle, die man bei hocheffizienten Kraftwerken einsetzen muss, erlauben nur begrenzte Lastwechsel, wenn man nicht einen massiven Lebensdauerverzehr in Kauf nehmen will.“

Die Wirtschaftlichkeit der Kohlekraftwerke wird außerdem durch die CO2-Kosten beeinflusst, die durch die ab 2013 von der EU vorgesehenen vollständige Versteigerung der Zertifikate voraussichtlich steigen werden. In der CO2-Abscheidung sieht Ritzau noch keine kurzfristig absehbare Alternative: „Man braucht dazu nicht nur die CCS-Technologie, sondern auch die Transport- und Speicherinfrastruktur. Nachdem das Gesetzgebungsverfahren ausgesetzt wurde, ist das bis 2015 nicht zu schaffen.“

Sind dann mit Erdgas betriebene Gas- und Dampfturbinenkraftwerke die Alternative? Nach der ersten Welle neuer GuD-Kraftwerke, die 2004 und 2005 in Betrieb genommen wurden, sieht Ritzau eine „gewisse Renaissance“. Er verweist auf über 30 geplante GuD-Projekte in der Kraftwerksdatenbank der BET, deren Realisierungswahrscheinlichkeit aber sehr unterschiedlich sei. „Nach unserer Einschätzung gibt es bei dem geplanten massiven Ausbau der erneuerbaren Energien einen steigenden Bedarf an flexiblen GuD-Anlagen. Die entscheidende Frage ist aber, ob es auf dem Gasmarkt, in dem noch kein richtiger Wettbewerb herrscht, Kraftwerksgas  für neue Kraftwerke zu wettbewerbsfähigen Preisen gibt“, meint Ritzau. Der Clean-Spark-Spread, der sich aus den Strom-, CO2- und Gaspreisen unter Berücksichtigung des Wirkungsgrades bildet, sei zeitweise sogar negativ.

Unter diesen unsicheren Rahmenbedingungen fallen Investitionsentscheidungen für neue Kraftwerke nicht leicht. Zusätzlich stehen manche Projektentwickler noch vor der Beschaffungshürde. „Wer seinerzeit in der Phase des Kraftwerksbooms keine Anlage reserviert hat, kann kurzfristig nicht bauen“, weiß Ritzau aus seiner Beratungstätigkeit.

„Wir beobachten nachhaltige Bemühungen, bestehende Kraftwerke zu ertüchtigen und länger zu betreiben“, berichtet der BET-Geschäftsführer. „Die Kosten für Retrofit-Maßnahmen amortisieren sich in wenigen Jahren, womit das Investitionsrisiko deutlich geringer als bei neuen Anlagen ist.“ Dadurch werde der Markt für neue Kraftwerksbetreiber sehr eng. „Das ist aber nur eine Lösung für die nächsten fünf bis zehn Jahre, spätesten dann wird man die deutlich über 40 Jahre alte Anlagen endgültig ersetzen müssen“, schlussfolgert Ritzau.

Autor: Jan Mühlstein