ARD-Hauptstadtstudio Hörfunk vom 17.09.09 “Wissenschaftler warnen vor neuen Kohlekraftwerken”

Deutschlandfunk vom 17.09.09  “Klare Absage an Kohlekraftwerke – Wirtschaftswissenschaftler sprechen sich für Ökostrom aus”

Financial Times Deutschland vom 17.09.09 “Öko-Forscher gegen neue Atom- und Kohlekraftwerke”

Focus Online vom 17.09.09 “Öko-Forscher gegen neue Atom- und Kohlekraftwerke”

Der Tagesspiegel vom 18.09.09 “Wissenschaftler gegen Kohlekraft”

Neues Deutschland vom 18.09.09 “Risiko Kohlekraftwerk – Wissenschaftler: Klima- und Investitionsgefahr”

Spiegel TV online vom 18.09.09 “Atomkraft – “Jein”-vielleicht? Der Wahlkampf und die Energiedebatte” (Videobeitrag)

taz vom 18.09.09 “Zu schmutzig und zu teuer – Wirtschaftswissenschaftler sprechen sich gegen den Bau neuer Kohlekraftwerke aus”

Handelsblatt vom 21.09.09 “Versorger kämpfen an zwei Fronten”

Renews 09/2009, Agentur für Erneuerbare Energien “Neue Kohlekraftwerke drohen zu Investitionsruinen zu werden”

ähnliche Beiträge:

Alsfelder Allgemeine, arcor.de, Augsburger Allgemeine, Berliner Zeitung, co2-handel.de, contraatom.de, DA im Netz,  dailygreen, der Bote, energieversorgung-sehnde, Gießender Allgemeine, greenpeace-magazin, klimaaktiv.de, Kreiszeitung,  localxxl, merkur-online, newstin, nn-online.de, nuv-online, op-online, ovb-online, Pfälzischer Merkur, proplanta.de, umweltruf.de, schattenblick, Schwarzwälder Bote, toptarif.de, tz-online, webbblock “Nachhaltiges Wirtschaften”, Weser Kurier, Wetterauer Zeitung, wir-klimaretter.de, wirtschaft.nrw, verivox.de

Die Erklärung wurde am 17.09. im Rahmen einer Pressekonferenz vorgestellt. Lesen Sie hier die Pressemitteilung.

Stellvertretend für die zahlreichen Unterzeichner/innen stellten Prof. Dr. Martin Jänicke (FU Berlin), Prof. Dr. Holger Rogall (HWR Berlin), Diplom-Volkswirt Kai Schlegelmilch (FÖS), Diplom-Volkswirt Martin Cames (Öko-Institut) und Dr. Hans-Joachim Ziesing (Berliner Klimaschutzrat) (v.l.n.r) die Hauptargumente der Erklärung vor.

Die zugehörige ppt-Präsentation können Sie hier herunterladen.

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Hören Sie dazu auch

den Audio-Kurzbeitrag des Deutschlandfunk “Wissenschaftler sprechen sich gegen neue Kohlekraftwerke aus”, als Flash oder hier zum Download als mp3.

den Audio-Kurzbeitrag des ARD-Hauptstadtstudios “Wissenschaftler warnen vor neuen Kohlekraftwerken”, hier zum Download als wav.

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Hier haben Sie die Gelegenheit dazu! Bitte füllen Sie das folgende Kontaktformular aus oder senden eine Mail mit den entsprechenden Angaben an swantje.kuechler@foes.de. Bitte vergessen Sie nicht, auch Ihren Ausbildungshintergrund bzw. Ihren Titel anzugeben. Leiten Sie diesen Aufruf gerne auch an interessierte Kolleginnen und Kollegen, Freunde oder Bekannte weiter.

Vielen Dank!

Wirtschaftswissenschaftler/innen-Erklärung zum Neubau von Kohlekraftwerken PDF

Hintergrundpapier zur Wirtschaftswissenschaftler/innen-Erklärung PDF

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Wirtschaftlichkeit von Kohlekraftwerken

• Bode (2009): “Zur Bedeutung des geplanten Steinkohlekraftwerks in Lubmin und möglicher Alternativen für Klimaschutz und Strompreise in Mecklenburg-Vorpommern”. Arrhenius Institut für Energie- und Klimapolitik (Hamburg), Mai 2009.
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• Mühlenhoff (2010): “Kosten und Preise für Strom – Fossile, Atomstrom und Erneuerbare Energien im Vergleich”. Agentur für Erneuerbare Energien (Berlin), Februar 2010.
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• PIK/WestLB (2009): „Deutsche Stromversorger – In der CO₂-Falle? Ein neues Spiel hat begonnen“. BMU (Berlin), Oktober 2009.
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• BEE / IWES (2009): “Dynamische Simulation der Stromversorgung in Deutschland nach dem BEE-Szenario ‘Stromversorgung 2020′ “. BEE (Berlin), September 2009.
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• Matthes / Ziesing (2007): “Die Entwicklung des deutschen Kraftwerksparks und die aktu­elle Debatte um die künftige Strombedarfsdeckung – Ein Diskussionsbeitrag“. Berlin, April 2007.
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CO₂-Abscheidung und -Speicherung (CCS)

• BMWi / BMU / BMBF (2007): „Entwicklungsstand und Perspektiven von CCS-Technologien in Deutschland“. Berlin, September 2007.
• Greenpeace (2008): “Falsche Hoffnung – Warum CO₂-Abscheidung und Lagerung das Klima niht retten werden”. Hamburg, Mai 2008.
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Sie möchten sich über das Thema Kohlekraft oder über weitere Initiativen gegen neue Kohlekraftwerke informieren? Hier haben wir einige Links für Sie zusammengestellt:

Kohle-Protest

umfangreiches Informationsportal zum Protest gegen neue Kohlekraftwerke, bietet u.a. gut strukturierte Informationen zum aktuellen Stand der Dinge an den einzelnen Standorten an den geplanten Kraftwerksstandorten (Vorhaben, Planungsstand) sowie zum Protest vor Ort.
Die interaktive Kohlekarte bietet einen Überblick über alle geplanten Kraftwerksstandorte und verhinderten Projekte:

Wir Klimaretter – Das Online Magazin

umfangreiche Informationen rund um das Thema Kohlekraft und eine Übersicht über Bürgerinitiativen und Umweltverbände, die gegen Kohlekraft aktiv sind.

Klima-Allianz

ein Bündnis aus über 90 Organisationen, das sich für konsequenten Klimaschutz einsetzt

Antikohlekraftbewegung.de

Internetseite zur Vernetzung der Anti-Kohle-Initiativen

BUND

Informationen und Aktivitäten des BUND zum Thema Klima und Energie

Germanwatch

Informationen zum Thema Klimaschutz und Anpassung an den Klimawandel

WWF

Informationen zum „Klimakiller Kohle“ der Umweltstiftung WWF

Deutsche Umwelthilfe

aktuelle Übersicht über die geplanten Kohlekraftwerke in Deutschland

Bürger Begehren Klimaschutz

Der BBK initiiert und unterstützt bundesweit lokale Gruppen, die mit direktdemokratischen Mitteln den Klimaschutz fördern wollen

Bürgerinitiative Kontra Kohle Kraftwerk e.V.

Informative Seite der Bürgerinitiative in Lünen, wo zwei neue Kohlekraftwerke gebaut werden sollen

ÖDP – Ökologisch-Demokratische Partei

Die ÖDP stellt eine umfangreiche Linkliste zu Anti-Kohlekraft-Bürgerinitiativen und anderen Energiethemen bereit

]]> http://www.wiwis-kohle.de/links/gegen-kohle.html/feed 0 http://www.wiwis-kohle.de/klima-und-investitionsrisiko-kohlekraft/literatur/liste.html http://www.wiwis-kohle.de/klima-und-investitionsrisiko-kohlekraft/literatur/liste.html#comments Tue, 15 Sep 2009 18:34:05 +0000 admin http://www.wiwis-kohle.de/?p=142 Literatur

BEE 2009, Bundesverband Erneuerbare Energie e.V.: „Stromversorgung 2020 – Wege in eine moderne Energiewirtschaft. Ausbauprognose der Erneuerbare-Energien-Branche für den Stromsektor“. Berlin, Januar 2009.

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Matthes, F. et al. 2007: „Klimaschutz und Stromwirtschaft 2020/2030 – Technologien, Emissionen, Kosten und Wirtschaftlichkeit eines klimafreundlichen Stromerzeugungssystems”. Endbericht des Öko-Institut und des Arrhenius-Institut im Auftrag von Umweltstiftung, WWF Deutschland und DUH. Berlin/Hamburg, Juni 2007.

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Schumacher, K. und F. Matthes 2008: „Aufarbeitung von energiewirtschaftlichen Hintergrunddaten für neue Kraftwerksprojekte“. Endbericht für die Senatsverwaltung für Gesundheit, Umwelt und Verbraucherschutz. Öko-Institut (Berlin), März 2008.

Sensfuß, F. und M. Ragwitz 2007: „Analyse des Preiseffektes der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien auf die Börsenpreise im deutschen Stromhandel – Analyse für das Jahr 2006“. Gutachten im Rahmen von Beratungsleistungen für das BMU.

SRU 2009a, Sachverständigenrat für Umweltfragen: „Abscheidung, Transport und Speicherung von Kohlendioxid – der Gesetzesentwurf der Bundesregierung im Kontext der Energiedebatte“, Stel­lungnahme Nr. 13. Berlin, April 2009.

SRU 2009b, Sachverständigenrat für Umweltfragen: „Weichenstellungen für eine nach­­haltige Strom­versorgung“, Thesenpapier. Berlin, Mai 2009.

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WI et al. 2007, Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH / DLR-Institut für Technische Thermodynamik / Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung / Potsdam Institut für Klimafolgenforschung: „RECCS – Strukturell-ökonomisch-ökologischer Vergleich regenerativer Energietechnologien (RE) mit Carbon Capture and Storage (CCS)“. Forschungsvorhaben im Auf­trag des BMU. Wuppertal/Stuttgart/Potsdam, Februar 2007.

Wiese, F. 2008, „Auswirkungen der Offshore-Windenergie auf den Betrieb von Kohlekraftwerken in Brunsbüttel“. Diplomarbeit an der FH/Universität Flensburg. Flensburg, Juni 2008.

Wissel, S. et al. 2008, „Stromerzeugungskosten im Vergleich“. Arbeitsbericht Nr. 4, Institut für Ener­giewirtschaft und Rationelle Energieanwendung der Universität Stuttgart. IER (Stuttgart), Februar 2008.

Eine derzeit viel diskutierte Möglichkeit, die CO₂-Bilanz der Braun- und Steinkohle zu verbessern und die Kosten für den Kauf von EHS-Zertifikaten größtenteils einzusparen, besteht in der Abscheidung und Speicherung von bei der Verbrennung produziertem CO₂ („Carbon Capture and Storage“, CCS). Der Einsatz dieser Technologie im Stromsektor erlaubt unter günstigen Bedingun­gen im Jahr 2050 eine jährliche CO₂-Einsparung von 55 Mio. t (Deutschland) gegenüber dem Alternativszenario ohne CCS, unter der Bedingung dass bis dahin Kraftwerke mit einer Gesamt­leistung von 18 GW mit CCS ausgestattet sind (Nitsch 2008). Die Internationale Energieagentur (IEA) geht davon aus, dass die durch die CCS-Technologie erreichbaren Einsparungen im globalen Maßstab sogar 9,1 Gt/a[1] betragen und damit zu einer Reduktion der heutigen (2005) gesamtgesell­schaftlichen Emissionen bis 2050 um etwa 10% führen können (IEA 2008). CCS ist demnach eine Zukunftsoption, die langfristig grundsätzlich zu einer vergleichsweise klimafreundlichen Kohlen­verstromung beitragen könnte. Allerdings bestehen große Unsicherheiten in Bezug auf die über­haupt vorhandene Speicherkapazität, Kostenentwicklung und ökologische Auswirkungen[2] von CCS (vgl. z.B. SRU 2009a). Umfangreiche Lebenszyklusanalysen und Wirtschaftlichkeits­berechnungen (z.B. WI et al. 2007) weisen auf „große technologische und ökonomische Hürden und ein über­schätztes Potenzial“ (Nitsch 2008, S. 57) von CCS hin.

Investitions- und Stromgestehungskosten

Nach Angaben der IEA sind die Investitions- und Stromgestehungskosten je nach Verfahren – dies beinhaltet Abscheidung, Transport und Speicherung – bis zu doppelt so hoch wie bei einem moder­nen Kohlekraftwerk ohne CCS (IEA 2007). In Abhängigkeit von Brennstoffpreisszenarien und Betriebsaufnahmezeiten muss von Vermeidungskosten für die ersten Anlagen in Höhe von 60 bis 90 €/t CO2 ausgegangen werden (McKinsey 2008). Erst nach 2030 und einem Zubau von 80 bis 120 CCS-Kraftwerken kommerzieller Größe (rund 100 GW) könnte ein Kostenniveau von 30 bis 45 €/t CO2 erreicht werden. Angesichts stark divergierender Abschätzungen über die Speicherkapazitäten (vgl. BMWi 2009, May et al. 2005, MIT 2007, Ragden et al. 2006, WI 2009) ist jedoch zweifelhaft, ob die Speicherkapazitäten in Europa überhaupt ausreichen, um die Installation allein schon in dieser Größenordung (10-15 Gt[3] abgeschiedenes CO₂) auffangen zu können. Angesichts dessen wird auch der Aufbau einer CO2-Pipeline­infrastruktur für Deutschland mit Kosten im zweistelligen Milliardenbereich[4] zu einem ökonomischen Wagnis.

Zertifikatspreise zu niedrig, um Kosten zu decken

Die Verhältnismäßigkeit der Kosten wird entscheidend davon abhängen, wie sich der Preis für CO₂-Zertifikate innerhalb des Emissionshandelssystem entwickeln wird: Kraftwerksbetreiber müssen abwägen, ob sie zukünftig entweder 1. in CCS investieren und damit den Ausstoß von CO₂-Emissionen weitgehend vermeiden, oder 2. die entsprechend höhere Berechtigungsmenge an Zerti­fikaten erwerben, oder 3. bei Nichtrealisierung der ersten beiden Optionen das Geld alternativ in Energieeffizienz/Nachfragereduktion oder in diejenigen Erneuerbaren Energietechnologien inves­tieren, die bis 2020 voraussichtlich wettbewerbsfähig sind. Ein für CCS „lohnender“ Zertifikats­preis orientiert sich an den Vermeidungskosten und müsste nach Berechnungen verschiedener Finanzinstitute mindestens 30-48 €/t CO₂ betragen (für neue CCS-Anlagen, vgl. McKinsey 2008). Da das Verfahren nach einhelliger Meinung verschiedener Experten frühestens im Jahr 2020 einsatzfähig sein wird, kommt für einen Großteil der geplanten Kraftwerke nur eine Nachrüstung in Frage, die nach heutigen Schätzungen noch deutlich teurer sein wird: Die Vermeidungskosten könnten dann bis zu 86€/t CO2 betragen[5].

Hinzu kommt, dass die CO2-Abspaltung mit signifikanten Wirkungsgradeinbußen einhergeht. Durch den höheren Energieverbrauch, bei gleichzeitigem Anstieg des Brennstoffbedarfs, sinkt das heute erreichte Wirkungsgradniveau von über 45%[6] wieder auf den Stand von vor 20-30 Jahren mit damals rund 35% ab (WI et al. 2007, S. 200f.). Eine Nachrüstung ist aus betriebswirtschaftlicher Sicht nur lohnend, wenn sich der Zertifikatspreis auf einem hohen Niveau von etwa 100 €/t CO2 bewegt (vgl. Matthes/Ziesing 2008). So kann der Emissionshandel nach heutigen Einschätzungen die Wirtschaftlichkeit des CCS-Vorhabens nur zu sehr geringen Teilen sichern und der Sachver­ständigenrat für Umweltfragen (SRU) folgert: „Zum gegenwärtigen Zeitpunkt scheint CCS aus privatwirtschaftlicher Sicht keine lohnende CO₂-Vermeidungsstrategie zu sein“ (SRU 2009a, S. 27).

Nach Angaben von McKinsey ist aufgrund der hohen Investitionskosten von Demonstrationspro­jekten und den für die Kostendeckung zu niedrigen Zertifikatspreisen eine zusätzliche öffentliche Finanzierung von 0,5-1,1 Mrd. € für jedes CCS-Projekt notwendig (McKinsey 2008, S. 8). So sind in Deutschland bereits CCS-Kooperationsprojekte zwischen Wissenschaft und Industrie mit ca. 150 Mio. € staatlich gefördert worden[7]. Von europäischer Seite sollen zusätzlich 300 Millionen Zertifi­kate (mit einem geschätzten Gegenwert von 6 Mrd. € Fördersumme)[8] aus der Neuanlagenreserve des EHS für Demonstrationsprojekte im Bereich CCS und/oder Erneuerbare Energien bis 2015 bereitgestellt werden[9]. Besonders problematisch erscheinen diese hohen öffentlichen Subventionen unter Berücksichtigung der wettbewerblichen Benachteiligung anderer – für eine zukünftig emis­sionsfreie Stromerzeugung notwendige – Klimaschutztechnologien: CCS wird aus Betreibersicht kostengünstiger, obwohl das Potenzial von Emissionsminderungen in den Bereichen Erneuerbare Energien und Steigerung der Energieeffizienz in größerem Umfang und zu geringeren Kosten mög­lich sind[10] (vgl. McKinsey/BDI 2007). Die direkte Konkurrenz um Fördermittel wird insbesondere bei der geplanten Subventionierung über die Neuanlagenreserve des EHS (s.o.) deutlich: 300 Milli­onen Zertifikate sollen in Form eines Fonds für „kommerzielle Demonstrationsprojekte“ entweder für CCS oder für „innovative Technologien für Erneuerbare Energien“ ausgegeben werden. Da die Aufteilung nicht eindeutig festgelegt ist und keine Mindestanteile der Zertifikate für Erneuerbare Energien vorgesehen sind, konkurrieren sie direkt mit CCS um finanzielle Unterstützung und ihre Förderung wird durch CCS-Investitionen teilweise ersetzt bzw. verzögert.

CCS in Konkurrenz mit Erneuerbaren Energien

Insgesamt ist davon auszugehen, dass die Kohleverstromung unter Einsatz von CCS ihren Kosten­vorteil gegenüber Erneuerbaren Energien verlieren wird (WI et al. 2007, NABU 2008, WBGU 2003). Die Stromgestehungskosten eines Steinkohle-Dampfkraftwerks betragen im Jahr 2020 unter Einbeziehung der zusätzlichen CCS-Kosten zwischen 5,9 und 6,5 ct/kWh, wobei die Mehrkosten gegenüber dem gleichen Kraftwerkstyp ohne CCS bei etwa 2,5 ct liegen und so den Preis für Kohlestrom fast verdoppeln[11] (WI et al. 2007, S. 209). Der ökonomische Vergleich von CCS mit rege­nerativen Energietechnologien im Rahmen des RECCS-Projektes[12] verdeutlicht, dass ein reprä­sentativer Mix aus Erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2020 (frühester Zeitpunkt der kommerziel­len Nutzung von CCS) ebenfalls dieses Kostenniveau erreichen kann: „Schon im Jahr 2020, dem Jahr der voraussichtlich frühesten kommerziellen Verfügbarkeit der CCS-Technologie, dürften eine Reihe von erneuerbaren Energietechnologien zu vergleichbaren oder günstigeren Konditionen Strom anbieten können als dies über fossile Kraftwerke der Fall ist. Längerfristig ist zu erwarten, dass erneuerbare Energien wegen der Unabhängigkeit von Brennstoff­preisschwankungen erheb­liche Vorteile haben“ (WI et al. 2007, S. IV).

Eine mit Blick auf den zukünftigen Energiemix besonders problematische Konkurrenz zwischen CCS und Erneuerbaren Energien ergibt sich – zusätzlich zum Aspekt der finanziellen Förderung – aus den begrenzt verfügbaren unterirdischen Speicherkapazitäten. Die für CCS notwendigen geolo­gischen Formationen im Untergrund können grundsätzlich auch für Geothermieprojekte, als Druckluft- und Gasspeicher oder zur Wärme- und Kältespeicherung genutzt werden (SRU 2009a). Wenngleich eine hinreichend belastbare quantifizierbare Abschätzung des Speicherumfangs und der Nutzungskonflikte bislang nicht vorliegt, kann die unterirdische Lagerung von CO2-Abscheidungen den Ausbau Erneuerbarer Energien beeinträchtigen.

Sollten die aktuellen Forschungen und Pilotprojekte zur CO2-Abscheidung in Zukunft Erfolg versprechende Ergebnisse mit perspektivisch sinkenden Kosten, ökologischer Tragfähigkeit und ausreichender Speicherkapazität hervorbringen und CCS-Kraftwerke auch im Mittellastbetrieb öko­nomisch rentabel betrieben werden können, ist ein späterer Ausbau der CCS-Kohleverstromung zur ergänzenden Strombedarfsdeckung neben den Erneuerbaren Energien angemessen. Werden hin­gegen bereits heute in großem Umfang Kohlekraftwerke mit der vagen Aussicht auf die o.g. positi­ven Ergebnisse und dem darauf basierenden Versprechen einer Nachrüstung von CCS gebaut, ist dies ein nicht akzeptables ökologisches und ökonomisches Risiko.

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[1] davon 4,8 GtCO₂ im Energieerzeugungs- und 4,3 GtCO₂ im industriellen Sektor (vgl. IEA 2008 CH1, S. 9).

[2] u.a. das gesundheitliche Risiko durch Leckagen oder Auswirkungen auf das Grundwasser durch die Verdrängung stark salzhaltigen Wassers aus salinen Aquiferen, vgl. SRU 2009a.

[3] Entspricht der erwarteten Menge für 100 CCS-Kraftwerke mit 500 MW elektrischer Leistung, 7000 Volllaststunden, 40 Jahren Betriebsdauer und einer abgeschiedenen CO₂-Menge von ca. 100-150 Mt je Kraftwerk (je nach Brennstoff und Technologie), vgl. WI 2009, S. 40.

[4] Nach Angaben von RWE könne für 6,5 Mrd. € eine Infrastruktur aufgebaut werden, die jährlich ca. 75 Mt CO₂ transportieren könne (Großmann 2009). Allerdings beträgt die jährlich zu transportierende Menge allein für die ersten 100 CCS-Kraftwerke mehr als 250 Mt (unter der Annahme, dass pro Anlage im Jahr ca. 2,5 Mt CO₂ abgeschieden werden, s.o.).

[5] Die IEA gibt einen Höchstwert von 122 $ pro vermiedener Tonne CO₂-Emissionen an (IEA 2007, S. 218ff.), der Wert wurde in € umgerechnet (aktueller Wechselkurs 1€ ~1,40 US$).

[6] Dieser Wirkungsgrad entspricht in etwa den Wirkungsgraden der momentan geplanten Kraftwerke, vgl. Löschel 2009, S. 20.

[7] Darunter das Corretec-Programm des Bundeswirtschaftsministeriums (100 Mio. €, 2004-2008) und das Geotechnologien-Programm des Bundesforschungsministeriums und der Deutschen Forschungsgemeinschaft (45 Mio. € über einen Zeitraum von drei Jahren), vgl. BMWi et al. 2007, Deutscher Bundestag 2008.

[8] Bei einem Zertifikatspreis von 20 €/t CO₂.

[9] Nach Art. 10a §8 der Emissionshandelsrichtlinie (2003/87/EC), inkl. Änderung durch die Richtlinie 2009/29/EG vom 23. April 2009.

[10] McKinsey schätzt die Vermeidungskosten von erneuerbaren Energien auf durchschnittlich 32 €/t CO₂ (mit einem Vermeidungspotential von 34 Mt CO₂-Emissionen bis 2020), während die Vermeidungskosten von verbesserter Effizienz im Kraftwerksbereich (Nachrüstung) sogar als negativ angenommen werden kann (durch eingesparte Brennstoffkosten, Vermeidungspotential von 1,2 Mt bis 2020). Effizienzmaßnahmen auf Seiten der Energienachfrage (Industrie >20Mt, Gebäude >50Mt) können ebenfalls zu Einsparungen von mehr als 70 Mt CO₂-Emissionen bis 2020 beitragen, die über den gesamten Zeitraum betrachtet keine zusätzlichen Kosten verursachen.

[11] Ohne Einbeziehung von Kosten für CO₂-Zertifikate, siehe dazu Abschnitt B. Die Projektionen basieren auf dem Brennstoffpreisszenario des DLR 2005, mit einer vergleichsweise geringen Steigerung der Brennstoffpreise für Steinkohle um knapp 15% (2,12 à 2,42 €/GJ) zwischen 2005 und 2020. Zum isolierten Effekt der Brennstoffpreisentwicklung siehe ebenfalls Anschnitt B.

[12] Gemeinsames Forschungsprojekt von Wuppertal-Institut, DLR, ZSW und PIK im Auftrag des Bundesumweltministeriums: „Strukturell-ökonomisch-ökologischer Vergleich regenerativer Energietechnologien (RE) mit Carbon Capture and Storage (CCS)“, 2007.

Die erfolgreiche Bekämpfung des Klimawandels ist eine der größten Herausforderungen in den kommenden Jahrzehnten und bringt daher dringenden Handlungsbedarf mit sich. Wiederholt hat der Rat der Europäischen Union das Ziel einer Begrenzung des Anstiegs der globalen Durchschnittstemperatur um 2°C gegenüber vorindustriellem Niveau bekräftigt. Nach den Erkenntnissen des 4. Sachverständigenbe­richts des Zwischenstaatlichen Ausschusses für Klimaänderungen (Intergovernmental Panel on Climate Change – IPCC) ist dieses Ziel nur zu erreichen, wenn die Industrieländer die von ihnen verursachten Treibhausgasemissionen im Vergleich zu den Werten von 1990 bis zum Jahr 2050 um 80 bis 95% reduzieren. Explizites Ziel der Bundesregierung ist bislang zunächst eine Minderung von 40%[1] bis zum Jahr 2020. Eine grundle­gende Voraussetzung für das Erreichen der Klimaziele ist der Übergang zu einer nachhal­tigen Stromerzeugung, die Treibhausgasemissionen weitestgehend vermeidet (SRU 2009b).

Im deutlichen Widerspruch zu einer solchen „ökologischen industriellen Revolution“[2] steht hingegen der geplante Neubau von 29 konventionellen Stein- und Braunkohlekraftwerken in Deutschland, von denen nur 8 Projekte explizit als Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) vorgesehen sind[3]. Aufgrund der langen Regelbetriebsdauer kapitalintensiver Kohlekraftwerke von über 40 Jah­ren werden die heutigen Investitionsentscheidungen den Energiemix der Zukunft über viele Jahr­zehnte, mindestens jedoch bis 2050, strukturell festlegen – ein Erreichen der wissenschaftlich für notwendig angesehenen Reduktion bis 2050 ist dann nicht mehr denkbar. In Erwägung der nach­stehenden Gründe stellen wir die Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit des Neubaus von Kohle­kraftwerken in Frage. Davon ausgenommen sind moderne Heizkraftwerke mit KWK-Technik, deren Wirtschaftlichkeit durch Wärmeerlöse und den KWK-Bonus in Einzelfällen voraussichtlich auch in Zukunft gesichert werden kann (Schumacher/Matthes 2008).

Unbestritten ist, dass die Kohlekraft mit einem heutigen Anteil von über 40%[4] an der deutschen Stromerzeugung auch in den nächsten Jahren zur Energiegewinnung beitragen wird. Grundsätzlich ist dabei zwischen der deutschen und der weltweiten Situation zu unterscheiden: Während die Kohlekraft weltweit (insbesondere in Entwicklungs- und Schwellenländern) noch über mehrere Jahrzehnte einen wesentlichen Beitrag zur Energieerzeugung leisten muss, besteht in Deutschland keine Notwendigkeit für den umfangreichen Kraftwerksneubau: Die von den Energieversorgern oft zitierte „Stromlücke“ aufgrund des geplanten Atomenergieausstiegs kann den Ergebnissen verschiedener Studien zufolge statt mit dem Ausbau der Kohleverstromung über die Steigerung der Energieeffizienz, über den Ausbau Erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung, sowie über einen geringfügig höheren Anteil an Erdgasverstromung geschlossen werden (z.B. Bode et al. 2007, Bräuninger et al. 2005, Loreck 2008, Nitsch 2008, Matthes/Ziesing 2007, WBGU 2003). Deutschland kann als gewichtiger Industriestaat eine Vorreiterrolle und Vorbildfunktion einneh­men, wenn mit dem Ausstieg aus der Atomenergie und dem Verzicht auf den Neubau von Kohle­kraftwerken bei zugleich hohem Grad von Industrialisierung und Dienstleistungen heute der Über­gang in nachhaltige Strukturen geschaffen wird. Mit den geplanten Kraftwerksneubauten wird hin­gegen ein klimatisch unverträglicher Anteil der Kohlekraft bis weit über die Mitte dieses Jahrhun­derts hinaus fortgeschrieben. In sich stark verändernden Erzeugungsstrukturen unterliegt der Neubau damit (unter der Voraussetzung einer Weiterführung der jetzigen Klimaziele und des Ausbaus Erneuerbarer Energien) anderen Anforderungen als bisher.

Wir möchten aufzeigen, welche Rahmenbedingungen und strukturellen Zusammenhänge die Energie­erzeugung mittels Kohlekraft in Zukunft – insbesondere für einen Zeithorizont über 2020 hinaus bis 2050 – im Verhältnis zu Erneuerbaren Energien auf Basis heute verfügbarer Informationen verteuern bzw. unrentabel gestalten werden.

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[1] Dies steht unter der Voraussetzung, dass sich die EU zu einer Verringerung der Treibhausgasemissionen um 30% verpflichtet, was wiederum davon abhängt, ob sich international andere Staaten entsprechende Minderungspflichten auferlegen.

[2] Bundespräsident Köhler in seiner Berliner Rede vom 24. März 2009, http://www.bundespraesident.de/artikel-,2.653316/Berliner-Rede-2009.htm.

[3] Eine Liste der geplanten / im Bau befindlichen Anlagen ist verfügbar unter http://www.bund.net/bundnet/themen_und_projekte/klima_energie/kohlekraftwerke_stoppen/geplante_standorte/.

[4] 40% der Stromerzeugung entsprechen 278,5 Mrd. kWh (davon 128,5 Mrd. auf Steinkohle- und 150 Mrd. kWh auf Braunkohlebasis vgl. BDEW 2008, vorläufige Zahlen für 2008).

Die Erklärung im PDF-Format können Sie hier herunterladen

Die erfolgreiche Bekämpfung des Klimawandels ist eine der größten Herausforderungen in den kommenden Jahrzehnten. So hat der Rat der Europäischen Union das Ziel einer Begrenzung des Anstiegs der globalen Durchschnittstemperatur um 2°C gegenüber vorindustriellem Niveau mehr­fach bekräftigt. Nach den Erkenntnissen des 4. Sachverständigenberichts des IPCC (Intergovern­mental Panel on Climate Change) ist dieses Ziel nur zu erreichen, wenn die Industrieländer die von ihnen verursachten Treibhausgasemissionen im Vergleich zu den Werten von 1990 bis zum Jahr 2050 um 80 bis 95 % reduzieren. Explizites Ziel der Bundesregierung ist bislang zunächst eine Minderung von 40 % für das Jahr 2020[1].

Eine grundlegende Voraussetzung für das Erreichen der Klimaziele ist der Übergang zu einer Stromerzeugung, die Treibhausgasemissionen weitestgehend vermeidet. Dies kann insbeson­dere durch Stromeinsparung, den Ausbau Erneuerbarer Energien, die Nutzung von Atomenergie oder mit CCS (Carbon Capture and Storage) ausgerüsteten Kohlekraftwerken geschehen.

Während Atomenergie und CCS umstritten sind, gibt es einen breiten Konsens, dass Strom einge­spart und Erneuerbare Energien deutlich ausgebaut werden müssen. Im Jahr 2008 hatten die Erneu­erbaren Energien bereits einen Anteil von 15,1% am gesamten Stromverbrauch in Deutschland. Laut Bundesregierung soll dieser bis zum Jahr 2020 mindestens 30% betragen, also verdoppelt werden. Verschiedene Potenzialanalysen zeigen, dass der deutsche Strombedarf bis 2020 über 40% und im Jahr 2050 nahezu vollständig durch Erneuerbare Energien gedeckt werden kann[2].

Dennoch ist derzeit der Neubau von 29 konventionellen Stein- und Braunkohlekraftwerken in Deutschland geplant, von denen nur 8 Projekte explizit als Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) vorgesehen sind[3]. Aufgrund der langen Regelbetriebsdauer kapitalintensiver Kohlekraft­werke von über 40 Jahren werden die heutigen Investitionsentscheidungen den Energiemix der Zukunft über viele Jahrzehnte strukturell festlegen – ein Erreichen der wissenschaftlich für notwen­dig angesehenen Reduktion der Treibhausgasemissionen bis 2050 ist dann in Gefahr. Werden heute in großem Umfang neue Kohlekraftwerke gebaut, steht zu befürchten, dass Klimaschutzziele aufge­weicht werden und die notwendigen Caps bis 2050 politisch nicht durchgesetzt werden können, da heute gebaute Kraftwerke sonst zu Investitionsruinen werden würden.

Eine derzeit viel diskutierte Möglichkeit, die CO₂-Bilanz der Braun- und Steinkohle zu verbessern und die Kosten für den Kauf von CO₂-Zertifikaten größtenteils einzusparen, besteht in der Abschei­dung und Speicherung von bei der Verbrennung produziertem CO₂ („Carbon Capture and Storage“, CCS). Doch derzeit ist auch mittelfristig noch völlig offen, ob CCS technisch realisierbar, ökolo­gisch vertretbar und wirtschaftlich zu betreiben ist. Zumindest bis dies gesichert ist, sollte daher auf einen Neubau von Kohlekraftwerken über die zehn derzeit im Bau befindlichen Anlagen hinaus verzichtet werden.

Ein Neubau fossiler Kraftwerke ist darüber hinaus mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien nur schwer zu vereinbaren. Vor allem die wachsende Menge von Stromerzeugung durch Windkraft erfor­dert eine Flexibilisierung des übrigen Kraftwerkparks, der sich an die schwankende Einspei­sung erneuerbaren Stroms anpassen muss. Dies ist bei Atom- und Kohlekraftwerken aus Sicherheits- bzw. Wirtschaftlichkeitsgründen nur in sehr begrenztem Umfang möglich. In Ergän­zung zu Erneuerbaren Energien bieten sich daher vor allem flexible Gas- und Dampfkraftwerke an. Auch steht die kommerzielle Nutzung der CCS-Technologie in direkter Konkurrenz zum Ausbau Erneuerbarer Energien. Für CCS beanspruchte unterirdischen Speicherkapazitäten gehen für Geothermieprojekte, Druckluft- und Gasspeicher oder für Wärme- und Kältespeicherung verloren. Öffentliche Subventionen für die Erforschung und Umsetzung von CCS dürfen die Weiterentwick­lung alternativer Klimaschutztechnologien nicht ersetzen oder verzögern.

Nimmt man die Klimaziele und die sich daraus ergebenden Anpassungszwänge ernst, so ergeben sich auch erhebliche Zweifel an der zukünftigen Rentabilität neuer Kohlekraftwerke. Dies wird nicht zuletzt verdeutlicht durch den Rückzug von Banken aus der Finanzierung neuer Kohlekraftwerke (siehe Standort Mainz[4]) oder die steigende Zahl von Projekten, die aus wirtschaftlichen Gründen auf­gegeben werden. Auf Basis heute verfügbarer Informationen werden folgende Rahmenbedin­gungen und strukturellen Zusammenhänge die Energieerzeugung mittels Kohlekraft in Zukunft – insbesondere für einen Zeithorizont über 2020 hinaus bis 2050 – im Verhältnis zu Erneuerbaren Energien und Maßnahmen zur Stromeinsparung verteuern bzw. unrentabel gestalten[5]:

• Die jüngsten Preissprünge und die weltweit steigende Nachfrage nach fossilen Energieträ­gern lassen einen deutlichen Anstieg der Brennstoffpreise erwarten, auch wenn belastbare Prognosen zur langfristigen Entwicklung der Kohlepreise nicht möglich sind. Damit verschlechtert sich die Wettbewerbsfähigkeit von Kohlekraft­werken gegenüber Erneuerbaren Energien.
• Noch deutlicher stellt sich der Verlust des Kostenvorteils dar, wenn die gesamtwirtschaftli­chen Schadenskosten durch CO₂-Emissionen einbezogen werden. Bei einer vollständigen Internalisierung der externen Kosten verteuert sich die Stromerzeu­gung aus Stein- und Braunkohle um etwa 6 bis 8 ct/kWh. Dies verdeutlicht, dass Erneu­erbare Energien und Erdgas bisher einem Wettbewerbsnachteil gegenüber CO₂-intensi­ven Energieträgern wie Stein- und Braunkohle ausgesetzt waren. Mit absehbar steigen­den Zertifikatspreisen im Rahmen des europäischen Emissionshandels und deren Annä­herung an die Höhe der externen Kosten (ca. 35 €/t CO₂ im Jahr 2030) wird der Wett­bewerbsnachteil in Zukunft jedoch zunehmend ausgeglichen werden. Die Stromgeste­hungskosten der Erneuerbaren Energien werden voraussichtlich ab 2020 oder 2025 unter denen von Kohlestrom liegen. Eine weitere Kostenprogression ist in den Folgejah­ren zu erwarten. Auch wenn der Ausbau Erneuerbarer Energien zunächst Zusatzkosten verursacht und als „teurere“ Option erscheint, wird er langfristig zu einem „volkswirt­schaftlich günstigen Ergebnis führen“[6].
• Die CCS-Technologie eröffnet die Möglichkeit einer zukünftigen Kohleverstromung mit signifikant niedrigeren CO₂-Emissionen. Allerdings bestehen große Unsicherheiten über die Kostenentwicklung, ökologische Auswirkungen[7] sowie über die vorhandene Speicher­kapazität für CCS. Hinzu kommt, dass die CO2-Abspaltung mit signifikanten Wirkungsgradeinbußen einhergeht. Das heute erreichte Wirkungsgradniveau von über 45% wird wieder auf den Stand von vor 20-30 Jahren mit damals rund 35% absinken.
• Die Investitions- und Stromgestehungskosten von Kohlekraftwerken mit CCS werden bis zu doppelt so hoch wie bei einem modernen Kohlekraftwerk ohne CCS sein. Für einen Großteil der geplanten Kraftwerksprojekte kommt nur eine Nachrüstung in Frage, die vermutlich noch deutlich teurer sein wird. So können die Einsparungen der EHS-Zerti­fikate die Wirtschaftlichkeit des CCS-Vorhabens nur zu sehr geringen Teilen sichern und es ist eine umfangreiche Bereitstellung öffentlicher Mittel zur Finanzierung der Demonstrationsprojekte vonnöten. Dies zeigen auch die bisher schon auf Bundes- und EU-Ebene erfolgten bzw. beabsichtigten Ausgaben. Insgesamt ist davon auszugehen, dass die Kohleverstromung unter Einsatz von CCS ihren Kostenvorteil gegenüber Erneuerbaren Energien verlieren wird.
• Der stetig steigende Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung und die damit erforderliche Flexibilisierung des übrigen Kraftwerkparks führt zu geringeren Jahresvolllaststundenzahlen, wodurch die Kohleverstromung ihren ökonomischen Wett­bewerbsvorteil größtenteils einbüßt. Der Merit-Order-Effekt bei der Stromproduktion bewirkt, dass die Kraftwerke in Abhängigkeit ihrer Kosten ans und vom Netz gehen. Durch den Ausbau der Erneuerbaren Energien werden insbesondere ältere und damit meist teurere Kohlekraftwerke aufgrund des Vorrangs zur Einspeisung und der fixen Vergütung immer häufiger aus der Merit Order verdrängt. Dieser Effekt hat im Jahr 2006 zu einer gesamtwirtschaftlichen Stromkostenersparnis von rund 5 Mrd. € geführt. Die hier aufgeführten Verteuerungsaspekte der Kohlekraft bewirken, dass Kohlekraft­werke in der Merit Order sinken und mit den geringeren Erlösen zur Deckung der Fix­kosten die Wirtschaftlichkeit insgesamt fragwürdig wird.
  

Wir fordern daher

1. die Bundesregierung auf, schnellstmöglich darauf hinzuwirken, dass die politischen Rahmenbe­dingungen für einen erfolgreichen Klimaschutz bis 2050 geschaffen werden, um eine klare Orientierung für langfristige Investitionsentscheidungen zu geben. „Es liegt in der Verantwortung der Politik, klare Ziele zu definieren, zu diesen Zielen zu stehen und glaub­würdige Maßnahmen zu ergreifen, die das Erreichen der Ziele möglich machen“[8]. Dies erfor­dert insbesondere eine Begrenzung der Berechtigungszertifikate im Rahmen des europäischen Emissionshandels, die sich an einem Minderungspfad der Treibhausgasemission von rund 90 % bis 2050 orientiert. Die derzeitigen Neubauplanungen, die von der Bundesregierung wiederholt unterstellt oder als gegeben angenommen werden, sind mit einer Übergangs­strategie auf eine vollständig regenerative Energieversorgung nicht vereinbar und langfristig ökonomisch nicht vertretbar. Von einer auch impliziten oder rhetorischen Unterstützung seitens der Bundesregierung sollte daher schnellstmöglich abgesehen werden, um weder ökonomische noch ökologische Fehlinvestitionen mit zu verursachen.
2. die Energieversorger auf, die langfristig notwendigen Emissionsreduktionen nicht durch heutige Investitionsentscheidungen zu behindern und ökonomisch riskante, potentiell unren­table Entscheidungen zu treffen, die am Ende Menschen und Umwelt durch Klimaschäden sowie die Verbraucher und die Industrie durch unangemessen hohe Strompreise bezahlen müssen. Darüber hinaus sollten die insbesondere in der Zeit der Finanzkrise sehr knappen Investitionsmittel nicht zu Ungunsten des Ausbaus Erneuerbarer Energien und der Erhöhung der Energieeffizienz ausgegeben werden. Dies erhöht die Gefahr eines energie- und klimapo­litischen „Lock-In“-Effektes, der Kapital langfristig bindet und eine strukturelle Umstellung auf Jahrzehnte sehr erschwert bzw. signifikant verteuert.

[1] Dies steht unter der Voraussetzung, dass sich die EU zu einer Verringerung der  Treibhausgasemissionen um 30% verpflichtet, was wiederum davon abhängt, ob sich international andere Staaten entsprechende Minderungspflichten auferlegen.

[2] z.B. Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (2009): „Stromversorgung 2020 – Wege in eine moderne Energiewirtschaft. Ausbauprognose der Erneuerbare-Energien-Branche für den Stromsektor“; Nitsch, J. (2008): „Weiterentwicklung der Ausbaustrategie Erneuerbare Energien – Leitstudie 2008“.

[3] Eine Liste der geplanten / im Bau befindlichen Anlagen ist verfügbar unter http://www.bund.net/bundnet/themen_und_projekte/klima_energie/kohlekraftwerke_stoppen/geplante_standorte/.

[4] vgl. FR-Online vom 18.08.09: „Kohlekraftwerke ohne Kredit“.

[5] Davon ausgenommen sind unter Umständen moderne Heizkraftwerke mit KWK-Technik, deren Wirtschaftlichkeit durch Wärmeerlöse und den KWK-Bonus in Einzelfällen auch in Zukunft gesichert werden kann.

[6] Nitsch 2008, S. 120 (vgl. Fußnote 2).

[7] u.a. das gesundheitliche Risiko durch Leckagen oder Auswirkungen auf das Grundwasser durch die Verdrängung stark salzhaltigen Wassers aus salinen Aquiferen, vgl. Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) 2009: . „Abscheidung, Transport und Speicherung von Kohlendioxid – der Gesetzesentwurf der Bundesregierung im Kontext der Energiedebatte“.

[8] Matthes, F. und H.-J. Ziesing (2008): “Entwicklung des deutschen Kraftwerksparks und die Deckung des Strombedarfs – Kurzexpertise für den Rat für Nachhaltige Entwicklung“.

Die Energieversorger argumentieren, dass die Energieerzeugung mittels Kohlekraft aufgrund der vergleichbar günstigen Herstellungskosten auch in Zukunft unverzichtbar sei. Eine kürzlich veröf­fentlichte Studie des Arrhenius Instituts für Energie- und Klimapolitik verdeutlicht hingegen am Beispiel des geplanten Kohlekraftwerks in Mainz, dass die Wirtschaftlichkeit von Kohlekraft­werken grundsätzlich in Frage gestellt werden muss. Die Rahmenbedingungen, auf denen die Wirt­schaftlichkeitsbetrachtung des geplanten Kraftwerks basierte, haben sich geändert. Neben den oben angeführten Preissteigerungen aufgrund geringerer Volllaststunden sind als weitere Kostenfaktoren höhere Brennstoffkosten und die Kosten für CO₂-Zertifikate im Rahmen des europäischen Emissionshandels (EHS) anzuführen, die sich negativ auf die zukünftige Rentabilität von Kohle­kraftwerken auswirken. Für beide Faktoren ist eine genaue Prognose der zukünftigen Kostenent­wicklung nicht möglich, da diese einer Reihe von langfristig unsicheren Ausgangsbedingungen und komplexen weltwirtschaftlichen Zusammenhängen unterlegen sind (u.a. Kostenentwicklung und Verfügbarkeit alternativer Energieerzeugungsoptionen, politisch definierte Klimaziele und Klima­schutzinstrumente, Ressourcenverfügbarkeit, Wechselwirkungen zwischen Strom-, CO₂- und Brennstoffpreis, weltweite Nachfrage nach fossilen Brennstoffen, vgl. Matthes et al. 2008). Der zukünftige Zertifikatspreis wird insbesondere davon abhängen, ob die politischen Vorgaben zur Emissionsobergrenze (Cap) nach 2020 eine strikte Treibhausgasminderung im Rahmen des EHS verlangen. Zahlreiche Studien belegen, dass insgesamt von einem deutlichen Anstieg der Stromge­stehungskosten von Braun- und Steinkohlekraftwerken auszugehen ist (Nitsch 2008, RETD 2007, Schumacher/Matthes 2008, Wissel et al. 2008).

Verteuerung aufgrund höherer Brennstoffpreise

Derzeit verfügbare Prognosen über zukünftige Brennstoffpreisentwicklungen weichen stark vonein­ander ab (z.B. EIA 2007, EWI/Prognos 2005, IEA 2007, Nitsch 2008, Wissel et al. 2008): Für Steinkohle gehen die Vorhersagen für das Jahr 2030 von einem Absinken der Preise frei Kraftwerk (in €/GJ) um etwa 20% bis zu einer Verdoppelung gegenüber 2005 aus. Dies verdeutlicht, dass bei der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung von neuen fossilen Kraftwerken verschiedene Preisszenarien berücksichtigt werden müssen. Angesicht der starken Anstiege und Schwankungen des Ölpreises seit 2006 und der weltweit steigenden Nachfrage nach fossilen Energieträgern empfiehlt sich jedoch die Annahme von vergleichsweise höheren Preisszenarien: „Die Preise für Erdgas und Kohle sind auf einem so hohen Niveau, dass sie momentan jegliche zuvor getroffene Prognosen bei weitem übertreffen“ (Wiese 2008, S. 64f.). Unter Annahme eines aus heutiger Sicht wahrscheinlichen Anstiegs der Brennstoffpreise (Preispfad B des Leitszenarios) wird sich der Brennstoffpreis von Steinkohle bis 2030 im Vergleich zum Jahr 2007 verdoppeln (von ca. 2,6 auf 5 €/GJ), während der Braunkohlepreis von 1,1 auf 1,3 € steigt[1]. Auf Grundlage dieser Daten betragen die Stromgestehungs­kosten von neuen Steinkohlekraftwerken bei einer Auslastung von 5000 h/a im Jahr 2030 etwa 5,8 ct/kWh (2007: 4,5 ct) und von neuen Braunkohlekraftwerken etwa 3,6 ct (2007: 3,5 ct)[2]. Wenngleich ein zukünftiger Wettbewerbsnachteil gegenüber Erdgasstrom allein auf Grund­lage der Brennstoffpreisentwicklungen nicht als wahrscheinlich gilt, führt die Verteuerung der Kohleverstromung dennoch  zu einem teilweisen Verlust des heutigen Kostenvorteils gegenüber Strom aus Erneuerbaren Energien.

Verteuerung aufgrund höherer Zertifikatspreise

Noch deutlicher stellt sich der Verlust des Kostenvorteils dar, wenn die gesamtwirtschaftlichen Kosten einbezogen werden, die durch die hohe CO₂-Intensität des Energieträgers Kohle und den damit verbundenen Auswirkungen auf das globale Klima verursacht werden (so genannte externe Effekte). Unter Annahme eines durchschnittlichen Schätzwertes der Schadenskosten durch CO₂-Emissionen in Höhe von 70 €/tCO₂[3] liegen die externen Kosten bei der Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern in der gleichen Größenordnung wie die betriebswirtschaftlichen (internen) Kosten. Bei einer vollständigen Internalisierung der externen Kosten verteuert sich die Stromerzeugung aus Stein- und Braunkohle um etwa 6 bis 8 ct/kWh (Krewitt/Schlomann 2006, S. 35ff). Das Ziel des im Jahr 2005 eingeführten EHS besteht darin, diese Kosten den Verursachern der Treibhaus­gas­emissionen aufzuerlegen und so zu einer flexiblen Reduktion beizutragen. Bislang liegen die Preise der Zertifikate allerdings deutlich unter dem Schätzwert, so dass die heutigen Marktpreise die „wah­ren“ volkswirtschaftlichen Kosten der Stromerzeugung nur unzureichend widerspiegeln. Mit der vollen Versteigerung der EHS-Zertifikate im Stromsektor ab dem Jahr 2013, aber insbesondere mit Absenkung des Caps an die ökologischen Notwendigkeiten, kann hingegen davon ausgegangen werden, dass sich der Zertifikatspreis zunehmend an die gesamtwirtschaftlich verursachten Kosten annähern wird[4]. Wenngleich auch hier keine genaue Preisvorhersage getroffen werden kann, gilt ein Zertifikatspreis von etwa 35 €/t CO₂ im Jahr 2030 als mittlerer Schätzwert (20 € gilt als niedri­ger, 50€ als hoher Wert, vgl. Löschel/Moslener 2008, Nitsch 2008, RETD 2007, Schuma­cher/Matthes 2008).

Dieser Zusammenhang verdeutlicht, dass die Erneuerbaren Energien ebenso wie Erdgas bisher einem Wettbewerbsnachteil gegenüber CO₂-intensiven Energieträgern wie Stein- und Braunkohle ausgesetzt waren, der in Zukunft ausgeglichen werden wird. Nach Erkenntnissen der Leitstudie des BMU werden die durchschnittlichen Stromgestehungskosten der Erneuerbaren Energien unter Berücksichtigung der CO₂-Preisentwicklung und der Brennstoffpreisentwicklung ab 2020 (hoher Preispfad) bzw. ab 2025 (mittlerer Preispfad) niedriger liegen als bei fossilen Energieträgern: Strom aus Kohlekraft kostet im Jahr 2030 durchschnittlich bereits mehr als 7 ct/kWh (Steinkohle 8,1 ct / Braunkohle 6,5 ct, vgl. Nitsch 2008 Preispfad B), wobei eine weitere Kostenprogression in den Fol­gejahren zu erwarten ist. Auch im Vergleich zu Erdgas verteuert sich die Kohlekraft, wenn zukünf­tige Zertifikatspreise einbezogen werden: Nach Berechnungen des IER und unter Annahme der Preisprognose „Prognos Niedrigpreis“ ist Erdgasstrom ab einem Zertifikatspreis von etwa 22 €[5] kostengünstiger zu produzieren (Wissel et al. 2008). So kann gefolgert werden: „Die verbesserten Rahmenbedingungen für die Erdgasverstromung im Rahmen des Emissionshandelssystems führen also dazu, dass der wachsende Anteil erneuerbarer Energien vor allem zu Lasten der Kohlever­stromung geht“ (Matthes et al. 2007, S.31).

Da die derzeit in Planung oder im Bau befindlichen Kohlekraftwerke eine durchschnittliche Lauf­zeit von 40 Jahren besitzen, werden sie langfristig von diesem Effekt betroffen sein. Zusammenge­fasst kann festgehalten werden: Auch wenn der Ausbau Erneuerbarer Energien zunächst Differenz­kosten verursacht und als „teure“ Option erscheint, wird er langfristig zu einem „volkswirtschaftlich günstigen Ergebnis führen“ (Nitsch 2008, S. 120) und die Kohlekraft als bisher dominanten Ener­gieträger ablösen.

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[1] Demgegenüber betragen die Brennstoffpreise für Steinkohle (Braunkohle) für das Jahr 2030 im Niedrigpreisszenario 3,6 (1,25) €/GJ und im Hochpreisszenario 7,0 (1,4) €/GJ, vgl. Nitsch 2008, S. 178.

[2] Hier wird der Effekt der höheren Brennstoffpreise auf ein neues Steinkohledampfkraftwerk mit Kraft-Wärme-Kopplung isoliert (ohne Einbeziehung von Zertifikatskosten oder CCS) betrachtet.

[3] Der „Stern-Report“ nennt 70 €/tCO₂ als realistischen Wert.

[4] Es muss dabei allerdings davon ausgegangen werden, dass bereits heute ein Großteil der Kosten des Emissionshandels in die Strompreise eingepreist ist, so dass die zusätzliche Versteigerung – gegenüber der bis vor kurzem kostenlosen Vergabe – vermutlich nur geringfügige Preissteigerungen zur Folge haben wird. Erst eine weitere Absenkung des Caps dürfte einen weiteren deutlichen Preisschub mit sich bringen.

[5] In einer gemeinsamen Studie untersuchen PIK/WestLB (2009), wie sich verschiedene Brennstoff- und CO₂-Szenarien auf die Stromgestehungskosten verschiedener Kraftwerkstypen auswirken. Danach liegt die Kostengrenze, bei der mit Erdgas kostengünstiger Strom erzeugt werden kann, je nach Szenario zwischen 30 und 60 €/tCO₂ (für das Jahr 2020).

Im Jahr 2008 hatten die Erneuerbaren Energien einen Anteil von etwa 15% an der Stromproduktion in Deutschland, der laut Bundesregierung bis zum Jahr 2020 mindestens 30% betragen, also verdoppelt werden soll. Verschiedene Potenzialanalysen zeigen, dass der deutsche Strombedarf bis 2020 über 40% und im Jahr 2050 nahezu vollständig durch Erneuerbare Energien gedeckt werden kann (BEE 2009, Nitsch 2008, SRU 2009b). Aufgrund des bevorzugten Netzzugangs der Erneuer­baren Energien werden die Einsatzmöglichkeiten von Grundlastkraftwerken in Zukunft deutlich eingeschränkt werden. Vor allem die wachsende Menge von Stromerzeugung durch Windkraft erfordert eine Flexibilisierung des übrigen Kraftwerkparks, der sich an die schwankenden Einspei­semengen der Erneuerbaren anpassen muss (BUND 2007, Nicolosi/Fürsch 2009, Nitsch 2008). Die Forschung und Entwicklung im Bereich „intelligenter Stromnetze“ (engl. „smart grids“) zur Steue­rung, Verteilung und Speicherung elektrischer Energie in Kombination mit einer zunehmend dezentralen Energieversorgung lassen erwarten, dass der Einsatz traditioneller Grundlastkraftwerke weiter an Bedeutung verlieren wird (Europäische Kommission 2006).

Geringere Volllaststundenzahl verursacht höhere Betriebskosten

Für Kohlekraftwerke bedeutet dies, dass ihre Wirtschaftlichkeit mit einer geringeren Jahresvolllast­stundenzahl nicht mehr garantiert werden kann: Wegen der relativ hohen Investitionskosten von Kohlekraftwerken sind die Stromgestehungskosten bei einer Auslastung von 4000 h/a rund 1 ct/kWh höher als bei einer Auslastung von 7000 h/a. Das Leitszenario des BMU verdeutlicht, dass im Jahr 2030 (2050) bei einem steigenden Anteil Erneuerbarer Energien nur noch von einer mittle­ren Auslastung aller fossilen Kraftwerke von 3900 h/a (3200 h/a) auszugehen ist und Erdgaskraft­werke dann deutlich günstigeren Strom liefern können als Kohlekraftwerke. Die Auslastungsgrenze, bei der mit Erdgas kostengünstiger Strom erzeugt werden kann als mit Kohle, liegt heute bei 5000 h/a (Nitsch 2008, S. 111). Obwohl diese Grenze aufgrund eines zu erwartenden Anstiegs der Erdgaspreise niedriger liegen kann, wird die Kohleverstromung ihren ökonomischen Wettbewerbs­vorteil langfristig verlieren. Öko-Institut und Arrhenius-Institut berechnen, dass im Jahr 2030 lediglich GuD-Kraftwerke (Erdgas) und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK) wirtschaftlich zu betreiben sind (Matthes et al. 2007, S. 43ff.).

„Merit Order“-Effekt verdrängt ineffiziente Kohle und verhindert Strompreisanstieg

Zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit von Kohlekraftwerken sind unter anderem die Erlöse aus­schlaggebend, die für den produzierten Strom zu erzielen sind. Maßgeblich für den Preis an der Strombörse ist das Verhältnis von Angebot und Nachfrage, wobei sich der Strompreis grundsätzlich aus der Einsatzreihenfolge der unterschiedlichen Kraftwerke („Merit Order“) bzw. aus den Strom­gestehungskosten des „Grenzkraftwerkes“ ergibt. Je teurer ein Kraftwerk im Verhältnis zu den anderen Energiequellen (beispielsweise Gaskraftwerke oder Erneuerbare) ist, umso wahrscheinli­cher fungiert es als Grenzkraftwerk und umso geringer sind die Deckungsbeiträge (Differenz zwischen erzielbarem Strompreis und Stromerzeugungskosten). Grundsätzlich führt ein Ausbau der Erneuerbaren Energien gemäß der „Merit Order“-Logik dazu, dass teurere Kohlekraftwerke aufgrund des Vorrangs zur Einspeisung von Erneuerbaren Energien immer häufiger (in Abhängig­keit von der Stromnachfrage und der Einspeisemenge) aus der Merit Order verdrängt werden (Groscurth 2009, Matthes et al. 2007, PIK/WestLB 2009, Sensfuß/Ragwitz 2007). Dank der Erneuerbaren Energien hat dies im Jahr 2006 zu einer Stromkostenersparnis von rund 5 Mrd. € geführt (Sensfuß/Ragwitz 2007). Des Weiteren bewirken die in dieser Erklärung aufgeführten Verteuerungsaspekte der Kohlekraft (Brennstoffpreise, Zertifikatskosten, geringere Volllaststunden), dass Kohlekraftwerke verhältnismäßig teurer werden und mit den geringeren Deckungsbeiträgen die Wirtschaftlichkeit insgesamt sinkt.

Wenngleich die Höhe der zukünftigen Strompreise – vor allem in der langen Frist – aus heutiger Perspektive kaum abgeschätzt werden kann, muss festgestellt werden, dass die Kohlekraft ihren relativen Kostenvorsprung auf Basis der genannten Gründe verlieren und evtl. sogar unrentabel werden wird. Dabei weisen neue Kohlekraftwerke aufgrund einer höheren Effizienz und niedrigeren Emissionswerten kurzfristig zwar bessere Wirtschaftlichkeitsbedingungen als alte Kraftwerke auf, langfristig sind sie jedoch selbst die Ursache für hohe CO₂-Preise und ebenfalls den Bedingungen der sinkenden Rentabilität unterworfen (Groscurth 2009).

Insgesamt ist der massive Ausbau Erneuerbarer Energien aus betriebswirtschaftlichen Gesichts­punkten langfristig nur mit einer zusätzlichen Stromversorgung mittels Erdgas und KWK-Anlagen[1] kompatibel, nicht jedoch mit einem weiteren Ausbau der überwiegenden oder gar ausschließlichen Kohleverstromung.

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[1] Voraussetzung für die Wirtschaftlichkeit von KWK-Anlagen auf Steinkohle-Basis ist allerdings eine Mindestanforderung von 5000 Nutzungsstunden pro Jahr (Matthes et al. 2007, S. 44).