Risiko Kohlekraft

CCS als bislang ungewisse und teure Zukunftsoption

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.