Die heutige Bedeutung von Kohle in der Stromerzeugung

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1 Die Zukunft der Kraftwerkskohle in Europa Friedrich Seefeldt, Marco Wünsch und Michael Schlesinger Kohle gilt als kostengünstiger und preisstabiler Energieträger mit großer Reichweite, der zudem durch seine weltweit relativ gleichmäßige Verteilung gut bei der Versorgungssicherheit abschneidet. Der Anwendung der Kohle stehen jedoch die Anforderungen des Klimaschutzes gegenüber. Technologische Entwicklungen wie die CO 2 -Sequestrierung und die Preisentwicklungen bei Konkurrenzenergien beeinflussen die Zukunftsperspektiven der Kohle positiv. Im Auftrag von EURACOAL hat die Prognos AG anhand mehrerer Szenarien untersucht, welche Rolle die Kohle in der europäischen Stromwirtschaft angesichts sich verändernder Klimaschutzanforderungen in Zukunft spielen könnte. Kohle war im 20. Jahrhundert lange Zeit der vorrangige Brennstoff in der Stromerzeugung. Erst im letzten Drittel des Jahrhunderts gewannen Kernkraft und Erdgas als Energieträger für die Stromproduktion zunehmend an Bedeutung. Die heutige Bedeutung von Kohle in der Stromerzeugung Heute spielt Kohle mit knapp 30 % der installierten Kraftwerkskapazitäten und etwa einem Drittel der Stromerzeugung in den Mitgliedstaaten der Europäischen Union (EU-27) eine bedeutende Rolle. Aufgrund der Altersstruktur muss innerhalb der kommenden 20 Jahre rund ein Drittel der insgesamt installierten Kraftwerkskapazität ersetzt werden, den wachsenden Bedarf nicht eingerechnet (vgl. Abb. 1). Da vom Ersatz gerade mit Blick auf die neuen Mitgliedstaaten in Mittel- und Osteuropa (EU- 10 sowie Bulgarien und Rumänien) zu einem überwiegenden Teil alte Kohlekraftwerke betroffen sind, kann dies zu einer erheblichen Umschichtung in der Energieträgerstruktur des europäischen Kraftwerkparks führen. Kohle mit Vor- und Nachteilen Folgende Vorteile sprechen für die Verstromung der Brennstoffe Steinkohle und Braunkohle: Es handelt sich bei Kohle zu einem beträchtlichen Teil um heimische Energieträger, bei denen keine Versorgungsrisiken bestehen. Braunkohle und Steinkohle sind, verglichen mit Erdgas und erneuerbaren Energien, kostengünstige Energieträger. Zudem sind die Preise für Kohle relativ stabil, anders als dies beispielsweise bei Rohöl und Erdgas der Fall ist. Trotz dieser auf den ersten Blick günstigen Ausgangsbedingungen, ist die Zukunft der Kohleverstromung im ersten Drittel des neuen Jahrhunderts von einschneidenden, neuen Herausforderungen und Unsicherheiten geprägt: Allem voran stehen die zu erwartenden verschärften Klimaschutzanforderungen. Sie stellen die größte Herausforderung für die kohlenstoffintensiven Energieträger Steinund Braunkohle dar. Mit der Liberalisierung des Elektrizitätsmarktes ist es schwieriger geworden, die zukünftigen Rahmenbedingungen für Kraftwerksinvestitionen einzuschätzen, kurzfristige Renditeaspekte haben an Bedeutung gewonnen. Das wirkt sich ungünstig auf den Neubau kapitalintensiver Kraftwerke aus. Die Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energieträger wird in der EU mit breiter politischer Unterstützung ausgeweitet. Dadurch verändern sich die Einsatzbedingungen auch für Kohlekraftwerke. Die Zukunft der Kernkraft ist ungewiss. Nach der Tschernobyl-Katastrophe zieht sich eine Reihe von europäischen Ländern aus der Kernkraftnutzung zurück, ohne dass dies bereits faktisch vollzogen wäre. Diese Entwicklung kann insbesondere für die Braunkohleverstromung relevant werden. Wie nun wird sich die Kohle vor diesem Hintergrund in der Verstromung in Europa behaupten können, wie sehen die möglichen Pfade der Kohleverstromung bis 2030 aus? Die Studie Future Role of Coal in Europe (FRC) Abb. 1 Ersatzbedarf (ohne Zubaubedarf) der europäischen Kraftwerke (EU25) nach Typen (Datenbasis: Siemens Kraftwerksdaten, Prognos) bei standardisierten Lebensdauern Diese Fragen hat das Schweizer Wirtschaftsforschungsinstitut Prognos AG im Auftrag eines internationalen Konsortiums rund um den Verband der europäischen Kohleindustrie EURACOAL (European Association for Coal and Lignite, Brüssel) untersucht. Die Arbeiten an der Studie Future Role of Coal in Europe wurden von einer Expertengruppe aus Stromversorgern (RWE, Vattenfall Mining & Generation, E.ON Kraftwerke), Vertretern der europäischen Kohlewirtschaft (Deutschland, Polen, Tschechische Republik, Ungarn) und Siemens Power Generation als Anlagenhersteller begleitet. Zur Analyse der künftigen Stromerzeugung in Europa wurde ein Simulationsmodell ent- 46 ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 57. Jg. (2007) Heft 9

2 wickelt, das den europäischen Kraftwerkspark in 15 Regionen jahresweise abbildet. In diesem Modell folgt die Kraftwerkseinsatzplanung (Merit Order) der Grenzkostenlogik, die Zubauentscheidungen orientieren sich an der maximierten Eigenkapitalrendite. Für (potenziell) neu in den Kraftwerkspark kommende Kapazitäten wird zunächst ihre Position in der Merit Order ermittelt, davon ausgehend wird die Erlös- und Kostensituation berechnet (vgl. Abb. 2). Definition der Szenarien Zur Analyse der künftigen Rolle der Kohle in Europa wurden mehrere Szenarien definiert, die sich in wichtigen Parametern unterscheiden. Die Rahmenbedingungen für Wirtschaftswachstum, Bevölkerungsentwicklung und den Endenergiebedarf wurden an das von der Europäischen Kommission, Generaldirektorat für Transport und Energie (DG TREN) herausgegebene Referenzszenario EU Trends to 2030 [1] angepasst und in allen Szenarien konstant gehalten. Die Preise für Energieträger, CO 2 -Zertifikate und Technologieoptionen wurden variiert. Folgende Szenarien für die Stromerzeugung in Europa wurden mit dem FRC-Modell berechnet (vgl. Tab. 1): Das Szenario Base 5 entspricht außer in den Rahmenbedingungen auch hinsichtlich der Brennstoff- und Zertifikatpreise (5 /t) dem EU Trends Baseline-Szenario. In den Szenarien Policy 15, 30 und 45 werden bei sonst unveränderten Annahmen die CO 2 -Preise in drei Pfaden zwischen 15 und 45 /t variiert. Dies repräsentiert unterschiedliche Verschärfungen der europäischen Klimaschutzpolitik, mit denen entsprechende Verknappungen und damit steigende Preise der gehandelten Zertifikate verbunden sind. Abb. 2 Logik der maximierten Eigenkapital-Rendite als eine Funktion der von Grenzkosten getriebenen jährlichen Erlöse (schwarz schraffierte Fläche) und Vollkosten (rot schraffierte Fläche) als Grundlage einer Zubauentscheidung (Prognos 2007) EU Trends geht von vergleichsweise hohen Brennstoffpreisen aus, das gilt insbesondere für die Gaspreisentwicklung. Daher wurden in den Szenarien (Low 15 und Low 30) niedrigere Preispfade abgebildet und mit CO 2 -Preisen von 15 bzw. 30 /t kombiniert (vgl. Abb. 3). In den Szenarien Tech 30 sowie Tech 45 wurde geprüft, unter welchen ökonomischen Rahmenbedingungen neue Kraftwerkstechnologien zur Abscheidung und Lagerung von CO 2 ( carbon capture and storage, CCS) in den Markt kommen. Die übrigen Annahmen entsprechen denen der Szenarien Policy 30 und Policy 45. Unterschiedliche Entwicklungen des Endenergiebedarfs, z. B. aufgrund rationeller Energieverwendung oder ein verstärkter Einsatz erneuerbarer Energien wurden im Rahmen der Studie nicht betrachtet. Ergebnisse der Szenarienrechnungen Die Szenarienrechnungen zeigen folgende Ergebnisse: Hohe Gaspreise und niedrige CO 2 -Preise führen zu steigenden Anteilen der Kohleverstromung (vgl. Abb. 4). Der Kohleeinsatz bleibt dabei bis zu mittleren CO 2 -Preisen (rund 20 /t) robust. Ein signifikanter Ersatz von Kohlekraftwerken durch Gaskraftwerke ( fuel switch ) tritt erst ab CO 2 -Preisen von rund 30 /t ein. Durch das allgemein hohe Energie- und Strompreisniveau werden auch neue Kernkraftwerke unter ökonomischen Gesichtspunkten ab Zertifikatpreisen von etwa 30 /t relevant. Bei gemäßigten Gaspreisen (vgl. Abb. 5) sind neue Kohlekraftwerke bis zu einem CO 2 - Preisniveau von ca. 15 /t wettbewerbsfähig. Bei höheren CO2-Preisen setzt ein signifikanter Wechsel zu Gaskraftwerken ein. Betrachtet man die Entwicklung der CO 2 - Emissionen des europäischen Kraftwerkparks (vgl. Abb. 6) wird deutlich, dass eine Konstellation niedriger CO 2 -Preise und gleichzeitig hoher Gaspreise (wie bei EU Trends oder BASE 5 unterstellt) eher unwahr- Tab. 1: Szenarien und ihre Annahmen im Überblick Base 5 Policy15/30/45 Low Price 15/30 Tech 30 Tech 45 Endenergie/ EU-Trends EU-Trends EU-Trends EU-Trends EU-Trends Effizienz/Erneuerbare Brennstoff- EU Trends EU Trends Energiereport IV EU Trends EU Trends Preispfade (hoch) (hoch) (moderat) (hoch) (hoch) Klimaschutzpolitik EU Trends 15 /t 15 /t 30 /t 45 /t CO 2 -Preise 30 /t 45 /t Technologische Standard Standard Standard Beschleunigte Regulierung/ Entwicklung (nach ökonomischen (nach ökonomischen (nach ökonomischen technologische Ordnungspolitik Kriterien) Kriterien) Kriterien) Entwicklung) (CCS, KKW) ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 57. Jg. (2007) Heft 9 47

3 scheinlich ist. Denn bei hohen Gaspreisen werden Kohlekraftwerke erst ab etwa 30 /t durch Gaskraftwerke verdrängt. Das bedeutet, dass darunter liegende CO 2 -Preise keine merkliche Verringerung der bei der Stromerzeugung entstehenden CO 2 bewirken. Bei niedrigem Gaspreisniveau (Low 15 und Low 30) setzt die Entkarbonisierung der Stromproduktion wesentlich früher ein. Bei rund 30 /t führt der Brennstoffwechsel in Richtung Gas zu einer stark steigenden Nachfrage nach Erdgas für die Verstromung. Damit aber wird die Eingangsvoraussetzung des Szenarios (anhaltend moderate Gaspreise) in Frage gestellt. Aus diesen Ergebnissen lässt sich für den Bereich der Stromerzeugung unter ökonomischen Gesichtspunkten ein Gleichgewicht zwischen Kohle und Gas bei moderat hohen (unter 25 /MWh real) Gaspreisen und CO 2 -Preisen knapp unter 30 /t ableiten. CCS bedeutende Option für die Energiepolitik Um den Anforderungen des Klimaschutzes gerecht zu werden und gleichzeitig eine zu große Abhängigkeit von sehr preisvolatilen Energieträgern (wie Öl und Gas) zu vermeiden, bieten sich vier technologische Optionen an: die rationelle Energienutzung (REN), der verstärkte Einsatz regenerativer Energien (REG), die Abscheidung und Speicherung von CO 2, das bei der Verstromung entsteht (CCS) und schließlich der Ausbau der Kernenergie. Ausgehend von den Annahmen des Baseline-Szenarios von EU Trends to 2030, wurden die Chancen der letzten beiden dieser Optionen im europäischen Kraftwerkspark näher untersucht. Nach 2020 lassen CCS-Technologien in Verbindung mit modernen Kohlekraftwerken ein erhebliches Potenzial zur Verringerung der CO 2 erwarten. Mit den hohen CO 2 -Abscheidungsraten von 85 % bis 95 % sind allerdings schlechtere Kraftwerkswirkungsgrade sowie ein zusätzlicher Energiebedarf und Kosten für Abtrennung, Transport und Lagerung des CO 2 verbunden. Abb. 3 Abb. 4 Brennstoffpreise frei Kraftwerk; oberer Preispfad nach EU Trends [1], unterer Preispfad nach Energiereport IV [2], sowie in Abstimmung mit FRC Expertengruppe Entwicklung der Stromerzeugung im BASE 5 Szenario für EU 27 bis 2030 (FRC Modellergebnisse , Prognos 2007) Unsere Modellrechnungen zeigen, dass CCS- Kraftwerke ab CO 2 -Preisen von etwa 30 /t wirtschaftlich interessant werden. Orientiert man sich an den Vollkosten der Stromproduktion, liegt diese Schwelle knapp unter 30 /t (TECH 30, vgl. Abb. 7). Wählt man dagegen das Kriterium der maximalen Eigenkapitalrendite (ROE, Return On Equity), leiden CCS-Kraftwerke unter ihrem hohen Abb. 5 Stromerzeugung 2030 in verschiedenen Szenarien für EU 27 (FRC Modellergebnisse , Prognos 07) 48 ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 57. Jg. (2007) Heft 9

4 Fixkostenblock. Sie stehen in einem komplexen Wettbewerbsumfeld, in dem sie mit vorhandenen konventionellen Kohle- und Gaskraftwerken sowie neuen Kernkraftwerken konkurrieren. In den TECH- Szenarien kommen die technologischen Optionen Kernkraftwerke, CCS-Braunkohlekraftwerke und CCS-Steinkohlekraftwerke in der Reihenfolge ihrer Grenzkosten in den Kraftwerkspark. Dabei weisen die CCS-Technologien unter ökonomischen Gesichtspunkten einen ähnlichen Charakter auf wie Kernkraftwerke: Sie benötigen stabile Investitionsbedingungen, ein hohes Strompreisniveau und CO 2 -Preise von mindestens 30 /t, um im Vergleich zu anderen Optionen wettbewerbsfähig zu sein. Deshalb erfordert eine breite Einführung der CCS-Technologie einen strategischen und systematischen Ansatz von Seiten der Kraftwerkswirtschaft wie von der Politik. Energieversorger und Kraftwerksbauer unternehmen zurzeit erhebliche Anstrengungen, um bis Mitte des nächsten Jahrzehnts große CCS-Pilot- und Demonstrationsanlagen in Betrieb gehen zu lassen. In größerem Umfang dürfte die CCS-Technologie aber nicht vor 2020 marktrelevant werden. CO 2 und Kosten der Stromerzeugung Die Entwicklung der durch die Stromerzeugung bedingten CO 2 unterscheidet sich zwischen den betrachteten Szenarien zum Teil deutlich (vgl. Tab. 2). Verglichen mit dem Jahr 2005 verringern sich die absoluten Emissionen bei hohen CO 2 - Preisen und niedrigen Gaspreisen (Low 30), ebenso bei hohen CO 2 - und Gaspreisen (Policy 45, Tech 45). In den anderen Szenarien liegen die CO mehr oder weniger deutlich über dem Wert von Die spezifischen CO 2 der Stromerzeugung sinken in den Szenarien Policy 30, Policy 45, Low 15 und Low 30 sowie in den beiden Tech-Szenarien (vgl. Tab. 3). Eine erhebliche Dekarbonisierung Abb. 6 Abb. 7 CO (FRC Modellergebnisse, Prognos) Vollkosten der Stromerzeugung für neue Kraftwerke bei Vollbenutzungsstunden im Szenario Tech 30 (Prognos 2007) Tab. 2: Entwicklung der CO 2 in den Szenarios (FRC Modellergebnisse, Prognos 2007) EU 27 [Quelle] Base 5 Pol 15 Pol 30 Pol 45 Low 15 Low 30 Tech 30 Tech [UNFCC] Mio. t CO [UNFCC] Mio. t CO % -7 % -7 % -7 % -7 % -7 % -7 % -7 % -7 % 2020 [FRC] Mio. t CO % 0 % -2 % -11 % -27 % -10 % -31 % -11 % -29 % 2030 [FRC] Mio. t CO % 26 % 25 % 9 % -16 % 16 % -25 % 4 % -47 % ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 57. Jg. (2007) Heft 9 49

5 Tab. 3: Kosten der Energieerzeugung im Jahr 2030 (FRC Modellergebnisse, Prognos 2007 EU 27 Start Base 5 Pol 15 Pol 30 Pol 45 Low 15 Low 30 Tech 30 Tech CO 2 -Zertifikate E 2000/ t (EUA) Stromerzeugung TWh el jährliche % p. a. 1,2 % 1,2 % 1,2 % 1,2 % 1,2 % 1,2 % 1,2 % 1,2 % CO 2 - Mio. t CO Emissionen jährliche % p. a. 1,5 % 1,5 % 0,9 % -0,1 % 1,2 % -0,6 % 0,7 % -2,0 % CO 2 - t CO 2 /MW 0,370 0,398 0,394 0,344 0,265 0,366 0,238 0,329 0,167 Intensität Gesamt- Mrd kosten Gesamt- Mrd ,0 9,2 27,4 47,9 55,4 25,5 33,2 45,8 34,8 kosten CO 2 Gesamtkos- Mrd ten ohne CO 2 jährliche % p. a. 1,8 % 1,8 % 1,9 % 2,1 % 1,5 % 1,6 % 1,9 % 2,3 % Spez /MWh el 48,7 58,4 62,1 67,8 73,0 54,4 61,2 67,5 70,7 Kosten Spez /MWh el 0,0 2,0 5,9 10,3 11,9 5,5 7,2 9,9 7,5 Kosten CO 2 Spez. Kosten 2000 /MWh el 48,7 56,4 56,2 57,5 61,1 51,9 54,1 57,6 63,2 ohne CO 2 jährliche % p. a. 0,6 % 0,6 % 0,7 % 0,9 % 0,3 % 0,4 % 0,7 % 1,0 % wird im Szenario TECH 45 erreicht, in dem sowohl CCS-Technologie als auch neue Kernkraftwerke zum Einsatz kommen. Die spezifischen CO 2 verringern sich zwischen 2005 und 2030 von 398 g/kwh auf 167 g/kwh. In den entsprechenden Szenarien tritt der die Emissionen senkende Effekt hoher CO 2 -Preise nicht graduell auf. Vielmehr erfolgen abrupte Brennstoffwechsel beim Überschreiten von Schwellenwerten. Die Kosten der Stromerzeugung steigen merklich mit zunehmender Stromnachfrage und höheren Brennstoffpreisen (vgl. Tab. 3 und Abb. 8). Teurer wird Strom auch durch den Einsatz von CCS-Kraftwerken oder neuen Kernkraftwerken. Im Durchschnitt verteuert sich die erzeugte Kilowattstunde in den Szenarien Policy 15 und Policy 30 um real weniger als 1 % p. a. In den Szenarien Low 15 und Low 30 liegt dieser Wert unter 0,4 % p.a.(vgl. Tab. 3). Abb. 8 Gesamtkosten der Stromerzeugung in 2030 inkl. Kosten für CO 2 -Zertifikate (FRC Modellergebnisse) Die Technologieszenarien (Tech 30, Tech 45) weisen neben geringeren Vollkosten der Stromerzeugung (einschließlich der Kosten für Emissionszertifikate) auch niedrigere Emissionen auf als die entsprechenden Szenarien Policy 30 und Policy 45 ohne CCS- Technologien (vgl. Tab. 3). Günstige Wettbewerbsposition Die Ergebnisse der Szenarienrechnungen zeigen, dass Kohle im europäischen Strom- 50 ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 57. Jg. (2007) Heft 9

6 markt in Abhängigkeit der Preise für Brennstoffe und Emissionszertifikate eine günstige Wettbewerbsposition und damit eine gute Langfristperspektive besitzt. Insbesondere bei hohen Gaspreisen verdrängt Kohle das Gas als Brennstoff in der Stromerzeugung. Bei moderaten Gaspreisen bleiben Kohlen bei CO 2 -Preisen bis zu etwa 15 /t gegenüber anderen Energieträgern konkurrenzfähig. Eng wird es für Kohlekraftwerke, wenn niedrige Gaspreise auf hohe CO 2 -Preise treffen. Aus den oben genannten Gründen ist es aber unwahrscheinlich, dass eine solche Konstellation über einen längeren Zeitraum erhalten bleibt. Angesichts der zu erwartenden verschärften Klimaschutzanforderungen innerhalb der EU werden die Vorteile, die Kohle mit Blick auf Wirtschaftlichkeit und Versorgungssicherheit aufweist auf Dauer nicht ausreichen, um ihr einen festen Platz im Energieträgermix zu sichern. Dieser wird sich nur dann erreichen lassen, wenn sich die Kohleverstromung durch eine breite Einführung der CCS-Technologie ihres Nachteils hoher CO 2 entledigen kann. Literatur [1] Mantzos, L.; Capros, P. et al.: European Energy and Transport Trends to 2030 (update 2005). DG TREN (2006) (available as download onj ). [2] Schlesinger, Hofer, P. et. al. (2005) Energiereport IV Köln, Basel: EWI/Prognos. Weitere Literatur Bundesamt für Geologie und Rohstoffwesen (2006): Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen. Hannover COORETEC: CO 2 -Reduktions-Technologien, Forschungsund Ent wicklungskonzept für emissionsarme fossil befeuerte Kraftwerke. Cooretec Intergovernmental Panel on Climate Change: IPCC Special Report on Carbon Capture and Storage, Cambridge International Energy Agency: Energy Technology Perspectives in support of the G8 plan of action. Paris: IEA/OECD Seefeldt, F.; Sowada, P.; Schlesinger, M.: Future Role of Coal in Europe Part 1, preliminary report on the actual role of coal in Europe, ordered and edited by EURACOAL, Brussels Umweltbundeamt,, Verfahren zur CO 2 Abscheidung und Speicherung, Dessau F. Seefeldt, Marktfeldleiter; M. Wünsch, Kraftwerksmodell, Dr. M. Schlesinger, Direktor/Chefökonom, Prognos AG, Europäisches Zentrum für Wirtschaftsforschung und Strategieberatung, Basel friedrich.seefeldt@prognos.com ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 57. Jg. (2007) Heft 9 51