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Dienstag, 23. Januar 2018

Stromerzeugung

Deutscher Kraftwerkspark steuert auf Kapazitätslücke zu

Von Michael Gassmann | 20. September 2013 | Ausgabe 38

Die Betreiber von Gas- und Kohlekraftwerken stellen angesichts niedriger Großmarktpreise für Strom und mangelnder Auslastung immer mehr ihre laufenden Anlagen in Deutschland auf den Prüfstand. Gleichzeitig stockt aus demselben Grund der Neubau.

Deutscher Kraftwerkspark steuert auf Kapazitätslücke zu

Braunkohle-Großkraftwerk Frimmersdorf: Von den einst 16 Blöcken arbeiten heute nur noch die beiden 300-MW-Anlagen (Blöcke P und Q). Auch sie könnten nach Angaben des Betreibers RWE noch in diesem Jahr vom Netz gehen. Geplant war das nicht, aber die Blöcke lassen sich offenbar kaum mehr wirtschaftlich betreiben, deutete RWE an. Foto: action press

Statt am optimalen Betrieb von Kraftwerken feilt der Stromkonzern RWE jetzt in erster Linie an deren Stilllegung. Zumindest drängt sich der Eindruck auf. Denn derzeit stehen 4,3 GW konventionelle Kraftwerksleistung bei den Essenern konkret auf dem Prüfstand. Weitere Anpassungen würden permanent geprüft, kündigte Matthias Hartung, Vorstandschef der Erzeugungstochter RWE Generation, kürzlich an.

E.on, EnBW, Statkraft – auch sie wollen Generatoren in Deutschland vom Netz nehmen (s. Tabelle). Die Begründungen gleichen sich: In der konventionellen Stromerzeugung spielen große Teile des Kraftwerksparks wegen niedriger Preise im Stromgroßhandel und schrumpfender Laufzeiten ihre Kosten nicht mehr ein. Hartung spricht von einer "dramatischen Entwicklung".

Warnungen mehren sich, wonach die Stilllegungswelle Strom zum knappen Gut machen könnte. "Der für eine hohe Versorgungssicherheit notwendige Bestand an Kraftwerken kann keinesfalls als gesichert gelten", stellte der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) in einer Analyse fest. Gleichzeitig drohe angesichts unklarer Rahmenbedingungen eine "Eiszeit im Kraftwerksneubau", sagte BDEW-Verbandschefin Hildegard Müller.

Branchenkritiker tun die Mahnungen als Panikmache ab. Es würden lediglich "Überkapazitäten im deutschen Stromsystem" abgebaut‚ meint Tobias Austrup, energiepolitischer Sprecher von Greenpeace.

Konventionelle Kraftwerke in Deutschland

Die Bundesnetzagentur in Bonn hat ihre eigene Sicht auf die Dinge. "Die Lage ist angespannt, aber wir halten sie für beherrschbar", lautet das Mantra von Agenturchef Jochen Homann. "Der Blackout steht nicht vor der Tür." Schlüssel dafür ist die im Juni verabschiedete Reservekraftwerksverordnung. Sie sieht vor, dass Übertragungsnetzbetreiber und Bundesnetzagentur jährlich die Systemsicherheit im Hinblick auf die verfügbaren Erzeugungskapazitäten überprüfen. Für den Winter 2013/2014 erlaubte die Agentur den Netzbetreibern die Buchung einer Reservekraftwerksleistung von 2,54 GW – 2012/2013 waren es 2,5 GW, im Winter 2011/2012 lediglich 1,645 GW.

Homann musste eingestehen, dass die Kapazitäten an gesicherter Kraftwerksleistung zumindest regional knapp werden. Die endgültige Demontage des E.on-Steinkohlekraftwerks Staudinger 1 wegen fehlender behördlicher Genehmigungen als Reservekraftwerk bedauerte er: "Nun fehlt eine Kapazität von 250 MW zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit, so dass das Risiko zweifellos steigen wird", sagte Homann der Frankfurter Allgemeinen Zeitung.

Bei einem Großhandelspreis von rund 40 €/MWh für Grundlaststrom wie derzeit erwirtschaften viele Kraftwerke ihre Kosten nicht. Beispiel RWE Generation: Mit jedem Euro, um den Grundlaststrom im Großhandel billiger werde, erlöse die Kraftwerksflotte des Energiekonzerns um 94 Mio. € weniger. Das rechnete Finanzchef Frank Weigand kürzlich vor. Und die Strompreise sind seit Januar zeitweise um fast 20 € gefallen. Folge: Die Margen der Produktion von Kohlestrom stürzen ab, bei Gaskraftwerken sind sie bereits negativ.

Dazu kommt der Verdrängungseffekt durch Photovoltaik. So sei die Auslastung des Gaskraftwerks Lingen im Emsland drastisch gesunken, sagte Weigand. Beim modernen, gerade drei Jahre alten Block  D sei sie von durchschnittlich 22,1 % im vergangenen Jahr auf 14,4 % im bisherigen Verlauf 2013 gefallen, gemessen an der elektrischen Arbeit. Der Vergleichswert für die älteren Blöcke aus den 70er-Jahren habe sich auf nur noch 3 % halbiert.

Auch ältere Stein- und sogar Braunkohlekraftwerke laufen seltener – mit massiven betriebswirtschaftlichen Folgen: Etwa jedes vierte RWE-Kraftwerk sei Cash-negativ, verbrenne also Geld mit jeder Betriebsstunde. Rund die Hälfte verdiene seine Kapitalkosten nicht und trage damit nicht zur Wertsteigerung bei. Insgesamt fiel das Betriebsergebnis von RWE Generation im ersten Halbjahr 2013 um 62 % auf 0,7 Mrd. €.

Mit einem permanenten Stilllegungsprogramm will der Konzern gegensteuern. "Unsere gesamte konventionelle Kraftwerksflotte steht auf dem Prüfstand", sagte Hartung. Jeder Block wird immer wieder darauf getestet, welche Potenziale zur Kostensenkung bestehen, ob er für die saisonale Nachfrageflaute im Sommer vom Netz genommen, mittelfristig eingemottet oder endgültig stillgelegt werden soll. Letzteres zeichnet sich bereits für den Steinkohleblock Westfalen C und für die Braunkohleblöcke Frimmersdorf P und Q sowie für das Goldenbergwerk J ab.

Deutscher Kraftwerkspark steuert auf Kapazitätslücke zu
Der Bundesnetzagentur liegen derzeit Stilllegungsanzeigen für 16 Kraftwerke mit insgesamt 19 Blöcken vor, sagte eine Sprecherin den VDI nachrichten. Neun Blöcke gelten als nicht systemrelevant, ihre Schließung hat die Agentur bereits genehmigt. Bei den übrigen zehn läuft die Prüfung noch.

Parallel dazu schieben die Erzeuger derzeit neue Projekte auf die lange Bank. Nach der BDEW-Kraftwerksliste vom August (s. auch Grafik) sind zwar beachtliche 38,2 GW neue Kraftwerksleistung im Bau, im Genehmigungsverfahren oder in der Planung. Bei immer mehr Projekten verzichteten die Investoren aber auf die Umsetzung. Nur für die 20,7 GW Leistung, mit deren Bau bereits begonnen worden sei, bestehe eine hohe Realisierungswahrscheinlichkeit.

Doch selbst dann ist unsicher, ob die Anlagen ans Netz gehen. So verzichtet Statkraft vorerst darauf, ein für 350 Mio. € gebautes, nagelneues Gaskraftwerk mit 430 MW elektrischer Leistung in Hürth bei Köln in Betrieb zu nehmen (s. VDI nachrichten, 21. 6. 13, S. 4).

Mittelfristig ist ein Schrumpfen der verlässlichen Kraftwerksleistung programmiert. Denn von den 20,7 GW Zubau, die laut BDEW-Kraftwerksliste bereits im Bau sind, entfällt laut BDEW rund ein Drittel auf Offshore-Windkraft.

Der Rest des Zubaus wird durch andere Effekt aufgefressen: Fast 4 GW fallen bis Ende 2022 aufgrund des Kernkraftausstiegs weg. Hinzu kommen Stilllegungen wegen einer angekündigten Verschärfung der Emissionsgrenzwerte (4,3 GW) und solche aufgrund der Inbetriebnahme neuer Anlagen (3,3 GW). Verbleiben ganze 1,6 GW. Inwieweit zusätzlich Kraftwerke aus wirtschaftlichen Gründen vom Netz gehen, ist die große Unbekannte in der Rechnung.  MICHAEL GASSMANN

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