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Mittwoch, 17. Januar 2018

Kraftwerke

Wärmeauskopplung hält Gaskraftwerke im Rennen

Von Manfred Schulze | 20. September 2013 | Ausgabe 38

In der aktuellen Energiedebatte Deutschlands gelten neue Gaskraftwerke als nicht mehr wirtschaftlich - zahlreiche Projekte liegen daher auf Eis. Und dies, obwohl die Kapazitäten zum Ausregeln der fluktuierenden Stromerzeugung aus Wind und Sonne dringend benötigt werden. Doch einige Projekte werden trotz der niedrigen Erlöse für den Strom weiter vorangetrieben.

Wärmeauskopplung hält Gaskraftwerke im Rennen

Anlieferung der Gasturbine: Die Stadtwerke Erfurt (SWE) erweitern ihre Gas- und Dampfturbinenanlage um eine dritte Turbine. Durch einen hohen Anteil ausgekoppelter Fernwärme sieht man sich bei den SWE wirtschaftlich auf der sicheren Seite. Foto: SWE

An der Leipziger Energiebörse EEX schaute jüngst bei einem Besuch Jürgen Trittin, einer der Konstrukteure des Gesetzes zur Förderung erneuerbarer Energien (EEG), fast ungläubig auf die Bildschirme mit den aktuellen Handelsdaten: Der Strompreis kratzte an der 40-€-Marke für die Megawattstunde (MWh).

Der heute gegenüber 2010 um die Hälfte gesunkene Großhandelspreis für Strom in Deutschland hat eine gravierende Nebenwirkung: Er macht die Erzeugung von Strom aus Kraftwerken mit hohen Grenzkosten unrentabel. Ins Gewicht fallen dabei nicht die Aufwendungen für die Erstinvestition, sondern vor allem die Brennstoffkosten. Und da Erdgas an der EEX im Spot ebenfalls um die 40 €/MWh kostet, käme man rein rechnerisch selbst bei einem Wirkungsgrad von 100 % nicht in die schwarzen Zahlen.

Zahlreiche Pläne für neue Gas- und Dampfturbinenkraftwerke liegen auf Eis. Und dies, obwohl sie effizient und flexibel sind und sowohl bei der CO2-Reduzierung als auch für die Netzstabilisierung wichtig wären.

Das Stadtwerkebündnis Trianel mit Sitz in Aachen wollte im Ruhrgebiet eine Anlage errichten und den Industriestandort von Bayer zugleich mit Prozesswärme beliefern. Doch Trianel-Chef Sven Becker sieht derzeit keine Chance für den wirtschaftlichen Betrieb. "Solange die CO2-Zertifikate so billig sind, können nur Braunkohlekraftwerke noch rentabel arbeiten", sagt er. Auch in Leipzig sollte eine dritte Turbine gebaut werden. Ob und wann, steht inzwischen jedoch in den Sternen.

Doch das ist nicht überall so. In manchen Nischenmärkten und für bestimmte Anwendungen lohnt sich offenbar der Kraftwerksbau noch.

In Düsseldorf liegen am Rheinhafen bereits weitgehend die Fundamente für das Gas- und Dampfturbinenkraftwerk (GuD-Kraftwerk) Fortuna, mit 580 MW elektrischer Leistung ein Riese unter den GuD-Anlagen. Die Stadtwerke rechnen mit einem Investitionsvolumen von mehr als 500 Mio. €, das komplett von einem Bankenkonsortium finanziert wird. "Die Kreditgeber haben natürlich ebenso wie wir intensiv die Wirtschaftlichkeit geprüft und festgestellt, dass es sich bei uns lohnt", sagt Unternehmenssprecher Juan Cava Marin. Und zwar auf lange Sicht.

Die günstige ausgehende Rechnung hat mehrere Ursachen. So koppeln die Düsseldorfer, wenn das Kraftwerk 2016 in Betrieb geht, bis zu rund 300 MW Fernwärme aus, so dass die Anlage einen Gesamtwirkungsgrad von etwa 85 % erreichen dürfte. Das Wärmenetz werde kontinuierlich ausgebaut, der Zuwachs übersteige die Effekte durch Wärmedämmung und Gebäudesanierung deutlich, versichert Cava Marin.

Zudem werde die die neue Siemens-Turbine SGT5–8000H einen Weltrekord hinsichtlich des elektrischen Wirkungsgrades erreichen – 61 % sind hier geplant, heißt es aus Düsseldorf. Man spare auch Kosten, weil der Bauplatz nicht auf der grünen Wiese liege und vorhandene Anschlüsse genutzt werden können.

Besonders wichtig scheinen aber zwei Punkte: Zum einen speist der Kraftwerksriese wie ein dezentrales Blockheizkraftwerk direkt ins Düsseldorfer 110-kV-Netz ein. Das vermeidet laut Cava Marin Netzentgeltkosten. Zum anderen haben die Stadtwerke auf 15 Jahre einen günstigen Liefervertrag für das benötigte Erdgas mit dem norwegischen Statoil-Konzern abgeschlossen. Dort sind an den CO2- und den Strompreis gekoppelte Komponenten enthalten, so dass zumindest ein Teil der Marktunsicherheit abgefangen wird.

Ob die Turbinen künftig im Dauerbetrieb laufen oder Regelenergie liefern sollen, sei noch offen und auch abhängig davon, ob zusätzlich ein Wärmespeicher gebaut werde.

Ebenfalls durch einen hohen Anteil von ausgekoppelter Fernwärme sieht man sich in Erfurt auf einem sicheren wirtschaftlichen Pfad. 40 Mio. € wird hier eine dritte GuD-Turbine kosten, die bereits im nächsten Frühjahr an das Netz soll. Die Eigenerzeugung steigt dann in der thüringischen Landeshauptstadt um 30 MW auf 110 MW elektrisch, die ausgekoppelte Fernwärme erhöht sich gar auf 600 GWh pro Jahr.

Das Erfurter Projekt ist deutlich kleiner als das Düsseldorfer. Norbert Schneider, Geschäftsführer der SWE Energie GmbH, einer Tochter der Stadtwerke Erfurt (SWE), sieht das aber eher als Vorteil. Durch den zusätzlichen Bau eines 10 000 m3 fassenden Wärmespeichers kann die bislang rein fernwärmegeführte GuD-Anlage künftig mit allen drei Maschinen unabhängig von kurzfristigen Wärmebedarfsspitzen gefahren werden, berichtet Schneider.

Mit dem Volumen können rund 300 MWh an Wärme gespeichert werden, das entspricht ungefähr dem Bedarf in Erfurt an etwa drei Sommertagen oder einem halben Wintertag. "Wann wir künftig Strom erzeugen, hängt maßgeblich vom Preis ab, wir sind hier künftig sehr flexibel", so der Geschäftsführer. Die neue Anlage sei aber "voll im Geld, auch ohne den KWK-Bonus", versichert Schneider.

Als Dritter im Bunde errichtet auch die Rheinenergie in Köln ein neues GuD-Kraftwerk, die Entscheidung dafür fiel vor genau einem Jahr. Inzwischen hätten sich die Rahmenbedingungen weiter verschlechtert, man sei jedoch durch Wärmeauskopplung und den KWK-Bonus noch im wirtschaftlichen Bereich, ließ das Unternehmen auf Anfrage mitteilen.

Mit der Inbetriebnahme von "Niehl 3" schaffe die Rheinenergie die Grundlagen für einen weiteren umfassenden Fernwärmeausbau in Köln, so die Kölner. Es besteht in der Domstadt ein Potenzial von weiteren 30 000 Haushalten, die anschließbar sind, mit einer Gesamtleistung von rund 470 MW. Dies schafft eine Einsparmöglichkeit an Kohlendioxid von jährlich 400 000 t.

Zu Einzelheiten über eine künftige Fahrweise und welche Deckungsbeiträge aus Fernwärme und der Stromerzeugung erlöst werden sollen, wolle und könne man jedoch derzeit nichts mitteilen, so Rheinenergie gegenüber den VDI nachrichten.

"Wir investieren entgegen dem Trend trotz Unsicherheiten über die weitere politische Ausgestaltung des künftigen Energiemarktdesigns in eine neue GuD-Anlage", hatte der Vorstandsvorsitzende Dieter Steinkamp noch vor der Vorstellung der Bilanz Anfang Juli mitgeteilt. "Deren Wirtschaftlichkeit wird sowohl durch die Auskopplung der Fernwärme als auch der Stromproduktion für den Ausgleich der schwankenden Einspeisung der erneuerbaren Energie erlangt", erläuterte Steinkamp. MANFRED SCHULZE

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