Umwelt 21. Jun 2019 Ralph H. Ahrens

Schärfere Vorgaben für Kohlekraftwerke in Deutschland kein Problem

Den Stand der Technik zur Schadstoffminimierung bei Kohlekraftwerken definiert die EU neu. Einige deutsche Kraftwerke müssen nachrüsten. Umweltverbände kritisieren, zu oft habe man sich nicht am technisch Machbaren, sondern am politisch Gewollten orientiert.

Die deutsche Kraftwerksbranche kann aufatmen. Hierzulande halten die Kraftwerke die künftigen EU-Vorgaben überwiegend bereits ein.
Foto: panthermedia.net/Erich Teister

Rund 70 Kraftwerksfachleute diskutierten Anfang Juni sieben Tage lang in Sevilla in Südspanien darüber, mit welchen besten verfügbaren Techniken (BVT) Großfeuerungsanlagen wie Kohlekraftwerke etwa ab dem Jahr 2021 Schadstoffemissionen begrenzen könnten. In ihrer BVT-Schlussfolgerung legen sie auch fest, welche Bandbreite an Emissionen die Kraftwerke im Betrieb einhalten müssen. Die Fachleute vertraten alle EU-Staaten, die Industrie sowie Umweltverbände.

Die deutsche Kraftwerksbranche kann aufatmen, meint Rolf Beckers vom Umweltbundesamt (UBA). „Ihre Kraftwerke halten die künftigen EU-Vorgaben überwiegend schon heute ein.“ Betreiber in Ost- und Südeuropa sowie Großbritannien aber müssen jetzt ältere Kraftwerke nachrüsten. Diese dürfen künftig deutlich weniger Quecksilber (Hg), Staub, Schwefeloxid (SOx) und Stickstoffoxid (NOx) ausstoßen.

Uneins waren sich die Experten, welche Emissionsminderung mit BVT mindestens erreicht werden müsse, wie niedrig also die Obergrenze der Emissionsbandbreiten sein soll – etwa beim Ausstoß von NOx bei großen Braunkohlekraftwerken. So sollen diese Kraftwerke zwar maximal 175 mg NOx/m³ im Jahresmittel emittieren dürfen, das ging aber allen Ländern, in denen Braunkohle verfeuert wird, zu weit.

„Das Gros der betroffenen Kraftwerke setzt im Schnitt bei Ausschöpfung feuerungstechnischer Möglichkeiten 180 mg NOx/m³ bis 200 mg NOx/m³ frei“, erklärt Beckers. Eine Absenkung dieser Freisetzungen um wenige mg/m³ durch nachträglichen Einbau einer NOx-Abgasreinigungstechnik, z. B. einer katalytischen Entstickungsanlage (SCR), sei angesichts hoher Investitionskosten unverhältnismäßig. Beim Neubau einer Anlage sei der Einsatz einer NOx-Abgasreinigungsanlage hingegen unstrittig, meint Beckers.

„Doch weder neue noch bestehende Kohlekraftwerke müssen mehr als 100 mg NOx/m³ im Jahresmittel freisetzen“, sagt Christian Tebert vom Institut Ökopol. Der Umwelttechnikingenieur beriet in Sevilla etwa das Europäische Umweltbüro (EEB) und begründete dessen Vorschläge mit konkreten Beispielanlagen.

Er verweist auf das Braunkohlekraftwerk Oak Grove in Texas, das im Mittel nicht mehr als 60 mg NOx/m³ emittiert: „Es nutzt eine SCR-Anlage, wie sie heute in Steinkohlekraftwerken üblich ist.“

Auch in anderen Fällen einigten sich die Fachleute nicht auf technisch machbare, sondern politisch gewollte BVT-Emissionsobergrenzen, betont Tebert. „Viele Vertreter der EU-Staaten hatten wohl die Vorgabe, auch im nächsten Jahrzehnt Energie aus fossilen Kraftwerken auf Kosten der Luftreinhaltung so billig wie möglich zu halten.“ Zwei Beispiele:

Steinkohlekraftwerke sollen bis zu 15 mg Staub, 150 mg NOx und 130 mg SOx pro m³ Abluft freisetzen dürfen. Das ist zwar weniger als bisher, doch Block 6 des Steinkohlekraftwerks in Mannheim-Neckerau zum Beispiel emittiert im Jahresmittel bereits heute weniger als 3 mg Staub, 85 mg NOx und 70 mg SOx pro m³.

Tschechien erreichte mit der Indigenous Fuel Initiative Ausnahmen für schwefelreiche Braunkohle. Zwar soll kein Braunkohlekraftwerk künftig mit mehr als 130 mg SOx/m³ die Umwelt belasten. Verfeuert es aber heimische schwefelreiche Kohle, werden bis zu 320 mg zulässig sein, wenn gleichzeitig mehr als 97 % des Schwefels aus dem Rauchgas entfernt wird.

„Mit dem Einbau hocheffizienter Sprühdüsen und zusätzlicher Lochblechebenen im Wäscher lassen sich aber selbst hohe SOx-Frachten auf unter 200 mg/m³ senken“, sagt Tebert und verweist auf das Kraftwerk Boxberg in der Lausitz. Zudem sei die als Ausnahme beschriebene Verbrennung heimischer Kohle bei Braunkohle nicht ungewöhnlich, sondern der Regelfall.

Neu ist, dass es in der EU erstmals Obergrenzen für Emissionen von Quecksilber geben wird. In fünf Jahren soll im Jahresmittel kein Steinkohlekraftwerk mehr als 4 µg Hg/m³, kein Braunkohlekraftwerk mehr 7 µg Hg/m³ emittieren.

„Die meisten deutschen Kraftwerke halten diese Werte wohl bereits heute ein“, weiß Tebert. Denn die 4- bzw. 7-µg-Grenze könne bereits meist durch Mitnahmeeffekte der Entstickung, Entschwefelung und der Entstaubung eingehalten werden. Fachleute sprechen vom Co-Benefit.

Umweltschützer hätten sich auch hier anspruchsvollere Werte gewünscht. Es freut Tebert daher, dass in der BVT-Schlussfolgerung erwähnt wird, dass Hg-Emissionen mit in der EU noch selten eingesetzten quecksilberspezifischen Techniken auf unter 1 µg/m³ abgesenkt werden können.

Die Arbeit an dieser BVT-Schlussfolgerung ist noch nicht beendet. Die Fachleute in Sevilla schafften es nicht, alles zu behandeln. Offene Punkte sollen in den nächsten Monaten abgearbeitet werden. Ein Beispiel ist das Monitoring der Hg-Emissionen. Die EU-Kommission will bei großen Kohlekraftwerken zwar kontinuierlich messen lassen, doch davon absehen, wenn der Grenzwert nachweislich eingehalten wird. Umweltverbände wollen hingegen immer kontinuierlich messen lassen, um sicher zu sein, dass die Quecksilbergrenzwerte auch wirklich eingehalten werden.

Nach Klärung solcher offenen Punkte stimmen die EU-Staaten darüber ab. Das soll 2016 geschehen, sodass die neuen Vorgaben wohl nicht vor 2017 im Amtsblatt der EU erscheinen werden.

Die neuen Emissionsbandbreiten müssen dann von allen Neuanlagen und vier Jahre später von allen bestehenden Anlagen eingehalten werden. Die Bundesregierung wird die Vorgaben in die Großfeuerungsanlagenverordnung und dem 47. Anhang der Abwasserverordnung übernehmen. Man dürfe gespannt sein, „ob die Bundesregierung sich an den BVT-Obergrenzen orientiert oder Vorreiter bleiben will und schärfere Werte festlegt“, sagt Tebert.

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