2000 Megawatt – sauber! Die Studie - Greenpeace

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2000 Megawatt – sauber! Die Studie - Greenpeace

2000 Megawatt sauber!

Die Alternative zum geplanten

RWE Braunkohle-Kraftwerk Neurath

Klima


Herausgeber: Greenpeace e.V., Große Elbstraße 39, 22767 Hamburg, Tel. 040/306 18 -0, Fax 040/306 18 -100, E-Mail: mail@greenpeace.de;

Internet: www. greenpeace.de; Politische Vertretung Berlin, Marienstr. 19-20, 10117 Berlin, Tel. 030/30 88 99- 0, Fax 030/30 88 99- 30;

Autoren: Dr. Martin Kruska, EUtech Energie und Management, Aachen; Jonas Mey, Greenpeace; V.i.S.d.P.: Jonas Mey; Titelfotos: Bernd

Arnold/Greenpeace, Paul Langrock (2)/Zenit/Greenpeace; Druck: einfach-digital print gmbH, Virchowst. 12, 22767 Hamburg;

Auflage: 1000 Exemplare; Stand: 09/2005; gedruckt auf 100% Recyclingpapier.

Die Machbarkeitsstudie wurde im Auftrag von Greenpeace durchgeführt von EUtech Energie und Management GmbH, Aachen.

Zur Deckung der Herstellungskosten bitten wir um eine Spende: Postbank Hamburg, BLZ 200 100 20, Konto-Nr. 97 338 -207


Greenpeace Deutschland e.V.

2000 Megawatt sauber!

Die Alternative zum geplanten RWE Braunkohle-Kraftwerk Neurath

Autoren:

Dr. Martin Kruska, EUtech Energie Management GmbH; Jonas Mey, Greenpeace Deutschland e.V.

Wir bedanken uns bei folgenden Mitarbeitern und Mitarbeiterinnen von EUtech für ihre Mitwirkung:

Sigrid Achner, Jenny Bonitz, Jörg Meyer, Anja Pauksztat, Andreas Trautmann, Datcho Datchev,

Daniel Frohn, Maren Kügler, Olav Schindler, Birger Simon

EUtech Energie & Management GmbH

Dennewartstraße 25 - 27 I D-52068 Aachen I Tel.: 0241/963-1970 I Fax: 0241/963-1971 I info@eutech.de I www.eutech.de


Inhalt

VORWORT................................................................................................. 3

1 ZUSAMMENFASSUNG................................................................................ 5

2 EINLEITUNG............................................................................................ 13

3 BESCHREIBUNG DES ALTERNATIVEN ENERGIEKONZEPTES ...................... 15

3.1 GEOTHERMIE ............................................................................................. 17

3.2 LAUFWASSER-KRAFTWERKE .......................................................................... 21

3.3 WINDENERGIE............................................................................................ 24

3.4 BIOMASSEANLAGEN..................................................................................... 35

3.5 BIOGASANLAGEN ........................................................................................ 40

3.6 PHOTOVOLTAIKANLAGEN............................................................................... 46

3.7 INDUSTRIELLE KRAFT-WÄRME-KOPPLUNG MIT GUD-ANLAGEN.............................. 52

3.8 GUD-ANLAGEN ZUR BEREITSTELLUNG DER REGELENERGIE................................... 55

4 NACHWEIS DES EFFIZIENZPOTENZIALS.................................................... 57

4.1 STROMEINSATZ IM VERARBEITENDEN GEWERBE ................................................. 58

4.2 EFFIZIENZPOTENZIALE BEI DER DRUCKLUFTVERSORGUNG ..................................... 60

4.3 EFFIZIENZPOTENZIALE BEI DER KÄLTEVERSORGUNG ............................................ 66

4.4 EFFIZIENZPOTENZIALE BEI SONSTIGEN ELEKTRISCHEN ANTRIEBEN.......................... 67

4.5 DURCH CONTRACTING ERSCHLIEßBARES GESAMTPOTENZIAL ................................. 69

5 NACHWEIS DER VERSORGUNGSSICHERHEIT............................................ 71

5.1 DAS MODELL ............................................................................................. 71

5.2 SIMULATION .............................................................................................. 76

6 BEWERTUNG DER EMISSIONSVERMEIDUNG ............................................ 88

6.1 EMISSIONEN UND EMISSIONSVERMEIDUNG ....................................................... 88

6.2 BEWERTUNG DER EMISSIONEN IM RAHMEN DES EU-EMISSIONSHANDELS ................ 91

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7 WIRTSCHAFTLICHE UND FINANZIELLE ANALYSE ...................................... 96

7.1 NACHWEIS DER EINZELWIRTSCHAFTLICHKEIT..................................................... 96

7.2 ALTERNATIVES INVESTITIONSKONZEPT ........................................................... 117

7.3 EXTERNE KOSTEN ..................................................................................... 125

8 ABSCHÄTZUNG DER BESCHÄFTIGUNGSEFFEKTE.................................... 127

8.1 METHODIK UND VORGEHENSWEISE ............................................................... 127

8.2 BERECHNUNGEN ...................................................................................... 128

8.3 BERECHNUNGSERGEBNISSE......................................................................... 132

9 QUELLENNACHWEIS ............................................................................. 135

10 ANHANG............................................................................................... 141

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VORWORT

Die deutsche Energiewirtschaft steht vor großen Herausforderungen. Der größte

Teil der Kraftwerke ist veraltet und muss in den nächsten Jahren erneuert

werden. Gleichzeitig droht ein menschengemachter Klimawandel die Lebensgrundlagen

von großen Teilen der Menschheit zu zerstören und wirtschaftliche

Schäden in schier unfassbarer Höhe zu verursachen. Mit Schrecken beobachten

wir dieser Tage das Leid, welches der Wirbelsturm Katrina über die Bevölkerung

von New Orleans gebracht hat. Klimaforscher gehen davon aus, dass solche

Extremereignisse in Zukunft noch häufiger auftreten werden, wenn wir es nicht

schaffen, unsere Kohlendioxid-Emissionen zu reduzieren. Die RWE als größter

Treibhausgasemittent Europas trägt damit eine ganz besondere Verantwortung für

unsere Zukunft.

Die Erneuerung des Kraftwerksparks bietet eine einmalige Chance, die auf keinen

Fall verpasst werden darf. Denn die notwendigen Reduktionen der Treibhausgase

um 80 Prozent bis zur Mitte des Jahrhunderts können nur erreicht werden, wenn

bei allen Kraftwerksneubauten Techniken eingesetzt werden, die Strom mit

geringstmöglichen Kohlendioxid-Emissionen erzeugen. Jedes Kraftwerk, das nicht

nach diesen Prinzipien gebaut wird, entzieht der Volkswirtschaft Kapital an der

falschen Stelle, verhindert Innovationen und bürdet die Last der Treibhausgasreduzierung

dem Rest der Gesellschaft auf.

Eigentlich sollte der Emissionshandel dafür sorgen, dass Klimaschutz dort

beginnt, wo er die geringsten Kosten verursacht. Doch die Energiekonzerne haben

diesen Mechanismus durch geschickte Lobbyarbeit außer Gefecht gesetzt. Mit der

so genannten „Neuanlagenregel“ und der „Übertragungsregel“ wurde nun die

Situation geschaffen, dass klimafeindliche, neue Kohlekraftwerke durch eine

langfristige Zuteilung kostenloser Emissionsrechte subventioniert werden.

Paradoxerweise kommen effizientere Technologien nur in viel geringerem Umfang

beziehungsweise viel kürzer in den Genuss dieser staatlichen Subvention.

Diese Fehlentwicklung hat dazu geführt, dass einige Stromkonzerne allen voran

Vattenfall und RWE ihre letzte Chance gewittert haben, doch noch aus dem

klimaschädlichsten aller Energieträger, der Braunkohle, Kapital zu schlagen. Sie

arbeiten mit Hochdruck an der Entwicklung neuer Projekte zur Braunkohleverstromung.

Die Eile ist verständlich, denn es ist nur eine Frage der Zeit bis künftige

Regierungen den Irrsinn dieser Regelungen erkennen und korrigieren werden. Die

Regierungen werden auch deshalb handeln müssen, weil sich die Hoffnung,

durch die kostenlose Verteilung von Emissionsrechten Strompreissteigerungen zu

vermeiden, als Trugschluss erwiesen hat. Die Energieversorger stecken das

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Geschenk in die eigene Tasche und rechnen den Wert der Zertifikate trotzdem in

ihre Verkaufspreise ein. Es wird daher von Seiten des Staates keinen Anlass mehr

geben, diese milliardenschwere Fehlsubventionierung weiterzuführen.

Die RWE plant, in Neurath bei Düsseldorf ein 2.000 Megawatt großes neues

Braunkohlekraftwerk zu bauen. Greenpeace fordert die RWE auf, diese Pläne zu

überdenken und stattdessen auf einen Mix aus erneuerbaren Energien, Dienstleistungen

zur Energieeinsparung und klimafreundlicheren, hocheffizienten

Kraftwerken auf Erdgasbasis zu setzen. Denn nur damit könnte sie den Erfordernissen

dieses Jahrhunderts gerecht werden.

Die heutigen Rahmenbedingungen bieten der RWE die Möglichkeit, sich klimaund

sozialverträglich auszurichten. Nötig ist nur die Bereitschaft, die eigene

Verantwortung für die Entwicklung des deutschen Klimaschutzbeitrages zu

erkennen und den eigenen Zeithorizont in die Zukunft zu verlängern. Dass dies

nicht nur für die Volkswirtschaft sondern auch für RWE die bessere Alternative

ist, zeigt die vorliegende Machbarkeitsstudie.

September 2005,

Jonas Mey

Greenpeace e.V.

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1 ZUSAMMENFASSUNG

Anlässlich des von RWE geplanten neuen Braunkohlekraftwerks mit optimierter

Anlagentechnik (BoA) in Neurath werden in dieser Studie die technische,

wirtschaftliche und finanzielle Machbarkeit eines Alternativkonzeptes zum

geplanten BoA-Kraftwerk untersucht und die Auswirkungen in Hinblick auf

Emissionen und Beschäftigungseffekte abgeschätzt.

DAS ALTERNATIVE KRAFTWERKSKONZEPT

Die beiden geplanten Braunkohle-Blöcke haben eine Brutto-Leistung von etwa

2.200 MW bzw. eine Netto-Leistung von 2.000 MW bei 8.000 Volllaststunden

pro Jahr und speisen jährlich 16 TWh Strom ins öffentliche Netz. Im alternativen

Kraftwerkspark wird diese Jahresarbeit zur Hälfte aus erneuerbaren Energiequellen

bereitgestellt und zu etwa 35 % durch moderne, erdgasbefeuerte KWK-

Anlagen (Ausführung als GuD-Anlagen) und eine zentrale, hocheffiziente GuD-

Anlage zur Deckung der notwendigen Regelenergie.

Ein charakteristisches Merkmal des alternativen Konzeptes ist die Berücksichtigung

aktiver Maßnahmen zur Erhöhung der Energieeffizienz und zur

Senkung des Strombedarfs auf der Nachfrageseite um etwa 15 % der Nettostromerzeugung

(2.400 GWh/a). Hierdurch wird der restliche Anteil der Jahresarbeit

der Braunkohle-Blöcke abgedeckt. Im Rahmen der Studie wird das

vorhandene Potenzial zur Steigerung der Energieeffizienz im Industriesektor

untersucht und geeignete Maßnahmen zur Erschließung dieses Potenzials werden

vorgeschlagen. Die Investitionen für die notwendigen Maßnahmen werden in die

Gesamt-Kalkulation einbezogen und tragen zur Rentabilität des Konzeptes bei,

ihre Umsetzung wird über Energieeinsparcontracting berücksichtigt.

KONZEPTION DES ALTERNATIVEN KRAFTWERKPARKS

Für jede Technologie wird das technisch und wirtschaftlich nutzbare Potenzial

unter Berücksichtigung der derzeitigen Marksituation und der bis 2010

erwarteten technischen und wirtschaftlichen Entwicklung ermittelt. Potenzielle

Anlagen-Standorte werden vorgeschlagen. Bei der Konzipierung des alternativen

Kraftwerksparks wird insbesondere darauf geachtet, dass jeweils maximal 10 bis

15 % des bis 2010 erwarteten Ausbau-Potenzials genutzt werden. Abschließend

wird für alle Anlagentypen und eingesetzten Technologien die Einzelwirtschaftlichkeit

nachgewiesen. Hierbei wird die Vergütung des eingespeisten

Stroms in das öffentliche Netz nach dem EEG unter Berücksichtigung der

Degression bei Inbetriebnahme der Anlagen in 2010 zugrunde gelegt.

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Die Konzeption des alternativen Kraftwerks sowie die in der Simulation

bestimmte jeweilige Jahresarbeit der einzelnen Anlagentypen sind in Tabelle 1-1

dargestellt.

Tabelle 1-1:

Konzeption des alternativen Kraftwerksparks

Anlagenzahl

installierte

Anlagenleistung

(brutto)

installierte

Gesamtleistung

(brutto)

Jahresarbeit

(Simulation)

Stk. MW el MW el GWh/a

Geothermie 30 10 300 1.691

Wasserkraft -* -* 115 590

Wind onshore, Neubau 96 1,5 - 3 220

Wind onshore, Repowering 63 1,5 - 3 118**

Wind offshore 143 3 - 5 530

in Summe

3.251

Photovoltaik 58 1-5 100 155

Biomasse 45 0,8 20 303 2.041

Biogas 303 0,5 152 954

Industrielle KWK 37 11 - 56 890 4.054

GuD 1 410 410 932

Energieeinsparung durch

Effizienzprojekte

2.400

Summe 16.068

* Modernisierung und Erweiterung bestehender Anlagen

** Mehrleistung nach Repowering

Die Erzeugung von Grundlaststrom und der Ausgleich der fluktuierenden

Energiequellen wird durch eine zentrale Ansteuerung der bundesweit installierten

dezentralen Anlagen und durch den Einsatz einer hocheffizienten GuD-Anlage zur

Bereitstellung der notwendigen Regelenergie gewährleistet.

SIMULATION: NACHWEIS DER VERSORGUNGSSICHERHEIT

In einer stundengenauen Simulation der Stromerzeugung des alternativen

Kraftwerksparks mit dem Simulationsprogramm SimRen (Simulation of

Renewable Energy Systems), welches speziell zur Simulation von Energieversorgungssystemen

mit erneuerbaren Energienträgern entwickelt wurde, wird

der Nachweis der Versorgungssicherheit erbracht.

Der modulare „Bottom-up“-Aufbau des verwendeten Modells ermöglicht die

detaillierte Modellierung von einzelnen Anlagen bzw. Anlagengruppen und die

Berücksichtigung aller für die einzelnen Technologien relevanten Rand-

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edingungen auf Anlagenebene. Nach Zusammenschaltung der Einzelmodule

erfolgt die Regelung des Kraftwerkparks durch ein zentrales Steuerungsmodul.

Bei der quasi-dynamischen Simulation werden sowohl regionale als auch

saisonale Einflüsse berücksichtigt und damit die Dynamik des Systems

hinreichend genau abgebildet.

Für den Nachweis der Versorgungssicherheit und die Ermittlung der tatsächlich

erforderlichen Leistung der GuD-Anlage zur Bereitstellung der notwendigen

Regelenergie werden zwei unterschiedliche Versorgungsszenarien simuliert.

In einem ersten Szenario wird die momentane Leistungsabgabe von 2.000 MW

(bzw. durchschnittlich 1.827 MW) stets eingehalten. 2.000 MW entsprechen

der Netto-Leistung des BoA-Kraftwerks bei 8.000 Volllaststunden pro Jahr.

Werden die tatsächlichen 8.760 Betriebsstunden des alternativen Kraftwerksparks

angesetzt, ergibt sich die durchschnittliche Leistung von 1.827 MW. Die

Stromerzeugung aus fluktuierenden Energiequellen (Windkraft sowie in

geringerem Maße industrielle KWK und Laufwasserkraft) wird durch den Einsatz

der GuD-Anlage mit einer erforderlichen Regelleistung von 500 MW sowie von

Biomasseanlagen und, in begrenztem Maße, von den größeren der industriellen

KWK-Anlagen vollständig ausgeglichen. 15 % der benötigten Jahresarbeit von

16.000 GWh werden durch aktive Effizienzmaßnahmen erreicht.

In Abbildung 1-1 sind die Ergebnisse der Simulation für Szenario 1 in einer

windschwachen Woche bei 8.000 Betriebsstunden pro Jahr dargestellt.

Im zweiten Szenario variiert die momentane Leistungsabgabe des alternativen

Kraftwerkparks, wobei weiterhin eine Jahresarbeit von 16.000 GWh erzeugt

wird. Auch in diesem Szenario werden 15 % der Jahresarbeit durch aktive

Effizienzmaßnahmen umgesetzt. Bei einer Überproduktion der Windkraftanlagen

zu Starkwindzeiten kann Strom an das öffentliche Netz abgegeben und gehandelt

bzw. in Pumpspeicherkraftwerken gespeichert werden. Zu Schwachwindzeiten

oder nachts, wenn die Leistungsabgabe der industriellen KWK-Anlagen i.d.R.

geringer ist als tagsüber, kann die Fehlmenge an Strom zugekauft bzw. können

gespeicherte Mengen wieder eingespeist werden. Die gespeicherte bzw.

gehandelte Menge überschreitet dabei in der Jahressumme einen Betrag von

10 % der erzeugten Strommenge nicht. Die erforderliche Regelleistung der GuD-

Anlage reduziert sich durch die Option der Speicherung und Wiedereinspeisung

auf 250 MW.

In Abbildung 1-2 sind die Ergebnisse der Simulation für Szenario 2 in einer

windschwachen Woche bei 8.000 Betriebsstunden pro Jahr dargestellt.

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2.200 [MW]

2.000

1.800

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

0

Sonntag Montag Donnerstag Dienstag Montag Mittwoch Donnerstag Freitag Dienstag Freitag Samstag Mittwoch Sonntag [Tage]

Energieeffizienzmaßnahmen Geothermie Laufwasser

Biogas industrielle KWK Wind (on- & offshore)

Photovoltaik Biomasse GuD

Abbildung 1-1:

Stromerzeugung des alternativen Kraftwerksparks in einer windschwachen

Woche, Szenario 1, 8.000 h/a, 2.000 MW

2.400 [MW]

2.000

1.600

1.200

800

400

0

Sonntag Montag Donnerstag Dienstag Montag Mittwoch Donnerstag Freitag Dienstag Freitag Samstag Mittwoch Sonntag [Tage]

Energieeffizienzmaßnahmen Geothermie Laufwasser

Biogas industrielle KWK, ungeregelt Wind (on- & offshore)

Biomasse Photovoltaik GuD

Einspeisung

Reihe11

Abbildung 1-2:

Stromerzeugung des alternativen Kraftwerksparks in einer windschwachen

Woche, Szenario 2, 8.000 h/a, 2.000 MW

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BEWERTUNG DER EMISSIONSVERMEIDUNG

Im Hinblick auf die klimaschädigenden CO 2 -Emissionen bietet das alternative

Kraftwerkskonzept enorme Vorteile gegenüber den beiden geplanten Braunkohle-

Blöcken. Während das BoA-Kraftwerk jährliche Emission von über 16 Mio.

Tonnen CO 2 verursacht, erreichen die CO 2 -Emissionen des alternativen Kraftwerksparks

weniger als 15 % davon. Obwohl im alternativen Kraftwerkspark

immerhin noch etwa 35 % der von dem Braunkohlekraftwerk erzeugten

jährlichen Strommenge mit fossilen Energieträgern erzeugt werden, sind die

spezifischen Emissionen pro erzeugter MWh auf Grund der hocheffizienten

Anlagentechnik und des Einsatzes von Erdgas anstelle von Braunkohle deutlich

geringer.

Wird berücksichtigt, dass bei der Inbetriebnahme des BoA-Kraftwerks Altanlagen

in gleichem Leistungsumfang stillgelegt werden und zudem durch Wärmeauskopplung

an einigen der Biomasse- und der industriellen KWK-Anlagen

andere dezentrale Kesselanlagen stillgelegt werden, so können mit dem alternativen

Kraftwerkspark im Vergleich zum Status Quo jährlich sogar bis zu

19 Mio. Tonnen CO 2 eingespart werden. Mit dieser Reduzierung der CO 2 -

Emissionen kann der Bau des alternativen Kraftwerksparks einen wesentlichen

Beitrag zur Erreichung des Klimaschutzziels der Bundesregierung im Rahmen der

europäischen Lastenteilungsvereinbarung leisten.

WIRTSCHAFTLICHE UND FINANZIELLE ANALYSE

Die Gesamtinvestitionen des alternativen Kraftwerksparks sind mit etwa 2 Mrd.

Euro ähnlich denen des von RWE geplanten BoA-Kraftwerks und beinhalten die

Finanzierung der Contracting-Projekte zur Steigerung der Energieeffizienz, der

industriellen KWK-Anlagen, der GuD-Anlage zur Bereitstellung der notwendigen

Regelenergie, der Seekabel für die Offshore-Windkraftanlagen sowie von elf der

30 geplanten Geothermie-Anlagen. Für die Finanzierung aller weiterer Anlagen

zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien sind Fonds- oder Betreibergesellschaften

vorgesehen, wobei der Anlagenbetrieb sowie Wartung und

Instandhaltung durch RWE übernommen werden. Aus dem Betrieb der eigenen

und fremdfinanzierten Anlagen erzielt RWE jährliche Erlöse, die den Kapital- und

Betriebskosten gegenübergestellt werden. Die Wirtschaftlichkeit des Gesamtkonzeptes

und der Vergleich mit der Wirtschaftlichkeitsberechnung des BoA-

Kraftwerks ist in Tabelle 1-2 wiedergegeben.

Durch den Verkauf von Emissionsberechtigungen in den ersten vier Jahren des

Kraftwerkbetriebs können durch mögliche Übertragungsregeln weitere Erlöse

erzielt werden. In Tabelle 1-3 sind die Erlöse und Kosten für den alternativen

Kraftwerkspark unter Berücksichtigung des zusätzlichen Zertifikatsverkaufs

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dargestellt. Dabei wurde ein Zertifikatspreis von 20 € pro Emissionsberechtigung

zugrunde gelegt.

Tabelle 1-2:

Wirtschaftliche und finanzielle Analyse (ohne den Verkauf überschüssiger Zertifikate)

Alternativkonzept

(Szenario 2)

BoA-Kraftwerk

Jährliche Erlöse 1.384 800

Jährliche Kosten 1.113 555

Vergleich Alternativkonzept

zum BoA-Kraftwerk

Mio. €/a Mio. €/a Mio. €/a

Überschuss 271 245 26

Tabelle 1-3:

Wirtschaftliche und finanzielle Analyse bei kostenloser Zuteilung von

Emissionsberechtigungen und Verkauf überschüssiger Zertifikate zu 20 €/EB

Alternativkonzept

(Szenario 2)

BoA-Kraftwerk

Jährliche Erlöse 1.516 845

Jährliche Kosten 1.113 555

Vergleich Alternativkonzept

zum BoA-Kraftwerk

Mio. €/a Mio. €/a Mio. €/a

Überschuss 403 290 113

Wird der Überschuss des alternativen Kraftwerkskonzepts im Szenario 2 von

etwa 271 Mio. € dem des BoA-Kraftwerks von etwa 245 Mio. € gegenübergestellt,

so erzielt der alternative Kraftwerkspark unter den zugrunde gelegten

Randbedingungen einen um knapp 26 Mio. € und damit über 10 % höheren

jährlichen Überschuss als das BoA-Kraftwerk. Während der ersten vier Jahre

während derer also die Veräußerung von Emissionsberechtigungen mit in die

Bilanz eingeht erzielt das alternative Kraftwerkskonzept bei einem Preis von

20 €/EB sogar einen um etwa 110 Mio. € (ca. 38 %) höheren Netto-Überschuss

als das BoA-Kraftwerk (siehe Abbildung 1-3).

Auf Grund der hohen Sensitivität des alternativen Kraftwerkskonzepts vom

Erdgaspreis sinkt dieser Vorteil mit steigenden Erdgaspreisen. Bei einem Anstieg

der Zertifikatspreise würde sich die Wirtschaftlichkeit in den ersten vier Jahren

jedoch deutlich zu Gunsten des alternativen Kraftwerkskonzepts verschieben.

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Vorteil des

Alternativkonzeptes

180

[Mio. €/a]

160

140

30 €

Variation des EB-Preises

Variation des Erdgas-Preises

120

100

25 €

15 €

80

10 €

60

5 €

40

0 €

20

0

-100% -75% -50% -25% 0% 25% 50% Abweichung 75% [%]

Abbildung 1-3:

Finanzieller Vergleich des alternativen Kraftwerkskonzeptes, Szenario 2, mit dem

BoA-Kraftwerk in den ersten vier Betriebsjahren beim Verkauf überschüssiger

Emissionsberechtigungen (EB)

BESCHÄFTIGUNGSEFFEKTE BEIM ALTERNATIVEN KRAFTWERKSPARK

Um die Arbeitsplatzeffekte für den alternativen Kraftwerkspark abzuschätzen,

werden die Arbeitsplätze, die durch den alternativen Kraftwerkspark entstehen,

mit den Arbeitsplatzeffekten verglichen, die durch den Bau des BoA-Kraftwerks

entstehen. Aus vorhandenen Studien und Quellen werden für jeden einzelnen

Bereich Faktoren herangezogen, die zur Berechnung der entstehenden Arbeitsplätze

für den alternativen Kraftwerkspark und für das BoA-Kraftwerk mit einer

installierten Brutto-Leistung von 2.200 MW dienten.

Mit Errichtung des BoA-Kraftwerks werden während der Bauphase einmalig zwar

44.000 Arbeitplätze geschaffen, allerdings werden für den langfristigen Betrieb

und Wartung nur 220 Mitarbeiter benötigt, wogegen bei den stillzulegenden

Altanlagen ca. 660 Arbeitsplätze wegfallen. Demgegenüber werden für den

alternativen Kraftwerkspark während Bau und Installation der Anlagen etwa

56.000 Arbeitsplätze geschaffen, für den Betrieb der Anlagen werden langfristig

über 2.000 Arbeitskräfte benötigt. Bei Umsetzung des alternativen

Kraftwerksparks würden demnach bei vergleichbaren Arbeitsplatzeffekten

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während der Bauphase langfristig etwa neunmal so viele Arbeitsplätze

geschaffen, bzw. nach Abzug der wegfallenden Arbeitsplätze noch ein positiver

Effekt von ca. 1.400 Arbeitsplätzen verbleiben, wohingegen die Errichtung des

BoA-Kraftwerkes mit dem Nettoverlust von 440 Arbeitsplätzen einhergeht.

Abbildung 1-4 zeigt die einmalig und langfristig entstehenden Nettoarbeitsplätze

bei Errichtung des Alternativkonzeptes und des BoA-Kraftwerks.

1.500

Langfristige Arbeitsplätze

Einmalige Arbeitsplätze

60.000

Netto-

1.250

Arbeitsplätze

Personenjahre

50.000

1.000

40.000

750

30.000

500

20.000

250

10.000

0

0

-250

-10.000

-500

Alternativkonzept BoA Alternativkonzept BoA

-20.000

Abbildung 1-4:

Langfristige und einmalige Netto-Arbeitsplatzeffekte durch Bau des alternativen

Kraftwerksparks im Vergleich zum BoA-Kraftwerk

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2 EINLEITUNG

Der deutsche Energiekonzern RWE plant die Errichtung eines Braunkohlekraftwerks

mit optimierter Anlagentechnik (BoA) am Standort Neurath. Am 23. Juni

2005 hat das Regierungspräsidium Düsseldorf die Genehmigung für die

Errichtung und den Betrieb des geplanten Kraftwerks erteilt. Das Kondensationskraftwerk

soll aus zwei Blöcken mit einer Bruttoleistung von jeweils 1.100 MW

bestehen und ab der Inbetriebnahme in 2010 pro Jahr ca. 16 TWh elektrische

Energie erzeugen und ins öffentliche Netz einspeisen. Die Gesamtinvestition

beträgt ca. 2,2 Milliarden Euro.

Die unbestreitbare Kraftwerkserneuerung im Braunkohlenbereich der RWE führt

zwar einerseits zu beachtlichen spezifischen Emissionsreduktionen, sie verursacht

aber andererseits eine Bindung auf Jahrzehnte an den emissionsintensivsten

Brennstoff Braunkohle. So werden durch das neue BoA-Kraftwerk jährlich über

16 Millionen Tonnen CO 2 in die Atmosphäre emittiert.

Greenpeace Deutschland hält diese Investitionsentscheidung auf Grund der

langen Kraftwerkslaufzeiten und der in diesem Zeitraum notwendigen CO 2 -

Minderung für nicht tragfähig und möchte dieser Planung ein alternatives

Kraftwerkskonzept entgegensetzen.

Vor diesem Hintergrund ist EUtech Energie & Management GmbH im Juni 2005

von Greenpeace Deutschland beauftragt worden, im Rahmen einer Studie die

technische, wirtschaftliche und finanzielle Machbarkeit eines Alternativkonzeptes

zum geplanten BoA-Kraftwerk zu untersuchen und die Auswirkungen in Hinblick

auf Emissionen und Beschäftigungseffekte abzuschätzen.

Das Alternativkonzept zeichnet sich durch einen dezentralen Kraftwerkspark mit

einem stark diversifizierten Energieträgermix, hoch effizienten GuD-Kraftwerken

und einer hohen Rate an erneuerbaren Energiequellen aus. Die einzelnen

Komponenten des alternativen Kraftwerksparks können im Sinne eines „virtuellen

Kraftwerkes“ zentral angesteuert werden, so dass die für den Ausgleich der

fluktuierenden Energiequellen erforderliche Regelenergie im System selbst erzeugt

wird. Auf diese Weise kann sichergestellt werden, dass das Alternativkonzept

auch in der Erzeugung von Grundlaststrom vergleichbar mit der geplanten

Referenzanlage ist.

Zudem sieht das Alternativkonzept die Einbeziehung aktiver Maßnahmen zur

Reduktion des Strombedarfs vor, die überdies zur Gesamtrentabilität des

Konzeptes beitragen. Damit wird Energieeffizienz in dieser Studie nicht als

„notwendige Bedingung“ vorausgesetzt, sondern bewusst in die Kalkulation mit

einbezogen.

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Insgesamt ist folgende Aufteilung zur Deckung des bestehenden Bedarfs

vorgesehen:

Aktive Energieeinsparung (Reduzierung des Strombedarfs): 15 %

Elektrische Energie aus erneuerbaren Energiequellen: 50 %

Elektrische Energie aus GuD-Kraftwerken und -Heizkraftwerken: 35 %

Der vorliegende Bericht fasst die Ergebnisse der Studie zusammen.

Das vorgesehene alternative Kraftwerkskonzept wird in Kapitel 3 detailliert

beschrieben. In Kapitel 4 werden die identifizierten Effizienzpotenziale und das

zur Erschließung dieser Potenziale vorgeschlagene Contracting-Konzept erläutert.

Das dynamische Modell zur stündlichen Simulation der Stromerzeugung über ein

Jahr wird in Kapitel 5 erläutert, und es wird gezeigt, dass das vorgesehene Kraftwerkskonzept

unter normalen meteorologischen Umständen eine sehr hohe

Versorgungssicherheit aufweist. Die Emissionen des Alternativkonzeptes sowie

die Emissionsvermeidung in Bezug auf das geplante BoA-Kraftwerk werden in

Kapitel 6 bewertet. In Kapitel 7 werden die Wirtschaftlichkeit des Alternativkonzeptes

untersucht und das alternative Investitionsszenario dem Referenzszenario

gegenübergestellt. Die detaillierten Berechnungen zur Einzelwirtschaftlichkeit

der Anlagen sind in Anhang B aufgeführt. Die Beschäftigungseffekte

des Alternativkonzeptes werden in Kapitel 8 abgeschätzt. In Anhang A

wurde beispielhaft für das Bundesland NRW eine Liste potenzieller Zulieferer und

Planungsbüros für die unterschiedlichen im Alternativkonzept eingesetzten

Technologien zusammengestellt.

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3 BESCHREIBUNG DES ALTERNATIVEN ENERGIEKONZEPTES

Ersetzt werden soll ein Grundlastkraftwerk, das als Braunkohlekraftwerk mit

optimierter Anlagentechnik (BoA) mit einer Bruttoleistung von 2.200 MW und

einer Nettoleistung von 2.000 MW bei 8.000 Volllaststunden pro Jahr eine

Jahresarbeit von 16.000 GWh erzeugt. Die durchschnittliche Leistungsabgabe

über das Jahr, d.h. bei 8.760 Betriebsstunden, beträgt 1.827 MW. 1

Das alternative Energiekonzept stellt diese Jahresarbeit durch die Verwendung

der folgenden Kraftwerkstypen sowie durch aktive Effizienzmaßnahmen bereit:

• Geothermie: kleinere Kraftwerke à 10 MW ohne Wärmeauskopplung im

Grundlastbetrieb, insgesamt eine installierte Leistung von 300 MW el .

• Laufwasser-Kraftwerke: das Energiekonzept beinhaltet die zusätzliche

Installation von 115 MW el in bestehenden Laufwasserkraftwerken zur

Deckung der Grundlast durch die Erschließung von Modernisierungs- und

Erweiterungspotenzialen.

• Windenergie: das Alternativkonzept sieht drei Offshore- und 22 Onshore-

Windparks (Neubau und Repowering) vor, insgesamt 302 Anlagen mit einer

installierten Leistung von 867 MW el .

• Photovoltaik: im Hinblick auf das große Potenzial der solaren

Stromerzeugung sollen im alternativen Kraftwerkspark 58 neue Dachanlagen

mit einer Einzelleistung zwischen 1 und 5 MW p und einer Gesamtleistung von

100 MW p entstehen.

• Biomasse: kleinere Kraftwerke, teilweise mit Wärmeauskopplung, insgesamt

eine installierte Leistung von 303 MW el . Die Biomasseanlagen werden

verstärkt zur Bereitstellung von Regelenergie eingesetzt.

• Biogasanlagen: kleine Einzelanlagen à 500 kW el , insgesamt eine installierte

Leistung von 152 MW el . Auf Grund der bedingten Speicherfähigkeit von

Biogas werden diese Anlagen nicht zur Bereitstellung von Regelenergie

eingesetzt.

• Industrielle KWK-Anlagen: das bedeutende Zubaupotenzial in Deutschland

nur zum Teil ausnutzend ist die Installation von 37 mittelgroßen

1 Die Differenz zwischen Brutto- und Nettoleistung ergibt sich durch den Eigenbedarf des

BoA-Kraftwerks, der hier mit ca. 9 % angesetzt wird. Die geringere Volllaststundenzahl

als 8.760 ergibt sich auf Grund von An- und Abfahrprozessen, Wartungsintervallen und

normalen Betriebsstörungen, während derer das Kraftwerk nicht unter Volllast betrieben

werden kann. Die geringere Leistungsabgabe wird durch andere Kraftwerke vollständig

ausgeglichen.

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erdgasbefeuerten GuD-Anlagen in vier ausgewählten Industriebranchen

vorgesehen, insgesamt eine installierte Leistung von 800 MW el . Auf Grund

der hocheffizienten Brennstoffnutzung sollen diese Anlagen als GuD-Anlagen

ausgeführt werden. Die industriellen KWK-Anlagen werden teilweise zur

Bereitstellung von Regelenergie eingesetzt.

• Groß-GuD-Anlage: Für die Bereitstellung der erforderlichen Regelenergie ist

der Bau einer großen GuD-Anlage vorgesehen, die je nach Szenario eine

unterschiedliche Leistung aufweisen muss.

• Aktive Effizienzmaßnahmen: Der Jahresenergiebedarf wird um ca. 15 %

(2.400 GWh) gesenkt, dies entspricht einer Leistungsreduktion von

300 MW el bezogen auf eine Volllaststundenzahl von 8.000 h/a bzw. von

durchschnittlich 274 MW el .

Das alternative Kraftwerkskonzept stellt insgesamt die Nettoleistung des BoA-

Kraftwerks von 2.000 MW bei 8.000 Volllaststunden pro Jahr zur Verfügung

entsprechend der Bruttoleistung von 2.200 MW. Die durchschnittlich bereitgestellte

Leistung über das Jahr, d.h. bei 8.760 Betriebsstunden, beträgt analog

zum BoA-Kraftwerk 1.827 MW. Dies entspricht jeweils der Jahresarbeit von

16.000 GWh, hiervon werden 15 % (2.400 GWh) durch aktive Effizienzmaßnahmen

eingespart.

In einem ersten Szenario soll die momentane Leistungsabgabe des alternativen

Kraftwerksparks stets eingehalten werden. Die Stromerzeugung aus fluktuierenden

Energiequellen (Windkraft, Photovoltaik sowie in geringerem Maße die industrielle

KWK und Laufwasserkraft) wird durch den Einsatz von Biomasseanlagen

und GuD-Anlagen vollständig ausgeglichen.

Im zweiten Szenario darf die momentane Leistungsabgabe des alternativen

Kraftwerksparks variieren, sofern die Jahresarbeit von 16.000 GWh (inkl. der

aktiven Effizienzmaßnahmen) erzeugt wird. In Starkwindzeiten kann Strom an

das öffentliche Netz abgegeben und gehandelt oder aber in Pumpspeicherkraftwerken

gespeichert werden. In Schwachwindzeiten sowie nachts, wenn die

industriellen KWK-Anlagen i.d.R. bei geringerer Last betrieben werden, kann

Strom zurückgekauft bzw. aus den Speichern zurückeingespeist werden.

Insgesamt soll über das Jahr betrachtet nicht mehr als 10 % der erzeugten

elektrischen Energie gehandelt oder gespeichert werden.

Die einzelnen Komponenten des alternativen Kraftwerkskonzeptes werden im

Folgenden näher erläutert.

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3.1 GEOTHERMIE

Stromerzeugung aus geothermischen Kraftwerken stellt eine tragende Säule des

alternativen Kraftwerksparks dar. Derzeit erlebt die Geothermie in Deutschland

einen wichtigen Entwicklungsschub, und es ist davon auszugehen, dass die

Stromerzeugung aus Geothermie nicht zuletzt auf Grund der komfortablen

Vergütung durch das EEG in wenigen Jahren einen gewaltigen Sprung machen

wird. Das größte Hemmnis bei der Entwicklung der Geothermie stellt nach wie

vor das relativ große Erschließungsrisiko dar. Das aktive Engagement eines

finanzstarken Investors wie RWE kann aber signifikant dazu beitragen, dass

dieser Technologie zum Durchbruch verholfen wird.

3.1.1 TECHNISCHES POTENZIAL

Das technisch nutzbare Potenzial zur geothermischen Stromerzeugung in der

Bundesrepublik wird auf über 35.000 GWa (Gigawattjahre) geschätzt. Wird

unter Berücksichtigung des Prinzips der Nachhaltigkeit ein sukzessiver Abbau der

Wärme über einen Zeitraum von 1.000 Jahren angesetzt, so steht eine jährliche

Wärmemenge zur Erzeugung von über 300 TWh el zur Verfügung. Dieses Angebot

ist ausreichend, um das Nachfrage-Potenzial den jährlichen Grundlaststromverbrauch

der Bundesrepublik von etwa 290 TWh/a vollständig zu

decken. Das gesamte nutzbare Potenzial, unterteilt nach den unterschiedlichen

geothermischen Lagerstätten, ist in Tabelle 3-1 dargestellt.

Tabelle 3-1:

Geothermisches Strompotenzial unterschiedlicher Lagerstätten und Nachfrage-

Potenzial (nach [4])

Thermisch nutzbar für

Stromerzeugung

Elektrische Energie

Elektrische Energie bei

1.000 Jahren

Nutzungsdauer

[EJ] [GWa] [TWh/a]

Hot-Dry-Rock (HDR) 1.100 34.016 298,0

Störungszonen 45 1.442 12,6

Aquifere 9,4 300 2,6

Summe 1.154 35.758 313,2

Nachfrage-Potenzial - - 290,0

Die Nutzung hydrothermaler Systeme (Aquifere) mit Temperaturen bis zu 150°C,

welche in geringeren Tiefen anzutreffen sind als die sehr heißen, meist trockenen

Gesteinsschichten (sog. Hot-Dry-Rocks, HDR), spielt unter den hierzulande

gegebenen geologischen Bedingungen eine besondere Rolle. Das weitaus größte

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Potenzial liegt jedoch in der Nutzung des Hot-Dry-Rock- (HDR-) Verfahrens.

Hierbei sind größere Bohrtiefen von etwa 4.500 bis 6.000 m erforderlich, um

wirtschaftlich nutzbare Wärmemengen zu erschließen. Zwar steigen die

spezifischen Bohrkosten ab etwa 3.500 m Tiefe nochmals deutlich an, jedoch

können Wassertemperaturen (des injizierten Wassers) von bis zu 200°C und

damit einhergehende höhere Wirkungsgrade des ORC-Prozesses 2 zur

Stromerzeugung erreicht werden.

3.1.2 DERZEITIGE SITUATION UND ERWARTETE ENTWICKLUNG

Obwohl die Potenziale geothermischer Stromerzeugung in Deutschland als hoch

eingestuft werden, ist bis dato nur ein einziges Geothermie-Kraftwerk (Neustadt-

Glewe) in Betrieb. Als größtes Investitionsrisiko für potenzielle Anlagenbetreiber

ist das Fündigkeitsrisiko (Prospektionsrisiko) zu nennen, denn eine finanzielle

Absicherung dieses Risikos ist derzeit kaum möglich. Zusätzlich zu den hohen

Bohrkosten und den bislang noch weitgehend unerforschten geologischen

Bedingungen stellt die fehlende Praxiserfahrung mit derartigen Projekten ein

hohes Investitionshemmnis dar [1].

Die geothermische Stromerzeugung befindet sich jedoch gegenwärtig im

Umbruch. Nach der Inbetriebnahme der 230 kW el Annex-Anlage in Neustadt-

Glewe sind nun deutschlandweit an über zehn weiteren Standorten

geothermische Kraftwerke oder Heizkraftwerke geplant. Eine Aufstellung dieser

Projekte ist in Tabelle 3-2 gegeben.

Das wachsende Interesse an geothermischer Stromerzeugung ist vor allem auf die

deutliche Verbesserung der Wirtschaftlichkeit seit Einführung des EEG in

Verbindung mit festen Vergütungssätzen für den Strom aus Erdwärme

zurückzuführen [1]. Obwohl die meisten derzeit geplanten Projekte

Aquiferspeicher als Wärmequelle nutzen, wird der HDR-Technologie zukünftig

eine wachsende Rolle zukommen, da das Angebotspotenzial der heißen

Gesteinsschichten um ein Vielfaches höher ist als das hydrothermaler Systeme.

Die Arbeiten am deutschlandweit ersten HDR-Projekt in Bad Urach, welches

Anfang 2004 nicht wegen technischer Probleme sondern auf Grund nicht

ausreichender Fördergelder bzw. fehlender Investoren abgebrochen wurde, sollen

bereits in diesem Jahr mit Hilfe von Investoren aus der Industrie und

Energiewirtschaft wieder aufgenommen werden [2].

2

ORC Organic Rankine Cycle: Dampfturbinenprozess mit einem organischen

Prozessmedium, welches eine niedrigere Siedetemperatur als Wasser hat.

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Alle laufenden Projekte liegen im kleineren Leistungsbereich von 1 bis 5 MW el . In

den kommenden Jahren werden jedoch weitere Fortschritte bei der Anlagentechnik

erwartet, so dass in 2010 die Inbetriebnahme von Anlagen mit einer

elektrischen Leistung von 10 MW el (netto) realistisch erscheint. Die Entwicklung

von Anlagen in größeren Leistungsbereichen ist derzeit noch nicht abzusehen.

Möglicherweise ist auf Grund des deutlich größeren technischen Aufwands ein

Kostensprung bei den spezifischen Anlagenkosten zu erwarten. Für die nahe und

mittelfristige Zukunft erwarten Experten daher Anlagen bis zu einer Größe von

10 bis 12 MW el , so dass für den alternativen Kraftwerkspark in dieser Studie von

Anlagen in dieser Größenordnung ausgegangen wurde.

Tabelle 3-2: Bestehende und geplante Anlagen in Deutschland und Europa (nach [3])

Norddeutschland

Geoth.

Leistung

Elektrische

Leistung

Temperatur Förderrate*

Bohrtiefe

Stromerzeugung**

Lagerstätte***

Geplante

Inbetriebnahme

[MW] [MW] [°C] [m 3 /h] [m] [Jahr]

Bremerhaven 0,5 0,065 90 5.000 O T abgebrochen

Groß Schönbeck 1,0 150 < 25 4.294 k A 2006

Neustadt-Glewe 6,5 0,21 98 119 2.250 O A 2003

Südwestdeutschland

Süddeutschland

Ausland

Bad Urach 6-10 ca. 1,0 170 48 4.500 O HDR abgebrochen

Bruchsal 4,0 ca. 0,5 120 72 2.000 O A 2005

Karlsruhe 28,0 >150 270 3.100 K A 2007

Kehl K A 2007

Landau ca. 2,5 250 250 3.000 O/K A 2006

Offenbach 25-30 4,8 360 360 2.000 K A 2006

Riedstadt 21,5 ca.3,0 250 250 3.100 K A 2007

Speyer 24-50 5,4 120 120 O A 2005 ?

Isar Süd 30,0 2,0 K A ?

Unterhachingen > 30 3,9 < 540 < 540 3.350 K A 2006

Soultz 30,0 6,0 200 240 8.084 O HDR 2005

* Förderraten normiert auf eine Dublette

** O: ORC-Anlage, K: Kalina-Cycle-Anlage

*** T: Tiefensonde mit Ammoniakdirektverdampfung, A: Aquiferspeicher, HDR: Hot-Dry-Rock-Technologie

3.1.3 POTENZIELLE STANDORTE

Für die hydrothermale Stromerzeugung bietet das sedimentäre Rotliegend

günstige Fördergebiete. Im Raum Celle und Wittenberge sind in Tiefenlagen von

4.000 bis 5.000 m Temperaturen zwischen 160 und 190 °C erreichbar [4].

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Ähnliche Temperaturen sind auch in einigen Gebieten des nördlichen

Oberrheingrabens anzutreffen. Weiterhin bietet das südliche Molassebecken im

Raum München und im Bereich südwestlich des Landshut-Neuöttinger Hochs

mit relativ hohen Temperaturen und einer guten Durchlässigkeit des Gesteins

attraktive geographische Bedingungen für eine hydrothermale Erdwärmenutzung.

Zwei weitere bereits bekannte Aquifere (Malm und Gault) befinden sich im Raum

Hofolding/Darching.

Geeignete Gebiete zur Stromerzeugung mit HDR-Technologie sind neben dem

Oberrheingraben das Norddeutsche Becken und das Mittel- und Süddeutsche

Kristallingebiet. Süd-östlich von Schwerin sind besonders hohe Temperaturen von

190 bis 220 °C anzutreffen. Insgesamt liegen etwa 40 % des Potenzials des

norddeutschen Kristallins bei Temperaturen über 160 °C vor [4].

Im Oberrheingraben wird eine mittlere Teufe von 3.000 m angenommen,

teilweise sind jedoch auch Teufen von weniger als 1.000 m anzutreffen. Die

mittlere Temperatur wird auf etwa 130 °C geschätzt. Im Mittel- und

Süddeutschen Kristallin variieren die Teufen je nach Gebiet zwischen 3.000 bis

zu 5.500 m. Hier sind auf Grund der Größe des Gebiets die weitaus höchsten

Potenziale zur geothermischen Stromerzeugung zu finden.

3.1.4 KONZIPIERUNG DES KRAFTWERKSPARKS

Legt man das große Potenzial und das wachsende Interesse an geothermischer

Stromerzeugung sowie die erwartete Wirtschaftlichkeit der Anlagen seit Inkrafttreten

des neuen EEG zugrunde, erscheint trotz der geringen Anzahl bereits

installierter Anlagen die Inbetriebnahme eines Kraftwerksparks von etwa 30

Anlagen in naher Zukunft durchaus realistisch.

Die Anlagen mit einer durchschnittlichen installierten Leistung von 12 MW el sind

ausschließlich für die Stromerzeugung ausgelegt. Ein Drittel der Anlagen nutzen

einen Aquiferspeicher als Wärmequelle, zwanzig Anlagen arbeiten nach dem

HDR-Prinzip in Kristallin. Zur Stromerzeugung dienen effiziente Kalina-Anlagen,

eine Weiterentwicklung des ORC-Prozesses, mit denen in 2010 bereits einige

Erfahrungen vorliegen werden.

Die einzelnen Geothermie-Kraftwerke sind dezentral in den jeweils günstigsten

Regionen angelegt. Der Kraftwerkspark erstreckt sich somit über das ganze

Bundesgebiet und hat eine installierte Brutto-Gesamtleistung von 300 MW el .

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3.2 LAUFWASSER-KRAFTWERKE

Die umweltfreundliche Stromerzeugung mit Laufwasserkraftwerken ist technisch

ausgereift und weist trotz jahreszeitlicher Schwankungen eine relativ hohe Verfügbarkeit

auf. Das technische Potenzial der Wasserkraftnutzung in Deutschland ist

heute weitgehend ausgeschöpft, doch es können zusätzliche Potenziale durch

Modernisierung und Ausbau bestehender Anlagen erschlossen werden [1].

3.2.1 DERZEITIGE SITUATION UND ERWARTETE ENTWICKLUNG

Im Jahr 2004 wurden etwa 21 TWh, also etwa 4,5 % der gesamten

Stromerzeugung Deutschlands, aus erneuerbarer Wasserkraft produziert und

eingespeist. Davon wurden über 80 % in Laufwasserkraftwerken, etwa 14 % in

Speicherwasserkraftwerken und weitere 6 % in natürlichen Zuflüssen von

Pumpspeicherkraftwerken erzeugt [1].

Die Bruttostromerzeugung aus erneuerbarer Wasserkraft schwankt in einzelnen

Jahren auf Grund des unterschiedlichen Wasserangebots um bis zu 25 %. Die in

diesem Kapitel durchgeführten Berechnungen sind daher mit dem

Regelarbeitsvermögen der Laufwasserkraftwerke durchgeführt worden. Das

Regelarbeitsvermögen bezieht sich auf das Arbeitsvermögen im Regeljahr als

Mittelwert der langjährig erzeugten elektrischen Energie [1].

Die Engpassleistung der Laufwasserkraftwerke betrug im Jahr 2003 insgesamt

etwa 2.760 MW, über 90 % der Leistung ist in größeren Laufwasserkraftwerken

(> 5 MW) installiert. Diese Kraftwerke haben ein Regelarbeitsvermögen von etwa

15,5 TWh/a, sie erreichen im Mittel etwa 5.600 Volllaststunden pro Jahr [9].

Die installierte Leistung der größeren Anlagen hat sich innerhalb der letzten zehn

Jahre kaum verändert. Die Zahl der Kleinwasserkraftwerke (< 5 MW) hat sich

jedoch seit den 90er Jahren auf Grund des Stromeinspeisegesetzes bzw. des EEG

um über 30 % auf derzeit etwa 5.000 Anlagen erhöht. Bei den neu hinzugekommenen

Anlagen handelt es sich deshalb überwiegend um reaktivierte

Altanlagen, die nun wieder „wirtschaftlich“ betrieben werden können [1].

3.2.2 TECHNISCHES POTENZIAL

Das technische Potenzial der Wasserkraftnutzung in Deutschland ist heute

weitgehend ausgenutzt, jedoch können zusätzliche Potenziale durch die

Modernisierung und den Ausbau bestehender Anlagen erschlossen werden. Das

Erweiterungspotenzial wird bei größeren Anlagen (> 5 MW) auf etwa 1,0 TWh/a

geschätzt, weitere 1,3 TWh/a können durch Modernisierung bestehender Anlagen

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erzeugt werden. Die Potenzialabschätzung basiert auf Daten zur Altersstruktur

der bestehenden Anlagen sowie deren Turbinentechnik [8], [1].

ERWEITERUNG

Bei der Erweiterung einer Anlage werden bisher nicht genutzte Wassermengen

nutzbar gemacht und/oder die verfügbare Fallhöhe erhöht. Das Erweiterungspotenzial

in größeren Laufwasserkraftwerken (> 5 MW) wurde nur auf Basis der

bisher genutzten und der verfügbaren Wassermenge auf etwa 240 MW

abgeschätzt. Hier wird das Potenzial auf eine mittlere jährliche Stromerzeugung

von 1,0 TWh geschätzt, was etwa 6 % der derzeit erzeugten Strommenge in

Laufwasserkraftwerken entspricht [1].

MODERNISIERUNG

Unter Modernisierung wird der Ersatz oder die Erneuerung technischer Kraftwerkskomponenten

verstanden, wobei Ausbaudurchfluss und Fallhöhe sich nicht

verändern.

Auf Basis der vorliegenden Informationen über die Altersstruktur der Anlagen und

Turbinen in Deutschland ergibt sich folgendes zusätzliches theoretisches

Erzeugungspotenzial:

• Erhöhung der elektrischen Leistung um 200 MW durch reine

Turbinenerneuerung, bzw.

• Erhöhung der elektrischen Leistung um insgesamt 254 MW bei gleichzeitiger

Modernisierung und Optimierung des Wasserbaus.

Das gesamte durch Modernisierung erschließbare zusätzliche Potenzial beträgt

mit 254 MW etwa 9 % der derzeit installierten Leistung bzw. 8,5 % hinsichtlich

der elektrischen Mehrerzeugung [8].

Wird die Altersstruktur und der sich nach einer 40-jährigen Nutzungsdauer

ergebende Ersatzbedarf berücksichtigt, ergibt sich daraus, dass der größte Teil

des identifizierten Modernisierungspotenzials innerhalb der nächsten 10 Jahre

realisiert werden müsste [8].

3.2.3 POTENZIELLE STANDORTE

Die größten Erweiterungspotenziale sind an den Kraftwerken von Inn, Rhein,

Donau und Neckar zu finden mit einem Gesamterweiterungspotenzial von

220 MW. Weitere potenzielle Standorte für Modernisierungs- und

Erweiterungsmaßnahmen sind Tabelle 3-3 zu entnehmen.

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3.2.4 KONZIPIERUNG DER LAUFWASSERKRAFTWERKE

Die für das alternative Kraftwerkskonzept vorgeschlagenen Maßnahmen

begrenzen sich ausschließlich auf Modernisierung und Erweiterung von

bestehenden Anlagen. Alle Laufwasserkraftwerke, die älter als 40 Jahre sind,

wurden auf ihr Modernisierungspotenzial analysiert (Tabelle 3-3). Teilweise sind

die betrachteten Anlagen über 90 Jahre alt. Das Modernisierungspotenzial ist

abhängig von den einzelnen Turbinentypen und Altersklassen und wird zu etwa

15,5 % für Anlagen, die vor 1945 in Betrieb genommen sind, 12,5 % für

Anlagen mit Inbetriebnahme zwischen 1945-1955 und 9,5 % für die Periode

zwischen 1955-1965 abgeschätzt [8].

Tabelle 3-3: Modernisierungspotenziale von Laufwasserkraftwerken (nach [9])

Kraftwerk

Inbetriebnahme

Engpassleistung

Regelarbeitsvermögen

Nutzungsgrad

Modernisierungspotenzial

Jahresmehrarbeit

[Jahr] [MW] [GWh/a] [ %] [ %] [MW] [GWh/a]

Töging 1924 85,7 535 71,3 % 15,0 % 12,9 62,9

Alzstufe 4 1922 52 270 59,3 % 15,0 % 7,8 38,1

Wyhlen 1912 38,5 203,5 60,3 % 15,0 % 5,8 28,2

Rosenheim 1960 35 176,5 57,6 % 9,5 % 3,3 16,3

Uppenbornwer 1930 25 97 44,3 % 15,5 % 3,9 18,9

Detzern 1962 24 112 53,3 % 9,5 % 2,3 11,1

Wasserburg 1938 24 143,8 68,4 % 15,5 % 3,7 18,2

Teufelsburg 1938 24 144,2 68,6 % 15,5 % 3,7 18,2

Gars 1938 24 149,4 71,1 % 15,5 % 3,7 18,2

Neuötting 1951 24 156,2 74,3 % 12,5 % 3,0 14,7

Stammham 1956 23 140,1 69,5 % 9,5 % 2,2 10,7

Prombach 1930 22,7 116 58,3 % 15,5 % 3,5 17,2

Wintrich 1965 20 90 51,4 % 9,5 % 1,9 9,3

Lehmen 1962 20 86 49,1 % 9,5 % 1,9 9,3

Aufkirchen 1924 19,4 136,8 81,8 % 15,5 % 3,0 14,7

Trier 1961 18,8 82 49,8 % 9,5 % 1,8 8,7

Alzstufe 3 1920 18,3 117 73,0 % 15,5 % 2,8 13,9

Eitting 1924 18 126,3 20,1 % 15,5 % 2,8 13,6

Uppenbornwer 1951 18 83,2 52,8 % 12,5 % 2,3 11,0

Altheim 1951 17,9 90,1 57,5 % 12,5 % 2,2 10,9

Neef 1963 16,4 75 52,2 % 9,5 % 1,6 7,6

Fankel 1965 16,4 75 52,2 % 9,5 % 1,6 7,6

Münden 1965 16,4 70 48,7 % 9,5 % 1,6 7,6

Niederaichbach 1951 16,3 84,6 59,3 % 12,5 % 2,0 10,0

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Kraftwerk

Inbetriebnahme

Engpassleistung

Regelarbeitsvermögen

Nutzungsgrad

Modernisierungspotenzial

Jahresmehrarbeit

[Jahr] [MW] [GWh/a] [ %] [ %] [MW] [GWh/a]

Koblenz 1951 16 62 44,2 % 12,5 % 2,0 9,8

Unteropfingen 1924 14 63 51,4 % 15,5 % 2,2 10,6

Zeiltingen 1964 13,6 64 53,7 % 9,5 % 1,3 6,3

Obernach 1957 12,8 47,5 42,4 % 9,5 % 1,2 5,9

Mühltal 1927 12,8 70 62,4 % 15,5 % 2,0 9,7

Tannheim 1923 12,3 61 56,6 % 15,5 % 1,9 9,3

Dettingen 1927 11 48 49,8 % 15,5 % 1,7 8,3

Alzstufe 2 1916 10,6 55,5 59,8 % 15,5 % 1,6 8,0

Summe 721 3.830 95,1 465

Das im Rahmen des alternativen Kraftwerksparks zur Nutzung vorgeschlagene

Modernisierungspotenzial beläuft sich auf 95,1 MW. Die Stromerzeugung der

Anlagen beträgt etwa 465 GWh/a. Somit werden etwa 35,8 % des gesamten

Modernisierungspotenzials genutzt [8].

Das Erweiterungspotenzial beträgt, wie bereits erwähnt, 239 MW [1]. Die in

Tabelle 3-3 aufgelisteten Inn-Kraftwerke erzeugen 40 % der Gesamtproduktion

der an diesem Flusssystem installierten Anlagen. Hier wurde an ausgewählten

Kraftwerken mit einem Erbauungsjahr vor 1965 ein Erweiterungspotenzial von

insgesamt 96 MW identifiziert. Für das alternative Energiekonzept wurde die

konservative Abschätzung gemacht, dass wenigstens 20 % dieses

Erweiterungspotenzials, also etwa 12,5 % des Gesamtpotenzials, umgesetzt

werden können. Das entspricht einer Leistungssteigerung von 20 MW und einer

Jahresmehrarbeit von etwa 125 GWh.

In Summe ergibt sich eine Leistungssteigerung der Kraftwerke durch

Modernisierung und Erweiterung um 115 MW und eine Erhöhung der

Jahresstromerzeugung um etwa 590 GWh. Dies entspricht 25,7 % des

ermittelten Gesamtpotenzials [1].

3.3 WINDENERGIE

Die Nutzung der Windenergie hat sich zu einer bedeutenden Energiequelle in

Deutschland entwickelt. Die Technologie ist weit vorangeschritten. Im weltweiten

Vergleich der installierten Leistung liegt Deutschland derzeit an der Spitze.

Besonders im Offshore-Bereich wird die Windenergie im kommenden Jahrzehnt

stark ausgebaut werden.

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3.3.1 WINDENERGIE ONSHORE

DERZEITIGE SITUATION UND ENTWICKLUNG

Ende 2004 waren in Deutschland 16.543 Windkraftanlagen (WKA) mit einer

Gesamtleistung von 16.629 MW an der Küste und im Binnenland installiert. Die

durchschnittliche Anlagengröße liegt damit derzeit bei einem MW [1]. Im Jahr

2004 belief sich die Einspeisung aus der Nutzung von Windenergie auf

25,9 TWh, entsprechend 5,5 % des Nettostromverbrauchs in Deutschland [19].

Der Zubau neuer Anlagen lag im Jahr 2004 mit 2.000 MW weit unter den

Vorjahreswerten, und es wird von einem weiteren Rückgang der jährlichen

Neuerrichtung an Land ausgegangen. Eine Umfrage in der Windenergiebranche

ergab einen erwarteten Zubau im Jahr 2006 von nur noch 800 MW [12].

Von höherer Bedeutung für den Ausbau der Windenergie an Land ist das so

genannte Repowering, also der Austausch alter, kleiner Anlagen durch neue

leistungsstärkere Anlagen am selben Standort. Im Jahr 2004 wurden 45

Altanlagen mit einer Gesamtleistung von 17 MW durch 33 Neuanlagen mit

54 MW ersetzt [1]. Im Durchschnitt konnte damit die Leistung an den

entsprechenden Standorten verdreifacht werden.

Das Deutsche Windenergie-Institut (DEWI) erwartet in seiner Studie zum Ausbau

der Windenergie in Deutschland eine installierte Leistung der Onshore-Windkraft

von 20 GW im Jahr 2010 [12]. Dies würde bedeuten, dass in den nächsten fünf

Jahren noch etwa 4.000 MW durch Neubau oder Repowering errichtet werden.

In den letzen Jahren nahm die durchschnittlich installierte Anlagenleistung stark

zu. Die durchschnittliche Größe der neu errichteten WKA lag im Jahr 2000 noch

bei 1,1 MW, im Jahr 2004 bereits bei 1,7 MW [11]. Derzeit auf dem Markt

angebotene Anlagen liegen in einer Leistungsklasse zwischen 1 und 5 MW [13],

[14]. Mehrere 4,5 MW-Anlagen sind u.a. in Wilhelmshaven und Emden

installiert, die erste 5 MW-Anlage wurde in Brunsbüttel errichtet. Noch für das

Jahr 2005 ist die Errichtung weiterer Anlagen dieser Größenklasse geplant.

Auf die Technologie der Windkraft soll im weiteren nicht eingegangen werden, da

sie bekannt ist und sich bei den einzelnen Herstellern nur im Detail unterscheidet.

Für die Konzeption des alternativen Kraftwerksparks ist diese

Betrachtung nicht relevant.

Die projektierte Lebensdauer der Anlagen liegt bei etwa 20 Jahren. Ein Ersatz

von Altanlagen durch Neuanlagen kann unter wirtschaftlichen Aspekten

allerdings bereits vor Ende der Lebensdauer erfolgen. Der Zeitraum für Planung

und Errichtung ist abhängig von der Größe des Windparks und vom

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Genehmigungsablauf. Im Rahmen dieser Studie wird davon ausgegangen, dass

die Errichtung aller geplanten Anlagen bis 2010 möglich ist.

TECHNISCHES POTENZIAL UND POTENZIELLE STANDORTE

Das gesamte Stromerzeugungspotenzial der Windenergie an Land wurde von

Nitsch bzw. von Quaschning mit 83 TWh bei einer installierten Leistung von ca.

50 GW ermittelt [17], [18]. Regionen mit einer mittleren Windgeschwindigkeit

über 5 m/s weisen dabei das größte Potenzial auf. Länderspezifisch betrachtet

liegt das Potenzial zur Nutzung der Windenergie zum Großteil in Schleswig-

Holstein, Niedersachsen und Mecklenburg-Vorpommern [18].

Dieses gewaltige Potenzial ist unter realistischer Betrachtung insbesondere der

rechtlichen Rahmenbedingungen aber auch unter Berücksichtigung der allgemeinen

Akzeptanz nicht vollständig erschließbar.

Nach dem Baugesetzbuch (BauGB) weisen Gemeinden und Kommunen in den

für ihren Landkreis erstellten Flächennutzungsplänen Eignungsgebiete für die

Windenergienutzung aus. Diese berücksichtigen bereits die einzuhaltenden

Abstände des Windparks zu Wohn- und Gewerbegebieten, Naturschutzgebieten,

usw. Die ausgewiesene Fläche in Hektar steht demnach vollständig für die

Windenergienutzung zur Verfügung. Der durchschnittliche Flächenbedarf von

WKA wurde von der Deutschen Energieagentur DENA mit 7 Hektar pro MW

ermittelt und für diese Studie verwendet [15].

NEUBAU VON WINDENERGIEANLAGEN

Zur Bestimmung des Windenergie-Ausbaupotenzials auf dem Festland wurde

durch die DENA die ausgewiesene Eignungsfläche der derzeit installierten

Leistung dem angenommenen Flächenbedarf pro installiertem Megawatt

gegenübergestellt. Insgesamt beläuft sich das technische Ausbaupotenzial für

Deutschland demnach auf 14.438 MW, s. Tabelle 3-4 [15].

Diese Abschätzung des Ausbaupotenzials für Neuanlagen sollte als Anhaltswert

verstanden werden, denn in den Flächennutzungsplänen wird nicht der

Schwerpunkt auf die Qualität des Standortes, wie z.B. die Windgeschwindigkeit,

gelegt. Das wirtschaftlich nutzbare Restpotenzial verringert sich dadurch noch

einmal merklich.

Hohe Potenziale für den Neubau von Windenergieanlagen in Norddeutschland

bestehen demnach in Niedersachsen, hier in der Region Braunschweig und

Hannover, in Mecklenburg-Vorpommern, hauptsächlich im Westen des Bundeslandes,

in Nordrhein Westfalen im Landkreis Münster, in Sachsen-Anhalt hauptsächlich

in der Region um Magdeburg und in Brandenburg im Nordwesten des

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Landes, westlich von Berlin und Lausitz-Spreewald. In Mittel- und Süddeutschland

ist das Restpotenzial im Verhältnis dazu eher niedrig. Dennoch ist

ein Ausbaupotenzial von 300 bis 500 MW bei der Standortwahl zu berücksichtigen.

Der Anteil der Standorte, an denen ein wirtschaftlicher Betrieb der

Windenergieanlagen möglich ist, wird allerdings niedrig ausfallen.

Tabelle 3-4: Restpotenzial für die Windenergienutzung in den einzelnen Bundesländern [15]

Region Bundesland Ausbaupotenzial

Küste

Binnenland

Nord

Binnenland

Mitte

Binnenland

Süd

Schleswig-

Holstein

Bestand

Ende

2003

Ausbaupotenzial

abzgl. Bestand

noch

nutzbarer

Anteil

Anteil am

Restpotenzial

Repowering-

Potenzial

MW MW MW % % MW

2.327 2.007 320 14 2,2 950

Niedersachsen 5.462 3.921 1.541 28 10,7 1.800

Mecklenburg-

Vorpommern

Nordrhein-

Westfalen

Sachsen-

Anhalt

1.724 927 797 46 5,6 477

5.522 1.822 3.700 67 25,8 1.013

3.920 1.631 2.289 58 15,9 716

Brandenburg 5.421 1.806 3.615 67 25,2 1.063

Rheinland-

Pfalz

932 601 331 36 2,3 280

Saarland 113 35 78 69 0,5 23

Hessen 860 348 512 60 3,6 203

Thüringen 687 426 261 38 1,8 208

Sachsen 883 614 269 31 1,9 299

Baden-

Württemberg

581 209 372 64 2,6 108

Bayern 542 189 353 65 2,5 99

Summe 28.974 14.536 14.438 - - 7.239

REPOWERING

Das Potenzial für Repowering von Alt-Standorten wurde von der Windenergieagentur

Bremen untersucht und ist als zusätzlich zum Neubau zu verstehen [16].

Für das Repowering kommen zunächst Windparks mit kleineren Anlagen in

Betracht, die Anfang der 90er Jahre errichtet wurden.

So wurden vor 1996 z.B. 3.549 Anlagen (21,4 % der Ende 2004 existierenden

Anlagen) mit einer installierten Leistung von 1.120 MW (6,7 % der Ende 2004

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installierten Leistung) errichtet [16]. Hieraus wird ersichtlich, dass die durchschnittliche

spezifische Anlagengröße dieser Windparks mit 315 kW weit unter

der derzeit üblichen Leistung liegt. Diese Anlagen bzw. Windparks sind gut

geeignet für Repowering-Projekte.

Anlagen, die vor 1996 errichtet wurden, stehen hauptsächlich in Schleswig

Holstein (Westküste) und Niedersachsen (Ostfriesland). Ein kleinerer Anteil der

Anlagen wurde in Nordrhein-Westfalen und Mecklenburg-Vorpommern errichtet.

In allen anderen Bundesländern begann der Ausbau erst später. Im Jahr 1996

wurde das Baurecht geändert und Gemeinden mussten ab diesem Zeitpunkt

Eignungsgebiete für WKA ausweisen. Folglich wird häufig der Fall eintreten, dass

ältere Anlagen außerhalb der heutigen Eignungsgebiete stehen.

Einige Landesregierungen wie z.B. Niedersachsen und Mecklenburg-Vorpommern

haben eine Genehmigung von Repowering-Projekten in nicht ausgewiesenen

Gebieten bereits im Vorfeld abgelehnt. In Mecklenburg-Vorpommern liegen

Windenergieanlagen, die vor 1996 errichtet wurden, alle außerhalb der

Eignungsgebiete. In diesem Bundesland wird ein Repowering von Windparks, die

nach 1996 errichtet wurden, interessant. In Schleswig-Holstein ist ein Repowering

nur unter Einhaltung von spezifischen Bedingungen möglich (außerhalb

charakteristischer Landschaften, keine Beeinträchtigung des Landschaftsbildes,

Zahl der Anlagen wird reduziert).

KONZIPIERUNG DER WINDPARKS

Im alternativen Kraftwerkspark ist im Onshore-Bereich zum einen der Neubau

und zum anderen ein Repowering bestehender Windparks vorgesehen. Die

geplanten Windparks sollen möglichst dezentral über das ganze Bundesgebiet

verteilt werden, um lokale Wettereinflüsse gut auszugleichen. Im Folgenden

werden mögliche Anlagenstandorte ausgewählt und detailliert bewertet.

NEUBAU VON WINDPARKS

Für die Auswahl von Standorten für die Neuerrichtung von Anlagen wurden die

von der Windenergieagentur Bremen ermittelten potenziellen Regionen für den

Ausbau der Windenergie mit einer Windkarte Deutschlands verglichen. Auf dieser

Basis wurden verschiedene Regionen für den Neubau von Windparks ausgewählt,

wobei sich die Auswahl ausschließlich auf das Binnenland beschränkte die

windreichen Küstenstandorte blieben dem Repowering vorbehalten.

Die zu erwartenden Volllaststunden für die ausgewählten Regionen wurden unter

Absprache mit mehreren Projektierungs- und Planungsbüros für Windenergie

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abgeschätzt. Die zu erwartende Auslastung der Anlagen wurde bei der Auswahl

der Standorte berücksichtigt.

In Tabelle 3-5 sind die Regionen bzw. Regierungsbezirke für die vorgesehenen

Neubau-Windparks angegeben. Hierbei wurde auf eine deutschlandweite

Verteilung geachtet, um einen möglichst guten regionalen Ausgleich des

Windenergie-Dargebots zu gewährleisten. Die Flächenverfügbarkeit konnte für

den Einzelfall nicht detailliert geprüft werden.

In windstarken Regionen in Norddeutschland und im Mittelgebirge wurden die

Windparks hauptsächlich mit 3-MW-Anlagen ausgelegt. Dies soll eine höhere

Energieausbeute in diesen Regionen ermöglichen. Für die weniger windstarken

Regionen wurden kleinere Anlagen gewählt, deren Einschaltgeschwindigkeit

generell etwas niedriger liegt als die größerer Anlagen. Die Windparks wurden mit

verschiedenen Größen ausgelegt.

Tabelle 3-5:

Konzipierung der Windparks Neubau an Binnenlandstandorten

Anlagen

-zahl

Leistung pro

Anlage

Nabenhöhe

Gesamtleistung

Volllaststunden

1) Jahresarbeit 1)

MW MW m h/a MWh/a

Kassel, Hessen 3 2 6,0 78 2.200 13.200

Erzgebirge,

Sachsen

Erzgebirge,

Sachsen

5 3 15,0 90 2.200 33.000

3 3 9,0 90 2.200 19.800

Schwerin, M.-V. 5 3 15,0 90 2.000 30.000

Münster, NRW,

Windpark I

Münster, NRW,

Windpark II

10 2,75 27,5 80 1.800 49.500

10 2 20,0 80 1.800 36.000

Hannover, S.-A. 10 2 20,0 80 1.800 36.000

Braunschweig,

Niedersachsen

Braunschweig,

Niedersachsen

10 3 30,0 90 1.800 54.000

10 2 20,0 80 1.850 37.000

Wittenberge, S.-A. 10 2,75 27,5 80 1.800 49.500

Giessen, Hessen 5 1,5 7,5 70 1.850 13.875

Marburg, Hessen 5 1,5 7,5 70 1.850 13.875

Eifel, NRW 10 1,5 15,0 70 1.850 27.750

Summe 220 413.500

1)

Prognose

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REPOWERING

Für die Konzipierung der Repowering-Projekte wurde ebenfalls auf die Netzstudie

der DENA und auf die Windkarte von Deutschland zurückgegriffen.

Vor dem Hintergrund, dass für die wirtschaftliche Umsetzung von Repowering-

Projekten in den nächsten Jahren, spätestens jedoch bis 2010, vorzugsweise

größere Windparks mit derzeit acht und mehr Anlagen in Frage kommen, wurden

hier Gebiete betrachtet, in denen Windparks gegen Mitte der 90er Jahre errichtet

wurden. In Mecklenburg Vorpommern betrifft dies Windparks, die 1996/97

aufgestellt wurden und sich innerhalb von Eignungsgebieten befinden.

Auf Grund des höheren spezifischen Flächenbedarfs größerer Anlagen wurden die

Repowering-Windparks jeweils mit einer kleineren Anlagenzahl ausgelegt. Um

eine Vergütung nach EEG zu erhalten, sollte die Gesamtleistung des neuen

Windparks jedoch mindestens das Dreifache der Altanlagen betragen [20]. So

ersetzt z.B. ein Windpark von 3 x 1,5 MW einen alten Windpark mit 5 Anlagen à

200 kW.

Für die Auslegung der Windparks wurde auf die Daten von Windparks aus den

90er Jahren zurückgegriffen. Die konkrete Realisierbarkeit konnte nicht für jeden

einzelnen Fall bewertet werden.

Für das Repowering wurden auch hier in windstarken Gebieten 3-MW-Anlagen

und in windschwächeren Gebieten 2-MW-Anlagen vorgesehen.

Für die Berücksichtigung der zusätzlichen, neu installierten Leistung der

Repowering-Projekte im alternativen Kraftwerkspark wurde davon ausgegangen,

dass die ursprüngliche Anlagenzahl in den einzelnen Windparks vor dem

Repowering um durchschnittlich 50 % höher liegt, und dass jeweils Anlagen à

400 bis 600 kW ersetzt werden. Unter diesen Annahmen liegt die Zusatzleistung

bei 118 MW, und die zu erzielende zusätzliche Jahresarbeit bei einer

gleichbleibenden Volllaststundenzahl beträgt etwa 290.000 MWh.

Verglichen mit dem vom DEWI erwarteten Zubau von 4.000 MW bis 2010 liegt

das hier vorgesehene Szenario mit 220 MW neu installierter Leistung und

118 MW Zusatzleistung durch Repowering mit 8,5 % in einem realistischen

Bereich.

Aus der Netzstudie der DENA wird ersichtlich, dass das Ausbaupotenzial (in MW)

für neu installierte Anlagen etwa doppelt so groß ist wie beim Repowering. Dieses

Verhältnis konnte in dem hier vorgestellten Szenario annähernd beibehalten

werden.

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Tabelle 3-6:

Konzipierung der Windparks Repowering an Küstenstandorten

Westküste

Schleswig Holstein

Westküste

Schleswig Holstein

Ostfriesland,

Niedersachsen

Leistung

pro Anlage

Anlagenzahl

Gesamtleistung

Nabenhöhe

Volllaststunden

1)

Jahresarbeit

1)

MW MW m h/a MWh/a

8 3,0 24,0 90 2.800 67.200

8 3,0 24,0 90 2.700 64.800

7 3,0 21,0 90 2.700 56.700

Küste Niedersachsen 7 3,0 21,0 90 2.700 56.700

Küste Niedersachsen 7 3,0 21,0 90 2.700 56.700

Mecklenburg -

Vorpommern

Mecklenburg -

Vorpommern

5 3,0 15,0 80 2.200 33.000

7 2,0 14,0 70 2.200 30.800

Brandenburg, Ost 8 2,0 16,0 80 1.900 30.400

Brandenburg, Ost 6 2,0 12,0 70 1.900 22.800

Summe 168,0 419.100

1)

Prognose

3.3.2 WINDENERGIE OFFSHORE

TECHNISCHES POTENZIAL

Das Stromerzeugungspotenzial von Offshore-Windkraftanlagen in Deutschland

wird von Nitsch und Trieb bei einer installierten Gesamtleistung von 25.000 MW

mit 78,6 TWh/a abgeschätzt [17]. Optimistischere Prognosen gehen von deutlich

höheren Stromerzeugungspotenzialen aus.

Bei diesen Prognosen wurden die Ausschließliche Wirtschaftszone (AWZ) und die

12-Seemeilen-Zonen der Bundesländer Niedersachsen, Mecklenburg-Vorpommern

und Schleswig-Holstein berücksichtigt. Die 12-Seemeilen-Zone

bezeichnet die Küstengewässer bis 12 Seemeilen Entfernung vom Festland.

Unter der AWZ wird der Bereich von 12 bis 200 Seemeilen vom Festland

verstanden. Eine energetische Nutzung auf hoher See (außerhalb 200 Seemeilen

vom Festland) wurde wegen der dort herrschenden Bedingungen nicht

berücksichtigt.

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DERZEITIGE SITUATION UND ENTWICKLUNG

Derzeit sind 8 Windparks in der Nordsee und einer in der Ostsee genehmigt.

Insgesamt sind in der Nordsee 22 und in der Ostsee weitere 10 Windparks

geplant. Es wird allerdings davon ausgegangen, dass nicht alle geplanten

Projekte realisiert werden können [22].

Zur Erschließung eines Offshore-Windparks wird nach einer Vorbereitungsphase

zunächst eine Pilotphase vorgesehen. Während der Pilotphase werden bisher

nicht kalkulierbare Auswirkungen der Windparks auf die Meeresnatur, allgemeine

Verhalten der Anlagen sowie die Sicherheitsaspekte der Seeschifffahrt untersucht.

Dies ist derzeit noch erforderlich, da für Offshore-Windparks noch keine breite

Erfahrungsbasis vorliegt. Die zur Zeit installierte Leistung in Nord- und Ostsee

beträgt etwa 600 MW. Deutschland hängt hinter dieser Entwicklung weit zurück

und hat bisher noch keine Anlagen in größerer Entfernung zum Festland

installiert. In der Pilotphase werden die Windparks mit einer deutlich geringeren

Anlagenzahl als der im Ausbaustadium geplanten betrieben. In Deutschland

werden sich die ersten Windparks bis 2006 in dieser Projektphase befinden. In

diesem Zeitraum wird mit einer gesamten installierten Offshore-Leistung von

500 MW gerechnet [21]. Wird die Leistungen aller neun genehmigten Windparks

während der Pilotphase kumuliert, ergibt sich eine Gesamtleistung ab 2010 von

ca. 2.200 MW. Die Größe der genehmigten Windparks in der Nordsee hat eine

Bandbreite von 80 bis 458 WKA, was einer Leistungsbandbreite der einzelnen

Windparks von 60 MW bis 400 MW in der Pilotphase und 240 MW bis

4.720 MW nach der letzten Ausbauphase entspricht. Insgesamt wären nach der

letzten Ausbauphase 10.500 MW installiert [22].

Im Offshore-Bereich werden derzeit Anlagen einer Größenordnung von 3,5 bis

5 MW eingesetzt [12]. Die geschätzte Lebensdauer von Offshore-Anlagen beträgt

ca. 25 Jahre und liegt damit etwa 5 Jahre über der Lebensdauer von Onshore-

Anlagen.

In den nächsten Jahren wird mit einem stetigen Ausbau der Offshore-Kapazitäten

gerechnet. Nach dem Ausbau aller zur Zeit genehmigten Windparks in der AWZ

wird ca. um 2013 das erste Mal mit einer geringeren neu installierten Leistung

zum vorherigen Jahr gerechnet. Bei weiterer Entwicklung und Forschung im

Bereich der Windnutzung auf hoher See wird ca. ab 2015 mit einem deutlichen

Zuwachs an Windparkprojekten auf hoher See gerechnet [15].

Eine Studie des Bundesumweltministeriums (BMU) rechnet bis zum Jahr 2030

mit einer gesamten installierten Offshore-Leistung von 23.000 MW [21]. Dies

entspricht einer Stromerzeugung von 72,3 TWh/a, womit ca. 15 % des Strom-

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verbrauchs der Bundesrepublik Deutschland gedeckt werden könnten. Damit

wären ca. 92 % des geschätzten technischen Potenzials genutzt.

POTENZIELLE STANDORTE

Potenzielle Standorte für Offshore-Windenergieprojekte in der Nord- und Ostsee

befinden sich derzeit noch innerhalb der Ausschließlichen Wirtschaftszone,

Standorte auf hoher See werden heute noch kaum untersucht.

Innerhalb der 12-Seemeilen-Zone der Nord- und Ostsee bestehen allerdings

zahlreiche Nutzungskonflikte, die der Genehmigungsfähigkeit und der Akzeptanz

der Projekte entgegenstehen. Aus diesem Grunde sind innerhalb der 12-Seemeilen-Zone

vier Projekte und innerhalb der AWZ weitere 28 Projekte geplant.

Projekte innerhalb der 12-Seemeilen-Zone dienen häufig als Pilotphase für

spätere Projekte in der AWZ.

In der Nordsee können nach derzeitigem Erkenntnisstand Flächen nordöstlich von

Borkum (außerhalb des vorgeschlagenen Meeresschutzgebietes „Borkum

Riffgrund“) und Flächen westlich von Sylt (außerhalb der „Important Bird Area“)

als mögliche geeignete Flächen in Betracht kommen. Diese Flächen liegen

ausschließlich in der AWZ. In der Ostsee werden Gebiete westlich des

Adlergrundes in der AWZ und die Mecklenburger Bucht hinsichtlich einer

möglichen Eignung als untersuchungswürdig angesehen [21].

Die zuständige Genehmigungsbehörde für Projekte innerhalb der AWZ ist das

Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) in Hamburg. Im küstennahen

Bereich, innerhalb der 12-Seemeilen-Zone, ist die Genehmigung durch die

Behörde des jeweiligen Bundeslandes einzuholen. Die vom BSH erteilte

Genehmigung umfasst die Errichtung, den Betrieb und die wesentliche Änderung

der Anlagen oder ihres Betriebes. Ein vom BSH entwickeltes Standarduntersuchungskonzept

sieht eine Risikoanalyse (Schifffahrtsicherheit) und eine

Umweltverträglichkeitsstudie (UVS) vor. Für Pilotprojekte ist die maximal

genehmigungsfähige Anlagenzahl auf 80 beschränkt. Für die bei den meisten

Projekten vorgesehene Ausbauphase ist grundsätzlich ein neues

Genehmigungsverfahren erforderlich. Vom Beginn der Untersuchungen am

Standort bis zur Erteilung der Baugenehmigung vergehen in der Regel drei Jahre.

Für Offshore-Windparks innerhalb der 12-Seemeilen-Zone sind Raumordnungsverfahren

(ROV) nach den jeweiligen landesspezifischen Bestimmungen

durchzuführen. Ähnlich der Antragsstellung innerhalb der AWZ sind auch hier

sowohl eine Raum- als auch eine Umweltverträglichkeitsstudie nötig.

Als weiterer wichtiger Faktor ist bei der Wahl des Standortes die mögliche

Netzanbindung zu beachten. In der Nordsee ist für 2015 ein Systemmodell

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geplant, welches vier Sammelstationen umfasst, an die mehrere Windparks

angeschlossen werden können [15].

KONZIPIERUNG DER WINDPARKS

Bei der Konzipierung des alternativen Kraftwerksparks wird von einer

Inbetriebnahme aller Anlagen bis spätestens zum Jahr 2010 ausgegangen. Die

verbleibende Planungs- und Errichtungszeit von vier bis fünf Jahren ist eine

wichtige Rahmenbedingung des Alternativkonzeptes, die sich insbesondere auf

die Offshore-Windenergienutzung auswirkt.

Der zur Realisierung eines Offshore-Projektes erforderliche Zeitrahmen beträgt ca.

sechs Jahre, wie Tabelle 3-7 verdeutlicht.

Für das alternative Kraftwerkskonzept wird daher vorgeschlagen, dass sich der

zukünftige Kraftwerksbetreiber an derzeit geplanten und bereits genehmigten

Offshore-Windparks beteiligt bzw. ausgewählte Projekte übernimmt. Dies wird

durch den Umstand erleichtert, dass etliche der geplanten Windparks ohnehin

durch Projektierungsbüros geplant und für den späteren Verkauf ausgelegt sind.

Innerhalb des virtuellen Kraftwerks wird eine installierte Leistung von ca.

530 MW durch Offshore-Windkraftanlagen in drei Windparks vorgesehen. Zur

Nutzung des regionalen Ausgleichseffektes sind zwei Windparks in der Nordsee

und einer in der Ostsee vorgesehen. Die Auslegungsdaten sind Tabelle 3-8 zu

entnehmen.

Tabelle 3-7:

Planungs- und Errichtungszeitbedarf von Offshore-Projekten

Arbeitsschritt

Zeitbedarf [a]

Umweltverträglichkeitsuntersuchung (UVS) 2

Baugenehmigung (UVS, Risikoanalyse) 1

Trassenplanung 1 1,5

Technische Planung 1 1,5

Finanzierung 0,5 1,5

Lieferzeit 1

Bauphase

(abhängig von der Projektgröße)

Summe mindestens 6,5

Die beiden vorgesehenen Windparks in der Nordsee sind dabei geographisch

nahe beieinander und überdies in räumlicher Nähe zu weiteren geplanten

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Windparks geplant, um eine Sammelstation für die Seekabelverlegung sowie

weitgehend konzentrierte Wartungsarbeiten zu ermöglichen.

Tabelle 3-8:

Konzipierung der Windparks Offshore-Windparks

Anlagenzahl

pro

Leistung

Anlage

Gesamtleistung

Nabenhöhe

Hersteller / Typ Volllaststunden

1)

Jahresarbeit

1)

Nordsee

(Borkum West)

Nordsee

(Borkum Riffgrund W.)

MW MW m h/a MWh/a

12 5,0 60 90 Repower 5M 4.000 240.000

80 3,0 240 90

Vestas V-90-

3MW

4.000 960.000

Ostsee (Kriegers Flak) 51 4,5 230 90 Vestas V-120 3.800 872.100

Summe 143 530 2.072.100

1)

Prognose

In der Tabelle sind die zu erwartenden Volllaststunden auf der Nord- bzw. Ostsee

nach [12] berücksichtigt wurden. Das Szenario sieht eine Offshore-Leistung von

530 MW bei einer Jahresarbeit von über 2.000 GWh/a vor. Verglichen mit der zu

erwartenden Gesamtleistung im Bereich der Offshore-Nutzung von 2.200 MW bis

2010 setzt dies einen Marktanteil von 24 % voraus, was durch ein führendes

Energieversorgungsunternehmen durchaus zu erreichen ist.

3.4 BIOMASSEANLAGEN

Bei der Nutzung von Biomasse als Energieträger steht die Stromerzeugung in

Nutzungskonkurrenz zur Kraftstoff- und insbesondere zur Wärmebereitstellung.

Dadurch ist die Menge des mit Biomasse erzeugten Stroms in Deutschland zur

Zeit gering gegenüber der mit Biomasse erzeugten Wärmemenge [1]. Dabei ist

die Technologie zur Stromerzeugung bei allen Anlagengrößen weit entwickelt und

die Stromerzeugung mit Biomasse durch deren nahezu kontinuierliche Verfügbarkeit

grundlastfähig.

3.4.1 TECHNISCHES POTENZIAL

Das gesamte bisher ungenutzte Brennstoffpotenzial an Biomasse wurde von der

Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe im Jahr 2005 zu 488 PJ/a ermittelt und

setzt sich aus Ernterückständen und Landschaftspflegematerial, Waldholz und

Abfallhölzern zusammen. Tabelle 3-9 gibt einen Überblick über den Anteil der

einzelnen Fraktionen am Gesamtpotenzial und ihre bisherige Nutzung.

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Tabelle 3-9: Übersicht über Biomassepotenziale in Deutschland [25]

Energieträger

Gesamtpotenzial

Bisher genutzt

Freies

Potenzial

Anteil am freien

Gesamtpotenzial

Stroh 130 PJ/a 2,3 % 127 PJ/a 27,1 %

Gras vom Dauergrünland 37 PJ/a 0 % 37 PJ/a 7,9 %

Landschaftspflegematerial 11 PJ/a 0 % 11 PJ/ 2,4 %

Waldrestholz, Schwachholz,

zusätzlich nutzbares Waldholz

424 PJ/a 38,2 % 262 PJ/a 56 %

Industrierestholz 57 PJ/a 89,5 % 6 PJ/a 1,3 %

Altholz 78 PJ/a 79,5 % 16 PJ/a 3,4 %

Sonstiges Holz 10 PJ/a 10 % 9 PJ/a 1,9 %

Gesamt 747 PJ/a 37,3 % 488 PJ/a 100 %

Den größten Anteil am Potenzial hat das Waldholz (Waldrestholz, Schwachholz,

zusätzlich nutzbares Waldholz) mit 56 %. Heute werden schon 162 PJ/a an

Waldholz verwertet. Stroh mit dem zweitgrößten Anteil von 27,1 % am

Gesamtpotenzial wird bisher kaum verwertet. Gras vom Dauergrünland nimmt

mit einem Anteil von 7,9 % das drittgrößte Potenzial ein. Bisher werden in

Deutschland verstärkt Altholz und Industrierestholz zur Stromerzeugung

eingesetzt, so dass 85 % dieses Potenzials bereits ausgeschöpft werden und nur

noch ein Restanteil von 4,7 % verbleibt. Ein weiteres zur Zeit noch kaum

genutztes Potenzial stellt die Verwendung von Landschaftspflegematerial

(ca. 11 PJ/a) dar [25].

3.4.2 DERZEITIGE SITUATION UND ENTWICKLUNG

Biomasse wird in Deutschland vorwiegend zur Wärmeerzeugung genutzt, und nur

sehr begrenzt zur Stromerzeugung, zumeist in Kraft-Wärme-Kopplung. Im Jahr

2001 wurde in Deutschland 1,0 TWh Strom aus biogenen Festbrennstoffen

erzeugt, was einem Anteil am Nettostromverbrauch von etwa 0,2 % entspricht.

Demgegenüber wurden im selben Jahr ca. 51,9 TWh Wärme aus fester

Biomasse erzeugt.

Im Jahr 2002 waren in Deutschland über 700 Biomasse-Heiz- und -Heizkraftwerke

in Betrieb, wobei der überwiegende Teil der Anlagen kleine Heizwerke mit

einer Leistung von unter 1 MW sind. Zur Kraft-Wärme-Kopplung sind bisher

hauptsächlich Anlagen ab einer Größe von durchschnittlich 2,5 MW th errichtet

worden. Große Stromerzeugungsanlagen mit bis zu 20 MW el , wie z.B. das HKW

Berlin Gropiusstadt oder das HKW Landesbergen wurden in Deutschland mit

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wenigen Ausnahmen erst in den letzten zwei Jahren erstmals gebaut [26], [27],

[28].

Die derzeit vorherrschende Technologie zur Stromerzeugung aus biogenen

Festbrennstoffen ist der Dampfkraftprozess unter Einsatz einer Dampfturbine.

Besonders aber für kleinere KWK-Anlagen sind mehrere neue Techniken wie z.B.

der ORC-Prozess oder der Stirlingmotor in der Erprobungs- oder Entwicklungsphase.

Die je nach eingesetztem Brennstoff unterschiedlichen Feuerungstechniken

sind marktverfügbar [25], [29].

Die Lebensdauer der Anlagen variiert nach Anlagengröße, sie liegt für kleine

Anlagen bei etwa 15 und für große Anlagen bei etwa 20 Jahren. Die höhere

Lebensdauer ist neben den geringeren spezifischen Anlagenkosten ein

wesentlicher Aspekt, der die Wirtschaftlichkeit großer Anlagen ermöglicht [30].

Da die bestehenden Anlagen das leicht zu erschließende Potenzial der

preiswerten Brennstoffe Altholz und Industrierestholz bereits zu ca. 85 %

ausschöpfen, wird die wirtschaftliche Bereitstellung anderer Brennstoffe, insbesondere

von Waldholz, einen Faktor für den weiteren Ausbau darstellen. Die

derzeit wesentliche Begrenzung für die Nutzung von Biomasse insbesondere für

die Stromerzeugung ist die Tatsache, dass bei heutigen Preisen von über 50 €

pro Tonne Waldhackschnitzel und den derzeit im EEG festgelegten

Vergütungssätzen für Strom die reine Stromerzeugung aus Biomasse ohne

Wärmeauskopplung nicht wirtschaftlich ist.

In geringem Umfang, begrenzt durch das vergleichsweise kleine Potenzial von

11 PJ, ist die Nutzung von Landschaftspflegematerial demgegenüber preislich

attraktiv.

In Abbildung 3-1 sind die Bandbreiten für derzeitige Preise für verschiedene

biogene Festbrennstoffe dargestellt.

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80

70

60

50

Brennstoffpreis in €/t

40

30

20

10

0

-10

-20

Industrierestholz

Waldhackschnitzel

Rinde Altholz Sägerestholz Landschaftspflegematerial

Abbildung 3-1: Preisbandbreiten biogener Festbrennstoffe [34]

3.4.3 ANLAGENPARK

Die Stromerzeugung aus Biomasse im geplanten alternativen Kraftwerkskonzept

steht im Spannungsfeld zwischen der Nutzung möglichst langfristig verfügbarer

Brennstoffe einerseits und der unter heutigen und langfristigen Rahmenbedingungen

wirtschaftlichen Stromerzeugung andererseits. Aus diesem Grunde

wird ein diversifizierter Anlagenpark vorgeschlagen, der große, zentrale Biomassekraftwerke

zur Verbrennung von Waldrestholz und Schwachholz ohne Wärmeauskopplung,

mittelgroße Heizkraftwerke mit Wärmeauskopplung zur Verbrennung

von Waldrestholz und Industrierestholz sowie kleine Anlagen zur

Verbrennung von Landschaftspflegematerial vorsieht.

Insgesamt wird eine Gesamtleistung von 303 MW el mit einer jährlichen Stromerzeugung

von 2.045 GWh vorgesehen. Tabelle 3-10 gibt eine Übersicht über

die geplanten Anlagen.

Die Auswahl der Brennstoffe und die sich daraus ableitenden Anlagen wurde

durch die Zielsetzung geprägt, einerseits nicht mehr als 10 % des jeweils

vorhandenen Potenzials auszuschöpfen und andererseits Brennstoffe mit

günstigen Eigenschaften hinsichtlich Heizwert, Verfügbarkeit und technischer

Eigenschaften zu nutzen.

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Tabelle 3-10: Anlagenkonzept Biomasseanlagen

Energieträger

Waldrestholz,

Schwachholz, zusätzl.

nutzbares Waldholz

Waldrestholz,

Schwachholz, zusätzl.

nutzbares Waldholz

Industrierestholz, Altholz,

sonstiges Holz

Dampfturbine

Landschaftspflegematerial

Anlagenart

20 MW el

Kraftwerk

Standort

Anzahl Installierte

der Gesamt-

Anlagen Leistung

Wald 10 200

Stromerzeugung

pro Jahr

Jährliche

Brennstoffmenge

Genutzter

Anteil am

Gesamt-

Potenzial

[MW el ] [GWh el /a] [Mio. t/a] [ %]

Stromerzeugungsaggregat

Dampfturbine

2 MW el

Heizkraftwerk

800 kW el

Heizkraftwerk

Industriegebiet

Wertstoffhöfe

10 20

10 8

5 MW el

Heizkraftwerk Waldrand 15 75 Dampfturbine

Dampfmotor

1.350 1,13 5,9

506 0,5 2,7

135 0,16 7

54 0,1 13,1

Summe 303 2.045 1,9

Die Nutzung von Halmgut (Stroh, Gras) gestaltet sich bedingt durch einen

niedrigeren Heizwert, einen hohen Chlorgehalt, saisonale Verfügbarkeit und hohe

Anforderungen an die Lagerung schwierig, weshalb diese Potenziale trotz ihres

gemeinsamen Anteils von 35 % am Gesamtpotenzial vernachlässigt werden.

Das größte Potenzial bietet die Nutzung von Waldholz (Waldrestholz, Schwachholz,

zusätzlich nutzbares Waldholz), so dass Regionen mit einer hohen Walddichte

das größte nutzbare Potenzial aufweisen. Länderspezifisch betrachtet liegt

das Potenzial zur Nutzung des Waldholzes zum Großteil in Bayern, Baden-

Württemberg, Nordrhein-Westfalen, Hessen, Rheinland-Pfalz und Brandenburg

[25], [32].

Zur Nutzung dieses Potenzials wurden zwei Anlagentypen festgelegt: einerseits

zehn Kraftwerke mit einer elektrischen Leistung von jeweils 20 MW und

andererseits 15 Heizkraftwerke mit einer elektrischen Leistung von 5 MW.

Ein Vorteil der großen Anlagen liegt in den geringen spezifischen Investitionen,

die nur ca. 30 % von denen kleiner Anlagen ausmachen. Demgegenüber sind die

Brennstoffkosten, wie bereits erwähnt, für diese großen Anlagen der entscheidende

Wirtschaftlichkeitsparameter. Die Standorte müssen eine möglichst hohe

Walddichte aufweisen, damit lange Brennstofftransportwege vermieden werden

können und die jährlich benötigte Brennstoffmasse von ca. 113.000 t pro Anlage

wirtschaftlich bereitgestellt werden kann. Hier kann die Mitverbrennung von

Rinde einen weiteren Beitrag zur Brennstoffkostenreduktion leisten. Der

Brennstoff wird üblicherweise durch entsprechend lange Lagerzeiten getrocknet.

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Wird ein Teil der auskoppelbaren Wärme zur Vortrocknung des Brennstoffs

genutzt, so können möglicherweise Lagerkosten vermieden werden. Insgesamt

können so die Brennstoffkosten bei einer Eigenbewirtschaftung deutlich gesenkt

werden.

Weniger ausschlaggebend ist der Brennstoffpreis für die kleineren Anlagen à

5 MW el , die zwar waldnah platziert werden sollen, deren Wärme aber zum

großen Teil genutzt werden soll. Die Wärmenutzung wirkt sich zum einen durch

die erzielte Wärmegutschrift und zum anderen durch eine höhere EEG Vergütung

positiv auf die Gesamtwirtschaftlichkeit aus.

Mit der geplanten Anlagenkonfiguration würden etwa 8,6 % des Potenzials an

Waldholz genutzt, was einer Brennstoffmenge von ca.1,6 Millionen Tonnen pro

Jahr entspricht und für das geplante alternative Kraftwerkskonzept als realistisch

eingeschätzt wird.

Das bisher am stärksten genutzte und am leichtesten zu erschließende Potenzial

bietet Industrierestholz und anderes Altholz. Die Nutzung dieser Brennstoffe wird

nur in sehr geringem Umfang vorgesehen, zumal das freie Potenzial stark limitiert

ist. Der Bau von 2-MW el -Heizkraftwerken ist an insgesamt zehn Standorten

vorgesehen, an denen industrielle Abfallhölzer anfallen und ein industrieller

Prozess- und Heizwärmebedarf tatsächlich vorhanden ist. Vom verfügbaren

Potenzial an Industrie- und Altholz werden somit ca. 7 % genutzt.

Ein bisher fast völlig ungenutztes Potenzial bietet das Landschaftspflegematerial.

Zur Zeit wird das Material, dass in den Städten und Gemeinden durch

Beschneidung von Bäumen und Sträuchern entlang von Verkehrswegen anfällt,

zum Teil kompostiert und zum Teil einfach deponiert, was in Zukunft durch die

Novellierung der TA-Siedlungsabfall im Juli 2005 stark eingeschränkt sein wird.

Zur Nutzung dieses Potenzials werden zehn Anlagen à 800 kW el vorgesehen, die

auf Wertstoffhöfen installiert sind und deren Wärme vollständig durch die

umliegenden städtischen Gebäude genutzt werden kann. Für diese kleinen

Anlagen eignet sich die Nutzung von Dampfmotoren. Vorteile dieser

Anlagenkombination sind die geringen Brennstoffpreise einerseits und die hohe

Vergütung durch das EEG andererseits. Diese beiden Faktoren gleichen die hohen

spezifischen Investitionen für kleine Anlagen aus. Insgesamt würden in diesen

Anlagen ca. 13 % des Potenzials an Landschaftspflegematerial verwertet werden.

3.5 BIOGASANLAGEN

Biogas besteht aus Methan (CH 4 , 50 bis 75 Vol %), Kohlendioxid (CO 2 , 25 bis

50 Vol %), Sauerstoff, Stickstoff und Spurengasen. Es kann entweder direkt für

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Heizzwecke oder mittels eines Blockheizkraftwerks (BHKW) zur gekoppelten

Erzeugung von Strom und Wärme genutzt werden [1]. Eine weitere Möglichkeit

ist die Einspeisung von aufbereitetem Biogas in das Erdgasnetz.

Biogas entsteht bei der anaeroben Vergärung organischer Stoffe. Es nimmt auf

Grund seiner Regelbarkeit eine wichtige Stellung unter den erneuerbaren

Energien ein.

3.5.1 TECHNISCHES POTENZIAL

Das gesamte aus der Vergärung von organischen Reststoffen und Energiepflanzen

zu Verfügung stehende Potenzial beträgt in Deutschland zwischen 454 und

520 PJ [37]. Die Nutzung von Energiepflanzen soll in dieser Studie jedoch nicht

berücksichtigt werden.

Zur Bestimmung des technischen Potenzials zur Erzeugung von Biogas werden

sämtliche organische Stoffströme in Deutschland berücksichtigt und der zur

Biogaserzeugung verfügbare Anteil quantifiziert. Daraus wird auf Basis des

spezifischen Trockensubstanzgehaltes und des spezifischen Gasertrags die

technisch mögliche Menge an Biogas errechnet [38]. Aus den Gaserträgen wird

dann über den entsprechenden Heizwert das technische

Energieerzeugungspotenzial bestimmt. Es beträgt im Einzelnen [37]:

• 15-21 PJ/a aus dem in Deponien produzierten Gas,

• 19,5 PJ/a aus der Vergärung von Klärschlamm,

• 13 PJ/a aus organischen Abfällen aus Haushalten und Kommunen sowie

Marktabfällen,

• 6-12 PJ/a aus organischen Abfällen des Gewerbes und der Industrie,

• 96 PJ/a aus der Vergärung von Gülle,

• 64 PJ/a aus Nebenprodukten der Pflanzenproduktion (inkl. Stroh: 108 PJ/a),

• 6-16 PJ/a aus Landschaftspflegematerialien

Zusätzlich wären noch unter Zugrundelegung einer Anbaufläche von 2 Mio.

Hektar 234 PJ/a aus dem Anbau von Energiepflanzen möglich.

Abbildung 3-2 veranschaulicht die Aufteilung des Biogaspotenzials ohne die

Berücksichtigung von Energiepflanzen.

Es wird deutlich, dass das größte Potenzial in der Nutzung landwirtschaftlicher

Nebenprodukte und von Ernterückständen und in der Vergärung von Gülle liegt.

Es beträgt in Summe zwischen 160 und 204 PJ/a und wird im Folgenden

konservativ auf 160 PJ/a abgeschätzt. Dies entspricht etwa drei Viertel des

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etrachteten Gesamtpotenzials (ohne Energiepflanzen). Potenzielle Standorte für

landwirtschaftliche Biogasanlagen werden daher über das Aufkommen an Gülle

und Ernterückständen ermittelt.

Nebenprodukte der

Pflanzenproduktion

(inkl. Stroh)

36%

Deponien

7%

Vergärung von

Klärschlamm

8%

org. Abfälle Haushalte

& Kommunen 5%

org. Abfälle Gewerbe

& Industrie 4%

Vergärung von Gülle

40%

Abbildung 3-2:

Anteil der verschiedenen vergärbaren organischen Stoffströme am

Gesamtpotenzial (nach [37])

3.5.2 DERZEITIGE SITUATION UND ERWARTETE ENTWICKLUNG

Die Erzeugung und Nutzung von Biogas haben seit der Novellierung des EEG

einen deutlichen Aufschwung erlebt. Abbildung 3-3 zeigt den Anstieg der Anzahl

der in Deutschland installierten Biogasanlagen und ihrer elektrischen

Anschlussleistung.

Der Fachverband Biogas e.V. erwartet bis zum Jahr 2010 einen Anstieg der

installierten Biogasanlagen und der damit verbundenen elektrischen Anschlussleistung

auf 3.000 MW [40]. Des Weiteren wird unter der Annahme einer uneingeschränkten

Flächennutzung von der Möglichkeit ausgegangen, bis zum Jahr

2020 insgesamt 9.500 MW zu installieren. Dies entspräche einer

Stromerzeugung von 75 TWh/a [1]. Biogas ist nach Einschätzung des

Fachverbandes die Regelenergie der Zukunft.

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4.500

4.000

1.000

900

Anzahl der Anlagen [Stk.]

3.500

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

800

700

600

500

400

300

200

Elektrische Anschlußleistung [MW]

500

100

0

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

0

Abbildung 3-3:

Biogasanlagen in Deutschland 1992-2005: Anzahl (Balken), elektrische

Anschlussleistung (Linie) [39]

3.5.3 POTENZIELLE STANDORTE

Die Verteilung des Biogas-Potenzials auf die einzelnen Bundesländer kann mit

Hilfe der Größe der Ackerflächen und der Anzahl der Rinder in landwirtschaftlichen

Betrieben grob abgeschätzt werden. Die acht in Tabelle 3-11 unterstrichenen

Bundesländer wurden daraufhin als potenzielle Anlagenstandorte

ermittelt. Randbedingungen bei der Auswahl waren die bereits installierte

Kapazität [42] sowie ein Grenzwert von maximal 20 % des aus Ernterückständen

und Gülle in den jeweiligen Bundesländern zu Verfügung stehenden Potenzials.

Tabelle 3-11: Ackerfläche und Anzahl Rinder nach Bundesländern [6], geplante Anlagenzahl

Anzahl Rinder Ackerland Anzahl der projektierten Anlagen

[1.000 Stück] [ha] [Stück]

Baden-Württemberg 1.077 832.320 26

Bayern 3.579 2.130.170 74

Berlin, Bremen, Hamburg 18 8.178

Brandenburg 586 1.041.684 28

Hessen 477 477.621

Mecklenburg-Vorpommern 545 1.083.446 28

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Anzahl Rinder Ackerland Anzahl der projektierten Anlagen

[1.000 Stück] [ha] [Stück]

Niedersachsen 2.543 1.845.467 60

Nordrhein-Westfalen 1.358 1.078.190 36

Rheinland-Pfalz 398 392.820

Saarland 56 37.280

Sachsen 503 720.157

Sachsen-Anhalt 349 1.000.796 24

Schleswig-Holstein 1.190 634.777 27

Thüringen 356 615.771

Summe 13.031 11.898.659 303

3.5.4 KONZIPIERUNG DER KRAFTWERKE

In Hinblick auf die mögliche Vermeidung langer Transportwege sind

landwirtschaftliche Biogasanlagen mit einer elektrischen Leistung von 500 kW

bereits als groß einzustufen. Nach Angaben von Fachverbänden [43] und

Anlagenherstellern [44] geht der langfristige Trend zu Anlagen dieser

Größenordnung. Abbildung 3-4 spiegelt diese Entwicklung wider.

Nach Herstellerangaben ist ein Wirkungsgrad von 40 % und mehr zur Stromerzeugung

aus Biogas in Gas-Otto-Motoren möglich [37]. Unter diesen Voraussetzungen

ergibt sich aus der Nutzung von Gülle und Ernterückständen ein

Stromerzeugungspotenzial von 17.000 GWh el /a.

Insgesamt sollen 303 Anlagen à 500 kW in acht Bundesländern installiert

werden. Mit diesen Anlagen, die zur Erzeugung eines Grundlastbandes

vorgesehen sind, sollen pro Jahr etwa 950 GWh Strom erzeugt werden, was etwa

5,6 % des ermittelten elektrischen Potenzials aus Exkrementen und

Ernterückständen entspricht. Es wird davon ausgegangen, dass die hier

beschriebenen Anlagen jeweils als landwirtschaftliche Gemeinschaftsanlagen

betrieben werden.

Möglicherweise wird es sich an zahlreichen Standorten anbieten, Abfallprodukte

aus benachbarten Gewerbe- und Industriebetrieben, wie z.B. Fettabscheiderfett

oder Speisereste, als zusätzliche Energieträger in den Biogasfermentern zu

nutzen. Hieraus erschließt sich ein noch deutlich größeres Potenzial als das

bisher betrachtete, welches auf Grund der konservativen Potenzialabschätzung an

dieser Stelle zunächst unberücksichtigt bleibt, aber in der Praxis durchaus zur

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Verfügung steht. Im Einzelfall muss jedoch geprüft werden, ob der Betrieb der

Anlage ohne Nawaro-Bonus 3 wirtschaftlich ist.

2.500

Anzahl

Anlagen

2.000

1.500

Geplante Anlagen

>500 kWel

Geplante Anlagen

70 - 500 kWel

Geplante Anlagen

< 70 kWel

1.000

500

0

1999 2000 2001 2002 2003 2004

Abbildung 3-4: Anlagenbestand Biogasanlagen (Stand 2003) und erwartete Entwicklung [42]

3.5.5 BIOGASEINSPEISUNG INS ERDGASNETZ

Die Aufbereitung und Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz ist Stand der

Technik und wird z.B. in den USA bereits wirtschaftlich betrieben [45].

Erfahrungen mit der Biogaseinspeisung existieren außerdem in Schweden, den

Niederlanden, Dänemark, der Schweiz und Deutschland, wobei in Deutschland

zur Zeit keine derartigen Anlagen mehr betrieben werden.

Die mittelfristigen Aufbereitungskosten für Rohgas werden ab 400 m N ³/h Rohgas

auf unter 1 ct/kWh und ab 800 m N ³/h auf etwa 0,5 ct/kWh geschätzt. Diese

Rohgaseinspeisung entspricht einer Feuerungswärmeleistung von 2,6 - 5,2 MW th

bzw. 1-2 MW el . Diese Größenordnungen können in der Regel mit rein

landwirtschaftlichen Biogaserzeugungsanlagen nicht wirtschaftlich bereitgestellt

werden.

Das Biogas-Potenzial zur Einspeisung ins Erdgasnetz wird daher über die

organischen Abfälle aus Industrie und Gewerbe (etwa 12 PJ) abgeschätzt. Geht

3

Nawaro Nachwachsende Rohstoffe. Der Einsatz von nachwachsenden Rohstoffen wird

im Rahmen des EEG mit einem Bonus bezuschusst.

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man davon aus, das 10 % dieses Potenzials genutzt werden können, entspricht

dies jährlich etwa 330 GWh. Über eine sinnvolle Anlagengröße und die damit

verbundene Anzahl an Biogasaufbereitungsanlagen kann zur Zeit noch keine

Aussage getroffen werden. Biogaseinspeisung findet daher im vorgeschlagenen

alternativen Kraftwerkskonzept keine Anwendung.

3.6 PHOTOVOLTAIKANLAGEN

Die Photovoltaik, deren großer Vorteil vor allem in der zeitlich guten Übereinstimmung

von Erzeugung und Nachfrage liegt, hat im Bereich der erneuerbaren

Energien mit die größten Ausbau-Potenziale. Durch das neue EEG wurde im

Bereich der PV-Anlagen ein starkes Marktwachstum ausgelöst, das sich in den

kommenden Jahren weiter fortsetzen wird. Es ist daher zu erwarten, dass die

Stromerzeugung mit Photovoltaik, die für Deutschland besonders als langfristige

Option interessant ist, in den nächsten Jahren stark ausgebaut und der Markt

weiter gefestigt wird [46].

3.6.1 TECHNISCHES POTENZIAL

Das Potenzial zur Nutzung von Solarenergie ist selbst in Deutschland verhältnismäßig

groß. Das technisch erschließbare Potenzial liegt, unter Berücksichtigung

der Nutzung schattentoleranter Systeme und einem mittleren Modulwirkungsgrad

von 15 %, bei etwa 175 TWh/a. Tabelle 3-12 zeigt die Aufteilung des

bestehenden Potenzials auf die verschiedenen möglichen Standorte von PV-

Anlagen.

Hinzu kommt, dass das theoretische Potenzial zur Nutzung von Freiflächen

erheblich größer (etwa 5 % der Fläche Deutschlands) und ausreichend zur

Erzeugung des etwa Doppelten des heutigen Elektrizitätsbedarfs wäre. Jedoch

sollte das im Bereich der Dachflächen zur Verfügung stehende Ausbaupotenzial

zuerst genutzt werden, da diese Option ökologisch am vorteilhaftesten ist. Im

Bereich der Freiflächen-Anlagen besteht allerdings auch die Option der Nutzung

von vorbelasteten Flächen, beispielsweise von ehemaligen Deponien oder

ähnlichen bereits versiegelten Flächen. Diese Form der Nutzung wird auch

zukünftig die hohe Akzeptanz der Photovoltaik in der öffentlichen Diskussion

unterstützen [7], [47].

Auf dem Markt werden derzeit drei unterschiedliche Typen von Solarzellen

angeboten. Neben den weitverbreiteten polykristallinen Zellen sind die etwas

teureren monokristallinen Solarzellen mit erhöhtem Wirkungsgrad und die auf

Grund ihres geringeren Materialeinsatzes günstigeren Dünnschicht-Solarzellen

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erhältlich. Die schattentoleranten Dünnschicht-Solarzellen, die auf Grund ihres

niedrigen Wirkungsgrades etwa die doppelte Kollektorfläche benötigen, erzielen

bei diffusem Licht nahezu vergleichbare Energieausbeuten wie mono- oder polykristalline

Module. Die hauchdünnen Zellen bieten vielfältige Anwendungsmöglichkeiten

bei der Integration in Fassaden und Dächern. Der Energieaufwand

zur Herstellung von Dünnschichtzellen ist vergleichsweise gering. Sie weisen

jedoch den Nachteil auf, dass das auf ein Trägermaterial aufgedampfte Silizium

dieser Zellen nur unter hohem Aufwand und unter energetischen und wirtschaftlichen

Aspekten noch nicht sinnvoll recycelt werden kann. Mono- und polykristalline

Zellen hingegen können bei entsprechender Herstellungstechnik

vollständig recycelt werden.

Tabelle 3-12: Standortpotenziale für Photovoltaik-Anlagen [47]

Wirkungsgrad

Modul/System

Dachflächen Fassaden Verkehrswege* Freiflächen Summe

Fläche 864 km² 200 km² 39 km² 250 km² 1.353 km²

Strahlungsenergie 834 TWh/a 153 TWh/a 42 TWh/a 270 TWh/a 1.299 TWh/a

Leistung η Mod = 15 % 129,5 GW p 30,0 GW p 5,9 GW p 37,5 GW p 202,5 GW p

Ertrag

η Sys =

13,5 %

* beidseitig bestrahlt

112,5 TWh/a 20,7 TWh/a 5,7 TWh/a 36,5 TWh/a 175,3 TWh/a

Tabelle 3-13 zeigt die energetischen Amortisationszeiten verschiedener PV-

Anlagen. Die angegebenen Werte sind als Mittelwerte zu verstehen und an

klimatisch günstigen Standorten entsprechend kürzer.

Tabelle 3-13: Energetische Amortisationszeit von PV-Anlagen [48]

PV-Zellen

Energetische Amortisationszeit

einer PV-Anlage (Jahre)

Monokristallines Silizium 4,6

Polykristallines Silizium 3,2

Amorphes Silizium 2,3

Mit dem zu erwartenden weiter ansteigenden Fertigungsvolumen und damit

verbundenen Rationalisierungseffekten werden sich die energetischen Amortisationszeiten

zukünftig weiter verkürzen. Den größten Einfluss auf die energetische

Amortisationszeiten hat jedoch die mögliche Wiederverwertung des Rohmaterials,

der Silizium-Scheibe oder der ganzen Zelle. Bei den mono- und polykristallinen

Modulen ist mittlerweile eine weitgehende Wiederverwertung der eingesetzten

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Komponenten möglich, und bereits ein einmaliges Recycling der Solarzellen

reduziert die energetische Amortisationszeit auf nur 20 bis 25 % des ursprünglichen

Wertes [7]. Bei einer Lebensdauer der Anlagen von mindestens 20 Jahren

kann somit langfristig ein sehr günstiges Verhältnis von eingesetzter zu eingesparter

Primärenergie erzielt werden.

Große technische Optimierungspotenziale bestehen weiterhin bezüglich der

Wirkungsgrade von PV-Modulen. Es wird erwartet, dass die Wirkungsgrade

marktreifer Module aus kristallinem Silizium in den nächsten zehn Jahren auf bis

zu 20 % ansteigen [7].

Zur Bewertung einer Anlage ist jedoch vor allem der Jahresnutzungsgrad

entscheidend. Derzeit liegen typische Jahresnutzungsgrade für Großanlagen im

Megawatt-Bereich bei etwa 11 % [7]. Neben der weiteren Verbesserung von

Modulwirkungsgraden und Systemkomponenten werden zukünftig auch

Rationalisierungsmöglichkeiten in der Modul-Fertigung durch Prozessoptimierung

und größere Fertigungsanlagen erwartet. Durch neue Produktionsverfahren

insbesondere im Bereich der Dünnschichttechnologie werden weitere Materialund

Energieeinsparungen ermöglicht werden. Für die kommenden Jahre werden

daher erhebliche Kostensenkungspotenziale erwartet.

3.6.2 DERZEITIGE SITUATION UND ERWARTETE ENTWICKLUNG

Im Jahr 2003 betrug die Stromerzeugung aus Photovoltaik in Deutschland etwa

0,06 % des deutschen Elektrizitätsbedarfs. Das neue EEG löste ein starkes

Marktwachstum aus, so dass die Gesamtleistung der in Deutschland installierten

Anlagen von etwa 400 MW p Ende 2003 auf über 1.000 MW p im Jahr 2005

angestiegen ist. Auf Grund dieser Entwicklung wird für das Jahr 2010 eine

Stromerzeugung aus Photovoltaik-Anlagen von etwa 0,3 % des Elektrizitätsbedarfs

prognostiziert, in 2050 sollen bereits 6 % des Stromverbrauchs mit

Sonnenenergie erzeugt werden. Prognosen schätzen den zukünftigen weltweiten

Anteil der Photovoltaik an der Stromerzeugung auf über 20 % [7], [46].

Die derzeit weltgrößten Solarstromanlagen mit 6,3 MW p (Freifläche) bzw. 5 MW p

(Dach) befinden sich in Mühlhausen und Bürstadt. Auf einem ehemaligen

Militärgelände in Bayern wird derzeit der Bau einer 10 MW p -Anlage geplant. Der

Trend geht, sowohl bei den Freiflächen- wie auch bei den Dach-Anlagen, zu

immer größeren Anlagen im ein- und zweistelligen MW-Bereich. Häufig werden

hier mehrere Einheiten à 1 bis 2 MW p zusammengeschaltet. Tabelle 3-14 gibt

eine Übersicht über die bedeutendsten bestehenden und geplanten Großanlagen

in Deutschland.

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Tabelle 3-14: Bestehende und geplante Großanlagen in Deutschland (Auswahl) [49]

Anlagenart Installierte Leistung Investition

[MW p ] [Mio. €]

Pocking* Freifläche 10 40

Mühlhausen Freifläche 6,3 49,5

Bürstadt Dach 5,0 23

Espenhain Freifläche 5,0 k.A.

Geiseltalsee

(bei Merseburg) Freifläche 4,0 k.A

Göttelborn Freifläche 4,0 k.A

Homburg Dach 3,5 k.A

Hemau Freifläche 4,0 18,4

Neue Messe,

München Dach 2,1 k.A

Velburg Freifläche 1,9 k.A

Dietersburg Freifläche 1,9 k.A

Sonnen Freifläche 1,75

Markstetten Freifläche 1,6 k.A

Untergriesbach Freifläche 1,7 7,5

* geplante Anlage, voraussichtliche Inbetriebnahme: Frühjahr 2006

Eine Vielzahl der bestehenden größeren Anlagen ist auf Freiflächen realisiert

worden. In naher Zukunft ist trotz der genannten Argumente in eingeschränktem

Maße der Bau von weiteren Freiflächen-Anlagen notwendig, um den PV-Markt

nachhaltig zu beleben. Das neue EEG hat daher die Förderung von Freiflächen-

Anlagen zwar berücksichtigt, die Verpflichtung des Netzbetreibers zur Vergütung

ist jedoch in diesem Fall auf Anlagen mit einer Inbetriebnahme vor 2015

beschränkt. Darüber hinaus sollen deutlich höhere Vergütungssätze Anreiz

schaffen für eine Marktentwicklung hin zu gebäudeintegrierten Lösungen.

3.6.3 POTENZIELLE STANDORTE

Klimatisch günstige Gebiete mit einer hohen jährlichen Einstrahlung (mittlere

Jahressumme über 1.000 kWh/m²) befinden sich im Süden und Osten

Deutschlands. Die Regionen mit den höchsten Einstrahlzahlen (mittlere

Jahressumme über 1.200 kWh/m²) sind vor allem südlich des Mains und an der

nord-östlichen Küste Deutschlands zu finden.

Die geringste Sonneneinstrahlung (mittlere Jahressumme unter 950 kWh/m²) ist

im Raum Kassel-Hannover-Osnabrück sowie im Bereich Bremen-Hamburg-

Schwerin zu finden.

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3.6.4 KONZIPIERUNG DER KRAFTWERKE

Im alternativen Kraftwerkskonzept sollen unter Berücksichtigung des bedeutenden

Dargebotspotenzials der Photovoltaik und der zunehmenden Installation

von Großanlagen insgesamt etwa 100 MW p auf großen Dachanlagen installiert

werden. Im Hinblick auf das bedeutende Dachflächenpotenzial zur PV-Nutzung

(s. Kapitel 3.6.1) sollen im Rahmen des Alternativenkonzeptes keine weiteren

Freiflächenanlagen gebaut werden. Die Größe der Einzelanlagen soll mindestens

1 MW p betragen, es wird aber davon ausgegangen, dass an wenigen Standorten

auch die Leistung der derzeit größten Dachanlage Deutschlands von etwa 5 MW p

erreicht werden kann. Tabelle 3-15 zeigt den geplanten Anlagenpark.

Tabelle 3-15: Geplante PV-Anlagen im Alternativen Kraftwerkpark

Anlagengröße [MW p ] 5 3 2 1 - 1,5 Summe:

geplante Stückzahl 3 5 10 40 58

installierte

Gesamtleistung [MW p] 15 15 20 50 100

Die Einzelanlagen sollen dezentral in ganz Deutschland gebaut werden, wobei ein

Großteil der Anlagen (etwa zwei Drittel der installierten Leistung) in den

klimatisch günstigen Gebieten im Süden und Osten der Republik installiert

werden soll.

Werden die immer noch verhältnismäßig hohen energetischen Amortisationszeiten

von Solarzellen betrachtet (siehe Kapitel 3.6.1), so sollte der Aspekt eines

umweltschonenden Recyclings von PV-Anlagen bei der Auswahl der Module

berücksichtigt werden. Im geplanten alternativen Kraftwerkspark sollen daher

soweit möglich recyclierbare monokristalline Module mit hohen Modulwirkungsgraden

(η = 17 %) Verwendung finden. Beim Einsatz dieser Module wären zum

Bau einer 1 bis 5 MW p -Anlage Modulflächen von etwa 7.500 bis 37.500 m²

notwendig, hierzu sind Dachflächen von etwa 10.000 bis 50.000 m² erforderlich.

Dachflächen dieser Größenordnung sind überwiegend im gewerblichen

Bereich, teilweise aber auch bei öffentlichen Gebäudekomplexen zu finden (große

Schulen, Verwaltungsgebäude, Wohnblocks). Auf Grund der angeregten

öffentlichen Diskussion kann davon ausgegangen werden, dass zukünftig der

Zugang zur Nutzung öffentlicher Gebäude für Photovoltaik seitens der regionalen

Politik und Verwaltung zunehmend erleichtert werden wird.

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Der überwiegende Teil der Anlagen soll jedoch auf gewerblichen Dachflächen

realisiert werden, daher sind die Anlagenstandorte vorwiegend in den industriestarken

Regionen Deutschlands, u.a. im Ruhrgebiet, geplant. Auch aus Gründen

der Standort-Problematik können daher nicht alle Anlagen an den klimatisch

günstigsten Standorten gebaut werden. Bei den Anlagen, die in weniger günstigen

Regionen errichtet werden (etwa ein Drittel der installierten Leistung), sollen statt

der monokristallinen Siliziummodule schattentolerante Dünnschicht-Module

eingesetzt werden, die bei diffusem Licht vergleichbare Energieausbeuten

erzielen, aber wesentlich geringere Investitionen haben und damit für diese

Anwendungsfälle deutlich wirtschaftlicher sein werden. Diese Module haben

allerdings einen erhöhten Flächenbedarf, hier sind zur Installation von 1 MW p fast

15.000 m² Dachfläche erforderlich.

Insgesamt ergibt sich für die im Rahmen des alternativen Kraftwerkparks

geplante Installation von PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 100 MW p

eine erforderliche Dachfläche von etwa 1,17 km². Die Analyse des

Angebotspotenzials (Kap. 3.6.1) zeigt, dass selbst bei ausschließlicher Nutzung

von Dachflächen durch das alternative Energiekonzept nur etwa 0,1 % des

vorhandenen Flächenpotenzials genutzt werden muss. Aufgrund dieses hohen

Potenzials wird davon ausgegangen, dass etwa 50 % der Anlagen optimal, d.h.

in südlicher Richtung mit einem Neigungswinkel von etwa 30°, ausgerichtet

werden können. Für die verbleibenden Anlagen wird je zur Hälfte eine Süd-Ostbzw.

Süd-West-Ausrichtung und ein Neigungswinkel zwischen 20° und 40°

angenommen.

Die erwartete Jahresarbeit der PV-Anlagen liegt bei etwa 150 GWh und beträgt

damit etwa 10 % der bis 2010 erwarteten (Mehr-)Produktion von mindestens

1.500 GWh/a (0,3 % des Gesamtstrombedarfs, vgl. Kapitel 3.6.2).

Bei den überwiegend geplanten 1 bis 2 MW p Dachanlagen wird der Strom

üblicherweise ins Niederspannungsnetz eingespeist. Grundsätzlich hat der

Anlagenbetreiber aber keinen Anspruch auf einen Netzanschluss in Niederspannung,

daher muss für die größeren Anlagen, insbesondere für die 5 MW p -

Anlagen, im Einzelfall geprüft werden, ob der Zustand des lokalen Stromnetzes

die Einspeisung auf Niederspannungsebene erlaubt bzw. ob eine Einspannung ins

Mittelspannungsnetz ggf. günstiger ist. Da die Anlagenstandorte dezentral und

auf Grund der großen benötigten Dachflächen zum überwiegenden Teil in

unmittelbarer Industrienähe gewählt wurden, kann der erzeugte Strom zumeist

direkt vor Ort abgenommen werden, so dass lange Transportwege, die eine

Einspeisung ins Mittelspannungsnetz sinnvoll machen würden, i.d.R. wegfallen

[56].

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3.7 INDUSTRIELLE KRAFT-WÄRME-KOPPLUNG MIT GUD-ANLAGEN

Das alternative Kraftwerkskonzept sieht vor, dass 35 % des Bedarfs an

elektrischem Strom durch gekoppelte Gas- und Dampfturbinen- (GuD-)

-Kraftwerke und -Heizkraftwerke gedeckt werden. Der Schwerpunkt wird hierbei

auf industrielle GuD-Heizkraftwerke gelegt. Zusätzlich soll zur Bereitstellung von

Regelenergie ein GuD-Kraftwerk mit modernster Technik zur reinen Stromerzeugung

betrieben werden, welches in Kapitel 3.8 beschrieben wird.

3.7.1 AUSBAUPOTENZIAL DER INDUSTRIELLEN KWK BIS 2010

Das gesamte Ausbaupotenzial für die KWK Stromerzeugung wird vom Bundesverband

Kraft-Wärme-Kopplung (BKWK) auf 270 TWh/a geschätzt. Die von der

Bundesregierung angestrebte Verdopplung der KWK an der Gesamtstromerzeugung

auf etwa 120 TWh/a bis 2010 erscheint jedoch sehr optimistisch

angesichts der gegenwärtig stattfindenden Kapazitätsbereinigung im KWK Sektor.

Zwar wird nach Abzug der Stilllegungen durch den Ersatz einer Vielzahl von

Altanlagen immer noch ein deutlicher Leistungszugewinn erzielt, der Schwerpunkt

der Ausbaupläne sollte jedoch auf der Erschließung neuer Potenziale

liegen. Unbestritten ist, dass die derzeit in KWK-Anlagen erzeugte jährliche

Strommenge weit hinter den technisch realisierbaren und wirtschaftlichen

Möglichkeiten zurückbleibt [1].

Im industriellen Sektor sind KWK-Ausbaupotenziale zunächst in Branchen mit

einem gleichzeitig anfallenden hohen Strom- und Wärmebedarf zu finden. Hier

sind vor allem die energieintensive Papierindustrie, die chemische Industrie, Teile

der Textilindustrie (Textilveredlung) sowie die Ernährungsindustrie zu nennen.

Eine Gegenüberstellung der industriellen Eigenerzeugung mit dem industriellen

Gesamtstrombedarf dieser ausgewählten Branchen zeigt tendenziell das hohe

Potenzial der Branchen für KWK und belegt die Abschätzungen des Ausbaupotenzials

für die industrielle KWK bis 2010 (siehe Tabelle 3-16).

Insbesondere die umweltfreundliche Stromerzeugung mit GuD-Anlagen mit hohen

Brennstoffnutzungsgraden und niedrigen Stromgestehungskosten hat ein breites

Einsatzfeld sowohl in der Energiewirtschaft als auch im industriellen Einsatz in

den genannten Branchen. Mittelfristig wird ein Ausbau der gesamten installierten

Leistung von GuD-Anlagen um bis zu 65 % erwartet [57].

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Tabelle 3-16: Industrielle Stromeigenerzeugung und KWK-Ausbaupotenzial in ausgewählten

Wirtschaftszweigen ([54], [55] und eigene Berechnungen)

Strom-

Verbrauch,

2002

Eigen-

Erzeugung,

2001

davon

KWK,

2001

Differenz

KWK-

Potenzial

bis 2010

KWK-

Ausbaupotenzial

bis 2010

Branche [GWh/a] [GWh/a] [GWh/a] [GWh/a] [GWh/a] [GW]

Chemische Industrie 49.554 11.703 14.312 34.562 9.624 1.750

Papier- und

Zellstoffindustrie

19.246 5.077 4.973 14.045 5.265 810

Textilindustrie 3.201 103 78 3.110 602 172

Ernährungsindustrie 14.173 2.064 1.844 12.321 1.595 342

Summe 86.174 18.947 21.207 64.038 17.086 3.074

Summe aller

Industriezweige

227.885 45.619 37.202 180.096 29.256 6.381

3.7.2 TECHNISCHES POTENZIAL

Die GuD-Technologie kann als technisch ausgereift betrachtet werden und hat

sich in den vergangenen Jahren in breitem Umfang bewährt. Bei größeren

Anlagen zur reinen Stromerzeugung mit einer installierten Leistung von mehreren

100 MW el werden nach Einschätzung von Experten bis zum Jahr 2010

Wirkungsgrade von 60 % erreicht werden.

Neben den größeren Anlagen, die vorwiegend in der öffentlichen Stromerzeugung

eingesetzt werden, sind heute bereits wirtschaftlich arbeitende GuD-Anlagen im

kleinen Leistungsbereich von 11 MW el im industriellen Einsatz. GuD-Anlagen im

KWK-Betrieb eignen sich besonders für den industriellen Einsatz, denn sie

können je nach Bedarf des jeweiligen Betriebes strom- oder wärmegeführt im

Spitzen-, Mittel- oder Grundlastbereich betrieben werden. Die Anlagen haben

bereits im kleinen und mittleren Leistungsbereich hohe elektrische Wirkungsgrade

von bis zu 45 % und erreichen hohe Brennstoffausnutzungsgrade von bis

zu 90 % [57], [58].

Für den geplanten Kraftwerkspark wird deshalb vorgeschlagen, auch industrielle

KWK-Anlagen im kleineren Leistungsbereich (unter 20 MW el ) als GuD-Anlagen

auszuführen.

3.7.3 DERZEITIGE SITUATION UND ERWARTETE ENTWICKLUNG

Gegenwärtig beträgt die gesamte installierte Leistung der GuD-Anlagen etwa

15.000 MW el , mittelfristig wird ein Ausbau auf 20.000 bis 25.000 MW el

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erwartet. Durch die Entwicklung wirtschaftlich arbeitender Anlagen bereits im

kleinen Leistungsbereich (10 bis 20 MW el ) erschließt sich für die Industrie mit

einem kurz- und mittelfristig großen Ausbaupotenzial für KWK ein wachsendes

Potenzial im Bereich der GuD-Anlagen. Durch den steigenden Anteil erneuerbarer

Energien am deutschen Strommix wird die Energiewirtschaft andererseits einen

wachsenden Bedarf an Regelenergie ausgleichen müssen. In diesem Einsatzfeld,

vor allem im Mittellastbereich (4.000 h/a) haben die flexiblen GuD-Anlagen einen

erheblichen Kostenvorteil gegenüber (neuen) Kohlekraftwerken mit deutlich

höheren Investitions- und Betriebskosten. Daher ist zukünftig ein Ausbau der

GuD in der Energiewirtschaft zu erwarten, dessen Umfang allerdings durch die

starke Abhängigkeit von der Gaspreis-Entwicklung schwer prognostizierbar ist

[57], [60].

3.7.4 KONZIPIERUNG DES KRAFTWERKSPARKS UND AUSWAHL POTENZIELLER STANDORTE

Wie bereits erläutert sind im Industriesektor und insbesondere in den näher

betrachteten Branchen große Potenziale für einen KWK-Ausbau zu erschließen.

Für den Ausbau industrieller KWK besonders geeignete Branchen sind vor allem

diejenigen, in denen zugleich ein hoher Strom- und Wärmebedarf anfällt. Wie

bereits in Kapitel 3.7.1 dargelegt, sind hier als typische Industriezweige die

chemische Industrie, die Papier- und Zellstoffindustrie, Veredlungsbetriebe der

Textilbranche sowie die energieintensive Nahrungs- und Genussmittelindustrie zu

nennen.

Als potenzielle Standorte sind besonders die industriellen Ballungsgebiete

Deutschlands von Bedeutung wie z.B. der Wirtschaftsraum Rhein-Ruhr sowie

Hessen, Bayern, Baden-Württemberg und das Saarland.

Für die Konzeption des alternativen Kraftwerksparks wird davon ausgegangen,

dass es über attraktive Contracting-Angebote möglich sein wird, deutschlandweit

insbesondere aber in industriellen Ballungsgebieten etwa 37 weitere GuD-

Anlagen in Industriebetrieben zu installieren.

Die Anlagenleistung soll zwischen 10 MW el und 50 MW el betragen. Es ist

vorgesehen, etwa 18 Anlagen mit einer installierten Leistung von je 10 MW el , elf

Anlagen je 20 MW el und acht Anlagen je 50 MW el in Betrieb zu nehmen. Die

Verteilung auf die einzelnen Branchen ist in Tabelle 3-17 aufgeführt.

Die Anlagen sollten überwiegend in Betrieben mit relativ konstantem und

gleichbleibend hohem Wärmebedarf installiert werden. Bei einer durchschnittlichen

Produktionsstundenzahl der Betriebe von 6.000 h/a wird eine

elektrische Volllaststundenzahl der GuD-Anlagen von etwa 5.050 h/a erwartet.

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Die resultierende Jahresstromerzeugung der Anlagen ist in Tabelle 3-17

dargestellt.

Tabelle 3-17: Geplanter Kraftwerkspark und Jahrestromerzeugung

Summe

50 MW el

Anzahl der GuD-Anlagen

10 MW el 20 MW el

installierte

Leistung

(Netto)

Anzahl

Betriebe der

Branche,

2004

Anzahl der

Anlagen

% der

Betriebe, in

denen eine

GuD-Anlage

geplant ist

Branche [MW] [GWh/a] [ %]

Chemische

Industrie

Papier- und

Zellstoffindustrie

Textilindustrie

(Veredelung)

Jahresarbeit

Ernährungsindustrie

- 6 6 420 2.120 1.864 12 0,64

- 5 2 200 1.010 999 8 0,80

3 - - 30 151

1.044

(ca. 150)

5

0,48

(3,27)

15 - 150 757 5.985 23 0,38

Summe 18 11 8 800 4.038 9892 48 0,49

Summe aller

Industriezweige

47.973 48 0,10

Zudem ist vorgesehen, dass die 50-MW-Anlagen des industriellen KWK-Parks in

begrenztem Maße (etwa ein Drittel der installierten Anlagenleistung) zur

Bereitstellung von Regelenergie eingesetzt werden. Überschüssige Wärme kann

in vielen Betrieben in Warmwasserspeichern zwischengespeichert werden, für

Spitzenlastzeiten ohne Wärmeabnahme ist ansonsten eine Bypass-Regelung bzw.

ein Notkühler vorgesehen.

3.8 GUD-ANLAGEN ZUR BEREITSTELLUNG DER REGELENERGIE

Zur Bereitstellung der notwendigen Regelenergie im alternativen Kraftwerkspark

ist ein zentrales GuD-Kraftwerk vorgesehen. Für diese Technik sprechen

insbesondere der hohe Brennstoffnutzungsgrad von GuD-Kraftwerken, die relativ

niedrigen Investitionen für den Bau der Anlage, die nur etwa 35 bis 50 % der

Investitionen für ein Kohlekraftwerk betragen, sowie eine vergleichsweise kurze

Planungs- und Bauzeit. Zwar verursacht ein GuD-Kraftwerk im Betrieb erheblich

höhere Brennstoffkosten als ein Kohlekraftwerk, dieser Nachteil wird jedoch im

hier betrachteten Teillastbetrieb der Anlage mit nur etwa 2.500 3.700 Volllaststunden

(abhängig vom Szenario) durch den Vorteil der geringeren Investitionen

gegenüber einem Kohlekraftwerk nahezu ausgeglichen [60].

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Obwohl die Technik der Stromerzeugung in Kombikraftwerken weitgehend

ausgereift ist, erwarten Experten durch weitere Verbesserungen im Bereich der

Strömungstechnik und der eingesetzten Werkstoffe für diese Kraftwerke bis zum

Jahr 2010 einen Wirkungsgrad bei reiner Stromerzeugung von über 60 % [60].

Bei der geplanten GuD-Anlage zur Erzeugung von Regelenergie ist keine Wärmeauskopplung

vorgesehen, für diese Anlage wird daher ein Wirkungsgrad von

60 % angenommen.

Die erforderliche installierte Leistung der GuD-Anlage ergibt sich aus der Differenz

der Gesamtleistung des alternativen Kraftwerksparks von 1.553 MW und der

minimalen Leistung der übrigen Anlagen (Geothermie, Wind, Biomasse etc.). Die

Leistung der Anlage ergibt sich damit erst eindeutig aus den Simulationsergebnissen

(siehe Kapitel 5.2).

Es ist jedoch zu erwarten, dass die erforderliche Leistung der GuD-Anlage im

ersten Szenario deutlich größer sein wird als im zweiten Szenario, denn im

zweiten Szenario kann eine zuvor zuviel produzierte und gespeicherte Strommenge

bei Bedarf wieder eingespeist werden. Dies kann z.B. durch ein Pumpspeicherkraftwerk

geschehen. Somit steht zu Stunden geringer Stromerzeugung

der übrigen Anlagen (insbesondere der WKA) die Leistung des Pumpspeicherkraftwerks

als zusätzliche Regelleistung zur Verfügung, welche nicht mehr von

der GuD-Anlage bereitgestellt werden muss. Dies wird in Kapitel 5 detailliert

untersucht.

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4 NACHWEIS DES EFFIZIENZPOTENZIALS

Eine tragende Säule des alternativen Energiekonzeptes ist die Umsetzung von

Maßnahmen zur Reduzierung des Strombedarfs in der Industrie mit dem Ziel,

etwa 15 % des im Referenzszenario erzeugten Nettostroms einzusparen. Dies

entspricht einer durchschnittlichen Leistungsreduktion von ca. 300 MW el und

einer Minderung des jährlichen Strombedarfs um ca. 2.400 GWh.

Die Reduzierung des Strombedarfs wird nicht als eine notwendige Vorbedingung

für die Machbarkeit des Konzeptes vorausgesetzt, vielmehr wird vorgesehen, dass

RWE als Investor die erforderlichen Maßnahmen in Contracting-Modellen selbst

aktiv umsetzt und die Maßnahmen somit auch aus Sicht des Investors zur

Gesamtrentabilität des Konzeptes beitragen. RWE kann sich insbesondere durch

diesen Aspekt des Alternativkonzeptes vom reinen Energieversorger hin zum

Energiedienstleistungsunternehmen entwickeln, wie es bereits auch in der

Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates zur Endenergieeffizienz

und zu Energiedienstleistungen gefordert wird 4 .

Die Richtlinie wurde erarbeitet, weil Parlament und Rat erkannt haben, dass in

der Europäischen Gemeinschaft die Notwendigkeit besteht, die Endenergieeffizienz

zu steigern und die Energienachfrage zu steuern und die Erzeugung von

erneuerbaren Energien zu fördern. Es wird kurz- bis mittelfristig verhältnismäßig

wenig Spielraum für eine andere Einflussnahme auf die Bedingungen der Energieversorgung

und -verteilung gesehen, sei es durch den Aufbau neuer Kapazitäten

oder die Verbesserung der Übertragung und Verteilung. In dem nicht nur die

Angebotsseite von Energiedienstleistungen weiter gefördert wird, sondern auch

stärkere Anreize für die Nachfrageseite geschaffen werden, soll damit zu einer

verbesserten Versorgungssicherheit beigetragen werden.

Mit dieser Zielsetzung soll in jedem Mitgliedstaat der öffentliche Sektor

verpflichtet werden, mit gutem Beispiel hinsichtlich Investitionen, Instandhaltung

4 Richtlinie KOM(2003)0739 C5-0642/2003 2003/0300(COD); in dieser Richtlinie

wird unter anderem auch der Begriff „Energiedienstleistung“ definiert: Eine Energiedienstleistung

ist der physische Nutzeffekt für Energieendverbraucher, der sich aus der

Kombination von Energie und energienutzender Technologie sowie in bestimmten Fällen

der zur Erbringung der Dienstleistung nötigen Betriebs- und Instandhaltungsaktivitäten

ergibt (beispielsweise Gebäudeheizung, Beleuchtung, Heißwasserbereitung, Kühlung,

Produktherstellung usw.) und leistungsbezogene Qualitätsanforderungen erfüllt und die

Energieeffizienz verbessert; sie wird für einen festen Zeitraum vertraglich vereinbart

und unmittelbar von dem Kunden oder Mittler bezahlt, dem sie zugute kommt.

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und anderer Ausgaben für Energie verbrauchende Geräte, Energiedienstleistungen

und andere Energieeffizienzmaßnahmen voranzugehen.

In der Richtlinie wird u.a. gefordert, dass die Mitgliedstaaten verbindliche

nationale Ziele festlegen, um die Endenergieeffizienz zu fördern und das weitere

Wachstum und die Bestandsfähigkeit des Markts für Energiedienstleistungen zu

gewährleisten. Ferner sollten die Mitgliedstaaten Abkommen über die Annahme

angemessener Standards zur Steigerung der Energieeffizienz schließen.

Die Ziele sind in der Richtlinie wie folgt beschrieben: In den ersten drei Jahren

(2006 bis 2009) sollen insgesamt mindestens 3 % eingespart werden. In den

darauf folgenden drei Jahren (2009 bis 2012) sollen die Energieeinsparungen

auf mindestens 4 % steigen, was einem Jahresdurchschnitt von 1,3 % entspricht.

In den Jahren 2012 bis 2015 soll schließlich eine Energieeinsparung von

mindestens 4,5 % (jährlich durchschnittlich 1,5 %) erreicht werden. So werden

von 2006 bis 2015 insgesamt mindestens 11,5 % eingespart. Die Richtlinie

untermauert also die Annahme, dass die Energieeffizienz für den Betrachtungszeitraum

um 15 % gesteigert werden kann.

In diesem Kapitel erfolgt eine Abschätzung des Effizienzpotenzials in der Industrie

und eine Auswahl von Maßnahmen, die insbesondere durch Contracting-

Lösungen aktiv und unter wirtschaftlichen Bedingungen durch den Energieversorger

umgesetzt werden können.

4.1 STROMEINSATZ IM VERARBEITENDEN GEWERBE

Der Stromeinsatz des Bergbaus und des verarbeitenden Gewerbes betrug 2003

insgesamt etwa 210 TWh, das entsprach 42 % des Gesamtstrombedarfs in

Deutschland [1]. Hauptstromverbraucher sind elektrische Antriebe, deren Anteil

in einer Studie der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) auf 177 TWh/a

(84 %) abgeschätzt wird. Die verbleibenden 33 TWh/a werden für thermische

und elektrochemische Prozesse und für Beleuchtung eingesetzt [65].

Eine detailliertere Aufteilung des Strombedarfs für elektrische Antriebe in der

Industrie gemäß einer Statistik des ZVEI ist in Abbildung 4-1 dargestellt.

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Sonstiges

(Mischen, Fördern..)

32%

Pumpen

30%

Kältekompressoren

14%

Druckluft

10%

Ventilatoren

14%

Abbildung 4-1:

Aufteilung des industriellen Stromverbrauchs elektrischer Antriebssysteme auf

Anwendungsfelder nach [63]

Je nach Anwendungsbereich wird das Einsparpotenzial auf 11 bis 33 %

geschätzt [65]. Als Gründe dafür, dass dieses Potenzial bislang nicht genutzt

wird, können drei wesentliche Aspekte genannt werden:

• Technische Gründe, hierzu zählen

die technische Heterogenität, die häufig kostenintensive Speziallösungen

erfordert und

die Problematik der Zuordnung des Energieeinsatzes zu den Verursachern

und damit die Identifizierung von Schwachstellen.

• Wirtschaftliche Gründe:

der Stellenwert der Energiekosten ist trotz steigender Preise weiterhin

eher nachrangig,

der Bewertungsmaßstab ist die Amortisationszeit und nicht die

Kapitalrendite und

durch Kapitalmangel können keine Investitionen getätigt werden.

• Organisatorische Gründe:

personelle Zuständigkeiten sind nicht eindeutig geregelt,

Informationsdefizite verhindern, dass die optimale Technik eingesetzt wird

und

Ersatzinvestitionen werden häufig unter hohem Zeitdruck getätigt.

Durch Contracting-Lösungen lassen sich die meisten der genannten Hindernisse

überwinden der Contractor übernimmt in der Regel nicht nur die Finanzierung,

sondern ermittelt im Vorfeld die Potenziale und bringt gebündeltes Know-How zur

Umsetzung der Maßnahmen mit.

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Branchen mit einem hohen wirtschaftlichen Einsparpotenzial und typischer

Anlagentechnik, die im Rahmen von Einspar- oder Anlagen-Contracting

angeboten wird, sind insbesondere

• die Ernährungsindustrie

• die Textilindustrie

• die Kunststoffindustrie

• die Papier- und Zellstoffindustrie und

• die chemische Industrie

Je nach Unterbranche liegt der Stromanteil in diesen Sektoren bei teilweise weit

über 50 % des Endenergieeinsatzes.

Im Folgenden werden die Einsparpotenziale für die Bereiche

• Druckluft

• Kälte und

• elektrische Antriebe

näher untersucht und hinsichtlich ihrer Eignung für Contracting bewertet.

4.2 EFFIZIENZPOTENZIALE BEI DER DRUCKLUFTVERSORGUNG

Druckluft wird in nahezu jedem Industriebetrieb in großem Umfang eingesetzt,

und das Einsparpotenzial bei der Drucklufterzeugung, -verteilung und -nutzung ist

sehr groß. In einer Studie der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) wird

der Strombedarf für die Drucklufterzeugung in den Bereichen Industrie und

Gebäude auf 19,4 TWh/a geschätzt. Das wirtschaftliche Einsparpotenzial liegt

gemäß dieser Studie bei etwa 33 % bzw. 6,3 TWh/a [65]. Andere Studien

schätzen das wirtschaftliche Potenzial auf 2,8 bis 3,5 TWh/a [63], [66].

Im Rahmen des SAVE Programms der europäischen Union wird der deutsche

Markt der installierten Druckluftkompressoren wie folgt dargestellt:

Anzahl der Kompressoren insgesamt: 62.000

davon im Leistungsbereich 10-110 kW: 43.400

davon im Leistungsbereich 110-300 kW: 18.600

Die durchschnittliche Betriebsstundenzahl der Kompressoren wird mit etwa

3.500 h/a beziffert. Das Lebensalter der Kompressoren der Leistungsklasse

10 bis 90 kW wird mit 13 Jahren, das der Leistungsklasse 90 - 300 kW mit 16

Jahren angegeben [67].

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In Tabelle 4-1 sind die wirtschaftlichen Einsparpotenziale für Druckluftanlagen

(DLA) getrennt nach Neuanlagen/Ersatzinvestitionen und Instandhaltung

dargestellt.

Tabelle 4-1: Einsparpotenziale im Bereich Drucklufterzeugung (nach [67])

Energieeinsparung

Neuanlagen oder Ersatzinvestitionen

%

(1)

%

(2)

%

Anwendbarkeit

Effizienzgewinn

Gesamtpotenzial

Verbesserte Antriebe (hocheffiziente Motoren) 25 % 2 % 0,5 %

Verbesserte Antriebe (drehzahlvariable Antriebe) 25 % 15 % 3,8 %

Technische Optimierung des Kompressors 30 % 7 % 2,1 %

Einsatz effizienter und übergeordneter Steuerungen 20 % 12 % 2,4 %

Verbesserte Druckluftaufbereitung (Kühlung,

Trocknung und Filterung)

(3)

10 % 5 % 0,5 %

Gesamtauslegung inkl. Mehrdruckanlagen 50 % 3 % 1,5 %

Verminderung der Druckverluste im Verteilersystem 50 % 3 % 1,5 %

Optimierung von Druckluftgeräten 5 % 40 % 2,0 %

Anlagenbetrieb und Instandhaltung

Verminderung der Leckageverluste 80 % 20 % 16,0 %

Häufigere Filterwechsel 40 % 2 % 0,8 %

Legende:

Summe 28,9 %

(1) % DLA, in denen diese Maßnahme anwendbar und rentabel ist

(2) % Energieeinsparung des jährlichen Energieverbrauchs

(3) Einsparpotenzial = Anwendbarkeit x Effizienzgewinn

Um ein Einsparpotenzial von 2,8 TWh/a zu realisieren, geht die DENA von einem

einmaligen Investitionsvolumen von etwa 126 Mio. € aus. Die Investition pro

eingesparter MWh würde sich somit auf 45 € belaufen. Bei dieser Investitionssumme

ließen sich Energiekosten in Höhe von etwa 140 Mio. €/a einsparen.

Die Abschätzung der Investitionen erscheint den Autoren dieser Studie allerdings

zu optimistisch. Auch sehr günstige Maßnahmen weisen statische Amortisationszeiten

von 2 bis 4 Jahren auf. Für den Bereich Druckluft soll daher nachfolgend

im Detail beispielhaft untersucht werden, wie durch eine Reihe von Maßnahmen

eine Stromeinsparung in Höhe von 500 GWh/a (das entspricht etwa 18 % des

Gesamtpotenzials) durch Contracting realisiert werden kann.

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4.2.1 OPTIMIERUNG VON SCHRAUBENKOMPRESSOREN MITTELS FREQUENZUMRICHTER

Die Anpassung der Kompressorleistung von Schraubenkompressoren an den

Bedarf erfolgt in der Regel über das Ein- und Ausschalten in Abhängigkeit vom

Netzdruck. Um zu häufiges Schalten zu vermeiden, wird dazu eine ausreichende

Druckdifferenz zwischen Ein- und Ausschaltdruck benötigt. Außerdem wird der

Antrieb nur bei längeren Ausschaltzeiten tatsächlich abgeschaltet, er wird

ansonsten im Leerlauf betrieben. Der Leerlaufbetrieb erfordert jedoch immerhin

30 bis 40 % der Nennleistung.

Durch den Einsatz eines Frequenzumrichters kann die Drehzahl und damit die

Leistung eines Kompressors in einem weiten Bereich verändert werden. Der

Leerlaufbetrieb mit den entsprechenden Verlusten kann so vermieden werden.

Die spezifischen Investitionen für die Umrüstung auf drehzahlvariable Antriebe

werden mit 70 € je Kilowatt installierter Kompressorleistung angesetzt. Die

jährliche Einsparung wird zu 0,67 MWh je Kilowatt installierter

Kompressorleistung angenommen.

4.2.2 EINSATZ VON ÜBERGEORDNETEN STEUERUNGEN FÜR DRUCKLUFTSTATIONEN

Bei Mehrkompressoranlagen mit Kaskadensteuerung addieren sich die Druckspreizungen

der einzelnen Kompressoren, so dass gesamte Druckdifferenzen von

über 2 bar für die Regelung auftreten können.

Durch übergeordnete Steuerungen kann die Einsatzreihenfolge der Kompressoren

in einem sehr schmalen Druckband von weniger als 0,5 bar optimiert werden.

Die dadurch ermöglichte Absenkung des Maximaldrucks führt zu Einsparungen

von 4 bis 10 %. Darüber hinaus können durch übergeordnete Steuerungen auch

die verlustträchtigen Leerlaufzeiten minimiert werden.

Die spezifischen Investitionen für eine übergeordnete Steuerung werden mit 28 €

je Kilowatt installierter Kompressorleistung veranschlagt. Die jährliche Einsparung

soll 0,57 MWh je Kilowatt installierter Kompressorleistung erreichen.

4.2.3 OPTIMIERUNG DER DRUCKLUFTAUFBEREITUNG

Die von Drucklufterzeugern abgegebene Druckluft ist durch Schmutzpartikel,

Wasser und häufig auch Öl verunreinigt. Je nach Anwendung ist deshalb eine

mehr oder weniger aufwändige Reinigung und Trocknung erforderlich. Der

Energieverbrauch für Trocknung und Reinigung steigt dabei mit den Anforderungen

an die Qualität. Durch übertriebene Druckluftaufbereitung und zu spät

gewechselte Filter kommt es zu unnötigem Mehrverbrauch.

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Anhand einer gezielten Analyse der benötigten Druckluftqualität und

anschließender Anpassung der Drucklufttrocknungs- und -reinigungstechnik kann

eine Reduzierung der Druckverluste im Bereich von 0,5 bar und eine Senkung

der Stromkosten für die Trocknung von 1 % realisiert werden 5 . Durch

regelmäßige Kontrolle und Austausch von verschmutzten Filtern kann der

Druckverlust dauerhaft begrenzt werden.

Die jährlichen Einsparungen in diesem Bereich werden zu 0,16 MWh je Kilowatt

installierter Kompressorleistung abgeschätzt. Demgegenüber werden spezifische

Investitionen von 20 € je Kilowatt installierter Kompressorleistung angesetzt.

4.2.4 OPTIMIERUNG DER GESAMTAUSLEGUNG UND MEHRDRUCKANLAGEN

Die Gesamteffizienz von Druckluftversorgungen wird wesentlich durch die

Abstimmung der Gesamtanlage und deren Anpassung an den Bedarf bestimmt.

Dabei ist eine Reihe von Aspekten zu berücksichtigen, angefangen von der

Auswahl der Kompressortypen über die Dimensionierung, Aufstellung und

Regelung bis hin zur Auslegung des Druckluftnetzes. Ein wichtiger Punkt ist

dabei auch die Anpassung des Netzdrucks. Sind in einem Betrieb Verbraucher

mit stark unterschiedlichem Anspruch an das Druckniveau vorhanden, wird

häufig an den Verbrauchern mit niedrigem Druck entsprechend gedrosselt.

Durch den Betrieb von mehreren Netzen unterschiedlichen Druckniveaus sind in

diesen Fällen erhebliche Einsparungen bis zu 50 % möglich.

Die jährlichen Einsparungen in diesem Bereich werden im Mittel zu 0,5 MWh je

Kilowatt installierter Kompressorleistung angenommen. Demgegenüber werden

spezifische Investitionen von 125 € je Kilowatt installierter Kompressorleistung

angesetzt.

4.2.5 OPTIMIERUNG DER DRUCKLUFTVERTEILUNG

Im Gegensatz zu den Drucklufterzeugern, die durch notwendige

Ersatzinvestitionen vergleichsweise häufig erneuert werden, bleibt das

Druckluftnetz als Verteilsystem der Druckluftenergie meistens über lange

Zeiträume bestehen und wird nur notdürftig auf veränderte Verhältnisse

angepasst. Dadurch kommt es zu hohen Druckverlusten, die durch eine

Höherverdichtung kompensiert werden.

5 Bezogen auf den Stromverbrauch der Drucklufterzeugung

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Im Rahmen einer Contracting-Maßnahme bietet sich daher die gleichzeitige

Sanierung des Druckluftnetzes an.

Die realisierbaren jährlichen Einsparungen durch eine Optimierung der

Druckluftnetze werden im Mittel zu 1 MWh je Kilowatt installierter

Kompressorleistung angenommen. Für die Umsetzung werden dazu spezifische

Investitionen von 250 € je Kilowatt installierter Kompressorleistung veranschlagt.

4.2.6 WIRTSCHAFTLICHKEITSBETRACHTUNG EFFIZIENZPOTENZIALE DRUCKLUFT

Zur Realisierung der angestrebten jährlichen Einsparung von 500 GWh Strom

wird der Gesamtumfang je oben beschriebener Maßnahme im gleichen Verhältnis

angesetzt wie das nach Tabelle 4-1 abgeschätzte Gesamtpotenzial. Die

Ergebnisse sind in Tabelle 4-2 dargestellt.

Tabelle 4-2:

Gesamtumfang der Contracting-Maßnahmen bei der Druckluftversorgung

Maßnahme

Gesamtpotenzial

Absolute

Einsparung

in MWh/a

Spezifische

jährliche

Einsparung

in MWh/kW

Gesamt-

Umfang

in kW

Drehzahlvariable Antriebe 3,80 % 196.000 0,67 294.000

übergeordnete Steuerungen 2,40 % 124.000 0,57 216.279

Druckluftaufbereitung 0,50 % 26.000 0,16 162.500

Gesamtauslegung/

Mehrdruckanlagen 1,50 % 77.000 0,50 154.000

Optimierung von Druckluftnetzen 1,50 % 77.000 1,00 77.000

Gesamt 9,70 % 500.000 903.779

Der ermittelte Gesamtumfang an Maßnahmen ist erheblich. Wird von einer

mittleren Anlagengröße von 150 kW und 3 Maßnahmen je Anlage ausgegangen,

so müssen Contracting-Verträge für etwa 2.000 Anlagen realisiert werden.

Mit den oben genannten spezifischen Investitionen pro kW installierter Leistung

und dem in Tabelle 4-2 vorgesehenen Gesamtumfang je Maßnahme ergibt sich

ein Gesamtinvestitionsbedarf für die jeweilige Maßnahme. Der so bestimmte

Investitionsbedarf ist in Tabelle 4-3 wiedergegeben. Für alle Maßnahmen in

Summe beträgt der Investitionsbedarf 68,4 Mio. €.

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Tabelle 4-3:

Gesamtumfang der Contracting-Maßnahmen bei der Druckluftversorgung

Maßnahme

Gesamt-

Umfang

in kW

spez. Investition

in €/kW

Investition

in Mio €

Drehzahlvariable Antriebe 294.000 70 20,6

übergeordnete Steuerungen 216.279 28 6,1

Druckluftaufbereitung 162.500 20 3,3

Gesamtauslegung/Mehrdruckanlagen 154.000 125 19,3

Optimierung von Druckluftnetzen (Druckverlust und

Leckagen)

77.000 250 19,3

Summe 68,39

In Analogie zu den spezifischen Stromgestehungskosten von Erzeugungsanlagen

lassen sich für Effizienzmaßnahmen spezifische „Stromvermeidungskosten“

bestimmen. Dazu werden die annuisierten Kapitalkosten der Maßnahme auf die

jährlich erzielbare Einsparung bezogen. Für die Investitionssumme von

68,4 Mio. € ergeben sich über eine Laufzeit von 6 Jahren und bei einem

Kalkulationszinssatz von 6 % spezifische Stromvermeidungskosten von

27,81 €/MWh. Demgegenüber steht bei einem angenommenen Strompreis von

50 €/MWh eine jährliche Stromkosteneinsparung von 25 Mio. €.

Als Kalkulationsgrundlage für das Contracting-Modell wird angenommen, dass

10 % der jährlichen Einsparungen beim Kunden verbleiben. 90 % der Einsparungen

bilden also den Bruttoerlös des Contractors. 6 Der Contractor erzielt

folglich einen Bruttoerlös von 22,5 Mio. €. Die statische Rentabilität beträgt

damit 32,5 %, der Nettobarwert 42,25 Mio. € und der interne Zinsfuß 23,7 %.

Die oben beschriebenen Maßnahmen zeigen unter den getroffenen Annahmen

also nach allen ermittelten Bewertungskriterien eine ausreichende Rentabilität

auf, die eine Umsetzung im Rahmen von Contracting-Modellen möglich

erscheinen lässt.

Bei einer Umsetzung im Rahmen von Contracting-Vereinbarungen sind außerdem

zusätzliche Vorteile für den Contracting-Nehmer wie einfache Finanzierung,

Verbesserung der Versorgungssicherheit, Senkung von Wartungskosten und

sonstigen Betriebskosten sowie mögliche Einsparungen im Wärmebereich als

Anreize zu berücksichtigen. Für den Contractor hingegen entsteht der zusätzliche

Vorteil der Kundenneugewinnung für weitere Dienstleistungen.

6 Dies ist kalkulatorisch zu verstehen. Die vertragliche Gestaltung wird natürlich eine

periodische Zahlung vorsehen, die nicht unbedingt erfolgsabhängig sein muss.

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4.3 EFFIZIENZPOTENZIALE BEI DER KÄLTEVERSORGUNG

Für den Bereich Industrie und Gebäude liegt der Strombedarf für Kälteanlagen

bei etwa 40,7 TWh/a. Das wirtschaftliche Einsparpotenzial wird auf 18 %,

entsprechend 7,3 TWh/a, geschätzt [65].Die dort zugrundegelegten

Einsparmaßnahmen sind im Einzelnen in Tabelle 4-4 aufgeführt.

Aussagen zum erforderlichen Investitionsbedarf werden in der oben genannten

Studie allerdings nicht getroffen. Auf Basis unserer Erfahrungen wird davon

ausgegangen, dass auch im Bereich der Kälteversorgung für Effizienzmaßnahmen

mit einer statischen Amortisationszeit von etwa drei Jahren gerechnet werden

kann.

Auf Grund des eingeschätzten Gesamtpotenzials in diesem Bereich wird eine

Stromeinsparung durch Contracting-basierte Effizienzverbesserungen von

700 GWh/a angestrebt. Das entspricht etwa 10 % des Gesamtpotenzials.

Tabelle 4-4: Einsparpotenziale im Bereich Kälteerzeugung [65]

Einsparmaßnahme

Anwendbarkeit

(1)

mittl. techn.

Einsparpotenzial

(2)

Gesamtpotenzial

Elektronisch geregelte

Pumpen 60 % 10 % 6,0 %

Drehzahlgeregelte Verdichter

und Ventilatoren 40 % 10 % 4,0 %

Verbesserte

Verdichter/Wärmetauscher 40 % 5 % 2,0 %

Systemoptimierung 80 % 10 % 8,0 %

Verbesserte Steuerungsund

Regelungstechnik 50 % 10 % 5,0 %

Verbesserte Wärmedämmung 50 % 10 % 5,0 %

Vermindern der Kühllast 30 % 5 % 1,5 %

Regelmäßige Reinigung/Wartung 50 % 8 % 4,0 %

Verbundanlagen statt Einzelanlagen 10 % 10 % 1,0 %

Mehrstufige Verdichter

und Sorptionsprozesse 50 % 15 % 7,5 %

Gesamtpotenzial (nicht kumulativ) 18 %

Legende:

(1) % EA, in denen diese Maßnahme anwendbar und rentabel ist

(2) % Energieeinsparung des jährlichen Energieverbrauchs

(3) Einsparpotenzial = Anwendbarkeit x Effizienzgewinn

(3)

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Die resultierende Stromkosteneinsparung bei einem Strompreis von 50 €/MWh

beträgt 35 Mio. € pro Jahr. Die Investitionen werden wie bereits erläutert mit

dem Dreifachen zu 105 Mio. € angenommen.

Bei ansonsten gegenüber der Modellrechnung für den Bereich Druckluft

unveränderten Randbedingungen ergeben sich daraus „Stromvermeidungskosten“

in Höhe von 30,50 €/MWh. Der Bruttoerlös des Contractors beläuft sich auf

31,5 Mio. €. Für ihn ergibt sich eine statische Rentabilität von 26,7 %, ein

Nettobarwert von 49,9 Mio. € und ein interner Zinsfuß von 19,9 %.

4.4 EFFIZIENZPOTENZIALE BEI SONSTIGEN ELEKTRISCHEN ANTRIEBEN

Der Gesamtstrombedarf für elektrische Antriebe beträgt etwa 177 TWh/a. Ein

Teil dieses Einsparpotenzials wurde bereits bei Druckluft und Kälte diskutiert,

weitere Einsparungen sind im Bereich der Pumpen, Ventilatoren und sonstiger

Antriebe möglich. In Summe wird in diesem Bereich ein Strombedarf von etwa

134 TWh/a benötigt. Das wirtschaftliche Einsparpotenzial beträgt durchschnittlich

etwa 13 %.

Einsparmöglichkeiten im Bereich der elektrischen Antriebe können durch die in

Tabelle 4-5 aufgeführten Maßnahmen realisiert werden.

Tabelle 4-5:

Einsparpotenziale im Bereich Elektrische Antriebe

Energieeinsparung

Neuanlagen oder Ersatzinvestitionen

(1)

(2)

Anwendbarkeit

Effizienzgewinn

Gesamtpotenzial

Verbesserte Antriebe (hocheffiziente Motoren) 25 % 1) 2 % 1) 0,5 %

Verlustarme Getriebe und Kupplungen n.b. < 20 % 2) n.b.

Verbesserte Antriebe (drehzahlvariable Antriebe) 25 % 1) 15 % 1) 3,8 %

Einsatz effizienter Steuer- und Regelungstechnik 20 % 1) 12 % 1) 2,4 %

Gesamtauslegung n.b. < 10 % 2) n.b

(3)

Summe >6,7 %

Legende:

(1) % EA, in denen diese Maßnahme anwendbar und rentabel ist

(2) % Energieeinsparung des jährlichen Energieverbrauchs

(3) Einsparpotenzial = Anwendbarkeit x Effizienzgewinn

1)

in Anlehnung an Druckluftkompressoren

2)

Schätzungen

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Die Europäische Kommission und CEMEP (die europäische Vertretung der

nationalen Herstellerverbände von Elektromotoren) haben ein Kennzeichnungskonzept

in Kombination mit einer freiwilligen Selbstverpflichtung der

Motorenhersteller zur Reduzierung des Verkaufs von Motoren mit üblichen,

geringen Wirkungsgraden (EFF3) erarbeitet.

Zukünftig werden alle 2- und 4-poligen Niederspannungs-Drehstrommotoren von

1 bis 100 kW in Standardausführung entsprechend ihres Wirkungsgrades

klassifiziert. Mit EFF2 werden die im Wirkungsgrad verbesserten Motoren und mit

EFF1 die hocheffizienten Motoren bezeichnet.

Durchschnittlich liegt die Effizienzverbesserung bei 2,4 % bis 3,3 %. Die

spezifischen Mehrkosten für einen Motor der Klasse EFF1 zu EFF2 liegen je nach

Größe zwischen 4 und 27 €/kW. Bezieht man die Mehrkosten auf die eingesparte

elektrische Leistung so erhält man Werte zwischen 310 und 840 €/kW Einsp . Im

Mittel sind dies etwa 580 €/kW Einsp .

Der Marktanteil der EFF1 Motoren ist nicht bekannt und wird mit 10 %

abgeschätzt. Unter der Annahme, dass 120 TWh/a von Motoren der

Effizienzklasse 1 und 2 bei einer Auslastung von 4.500 h/a benötigt werden,

ergibt sich bei einer durchschnittlichen Einsparung von 2,8 % ein

Einsparpotenzial von jährlich etwa 3,4 TWh. Bei einem angenommenen

durchschnittlichen Strompreis von 50 €/MWh entspräche dies einer

Energiekosteneinsparung in Höhe von 170 Mio €. Die Umrüstung würde

Mehrkosten von ungefähr 436 Mio. € bzw. Neuinvestitionen von 1.600 Mio. €

erfordern.

Tabelle 4-6:

Wirkungsgrade der unterschiedlichen Effizienzklassen unterschiedlicher

Motorleistungen und Mehrkosten, beispielhaft [68]

Kapazität

in kW

EFF3 - Effizienz

Faktor

in %

EFF2 - Effizienz

Faktor

in %

EFF1 - Effizienz

Faktor

in %

Mehrkosten

EFF1 zu EFF2

in €

1,5 =79,0 >=85,0 40

11 =89,5 >=91,0 155

22 =91,7 >=93,0 260

37 =92,8 >=94,0 365

55 =93,6 >=95,3 410

90 =94,6 >=95,8 350

Auch wenn der Einsatz von hocheffizienten Motoren mit vergleichsweise hohen

Investitionen verbunden ist, wird eine erzielbare Einsparung von 400 GWh/a

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durch diese Maßnahme angestrebt. Das entspricht etwa 12 % des Gesamtpotenzials.

Diese Einsparungen erfordern ein Investitionsvolumen von etwa

149 Mio. €, wenn davon ausgegangen wird, dass 30 % der Einsparungen durch

Ersatzinvestitionen erzielt werden können und die restlichen 70 % durch

Neuinvestitionen erbracht werden müssen.

Die aktuelle Entwicklung im Bereich der Leistungshalbleiter hat kostengünstige

Möglichkeiten zu einer effizienten Leistungsanpassung von Drehstromantrieben in

nahezu beliebigen Größen geschaffen. Durch den Einsatz von Frequenzumrichtern

lassen sich beispielsweise die Antriebe von Pumpen und Ventilatoren

sehr einfach in der Drehzahl verändern. Mehrverbrauch durch stark verlustbehaftete

Regelungsarten wie Bypass- und Drosselregelungen kann so eingespart

werden. Es wird davon ausgegangen, dass sich eine durchschnittliche Einsparung

von 20 % realisieren lässt.

Auf Grund der eher niedrigen spezifischen Investitionen soll in diesem Bereich ein

überdurchschnittlich großer Anteil realisiert werden. Etwa 23 % des Gesamtpotenzials

müssen ausgeschöpft werden, um eine weitere Senkung des Stromverbrauchs

um 800 GWh/a durch den Einsatz von Frequenzumrichtern zu erreichen.

Zur Abschätzung der Investitionen werden spezifische Investitionen für den

Frequenzumrichter in Höhe von 70 € pro Kilowatt installierter Motorleistung

angesetzt. Bei angenommenen durchschnittlichen 4.500 Volllaststunden pro Jahr

ist dann ein Investitionsvolumen von etwa 62 Mio. € erforderlich.

Die resultierende jährliche Stromkosteneinsparung im Bereich sonstige

elektrische Antriebe beträgt 60 Mio. €/a bei einem Strompreis von 50 €/MWh.

Die Summe der Investitionen beträgt 211 Mio. €.

Die sonstigen Randbedingungen bleiben unverändert. Daraus ergeben sich

„Stromvermeidungskosten“ in Höhe von 35,81 €/MWh. Der Contractor erzielt

einen Bruttoerlös von 54 Mio. €. Die daraus resultierende statische Rentabilität

beträgt 17,8 %, der Nettobarwert 54,2 Mio. € und der interne Zinsfuß 13,8 %.

4.5 DURCH CONTRACTING ERSCHLIEßBARES GESAMTPOTENZIAL

In der nachfolgenden Tabelle sind die Ergebnisse zur Effizienzsteigerung

zusammengefasst. Demnach ist ein Investitionsvolumen von etwa 348 Mio. €

erforderlich, um die angestrebte Einsparung von 15 % zu erreichen.

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Tabelle 4-7:

Zusammenfassung der Einsparpotenziale und zugehöriger erforderlicher Investitionen

Bereich Energieeinsparung Investition

Druckluft 500 GWh/a 68 Mio. €

Kälte 700 GWh/a 105 Mio. €

Sonstige elektrische Antriebe 1.200 GWh/a 211 Mio. €

Summe 2.400 GWh/a 384 Mio. €

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5 NACHWEIS DER VERSORGUNGSSICHERHEIT

Die rein statische Konzeption des alternativen Kraftwerksparks als Alternative

zum geplanten Braunkohlekraftwerk wird ergänzt durch eine detaillierte

Modellierung und eine quasi-dynamische Simulation in Form einer stundengenauen

Berechnung der Stromerzeugung im Anlagenmix auf Grundlage von

vorab definierten Simulationsparametern und Randbedingungen.

Ziel der Modellierung ist der Nachweis, dass der geplante Anlagenpark unter

Einsatz intelligenter Steuerungs- und Regelungsalgorithmen in der Lage ist, trotz

der Nutzung fluktuierender Energiequellen wie Windenergie und Wasserkraft ein

Grundlastband zu erzeugen. Gleichzeitig wird das Verhältnis der erforderlichen

Regelleistung zur installierten Windenergie-Leistung für den vorgesehenen

Standort- und Anlagenmix ermittelt. Bei dem Nachweis der Versorgungssicherheit

wird für das alternative Kraftwerkskonzept bei kleineren Ausfällen eine

Teilredundanz im eigenen Kraftwerkspark berücksichtigt. Hierin liegt ein

wesentlicher Unterschied und Vorteil gegenüber dem BoA-Kraftwerk, da Ausfälle

des BoA-Kraftwerks nicht durch redundante Anlagen aufgefangen werden.

5.1 DAS MODELL

Das Modell zur Simulation des Kraftwerksparks wird mit dem Programm SimRen

(„Simulation of Renewable Energy Networks“, siehe auch [70] und [71]) erstellt,

welches eigens zur Simulation von Energieversorgungssystemen aus erneuerbaren

Energien entwickelt wurde, und welches bereits für die Simulation der

Energieversorgung großer Regionen oder ganzer Länder eingesetzt wurde.

Das Modell sieht einen modularen „Bottom-up“-Aufbau vor, bei dem alle Anlagen

einzeln bzw. in Gruppen modelliert und die jeweiligen relevanten Randbedingungen

auf Anlagenebene programmiert und berücksichtigt werden. Die

einzelnen Module werden anschließend zusammengeschaltet, die Gesamtsteuerung

des Systems erfolgt über ein zentrales Steuerungsmodul. Durch diese

Struktur wird eine stundengenaue Auswertung der Strom- und Wärmeerzeugung

der unterschiedlichen Kraftwerke ermöglicht, welche sowohl regionale als auch

saisonale Einflüsse berücksichtigt und damit eine sehr genaue Abbildung der

Dynamik des Systems ermöglicht.

Für eine vollständige Modellierung eines Energieversorgungskonzeptes sieht die

Programmierung jeweils ein Energieverbrauchs- und ein Energieversorgungsmodell

vor. Die zentrale Steuerung wird über ein so genanntes Energieverteilungsmodell

programmiert.

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ENERGIEVERBRAUCHSMODELL

Das Energieverbrauchsmodell entspricht im simulierten Anwendungsfall einem

konstanten Nachfrage-Band. Der alternative Kraftwerkspark könnte statt eines

Bandes auch einen schwankenden Verbrauchsverlauf bedienen. Da jedoch die

BoA-Anlage als Grundlastkraftwerk ein Band erzeugt, wird für den alternativen

Kraftwerkspark analog ebenfalls ein Band berücksichtigt.

Für das Nachfrage-Band wird die durchschnittlich bereitgestellte Leistung über

das Jahr, d.h. bei 8.760 Betriebsstunden, von 1.827 MW berücksichtigt bzw.

die Nettoleistung von 2.000 MW bei 8.000 Volllaststunden pro Jahr berücksichtigt.

Dies entspricht jeweils der Bruttoleistung des BoA-Kraftwerks von

2.200 MW und einem Eigenbedarf von ca. 9 %. Insgesamt muss eine

Jahresarbeit von 16.000 GWh erreicht werden, allerdings werden hiervon 15 %

(2.400 GWh) durch aktive Effizienzmaßnahmen eingespart.

ENERGIEVERSORGUNGSMODELL

Das Energieversorgungsmodell setzt sich aus zahlreichen Komponenten

zusammen, welche die verschiedenen Kraftwerkstypen abbilden. Dabei wurden

die vorgesehenen Windkraftanlagen jeweils einzeln modelliert und mit

entsprechenden Winddaten verknüpft, analog wurde mit den Standorten der PV-

Anlagen und den jeweiligen Einstrahlungsdaten umgegangen. Alle anderen

Kraftwerksanlagen wurden jeweils in einem Anlagenpark ihres Typs aggregiert.

Die Stromerzeugung aus Solarenergie, Wind- und Laufwasserkraft ist abhängig

von der geographisch und jahreszeitlich bedingten Wetterlage und stochastischen

Effekten, die vom Anlagenbetreiber nicht beeinflusst werden können, wohingegen

die Energieträger für alle anderen Anlagen beliebig eingesetzt werden können. Die

Module des Energieversorgungsmodells werden daher in fluktuierende Energieträger

und regelbare, also gleichbleibend zur Verfügung stehende, Energieträger

unterschieden.

ENERGIEVERTEILUNGSMODELL

Zu den Komponenten des Energieverteilungsmodells gehören Steuermechanismen,

welche die Erzeugung der einzelnen Kraftwerke optimal aufeinander und

auf den Bedarf (Energieverbraucher) abstimmen. Hierzu werden die mit

regelbaren Energieträgern betriebenen Kraftwerke von einem so genannten

Energiemanager gesteuert und unter Berücksichtigung der Erzeugung der

fluktuierenden Kraftwerke auf den vorgegebenen Energiebedarf abgestimmt.

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FLUKTUIERENDE STROMERZEUGUNG

Die hohe Fluktuation der Stromerzeugung in Windparks, Laufwasserkraftwerken

und Photovoltaik-Anlagen kann durch eine gut verteilte Standortwahl teilweise

kompensiert werden. Mit SimRen lassen sich die räumlichen Unterschiede in

einer hohen Auflösung abbilden, so kann die Standortwahl für die einzelnen

Technologien optimiert werden.

Bei der Simulation von Laufwasserkraftwerken müssen sowohl saisonale wie

auch regionale Einflussfaktoren berücksichtigt werden. Generell ist das Angebot

im Sommer geringer als im Frühjahr und Herbst, allerdings ist die Höhe und

zeitliche Dauer dieser jahreszeitlichen Einflüsse auf das Stromerzeugungsprofil

der Kraftwerke regional unterschiedlich. Da die für eine Modernisierung und

Erweiterung in Betracht kommenden Kraftwerke an verschiedenen Flüssen

geplant sind, wird davon ausgegangen, dass sich die regionalen Schwankungen

im Erzeugungsprofil der einzelnen Kraftwerke innerhalb des Laufwasser-Kraftwerksparks

ausgleichen. In der Simulation wird daher ein monatlich

schwankendes Band zu Grunde gelegt, welches also nur die saisonalen Schwankungen

im Angebot berücksichtigt, wie in Abbildung 5-1 dargestellt.

[MW] 120

100

80

60

40

20

0

Januar

Februar

April

Mai

Juni

Juli

August

September

Oktober

November

Dezember

Abbildung 5-1:

Monatlich schwankendes Band der simulierten Stromerzeugung aus Wasserkraft

Für die Stromerzeugung in den geplanten Windparks wird für die Simulation auf

Wetterdatensätze aus 13 unterschiedlichen Regionen zurückgegriffen. Hierbei

wird auf Basis von existierenden Datensätzen für die einzelnen Regionen jeweils

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ein „typisches“ Jahr (Durchschnittsjahr) erzeugt. Die Berechnung der Leistungsabgabe

basiert auf den öffentlich verfügbaren Leistungskurven der im alternativen

Energiekonzept vorgesehenen Windkraftanlagen.

Die Stromerzeugung des Photovoltaik-Anlagenparks wurde mit verschiedenen

Wetterdatensätzen aus Norddeutschland, Süddeutschland und dem Ruhrgebiet

simuliert, wobei etwa für die Hälfte der Anlagen typische Wetterdaten für

Süddeutschland verwendet wurden. Auf Grund des hohen Dachflächen-Potenzials

wurde bei 50 % der Anlagen eine optimale Süd-Ausrichtung angenommen,

jeweils 25 %der Anlagen haben eine Süd-Ost- bzw. eine Süd-West-Ausrichtung

und einen Neigungswinkel von 20 bis 40°.

NICHT-FLUKTUIERENDE STROMERZEUGUNG

Zu den nicht-fluktuierenden Energieträgern im geplanten Kraftwerkspark gehören

die Geothermie, Biomasse und Biogas sowie das in industriellen KWK-Anlagen

und den GuD-Kraftwerken eingesetzte Erdgas. Die nicht-fluktuierenden Anlagen

werden unterteilt in Anlagen mit ungeregelter Stromerzeugung und solche, die

gezielt für die Bereitstellung von Regelenergie eingesetzt werden.

Die Geothermie- und Biogas-Anlagen können nicht wirtschaftlich für die Bereitstellung

von Regelenergie eingesetzt werden, Geothermie-Kraftwerke sind auf

Grund der großen Durchflussraten und langen Förderwege technisch wenig dafür

geeignet, bei Biogasanlagen würde die Bereitstellung von Regelenergie auf Grund

der dazu erforderlichen, kapitalintensiven Speicher zu einer erheblichen

Kostensteigerung führen. Die Geothermie-Kraftwerke und die Biogas-Anlagen sind

im Modell daher ungeregelt.

Die industriellen KWK-Anlagen liefern ein hohes Tages- und ein niedrigeres

Nachtband (siehe Abbildung 5-2), da davon ausgegangen wird, dass die

Produktion im Zweischichtbetrieb erfolgt. Da die industriellen KWK-Anlagen

wärmegeführt betrieben werden, sind diese Anlagen im betrachteten Konzept nur

begrenzt als regelbar vorgesehen. Regelmöglichkeiten bestehen nur dort, wo die

Auskopplung von Prozessdampf auf einem hohen Temperaturniveau variiert

werden kann, bzw. wo für die Niedertemperaturwärme (Heißwasser) Puffer zur

Verfügung stehen. Ein Regelkonzept muss sowohl die Wärmeanforderung aus

dem Prozess als auch die Impulse der zentralen Steuerung des „virtuellen

Kraftwerks“ verarbeiten. Daher wird in der Simulation davon ausgegangen, dass

nur etwa ein Drittel der installierten Anlagenleistung der großen (50-MW-) KWK-

Anlagen zur Erzeugung von Regelarbeit zur Verfügung steht. Diese Regelleistung,

die auf Grund der wechselnden Anlagenauslastung praktisch immer zur

Verfügung steht und nicht extra freigehalten werden muss, wird nur dann

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angefordert, wenn neben dem Betrieb der Biomasse-Anlagen und des Regel-GuD-

Kraftwerks zusätzliche Regelleistung erforderlich ist.

800

[MW]

600

400

200

0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 [h]

Abbildung 5-2:

Tagesverlauf Band der simulierten Industrie-KWK-Anlagen

Ein Teil des industriellen Anlagenparks wird daher in der Simulation als nichtregelbar

modelliert („KWK-1“) und erzeugt ein Tages- und Nachtband gemäß

Abbildung 5-2. Die zur Verfügung stehende Regelleistung von etwa 125-

135 MW (je nach Szenario) wird hingegen als regelbarer Energieerzeuger

(„KWK-2“) modelliert.

Für die nicht geregelten, nicht fluktuierenden Energieträger (Geothermie und

Biogas) wird davon ausgegangen, dass betriebs- und wartungsbedingte

Schwankungen in der Erzeugung jeweils innerhalb des Anlagenparks

ausgeglichen werden können, so dass in Summe ein konstantes Band erzeugt

wird. Die Wartungsintervalle der einzelnen Anlagen haben somit keinen Einfluss

auf die Stromerzeugung des gesamten alternativen Kraftwerksparks. Die

durchschnittliche Leistung errechnet sich aus der Jahresarbeit der Anlagen

abzüglich des Eigenbedarfs und aus den Jahresstunden (8.760).

Regelenergie zum Ausgleich der fluktuierenden Stromerzeugung aus Wind- und

Wasserkraft wird von den Biomasse-Anlagen, der industriellen KWK sowie

insbesondere durch das GuD-Kraftwerk bereitgestellt.

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5.2 SIMULATION

SimRen berechnet für jede Stunde des Jahres die Stromerzeugung des

alternativen Kraftwerksparks und die (in diesem Fall konstante) Nachfrage.

Zunächst werden die nicht regelbaren Anteile der Energieversorgung berechnet,

also die Produktion der Geothermie-Kraftwerke, Biogas-Anlagen sowie des

Großteils der industriellen KWK („KWK-1“). Danach wird, unter Verwendung der

Wetterdatensätze und Berücksichtigung der Anlagenstandorte, der Anteil der

fluktuierenden Energieträger, also Wind, Photovoltaik und Laufwasser, berechnet.

Zuletzt wird der Anteil ermittelt, der von den regelbaren Kraftwerken (Biomasse,

GuD und „KWK-2“) bereitgestellt werden muss, um die Nachfrage zu decken.

Hierbei wird die GuD-Anlage nur dann betrieben, wenn die Leistungsabgabe der

Biomasse-Anlagen zur Deckung des Bedarfs nicht ausreichend ist, so dass das

vorhandene Biomasse-Potenzial zu einem möglichst hohen Anteil ausgeschöpft

wird. Ist darüber hinaus weitere Regelleistung erforderlich, wird zudem der

regelbare Anteil der Industrie-KWK-Anlagen („KWK-2“) betrieben. Die Simulation

erzeugt mehrere Dateien, in denen alle Informationen über die gewählten

Parameter (z.B. Anlagenanzahl, Anlagentypen, Standorte etc.) sowie die

stündlich von jeder Anlage bzw. jedem Anlagenpark erzeugte Strommenge

enthalten sind.

Es werden zwei verschiedene Szenarien betrachtet. In einem ersten Szenario wird

die momentane Leistungsabgabe von 2.000 MW (bzw. durchschnittlich

1.827 MW) stets eingehalten. Die Stromerzeugung aus fluktuierenden

Energiequellen (Windkraft, Photovoltaik und Laufwasserkraft) wird durch den

Einsatz von Biomasseanlagen, GuD-Anlage sowie in geringerem Maße den

regelbaren industriellen KWK-Anlagen vollständig ausgeglichen. 15 % der

benötigten Jahresarbeit von 16.000 GWh werden durch aktive Effizienzmaßnahmen

eingespart.

Im zweiten Szenario darf die momentane Leistungsabgabe des alternativen

Kraftwerksparks variieren, sofern die Jahresarbeit von 16.000 GWh erzeugt wird.

Auch in diesem Szenario werden 15 % der Jahresarbeit durch aktive Effizienzmaßnahmen

eingespart. In Starkwindzeiten kann Strom an das öffentliche Netz

abgegeben und gehandelt, oder aber in Pumpspeicherkraftwerken gespeichert

werden. In Schwachwindzeiten sowie nachts, wenn die industriellen KWK-

Anlagen i.d.R. bei geringerer Last betrieben werden, kann Strom zurückgekauft

bzw. aus den Speichern zurückeingespeist werden. Insgesamt soll über das Jahr

betrachtet nicht mehr als 10 % der erzeugten elektrischen Energie gehandelt

oder gespeichert werden.

Die Ergebnisse der beiden Szenarien werden nachfolgend dargestellt.

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SZENARIO 1: ERZEUGUNG EINES GRUNDLASTBANDES

Im ersten Szenario erzeugt der geplante Kraftwerkspark ein konstantes Grundlast-

Band. Wie oben beschrieben, wird zunächst die stündliche Stromerzeugung der

nicht-regelbaren Grundlast-Erzeuger (Geothermie, Biogas und industrielle

„KWK-1“) berechnet. In einem zweiten Schritt wird die Erzeugung der Wasserund

Windkraft-Anlagen sowie der PV-Anlagen zu jeder Stunde addiert. Da für die

Wasserkraft eine monatliche Fluktuation, also die Erzeugung eines monatlich

konstanten Bandes, vorgesehen ist, kann diese in gewisser Weise auch als nichtregelbarer

Grundlast-Erzeuger angesehen werden. Daher wird, falls der sich auf

der Erzeugerseite ergebende Betrag die Nachfrage überschreitet, ein Teil der

Windkraft-Anlagen abgeschaltet.

In den allermeisten Fällen ist jedoch die Stromerzeugung dieser Anlagen noch

nicht ausreichend, um den Bedarf zu decken. Nun werden zunächst die

regelbaren Biomasse-Anlagen betrieben, um den stündlichen Bedarf zu decken.

Ist die Volllastleistung der Biomasse-Anlagen nicht ausreichend, wird das GuD-

Kraftwerk in Betrieb genommen, darüber hinaus können zusätzlich in geringem

Maße auch Anlagen des industriellen KWK-Parks zur Stromerzeugung hinzugezogen

werden.

Die Ergebnisse des ersten Szenarios zeigen, dass der geplante Kraftwerkspark für

die Stromversorgung gut geeignet ist und Versorgungssicherheit auch bei der

geforderten Bedingung, dass zwei Drittel der ursprünglichen Stromerzeugung mit

erneuerbaren Energien gedeckt wird, gewährleistet werden kann.

Bedingt durch die Vorgabe, ein konstantes Band zu erzeugen, kann allerdings

nicht das ganze vorhandene Potenzial sowohl der Windkraft-Anlagen (an einigen

Stunden) als auch der Biomasse-Anlagen (in Jahressumme) zur Stromerzeugung

genutzt werden. Etwa 360 GWh bleiben in diesem Szenario ungenutzt. Die

Jahresstromerzeugung sowie die tatsächlichen Volllaststunden des virtuellen

Kraftwerksparks für das erste Szenario sind in Tabelle 5-1 dargestellt.

Abbildung 5-3 zeigt die Stromerzeugung des virtuellen Kraftwerks exemplarisch

für eine „typische“ windschwache Woche. Die Stromerzeugung der Windanlagen

in dieser Woche ist sehr gering, daher ist der Betrieb der Biomasse-Anlagen zu

allen Stunden, häufig bei maximaler Leistung, erforderlich. Oftmals ist diese

Leistung jedoch nicht ausreichend, so dass die fehlende Strommenge von der

GuD-Anlage und teilweise auch von den geregelten Industrie-KWK-Anlagen

bereitgestellt werden muss.

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Tabelle 5-1:

Jahresarbeit und Volllaststunden des alternativen Kraftwerksparks (1. Szenario)

Jahresarbeit Anteil Volllaststunden

MWh/a % h/a

Geothermie 1.690.680 10,6 7.514

Wasserkraft 590.400 3,7 5.134

Wind onshore & offshore 3.058.455 19,1 3.527

Photovoltaik 155.440 1,0 1.554

Biogas 954.450 6,0 7.000

Biomasse 1.873.698 11,7 6.871

Industrielle KWK 4.035.335 25,2 5.044

GuD 1.245.822 7,8 2.492

Energieeffizienzmaßnahmen 2.400.000 15,0 8.000

Summe 16.004.280 100

2.000 [MW]

1.827 1.800

1.600

1.400

1.200

1.000

Abbildung 5-3:

800

600

400

200

0

Montag Dienstag Mittwoch Donnerstag Freitag Samstag Sonntag

Sonntag

Donnerstag

Montag

Energieeffizienzmaßnahmen

Laufwasser

industrielle KWK, ungeregelt

Photovoltaik

GuD

R ih 11

Freitag

Dienstag

Geothermie

Biogas

Samstag

Mittwoch

Wind (onshore & offshore)

Biomasse

industrielle KWK, geregelt

Stromerzeugung des alternativen Kraftwerksparks in einer windschwachen

Woche, Szenario 1, 8.760 Betriebsstunden, 1.827 MW

[Tage]

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Im Vergleich dazu zeigt Abbildung 5-4 die Stromerzeugung des alternativen

Kraftwerks in einer „typischen“ windstarken Woche. Die Biomasse-Anlagen

müssen nur etwa die Hälfte der Zeit, die GuD-Anlage nur für wenige Stunden

betrieben werden. In vielen Stunden könnten die Windkraftanlagen mehr Strom

als benötigt produzieren, dieser bleibt allerdings im ersten Szenario ungenutzt, da

keine Speicherungsmöglichkeit für die Überproduktion vorgesehen ist.

2.400

2.000 [MW]

1.827

1.600

Überproduktion

1.200

800

400

0

Sonntag MontagDonnerstag Dienstag Montag Mittwoch Donnerstag Freitag Dienstag Freitag Samstag Sonntag Mittwoch [Tage]

Abbildung 5-4:

Energieeffizienzmaßnahmen

Laufwasser

industrielle KWK, ungeregelt

Photovoltaik

GuD

Reihe11

Geothermie

Biogas

Wind

Biomasse

industrielle KWK, geregelt

Stromerzeugung des alternativen Kraftwerksparks in einer windstarken Woche,

Szenario 1, 8.760 Betriebsstunden, 1.827 MW

Abbildung 5-5 und Abbildung 5-6 zeigen die Stromerzeugung der Windkraftanlagen

zu verschiedenen Jahreszeiten.

Es ist erkennbar, dass ein saisonaler Einfluss auf die Stromerzeugung durch eine

günstige Standortwahl, d.h. eine hohe regionale Verteilung der Anlagen, reduziert

wird. Dennoch gibt es tägliche und stündliche Schwankungen in der Stromerzeugung,

die durch den Betrieb einer regelnden GuD-Anlage ausgeglichen

werden müssen.

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1.000

[MW] 800

14.06. - 21.06.2010

15.01.-21.01.2010

600

400

200

0

Montag Dienstag Mittwoch Donnerstag Freitag Samstag Sonntag [Tage]

Abbildung 5-5:

Stromerzeugung des Windparks in zwei „typischen“ windstarken bzw.

windschwachen Wochen

1.000

[MW] 800

21.05.-28.05.2010

23.07.-29.07.2010

14.10.-21.10.2010

600

400

200

0

Montag Dienstag Mittwoch Donnerstag Freitag Samstag Sonntag [Tage]

Abbildung 5-6:

Stromerzeugung des Windparks in drei typischen Wochen

BETRACHTUNG DER REGELENERGIE

Ohne die zusätzliche Regelleistung eines kleinen Teils der industriellen KWK-

Anlagen würde die erforderliche Regelleistung der GuD-Anlage im ersten Szenario

mehr als 600 MW betragen. Bei einer Jahresarbeit von etwa 1.250 GWh wären

die Volllaststunden der Anlage mit knapp über 2.000 h/a sehr gering. Die

Dauerlinie (Abbildung 5-7) zeigt, dass die volle Leistung der Anlage nur zu

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wenigen Stunden benötigt wird. Daher werden in geringem Maße auch einige

industrielle KWK-Anlagen zur Bereitstellung von Regelenergie hinzugezogen.

Unter der Annahme, dass 135 MW, also etwa 17 % der installierten

Anlagenleistung der industriellen KWK-Anlagen, als Regelenergie bereitgestellt

werden kann, kann die installierte Leistung des GuD-Kraftwerks um 120 MW auf

500 MW abgesenkt werden. Die Jahresarbeit der KWK-Anlagen erhöht sich

dadurch nur um wenige GWh, im Durchschnitt betragen die Jahresvolllaststunden

im ersten Szenario 5.044 h/a. Die Volllaststunden der Regel-GuD-Anlage

erhöhen sich insbesondere durch die Leistungsreduzierung um etwa 500 h/a auf

2.492 h/a. Die korrigierte Dauerlinie des leistungsreduzierten GuD-Kraftwerks

(Abbildung 5-7) weist damit die günstigere Betriebsweise der Anlage auf.

[MW] 700

650

600

550

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

[MW] 650

600

550

500

450

400

0 200 400 600 800 1.000 1.200

[h/a]

Dauerlinie GuD

Dauerlinie GuD, korr.

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 [h/a]

Abbildung 5-7:

Dauerlinien der GuD-Anlage ohne und mit zusätzlich regelnden KWK-Anlagen

Ergänzend zu der bisherigen Betrachtung, bei der die Jahresarbeit aller Anlagen

stets gleichmäßig auf das ganze Jahr verteilt wurde, zeigen Abbildung 5-8 und

Abbildung 5-9 exemplarisch den reellen Verlauf der Leistungsbereitstellung des

alternativen Kraftwerksparks für je eine windstarke und eine windschwache

Woche. Bei dieser Betrachtung wird stets die geforderte Nettoleistung von

2.000 MW erreicht. Es wird davon ausgegangen, dass sich die Wartungs- und

Reparaturintervalle der einzelnen Anlagen dergestalt ausgleichen, dass eine

ähnlich hohe Verfügbarkeit des Anlagenparks wie bei dem BoA-Kraftwerk (8.000

Volllaststunden pro Jahr) ergibt mit dem zusätzlichen Vorteil, dass bei Ausfall

einzelner Komponenten des alternativen Kraftwerksparks nur die jeweilige

Leistung ersetzt werden muss, und nicht die vollen 2.000 MW.

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2.200 [MW]

2.000

1.800

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

0

Montag Dienstag Mittwoch Donnerstag Freitag Samstag Sonntag

Sonntag

Donnerstag

Montag

Freitag

Dienstag

Samstag

Energieeffizienzmaßnahmen Geothermie Laufwasser

Mittwoch

[Tage]

Biogas industrielle KWK Wind (on- & offshore)

Photovoltaik Biomasse GuD

Abbildung 5-8:

Stromerzeugung des alternativen Kraftwerksparks in einer windstarken Woche,

Szenario 1, 8.000 h/a, 2.000 MW

2.200 [MW]

2.000

1.800

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

0

Sonntag Montag Donnerstag Dienstag Montag Mittwoch Donnerstag Freitag Dienstag Freitag Samstag Mittwoch Sonntag [Tage]

Energieeffizienzmaßnahmen Geothermie Laufwasser

Biogas industrielle KWK Wind (on- & offshore)

Photovoltaik Biomasse GuD

Abbildung 5-9:

Stromerzeugung des alternativen Kraftwerksparks in einer windschwachen

Woche, Szenario 1, 8.000 h/a, 2.000 MW

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SZENARIO 2: FLEXIBILISIERUNG DURCH HANDEL UND SPEICHERUNG

Um das bestehende Potenzial der Windkraft- und Biomasse-Anlagen zur Stromerzeugung

möglichst vollständig ausschöpfen zu können, wird im zweiten

Szenario eine Flexibilisierung der stündlichen Stromerzeugung geschaffen. Die

Flexibilisierung kann sowohl durch den klassischen Stromhandel als auch durch

eine Speicherung und spätere Wiedereinspeisung der zuviel produzierten Strommenge

realisiert werden. Die kurzfristige Speicherung erfolgt in Pumpspeicherkraftwerken,

und es wird davon ausgegangen, dass hierzu auf bereits bestehende

Pumpspeicherkraftwerke zurückgegriffen werden kann, welche zuvor für den

Tag/Nacht-Ausgleich des Braunkohlestroms verwendet wurden. Somit ist für

diesen Zweck keine zusätzliche Investition erforderlich.

In der Jahressumme wird nur soviel beschafft bzw. wiedereingespeist, wie durch

Überproduktion veräußert bzw. gespeichert werden kann, abzüglich der Verluste

des Pumpspeicherkraftwerks, für das ein Wirkungsgrad von 80 % angenommen

wird. Unter der Annahme, dass etwa 50 % der zuviel produzierten Strommenge

gespeichert werden können, und der Rest durch Handel ausgeglichen wird, ergibt

sich der Betrag, der zur Wiedereinspeisung bereitsteht, zu 90 % der jährlichen

Überproduktion.

Der Betrieb der GuD-Anlage erfolgt in Hinblick auf eine Vermeidung ungünstiger

Betriebswirkungsgrade nur bei einer Mindestauslastung der Anlage von etwa

50 %. Andernfalls erfolgt eine Wiedereinspeisung von zuvor gespeichertem

Strom. Neben der zur Verfügung stehenden Regelleistung der KWK-Anlagen

erlaubt eine sinnvolle Regelung der Wiedereinspeisung die weitere Minimierung

der erforderlichen Leistung der GuD-Anlage und damit, bei gleicher Regelarbeit,

eine Maximierung der Volllaststundenzahl, also eine günstigere Anlagenauslastung.

Die erforderliche Leistung der GuD-Anlage kann nach dieser Optimierung von

500 MW im Szenario 1 auf 250 MW im flexibleren Szenario 2 reduziert werden.

Die benötigte Regelleistung der industriellen KWK-Anlagen beträgt in diesem

Szenario nur etwa 125 MW.

Die jährlich gespeicherte bzw. wiedereingespeiste Strommenge beträgt 5,3 %

bzw. 4,8 % der Jahresstromerzeugung. Die maximale stündlich wiedereingespeiste

Strommenge beläuft sich dabei auf 455 MWh.

Abbildung 5-10 zeigt beispielhaft die (speicherbare) Überproduktion des

Windparks in der einer typischen Januarwoche. Der Betrieb der GuD-Anlage ist

nur zu wenigen Stunden erforderlich, teilweise kann die notwendige Regelenergie

ausschließlich durch Wiedereinspeisung der zuvor gespeicherten Strommengen

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ereitgestellt werden. An windschwachen Tagen kann die gespeicherte Menge

entsprechend wiedereingespeist werden.

2.800 [MW]

2.400

Speicherung

2.000

1.827

1.600

1.200

800

400

0

Sonntag Montag Donnerstag Dienstag Montag Mittwoch Donnerstag Freitag Dienstag Freitag Samstag Mittwoch Sonntag [Tage]

Energieeffizienzmaßnahmen

Laufwasser

Biomasse

Wind (onshore & offshore)

GuD

industrielle KWK, geregelt

Geothermie

Biogas

industrielle KWK, ungeregelt

Photovoltaik

Wiedereinspeisung

Reihe12

Abbildung 5-10: Stromerzeugung des alternativen Kraftwerksparks in einer windstarken Woche,

Szenario 2, 8.760 Betriebsstunden, 1.827 MW

Insgesamt kann im zweiten Szenario die Stromerzeugung der Windkraft-Anlagen

um 6,3 % und die der Biomasse-Anlagen um 8,9 % gesteigert werden. Im

Gegenzug wird die Stromerzeugung des GuD-Kraftwerks um 25 % reduziert. Die

Jahresstromerzeugung sowie die tatsächlichen Volllaststunden des alternativen

Kraftwerksparks für das zweite Szenario sind in Tabelle 5-2 dargestellt.

Der alternative Anlagenpark kann hierbei viel flexibler betrieben werden als das

BoA-Kraftwerk. Abbildung 5-11 und Abbildung 5-12 zeigen, dass bei einem

Betrieb der Anlagen an 8.000 h/a der alternative Kraftwerkspark auch im

Szenario 2 die Jahresarbeit des BoA-Kraftwerks bereitstellen kann.

Zusammenfassend zeigen Tabelle 5-2 und Abbildung 5-13 die Ergebnisse der

Simulationen für Szenario 2 unter Berücksichtigung der Effizienzmaßnahmen. Die

Gesamtjahresarbeit entspricht jeweils ca. 16.000 GWh.

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2.800 [MW]

2.400

Speicherung

2.000

1.600

1.200

800

400

0

Sonntag Montag Donnerstag Dienstag Mittwoch Montag Donnerstag Freitag Dienstag Freitag Samstag Mittwoch[Tage]

Sonntag

Energieeffizienzmaßnahmen Geothermie Laufwasser

Biogas industrielle KWK, ungeregelt Biomasse

Wind (on- & offshore) Photovoltaik GuD

Einspeisung

Reihe11

Abbildung 5-11: Stromerzeugung des alternativen Kraftwerksparks in einer windstarken Woche,

Szenario 2, 8.000 h/a, 2.000 MW

2.400 [MW]

2.000

1.600

1.200

800

400

0

Sonntag Montag Donnerstag Dienstag Montag Mittwoch Donnerstag Freitag Dienstag Freitag Samstag Mittwoch Sonntag [Tage]

Energieeffizienzmaßnahmen Geothermie Laufwasser

Biogas industrielle KWK, ungeregelt Wind (on- & offshore)

Biomasse Photovoltaik GuD

Einspeisung

Reihe11

Abbildung 5-12: Stromerzeugung des alternativen Kraftwerksparks in einer windschwachen

Woche, Szenario 2, 8.000 h/a, 2.000 MW

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Tabelle 5-2:

Jahresarbeit und Volllaststunden des alternativen Kraftwerksparks (2. Szenario)

Jahresarbeit Anteil Abweichung

vom Szenario 1

Volllaststunden

MWh/a % % h/a

Geothermie 1.690.680 10,5 - 7.514

Wasserkraft 590.400 3,7 - 5.134

Wind onshore & offshore 3.251.499 20,2 +6,3 % 3.750

Photovoltaik 155.440 1,0 - 1.554

Biogas 954.450 5,9 - 7.000

Biomasse 2.041.080 12,7 +8,9 % 7.485

Industrielle KWK 4.054.074 25,2 +0,5 % 5.068

GuD-Anlage 932.188 5,8 -25,2 % 3.729

Energieeffizienzmaßnahmen 2.400.000 14,9 8.000

Speicherung -721.350 -4,5 - -

Wiedereinspeisung 655.819 4,1 - -

Summe 16.069.811 100 - -

Photovoltaik

155 GWh

Effizienz-

Projekte

2.400 GWh

Wasserkraft

(nur Zusatzleistung)

590 GWh

Geothermie

1.691 GWh

GuD

932 GWh

Wind on- &

offshore

3.251 GWh

Biomasse

2.041 GWh

Biogas

954 GWh

Industrie-KWK

4.054 GWh

Abbildung 5-13: Aufteilung der Jahresstromerzeugung des alternativen Kraftwerksparks

(16.000 GWh, einschließlich Effizienzmaßnahmen)

FAZIT

Es ist zu beachten, dass im Rahmen dieses Projektes sowohl bei der Anlagenauswahl

als auch bezüglich der Regelung keine strenge Optimierung des Modells

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erfolgen konnte. So ist beispielsweise bei der Konzeption der Windparks

(Starkwindanlagen vs. Schwachwindanlagen) sicherlich noch Optimierungspotenzial

vorhanden, so dass die vorliegenden Ergebnisse auch in Hinblick auf

die in den folgenden Kapiteln dargestellte Wirtschaftlichkeitsanalyse als

konservativ eingeschätzt werden können.

Tabelle 5-3 veranschaulicht, dass die Leistung des BoA-Kraftwerks bereitgestellt

und die entsprechende Jahresarbeit vom alternativen Kraftwerkspark erbracht

wird.

Ein Vorteil des alternativen Kraftwerkskonzepts ist, dass Ausfälle einzelner

Anlagen besser kompensiert werden können als beim BoA-Kraftwerk, da eine

hohe Redundanz innerhalb des Parks vorhanden ist.

Erwähnenswert ist, dass die Effizienzsteigerungen überwiegend während

Hochlastzeiten greifen und somit den teuren Spitzenlaststrom reduzieren.

Tabelle 5-3: Vergleich BoA und alternatives Kraftwerkskonzept (Szenario 2)

BoA

Alternatives Kraftwerkskonzept

Summe

Geothermie

Laufwasser Kraftwerke

Windenergie

Photovoltaik

Biogas

Biomasse

Industrielle KWK

GuD

Energieeinsparung durch

Effizienzprojekte

Brutto-Leistung [MW] 2.200 300 115 867 100 152 303 800 250 300

Netto-Leistung [MW] 2.000 2.949 225 115 867 100 136 273 800 250 274*

Produktion Strom [GWh] 16.000 16.069 1.691 590 3.252 155 954 2.041 4.054 932 2.400

* Wert bei 8.000 Volllaststunden

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6 BEWERTUNG DER EMISSIONSVERMEIDUNG

Insbesondere in Hinblick auf die verursachten Emissionen steht der alternative

Kraftwerkspark mit seinem hohen Anteil erneuerbarer Energiequellen und dem

Einsatz hocheffizienter GuD-Anlagen, zum großen Teil in Kraft-Wärme-Kopplung,

in großem Gegensatz zum geplanten BoA-Kraftwerk, wie in diesem Kapitel dargestellt

wird. Die Ausführungen beschränken sich dabei auf die CO 2 -Emissionen,

wobei die Ergebnisse im Wesentlichen auch auf die Emissionen von NO X , SO 2

und Staub übertragbar sind.

6.1 EMISSIONEN UND EMISSIONSVERMEIDUNG

Für die Berechnung und Bewertung der verursachten CO 2 -Emissionen sind

ausschließlich die mit fossilen Brennstoffen befeuerten Anlagen, also die große

GuD-Anlage und die industriellen KWK-Anlagen betrachtet worden. Für die

Bestimmung der vermiedenen Emissionen sind zusätzlich diejenigen Biomasseanlagen

mit einbezogen worden, bei denen Wärmeauskopplung vorgesehen ist

(siehe Kapitel 3.4.3).

Folgende Vergleichsparameter wurden festgelegt:

El. Wirkungsgrad des BoA-Kraftwerks 43 %

El. Wirkungsgrad der GuD-Anlage 60 %

El. Wirkungsgrad der industriellen KWK-Anlagen 42-45 %

El. Wirkungsgrad der industriellen KWK-Anlagen,

Zusatzbrennstoff 7 ~ 80 %

Gesamtnutzungsgrad der industriellen KWK-Anlagen 85 %

Referenzkesselwirkungsgrad 90 %

Emissionsfaktor Braunkohle 0,3996 t CO2 /MWh

Emissionsfaktor Erdgas 0,2016 t CO2 /MWh

Die Ergebnisse der Untersuchung für beide Szenarien sind in Tabelle 6-1 und

Tabelle 6-2 wiedergegeben.

7 Dieser elektrische Wirkungsgrad der KWK-Anlage bestimmt sich unter der Annahme,

dass die erzeugte Wärme mit einem üblichen Kesselwirkungsgrad von 90 % bereitgestellt

wird. Die hierfür benötigte Brennstoffmenge wird in der KWK-Anlage der Wärme

angerechnet, die restliche Brennstoffmenge dem Strom. Dann bestimmt sich der

Wirkungsgrad für die Stromerzeugung aus der erzeugten Strommenge und dieser

restlichen Brennstoffmenge.

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Tabelle 6-1:

Emissionen und erzielte Emissionsreduktionen beider Kraftwerkskonzepte im

Vergleich (Szenario 1)

Referenzanlage

Jahresarbeit

(erzeugte

Strommenge)

El.

Wirkungsgrad

Brennstoffeinsatz

Emissionsfaktor

(Brennstoff)

verursachte

Emissionen

vermiedene

Emissionen

Wärmeauskopplung

Gesamtemissionen

MWh/a MWh/a t CO2 /MWh t CO2 /a MWh/a t CO2 /a t CO2 /a

BoA 16.000.000 43 % 40.930.233 0,3996 16.355.721 16.355.721

Alternativer Kraftwerkspark

Biomasse 1.873.698 1.293.840 -289.820

GuD-Anlagen 1.245.822 60 % 2.076.370 0,2016 418.596

Industrie-KWK 4.035.335 42 % 9.607.940 0,2016 1.936.961 4.131.414 -925.437

Summe 16.000.000 8 11.684.310 2.355.557 4.131.414 -1.223.967 1.140.300

Differenz: 14.000.164 15.215.421

Tabelle 6-2:

Emissionen und erzielte Emissionsreduktionen beider Kraftwerkskonzepte im

Vergleich (Szenario 2)

Referenzanlage

Jahresarbeit

(erzeugte

Strommenge)

El.

Wirkungsgrad

Brennstoffeinsatz

Emissionsfaktor

(Brennstoff)

verursachte

Emissionen

vermiedene

Emissionen

Wärmeauskopplung

Gesamtemissionen

MWh/a MWh/a t CO2 /MWh t CO2 /a MWh/a t CO2 /a t CO2 /a

BoA 16.000.000 43 % 40.930.233 0,3996 16.355.721 16.355.721

Alternativer Kraftwerkspark

Biomasse 2.041.080 1.409.463 -315.711

GuD-Anlagen 932.188 60 % 1.553.647 0,2016 313.215

Industrie-KWK 4.054.074 42 % 9.652.557 0,2016 1.945.956 4.150.600 -929.734

Summe 16.000.000 9 11.206.204 2.259.171 4.150.600 -1.245.445 1.013.726

Differenz: 14.096.550 15.341.995

Gegenüber jährlichen CO 2 -Emissionen von über 16 Mio. Tonnen durch das BoA-

Kraftwerk werden mit dem alternativen Kraftwerkspark (bei dem immerhin noch

ca. 35 % des Strombedarfs mit fossilen Energieträgern erzeugt werden) nur noch

ca. 2,3 Mio. Tonnen CO 2 pro Jahr emittiert. Es ergibt sich eine Reduktion von ca.

14 Mio. Tonnen, also um über 85 %.

8

Gesamtjahresarbeit einschließlich aller Anlagen des alternativen Kraftwerksparks und

einschließlich des vermiedenen Strombedarfs durch Effizienzmaßnahmen (bei BoA:

Eigenanteil bereits abgezogen)

9 siehe oben

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Auf Grund der Wärmeauskopplung aus Biomasseanlagen und der industriellen

Kraft-Wärme-Kopplung vorausgesetzt, die Wärme wurde im Referenzfall durch

dezentrale Dampf- oder Warmwasserkessel bereitgestellt, was der wahrscheinlichste

Fall sein dürfte lassen sich kalkulatorisch vermiedene Emissionen in

Höhe von ca. 1,2 Mio. Tonnen CO 2 pro Jahr erzielen. Diese werden zwar nur

indirekt vermieden (und würden daher z.B. im EU-Emissionshandel nicht

berücksichtigt), sie sind aber in die gesamtökologische Betrachtung durchaus mit

einzubeziehen.

Ein weiterer interessanter Vergleich kann mit den Emissionen der Altanlagen, die

durch den Bau des BoA-Kraftwerkes stillgelegt werden sollen, angestellt werden,

wie in Tabelle 6-3 dargestellt. Sofern davon ausgegangen wird, dass die

Altanlagen einen durchschnittlichen Wirkungsgrad von ca. 35 % haben (RWE

Power geht sogar von einem Jahresnutzungsgrad von nur 31 % aus), und

Altanlagen im Leistungsumfang der Neuanlage stillgelegt werden, so werden

durch den Bau des BoA-Kraftwerks jährlich etwa 3,7 Mio. Tonnen CO 2 weniger

emittiert. Werden hingegen Kraftwerksleistungen nur in geringem Umfang stillgelegt,

so erfolgt die Reduktion der Stromerzeugung an anderer Stelle innerhalb

Deutschlands und nicht unbedingt an Braunkohlekraftwerken. Dadurch würde

sich die Emissionsreduktion (auf Grund der um ein Drittel höheren spezifischen

Emissionen der Braunkohle gegenüber dem deutschen Strommix) nochmals

deutlich verringern. Ähnliches gilt, wenn Kraftwerke mit weniger kohlenstoffhaltigem

Brennstoff (etwa Öl oder Erdgas) anstelle von Braunkohlekraftwerken

stillgelegt werden. Im Falle der bereits bestehenden BoA-Anlage wurden de facto

kaum alte Anlagen abgeschaltet.

Tabelle 6-3:

Differenz der jährlich verursachten Emissionen des alternativen Kraftwerksparks

gegenüber dem BoA-Kraftwerk sowie gegenüber den Altanlagen (Szenario 2)

Wirkungsgrad

Brennstoffeinsatz

Emissionsfaktor

verursachte

Emissionen

MWh/a t CO2 /MWh t CO2 /a

Altanlagen 35 % 50.285.714 0,3996 20.094.171

BoA-Kraftwerk 43 % 40.930.233 0,3996 16.355.721

Alternativer Kraftwerkspark 11.206.204 0,2016 2.259.171

Differenz zum BoA-Kraftwerk: 14.096.550

Differenz zu Altanlagen: 17.835.001

Mit der Errichtung des vorgeschlagenen alternativen Kraftwerkskonzepts hingegen

könnten im Szenario mit Speicherung und Netzeinbindung (Szenario 2) jährlich

insgesamt bis zu 17,8 Mio. Tonnen CO 2 eingespart werden. Dies schließt nur die

direkten Emissionen an den jeweiligen Standorten ein. Hinzu kommt die

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Emissionsvermeidung an den zahlreichen industriellen und kommunalen Kesseln

auf Grund der Wärmeauskopplung, die noch einmal ca. 1,2 Mio. Tonnen CO 2

ausmacht (siehe Abbildung 6-1).

Mio. Tonnen CO 2

0 5 10 15 20 25

Altanlage

BoA-Kraftwerk

Alternativer Kraftwerkspark

Gesamtemissionen des Kraftwerksparks

vermiedene Emissionen durch Wärmeauskopplung

Abbildung 6-1:

Jährliche Emissionen des alternativen Kraftwerksparks gegenüber dem BoA-

Kraftwerk sowie gegenüber den Altanlagen (Szenario 2)

Insgesamt kann festgehalten werden, dass die Umsetzung des alternativen

Kraftwerkskonzepts mit einer Reduzierung von gut 19 Millionen Tonnen pro Jahr

einen zentralen Beitrag zur Erreichung des Klimaschutzziels der Bundesregierung

im Rahmen der europäischen Lastenteilungsvereinbarung leisten kann.

Die Deckungslücke (noch zu erreichende Emissionsminderung) betrug im Jahr

2001 in etwa 20 Mio. Tonnen CO 2 pro Jahr also genau der Menge, die durch

das alternative Kraftwerkskonzept eingespart werden könnte.

6.2 BEWERTUNG DER EMISSIONEN IM RAHMEN DES EU-EMISSIONSHANDELS

Der monetäre Wert, der den vermiedenen Emissionen möglicherweise zugeordnet

werden kann, muss vor dem Hintergrund des Europäischen Emissionshandels

einerseits und da wiederum unter Berücksichtigung der deutschen Gesetzgebung

und der Möglichkeiten der flexiblen Mechanismen des Kyoto-Protokolls

andererseits gesehen werden.

Die Möglichkeit, die Errichtung des alternativen Kraftwerksparks als nationales

Ausgleichsprojekt anerkennen zu lassen und somit Zertifikate im Rahmen des

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Kyoto-Protokolls zu generieren, kann unter den derzeitigen rechtlichen

Rahmenbedingungen allerdings als wenig wahrscheinlich betrachtet werden, so

dass die Betrachtungen an dieser Stelle auf die Möglichkeiten im europäischen

Emissionshandel beschränkt werden.

6.2.1 BOA-KRAFTWERK ALS „ERSATZANLAGE“ IM EMISSIONSHANDEL

Der Fall der Errichtung neuer Anlagen als Ersatz älterer, weniger effizienter

Anlagen ist in der deutschen Gesetzgebung zum EU-Emissionshandel für die

erste Handelsperiode bis Ende 2007 relativ klar vorgesehen. Sofern ein Kraftwerk

vor Ende 2007 eindeutig als Ersatz stillgelegter oder noch stillzulegender

Altanlagen in Betrieb genommen wird, lassen sich die Emissionsberechtigungen,

die im Rahmen der Erstausstattung im Jahr 2004/2005 an die Altanlagen ausgeteilt

wurden, in vollem Umfang auf die neue Anlage übertragen und zwar

über den Zeitraum von vier Jahren. Danach erfolgt für den Zeitraum von weiteren

14 Jahren eine Zuteilung ohne Anwendung eines Erfüllungsfaktors (Reduktionsverpflichtung).

10

Würde das BoA-Kraftwerk also noch vor Ende 2007 in Betrieb gehen (oder die

entsprechende Übertragungsregelung auch für die zweite Verpflichtungsperiode

übernommen), so dürften bei entsprechend geschickter Argumentation durch

den Anlagenbetreiber RWE Power die vollen Emissionsberechtigungen der dann

stillzulegenden Kraftwerke auf das BoA-Kraftwerk übergehen. 11

Es kann davon ausgegangen werden, dass für die Altanlagen, die für eine

Stilllegung infrage kommen, bei der Erstallokation eine Erfüllungsfaktor von

insgesamt 7,3955 % gilt, sie also eine um diesen Prozentsatz niedrigere Ausstattung

erhalten haben, als sie tatsächlich benötigen. Unter Zugrundelegung der

Ergebnisse in Tabelle 6-3 würden diese Anlagen demzufolge insgesamt eine

Zuteilung von ca. 18,6 Mio. Emissionsberechtigungen pro Jahr über vier Jahre

erhalten, und damit einen Überschuss für das BoA-Kraftwerk von jährlich

2,25 Mio. bzw. von insgesamt 9 Mio. Emissionsberechtigungen.

Der monetäre Wert der überschüssigen Emissionsberechtigungen, die von RWE

Power veräußert bzw. für die Deckung der Erfüllungsverpflichtung anderer

Kraftwerke eingesetzt werden können, ist in Abhängigkeit des Zertifikatspreises in

Tabelle 6-4 dargestellt.

10 Zuteilungsgesetz 2007 (ZuG2007), §10(1)

11

Vorausgesetzt, die stillgelegten Anlagen und das BoA-Kraftwerk haben dieselbe

elektrische Leistung. Bei Abweichungen gelten etwas andere Regelungen.

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Tabelle 6-4:

Monetärer Wert der überschüssigen Emissionsberechtigungen durch Errichtung des

BoA-Kraftwerks und Übertragung aller Zertifikate in Abhängigkeit vom

Zertifikatspreis (in Mio. Euro)

Preis pro EB 10 € 15 € 20 € 25 € 30 € 35 €

Überschüssige EB/a: 2,25 Mio. 22,5 33,75 45 56,25 67,5 78,75

Überschüssige EB/4 Jahre: 9 Mio. 90 135 180 225 270 315

Bei einem Börsenpreis von ca. 20 EUR/t CO2 entspricht der erzielte Überschuss

durch die Errichtung des BoA-Kraftwerkes einem Wert von ca. 180 Mio. EUR.

Bei alledem ist offen, wie das Zuteilungsgesetz für die zweite Handelsperiode von

2008 bis 2012 (ZuG2012), in der das BoA-Kraftwerk voraussichtlich in Betrieb

genommen würde, aussehen wird. Die oben dargestellten Zahlen gelten bei einer

Fortschreibung des Gesetzes in seiner jetzigen Form für die zweite Handelsperiode

und einer Ausstattung gemäß historischer Emissionen analog.

6.2.2 DER ALTERNATIVE KRAFTWERKSPARK IM EMISSIONSHANDEL

Die Errichtung mehrerer dezentraler Anlagen als Ersatzanlagen für eine zentrale

Altanlage ist im ZuG2007 nicht explizit ausgeschlossen, und so könnte für das

alternative Kraftwerkskonzept zunächst eine vergleichbare Betrachtung wie in

Abschnitt 6.2.1 angestellt werden.

Analog zur obigen Berechnung würde sich für den alternativen Kraftwerkspark ein

Überschuss von jährlich über 16 Mio. bzw. von insgesamt 65 Mio. Emissionsberechtigungen

ergeben.

Tabelle 6-5:

Monetärer Wert der überschüssigen Emissionsberechtigungen durch Errichtung des

alternativen Kraftwerksparks und Übertragung aller Zertifikate, in Abhängigkeit vom

Zertifikatspreis (in Mio. Euro)

Preis pro EB 10 € 15 € 20 € 25 € 30 € 35 €

Überschüssige EB/a: 16,3 Mio. 163 245 326 408 489 571

Überschüssige EB/4 Jahre: 65 Mio. 650 975 1.300 1.625 1.950 2.275

Die Gesamtsumme von jährlich über 300 Mio. bzw. insgesamt weit über 1 Mrd.

EUR würde die Wirtschaftlichkeit des Gesamtkonzeptes deutlich steigern.

Allerdings steht dieser Berechnung die grundsätzliche Tatsache entgegen, dass

Anlagen, die für sich genommen nicht emissionshandelspflichtig sind, keine

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Zuteilung erhalten können. Es ist also fraglich, ob und inwieweit die Emissionsberechtigungen

überhaupt erhalten bleiben und übertragen werden dürfen. Es ist

mit hoher Wahrscheinlichkeit davon auszugehen, dass Emissionsberechtigungen

lediglich anteilig auf die große GuD-Anlage sowie auf die industriellen KWK-

Anlagen übertragen werden können 12 . Die Übertragung erfolgt dann allerdings

anteilig nach Maßgabe der reduzierten Kapazität der Anlagen. Überschlägig lässt

sich die Zuteilung als Verhältnis der installierten Leistung berechnen, wie in

Tabelle 6-6 dargestellt.

Tabelle 6-6:

Zuteilung für die GuD- und KWK-Anlagen als Ersatz für stillgelegte Altanlagen nach

§10 ZuG2007 (überschlägige Berechnung, Ergebnisse aus Szenario 2)

Installierte

Brutto-Leistung

Emissionen

Allokation/

Übertragung

Über-/Unterausstattung

MW el t CO2 /MWh t CO2 /a t CO2 /a

Altanlage 2.200 20.094.171 18.608.095 -1.486.076

GuD 250 11,36 % 313.215 2.114.556 1.801.341

KWK 890 36,36 % 1.939.387 6.766.580 4.827.193

Summe GuD/KWK 1.260 47,73 % 2.259.171 8.881.136 6.621.966

Selbst diese Teilübertragung von Emissionsberechtigungen im alternativen Kraftwerksszenario

würde also einen deutlich größeren Überschuss verursachen, als

die Errichtung des BoA-Kraftwerks. Die monetäre Bewertung ist in Tabelle 6-7

wiedergegeben.

Tabelle 6-7:

Monetärer Wert der überschüssigen Emissionsberechtigungen durch Errichtung des

alternativen Kraftwerksparks und Übertragung der Zertifikate auf die GuD-Anlagen,

in Abhängigkeit vom Zertifikatspreis (in Mio. Euro)

Preis pro EB 10 € 15 € 20 € 25 € 30 € 35 €

Überschüssige EB/a: 6,6 Mio. 66 99 132 165 198 231

Überschüssige EB/4 Jahre: 26,4 Mio. 264 396 528 660 792 924

Es ist also insgesamt davon auszugehen, dass jährlich zumindest 100 bis

130 Mio. EUR durch überschüssige Emissionsberechtigungen erzielt werden

könnten.

Auch bei dieser Betrachtung muss bedacht werden, dass die Fortschreibung des

Zuteilungsgesetzes noch völlig offen ist, und nicht unbedingt davon ausgegangen

12

Alle Anlagen haben eine Feuerungswärmeleistung von über 20 MW th und sind somit

emissionshandelspflichtig.

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werden kann, dass die Übertragungsregel in vollem Umfang auch im ZuG2012

zur Anwendung kommen wird. In diesem Zusammenhang ist es auch sinnvoll zu

untersuchen, inwieweit sich die wirtschaftliche Situation ändert, wenn alle

benötigten Emissionsberechtigungen zugekauft werden müssen, etwa im Rahmen

einer Auktion. Diese Analyse wird in Kapitel 7.2 berücksichtigt.

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7 WIRTSCHAFTLICHE UND FINANZIELLE ANALYSE

Das vorgeschlagene Finanzierungskonzept sieht vor, dass der alternative

Kraftwerkspark nur in der Höhe von RWE mitfinanziert wird, in der auch die

Investitionen für das geplante BoA-Kraftwerk liegen würden (also etwa 2,2 Mrd.

Euro). Zum überwiegenden Teil würden die Anlagen zur Stromerzeugung aus

erneuerbaren Energien durch Fonds- oder Betreibergesellschaften finanziert,

wobei der Anlagenbetrieb sowie Wartung und Instandhaltung durch RWE

übernommen werden. Mit seinem geschulten Personal kann RWE auf diese

Weise die gesamten Betriebskosten signifikant reduzieren und somit zur

Steigerung der Gesamtwirtschaftlichkeit des alternativen Energiekonzepts

beitragen.

Für die Analyse der Wirtschaftlichkeit des Gesamtkonzepts und für den Vergleich

des Finanzierungskonzepts des alternativen Kraftwerksparks mit dem geplanten

BoA-Kraftwerk wird in Kapitel 7.1 zunächst die Einzelwirtschaftlichkeit jeder

Komponente des alternativen Kraftwerksparks untersucht. Ziel ist der Nachweis,

dass jede Komponente für sich genommen wirtschaftlich ausreichend attraktiv

ist, um Fremdkapital für Betreibergesellschaften in Form von geschlossenen

Finanzierungsfonds oder Bürgerbeteiligungsgesellschaften anzuziehen.

Kapitel 7.2 konzentriert sich dann auf die Betrachtung des alternativen Investitionskonzepts

aus Sicht des Betreibers RWE. Es wird aufgezeigt, welche Auswirkungen

die Alternativinvestition für RWE in Hinblick auf Kosten und Erlöse

hat.

7.1 NACHWEIS DER EINZELWIRTSCHAFTLICHKEIT

Die Wirtschaftlichkeit der einzelnen Anlagen wurde anhand der folgenden vier

Rentabilitäts- bzw. Vergleichskriterien untersucht:

• Stromgestehungskosten (in €/MWh),

• Nettobarwert der Investition,

• statische Kapitalrendite (Return on Investment, ROI), und

• dynamische Rentabilität als interner Zinsfuß (Internal Rate of Return, IRR).

Für die Berechnungen wurden ein einheitlicher kalkulatorischer Zinssatz von 6 %

und eine kalkulatorische Lebensdauer von 20 Jahren zugrunde gelegt. Lediglich

bei Biomasse-Kraftwerken wurde eine geringere Lebensdauer von 15 Jahren

angesetzt. Der Restwert aller Anlagen wurde zu Null gesetzt, was insofern eine

konservative Abschätzung ist, als dass bei nahezu allen Anlagen zur Strom-

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erzeugung aus erneuerbaren Energien ein beträchtlicher Restwert in der

gesamten Infrastruktur und Peripherie der Anlage besteht, so dass eine Neuinvestition

in der Regel mit deutlich geringeren Erschließungskosten erfolgen

kann. 13

Bei der Bestimmung der Stromgestehungskosten werden als Kosten die

annuisierten Kapitalkosten (Annuität), die Betriebs- und Wartungskosten sowie

ggf. Brennstoffkosten berücksichtigt. Als Erlöse wurden die Vergütungssätze nach

EEG sowie ggf. andere Erlöse aus Strom- und Wärmeverkauf einbezogen. Die

Stromgestehungskosten berechnen sich somit zu:

k

Strom

=

A + K

W

a

el,

a

− E

a

mit

k Strom Stromgestehungskosten

A Annuität

K a jährliche Betriebs- und Verbrauchskosten

E a jährliche Erlöse

W el,a Jahresstromerzeugung

wobei die Annuität der Investition den Kapitaldienst widerspiegelt und sich wie

folgt berechnet:

A

= I0

⋅ AF = I0

t

t

q ( q −1)

q −1

mit

I 0 Investition

AF Annuitätsfaktor

q t Aufzinsungsfaktor mit q=i+1

i kalkulatorischer Zinssatz

Die Stromgestehungskosten werden in dieser Studie mit den Erlösen aus dem

Stromverkauf bzw. mit der EEG-Vergütung verglichen. Sofern diese über den

Stromgestehungskosten liegen, ist die Anlage grundsätzlich wirtschaftlich.

Ein positiver Nettobarwert (NPV Net Present Value) ist ein weiterer Indikator

für die grundsätzliche Wirtschaftlichkeit eines Projektes. Er bestimmt den

„Gesamtertrag“, den ein Projekt zum heutigen Geldwert erzielt. Der Nettobarwert

lässt sich aus den abgezinsten Bruttoerlösen (ohne Kapitaldienst) abzüglich der

13 Demgegenüber ist der Restwert eines Braunkohlekraftwerkes, auch wenn dieses mit

ca. 40 Jahren die doppelte Lebensdauer der hier betrachteten Anlagen hat, negativ,

zumal der Rückbau in der Regel mit erheblichen Kosten verbunden ist.

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Gesamtinvestition bestimmen. Die Abzinsung erfolgt über den Rentenbarwertfaktor,

in den der kalkulatorische Zinssatz sowie die Lebensdauer der Anlage

einfließen.

NPV

= ∑ j ∑

( E − K ) ⋅ PF − I

i

0

mit

PF

mit

NPV Nettobarwert

E i jährliche Erlöse

K i jährliche Betriebs- und Verbrauchskosten

PF Rentenbarwertfaktor

I 0 Investition

t

((1 + i)

=

((1 + i)

t

− 1)

) ⋅ i

PF Rentenbarwertfaktor

i Zinssatz

t Lebensdauer der Anlage

Ob die jeweilige Anlage auch die gewünschte Rendite erwirtschaftet, lässt sich

über die Bestimmung der Stromgestehungskosten oder des Nettobarwerts alleine

nicht bestimmen. Für eine derartige Bewertung sind die statische Berechnung der

Kapitalrendite bzw. die dynamische und damit aussagekräftigere Bestimmung

des internen Zinsfußes geeignet.

Die statische Kapitalrendite (ROI Return on Investment) wird als Quotient der

Jahresnettoerlöse und des durchschnittlich gebundenen Kapitals berechnet. Die

Nettoerlöse setzen sich hierbei aus den jährlichen Erlösen durch den Stromverkauf,

also bei Vergütung nach dem EEG der entsprechenden Einspeisevergütung,

sowie ggf. einer Wärmegutschrift, abzüglich der jährlichen Betriebsund

Verbrauchskosten und der linearen Abschreibung der Investitionen über die

kalkulatorische Lebensdauer der Anlage zusammen. Das durchschnittlich

gebundene Kapital entspricht der halben Investitionssumme.

ROI

=

E

a

− Ka

− I

I / 2

0

0

/ t

mit

ROI Kapitalrendite

E a jährliche Erlöse

K a jährliche Betriebs- und Verbrauchskosten

I 0 Investition

t Lebensdauer

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Ein Vergleich der Kapitalrendite mit einer erwarteten Mindestrendite ROI min liefert

einen ersten Indikator für die Rentabilität einer Investition. 14

Genauer lässt sich die Wirtschaftlichkeit der Anlagen über den internen Zinsfuß

(IRR Internal Rate of Return) bestimmen, der die virtuelle Verzinsung des

angelegten Kapitals widerspiegelt. Der interne Zinsfuß wird ermittelt als derjenige

kalkulatorische Zinssatz, bei dem der Nettobarwert zu Null wird. Die

Bestimmung erfolgt iterativ und ist daher an dieser Stelle nicht als Formel

wiedergegeben.

In den folgenden Abschnitten ist die Wirtschaftlichkeitsanalyse für alle

Komponenten des alternativen Kraftwerksparks detailliert beschrieben. In

Anhang B sind die Einzelwirtschaftlichkeitsberechnungen für alle Technologien

nochmals aufgeführt.

7.1.1 GEOTHERMIE

INVESTITION UND BETRIEBSKOSTEN

Die Investitionen für ein Geothermie-Kraftwerk mit einer installierten Leistung von

etwa 7,5 MW el (netto) werden mit etwa 8.000 €/kW el abgeschätzt [1]. Bei der

Abschätzung dieser Investitionen wird eine Kostendegression bei größeren

Anlagen berücksichtigt. Die Gesamtinvestitionen für die geplanten Kraftwerke

werden somit auf 60 Mio. € pro Anlage abgeschätzt. Auf Grund der unterschiedlichen

Vorkenntnisse über die lokalen geologischen Gegebenheiten

variieren allerdings die Kosten der Planungs- und Erschließungsphase z.T.

beträchtlich. Es wird erwartet, dass die Projektvorbereitung und -durchführung

der laufenden und der im Rahmen dieses Kraftwerksparks geplanten und

durchgeführten Projekte zu einem nicht unwesentlichen Anteil gesamtwirtschaftlich

übertragbares Know-How schafft. Mit einer steigenden Anzahl an

Projekten ist somit eine deutliche Senkung der Kosten für die Projektvorbereitung

zu erwarten.

Ein Ansatz zur Berechnung der Stromgestehungskosten ist daher, die Kosten für

die Projektvorbereitung aus den genannten Gründen nicht oder nur teilweise zu

14 Der Vergleich zweier Investitionen, insbesondere wenn diese unterschiedliche Investitionsvolumina

haben, kann über einen einfachen Vergleich des ROI nicht erfolgen. Dazu

ist ein Vergleich der Rentabilität der Differenzinvestition erforderlich, was für die hier

angestellten Betrachtungen jedoch keine Relevanz hat. Hier soll lediglich untersucht

werden, dass jedes einzelne Projekt wirtschaftlich umsetzbar ist.

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erücksichtigen [1]. Da die Stromgestehungskosten jedoch konservativ

abgeschätzt werden sollen, bleibt diese Kostendegression hier unberücksichtigt.

Zur Aufteilung der Gesamtinvestitionen auf die einzelnen Projektphasen finden

sich in der Literatur nur Angaben zu Anlagen mit einer installierten Leistung von

max. 1 MW el . Die in Tabelle 7-1 angegebenen Investitionen und Betriebskosten

der geplanten Kraftwerke sind unter der Annahme, dass sich der prozentuale

Anteil dieser Kosten an der Gesamtinvestition nur geringfügig verändert, grob

abgeschätzt worden.

Tabelle 7-1: Investitions- und Instandhaltungskosten für Geothermie-Kraftwerke (nach [1], [4])

Investitionen

Betriebskosten

[Mio €] [ % der Investition] [T€/a]

Planung, Gutachten 1,9 - -

Bohrung, 2 x 4,5 km 38,0 0,5 190,0

Stimulation (max.) 6,0 -

Förderpumpe 0,6 2,0 12,0

Verrohrung 1,5 2,0 30,0

Kalina-Anlage 11 1,0 110,0

Systemkomponenten

(Filter etc.)

1,0 1,5 15,0

Sonstiges - - 93,0

Personalkosten für

3 Mitarbeiter

(à 50.000 €/a)

Summe Investitions-/

Betriebskosten

- - 150

60 - 600,0

Die Investitionen für die Kalina-Anlage von 11 Mio € bewegen sich im Rahmen

der von Hirschl angegebenen Kosten in Höhe von 1.500-1.800 US$/kW für eine

ORC-Anlage, allerdings wird bei diesen Anlagen zukünftig noch eine Kostensenkung

erwartet [1].

STROMGESTEHUNGSKOSTEN

In den acht von Hirschl näher untersuchten Projekten variierte die technische

Nutzungsdauer der Anlagen zwischen 20 und 40 Jahren, im Schnitt wurde von

einer Volllaststundenzahl von 8.000 h/a ausgegangen. In Anlehnung an die

Angaben der Anlagenbetreiber wird die Lebensdauer der geplanten Kraftwerke

konservativ auf 20 Jahre abgeschätzt. Es werden 7.500 Volllaststunden pro Jahr

angenommen. Nach Abzug des Eigenstrombedarfs von max. 25 % liefert der

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Kraftwerkspark eine jährliche Strommenge von 1.690 GWh/a. Die Stromgestehungskosten

belaufen sich unter diesen Annahmen auf 14,18 ct/kWh. Bei

der erwarteten Einspeisevergütung von 14,36 ct/kWh bei Inbetriebnahme des

Kraftwerksparks in 2010 ist somit ein wirtschaftlicher Betrieb der Anlagen

möglich. Die Kapitalrendite einer Einzelanlage beträgt knapp 15 %, der interne

Zinsfuß beträgt etwa 11,1 %.

In Tabelle 7-2 sind die Stromgestehungskosten der Vergütung nach EEG sowie

der Kapitalrendite, dem Nettobarwert und dem internen Zinsfuß gegenüber

gestellt.

Tabelle 7-2:

Stromgestehungskosten, Vergütung nach EEG und ROI für Geothermie-Kraftwerke

Nennleistung pro Anlage MW (netto) 7,5

Stromgestehungskosten €/MWh 103,66

Vergütung nach EEG €/MWh 143,60

Kapitalrendite (ROI) % 14,9

Nettobarwert (NPV) Mio € 778

Interner Zinsfuß (IRR) % 11,1

7.1.2 LAUFWASSER-KRAFTWERKE

INVESTITION UND BETRIEBSKOSTEN

Laufwasser-Kraftanlagen erfordern eine hohe Investition, haben jedoch bei sehr

langer Lebensdauer einen nur geringen Unterhaltungsaufwand. Die Investitionen

für den Neubau großer Laufwasser-Kraftwerke mit über 10 bis über 100 MW

Leistung liegen heute bei 4.500 bis 5.000 €/kW. Ein Neubau solcher Kraftwerke

ist allerdings in Deutschland kaum zu erwarten.

Realistisch ist dagegen die Modernisierung und/oder Erweiterung vorhandener

Laufwasser-Kraftwerke in dieser Größenordnung. Die Kosten einer Erweiterung

liegen bei etwa 2.000 bis 3.000 €/kW. Zwischen Modernisierung, Erweiterung

und Neubau bestehen fließende Übergänge [7].

STROMGESTEHUNGSKOSTEN

Tabelle 7-3 zeigt die Übersicht der Stromgestehungskosten von realen

Laufwasser-Kraftwerken für Neubau, Modernisierung und Erweiterung in

Abhängigkeit der Anlagengröße. Die Stromgestehungskosten für den Neubau von

Laufwasser-Kraftwerke liegen bei 8,3 bis 22,1 ct/kWh, wobei Anlagen ab

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10 MW elektrischer Leistung Stromgestehungskosten zwischen 8,3 und

9,1 ct/kWh haben. Für die Erweiterung und Modernisierung liegen die Stromgestehungskosten

mit 4,5 bis 12,9 ct/kWh deutlich niedriger, wobei große

Modernisierungsprojekte ab 1 MW sowie Kraftwerkserweiterungen ab 10 MW

Stromgestehungskosten von lediglich 6,2 ct/kWh bzw. 4,5-6,9 ct/kWh

verursachen.

Tabelle 7-3:

Technische und wirtschaftliche Daten realer Laufwasser-Kraftwerke

(Zinssatz 6 %, Abschreibung 20 Jahre)

Nennleistung MW 0,07 0,3 1 10 100

Volllaststunden h/a 4.000 4.300 5.000 5.500 5.700

Investitionen

Neubau €/kW 8.600 7.000 5.400 4.900 4.600

Modernisierung €/kW 4.200 2.600 2.500 - -

Erweiterung €/kW - - - 3.100 2.100

Betriebskosten

Neubau % Inv./a 3 3 3 3 3

Modernisierg./ Erweiterg. % Inv./a 5 5 5 5 5

Stromgestehungskosten

Neubau ct/kWh 22,1 16,7 11,1 9,1 8,3

Modernisierg./ Erweiterg. ct/kWh 12,9 7,4 6,2 6,9 4,5

Zunehmend schwieriger zu erschließende Ressourcen und wachsende Umweltauflagen

dürften die noch vorhandenen geringen Kostensenkungspotenziale mit

großer Wahrscheinlichkeit kompensieren, so dass für die Zukunft keine weitere

Kostenminderung erwartet wird. Für die in Tabelle 7-3 gezeigten Referenzanlagen

wird daher von unveränderten (realen) Stromgestehungskosten für den gesamten

Betrachtungszeitraum ausgegangen [7].

Nach dem Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) beträgt die

Vergütung für den aus modernisierten Laufwasser-Kraftwerken erzeugten und

eingespeisten Strom im ersten Jahr 6,65 ct/kWh sowie für den aus erweiterten

Laufwasser-Kraftwerken erzeugten und eingespeisten Strom im ersten Jahr

6,375 ct/kWh. Damit liegt der Vergütungssatz bei großen Modernisierungsprojekten

ab 1 MW sowie bei Kraftwerkserweiterungen ab 100 MW über den

Stromgestehungskosten dieser Anlagen und ermöglicht ihren wirtschaftlichen

Betrieb.

In Tabelle 7-4 sind die Stromgestehungskosten der entsprechenden Vergütung

nach EEG sowie der Kapitalrendite, dem Nettobarwert und dem internen Zinsfuß

gegenüber gestellt.

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Tabelle 7-4:

Stromgestehungskosten, Vergütung nach EEG und ROI für Laufwasser-Kraftwerke

Erweiterung

Modernisierung

Min. Nennleistung MW 10 1

Stromgestehungskosten €/MWh 55,0 56,4

Vergütung nach EEG €/MWh 63,75 66,5

Kapitalrendite (ROI) % 8,3 12,2

Nettobarwert (NPV) Mio € 19,1 134,5

Interner Zinsfuß (IRR) % 9,9 12,3

Die Kapitalrendite von Laufwasser-Kraftwerken beträgt bei Kraftwerkserweiterungen

ab 10 MW etwa 8,25 % sowie bei großen Modernisierungsprojekten

über 1 MW durchschnittlich 12,18 %. Der interne Zinsfuß beläuft sich

bei Erweiterungsmaßnahmen auf 9,9 %, bei Modernisierungsmaßnahmen liegt er

bei 12,3 %.

7.1.3 BIOMASSE-KRAFTWERKE

INVESTITION UND BETRIEBSKOSTEN

Die spezifischen Investitionen eines Biomasse-Kraftwerks liegen, abhängig von

der Anlagengröße, in einem Bereich von 1.500 €/kW für große Anlagen bis zu

4.500 €/kW für kleine Anlagen [33].

Die Kosten für Wartung liegen bei ca. 10 % der Investition, bzw. bei großen

Biomasse-Kraftwerken bei ca. 8 % der Investition. Die Personalkosten ergeben

sich aus dem Personalbedarf und konservativ angesetzten spezifischen Kosten

von 50.000 €/Mannjahr. Brennstoffkosten sind vom eingesetzten Brennstoff und

den ggf. erforderlichen Transportwegen abhängig. Für Altholz liegen die Kosten

bei ca. 0,33 ct/kWh, für Hackschnitzel aus Waldrestholz dagegen bei etwa

1,41 ct/kWh. Die Transportkosten von Landschaftspflegematerial erreichen eine

ähnliche Größenordnung mit ca. 1,53 ct/kWh.

Fichtner ermittelt für einen Anlagentyp, der Althölzer A1 bis A4 verwertet, einen

Grenzwert von 17 €/t als noch wirtschaftlichen Brennstoffpreis [30]. Laut dem

EEG-Erfahrungsbericht der Bundesregierung vom Juni 2002 liegen die

Brennstoffgrenzkosten für einen wirtschaftlichen Anlagenbetrieb bei 20 25 €/t.

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STROMGESTEHUNGSKOSTEN

Die Stromerzeugungskosten werden von [30] für ein 20 MW el Kraftwerk mit

einem Wirkungsgrad von 29 % und einer Vollbenutzungsdauer von 7.000 h/a mit

74 bis 83 €/MWh angegeben.

Tabelle 7-5 zeigt die Übersicht der hier berechneten Stromgestehungskosten in

Abhängigkeit der Anlagengröße. Es wurden Anlagen mit einer elektrischen

Leistung von 0,8 MW, 2 MW, 5 MW und 20 MW betrachtet.

Tabelle 7-5:

Technische und wirtschaftliche Daten der Biomasse-Kraftwerke

(Zinssatz 6 %, Abschreibung 20 Jahre)

Nennleistung pro Anlage MW 0,8 2 5 20

Anzahl der Anlagen 10 10 15 10

Elektrischer Wirkungsgrad 15 % 25 % 29 % 35 %

Investition Mio. € 36 70 165 263

Betriebskosten

Wartung Mio. €/a 3,6 7,0 16,5 21,1

Personal Mio. €/a 1,5 3,5 7,5 7,5

Brennstoffkosten Mio. €/a 6,1 2,0 27,3 60,4

Stromgestehungskosten €/MWh 161,7 96,4 89,4 78,5

Die Lebensdauer der Anlagen wird auf 20 Jahre festgesetzt. Es werden Volllaststunden

für die Stromerzeugung von 7.500 h/a und bei Anlagen kleiner 10 MW

zusätzlich für die Wärmeerzeugung von 2.500 h/a angenommen. Der gesamte

Kraftwerkspark liefert unter diesen Annahmen eine jährliche Strommenge von

2.041 GWh/a und eine jährliche Wärmemenge von 1.409 GWh/a.

Die Stromgestehungskosten belaufen sich für Anlagen mit einer elektrischen

Leistung von 0,8 MW auf 16,17 ct/kWh, für 2-MW-Anlagen auf 9,64 ct/kWh, für

5-MW-Anlagen auf 8,94 ct/kWh und für Anlagen mit einer elektrischen Leistung

von 20 MW auf 7,85 ct/kWh. Dabei wurde bei Anlagen kleiner 10 MW eine

Wärmegutschrift von 20 €/MWh für die gekoppelt erzeugte Wärme berücksichtigt.

Mit steigender Leistung sinken somit die Stromgestehungskosten.

Nach §8 EEG beträgt die Vergütung für den aus Biomasse erzeugten und

eingespeisten Strom mindestens 3,9 ct/kWh. Die Vergütung setzt sich einerseits

aus Grundanteilen, die sich nach Anlagenleistung staffeln, und andererseits aus

Technik- und Brennstoffanteilen zusammen. Die Grundvergütung ist in drei

Leistungsklassen unterteilt, die anteilig an der Anlagengröße mit ihrem jeweiligen

Satz vergütet werden. KWK-Anlagen werden zusätzlich mit 2 ct/kWh vergütet.

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Einen weiteren Anreiz bietet der Technologiebonus, der innovative Technik wie

z.B. Dampfmotoren oder ORC-Prozesse mit zusätzlichen 2 ct/kWh vergütet. In

Tabelle 7-6 sind die oben bestimmten Stromgestehungskosten der

entsprechenden Vergütung nach EEG sowie der Kapitalrendite, dem Nettobarwert

und dem internen Zinsfuß gegenüber gestellt.

Tabelle 7-6:

Stromgestehungskosten, Vergütung nach EEG und ROI für Biomasse-Kraftwerke

Nennleistung pro Anlage MW 0,8 2 5 20

Stromgestehungskosten €/MWh 161,7 96,4 89,4 78,5

Vergütung nach EEG €/MWh 187,3 105,5 131,9 86,9

Kapitalrendite (ROI) % 15,10 10,95 33,47 16,01

Nettobarwert (NPV) Mio € 137,5 154,9 803,3 1.079,1

Interner Zinsfuß (IRR) % 11,2 8,6 21,4 11,7

Bei der erwarteten Einspeisevergütung zwischen 18,73 ct/kWh für die 0,8-MW-

Anlagen bis zu 8,69 ct/kWh für die 20-MW-Anlagen ist ein wirtschaftlicher

Betrieb der Anlagen somit möglich. Die Kapitalrendite einer Einzelanlage variiert

für die verschiedenen installierten elektrischen Leistungen in Abhängigkeit der

jeweiligen Strom- und Wärmeerzeugung. Sie beträgt zwischen 16,72 % für

Anlagen mit einer Leistung von 2 MW und 41,69 % für Anlagen mit einer

elektrischen Leistung von 5 MW. Der interne Zinsfuß beträgt je nach

Anlagengröße zwischen 12,2 % und 25,6 %.

7.1.4 WINDENERGIE ONSHORE

INVESTITION UND BETRIEBSKOSTEN

Die Investitionen einer Windkraftanlage wurden mit etwa 750 €/kW el

angenommen. Die Nebenkosten für die Planung, die Geländeerschließung, das

Fundament und die Netzanbindung belaufen sich auf 25 bis 35 % der

Anlagenkosten [7]. Bei Windparks liegen die Nebenkosten im unteren, bei

Einzelanlagen im oberen Bereich der angegebenen Bandbreite. Im Falle des

Repowering liegen die Investitionsnebenkosten bei 20 % der Anlagenkosten, da

hier auf bereits bestehende Infrastruktur zurückgegriffen werden kann (Wege,

Verkabelung, Übergabestation) [16].

Während des Betriebs der Windenergieanlagen fallen Kosten für die Wartung und

die Instandhaltung an. Nach einer Studie des BMU liegen diese jährlich bei etwa

4,8 % der Anlagenkosten [7]. In den Betriebskosten sind außerdem die Kosten

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für evtl. notwendige Ersatzinvestitionen während der gesamten Lebensdauer von

20 Jahren enthalten.

STROMGESTEHUNGSKOSTEN

Die Stromgestehungskosten der Windenergie hängen stark vom Windangebot der

Region ab. Bei mittleren Windgeschwindigkeiten von 4,5 bis 6 m/s und Volllaststunden

zwischen 1.400 und 2.700 h/a betragen die Stromgestehungskosten

zwischen 6 und 12 ct/kWh. Bis 2050 wird erwartet, dass durch sinkende

spezifische Anlagenkosten und erhöhte Windenergieerträge pro Anlage die

Stromgestehungskosten auf 4 bis 8 ct/kWh sinken werden [7].

In Tabelle 7-7 sind die maximalen und minimalen Stromgestehungskosten

ausgewählter Anlagen für Neubau und Repowering dargestellt. Bei Neubauprojekten

liegen die Stromgestehungskosten zwischen 5,76 und 7,04 ct/kWh,

beim Repowering bestehender Windkraftanlagen sind die Stromerzeugungskosten

mit 4,35 bis 6,40 ct/kWh etwas günstiger. Dies ist auf den Umstand

zurückzuführen, dass die günstigsten Windgebiete i.d.R. bereits durch

bestehende Anlagen genutzt werden und somit nur für Repowering zur Verfügung

stehen, während ein Neubau von WKA überwiegend im Binnenland stattfindet.

Nach §10 EEG beträgt die Vergütung für den aus Windenergie erzeugten und

eingespeisten Strom mindestens 5,5 ct/kWh. In den ersten fünf Jahren wird eine

erhöhte Vergütung gezahlt, wenn die Windenergieanlage den Referenzertrag in

Höhe von 150 % erreicht. Sollte die Anlage den Referenzertrag in dieser Höhe

nicht erreichen, verlängert sich der Zeitraum der erhöhten Anfangsvergütung um

zwei Monate je 0,75 %, die der Referenzertrag unterschritten wird. Sollte die

Anlage weniger als 60 % des Referenzertrags erzielen, entfällt ein Vergütungsanspruch.

Der Referenzertrag wird nach EEG an einem Standort mit einer

mittleren jährlichen Windgeschwindigkeit von 5,5 m/s ermittelt. Vor Baubeginn

muss in einem unabhängigen Gutachten nachgewiesen werden, dass mindestens

60 % des Referenzertrags an dem ausgewählten Standort erreicht werden.

Die Degression liegt für Windenergieanlagen bei 2 % p.a. beginnend im Jahr

2005. Bei einer Inbetriebnahme der Windenergieanlage im Jahr 2010 bedeutet

dies, dass eine Basisvergütung von 4,87 ct/kWh und eine erhöhte Vergütung von

7,70 ct/kWh gezahlt werden. Der Zeitraum für die erhöhte Vergütung ist

abhängig vom Energieertrag im Vergleich zum Referenzertrag. Für das

Repowering von Anlagen, die vor 1996 errichtet wurden, gilt eine besondere

Anreizregulierung durch das EEG. Der Zeitraum für die erhöhte Anfangsvergütung

verlängert sich um „2 Monate je 0,6 Prozent des Referenzertrags, um den ihr

Ertrag 150 % des Referenzertrags unterschreitet“, §10, Abs.2, EEG.

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Voraussetzung ist, dass die Anlagen im selben Landkreis errichtet werden und die

installierte Leistung verdreifacht wird.

Tabelle 7-7:

Technische und wirtschaftliche Daten für Onshore-Windkraftanlagen

(Zinssatz 6 %, Abschreibung 20 Jahre)

Nennleistung pro

Anlage

Neubau

Erzgebirge I

Eifel, Gießen/

Marburg

Repowering

Westküste SWH

Brandenburg

II

MW 3,0 1,5 3,0 2,0

Anzahl der Anlagen 5 10 8 6

Volllaststunden h/a 2.200 1.850 2.800 1.900

Investition

Anlage Mio. € 11,25 11,25 18,0 9,0

Fundament/

Netzanschluss/

Planung/

Erschließung

Mio. € 2,8 2,2,8 3,6 1,8

W+I Mio. €/a 0,67 0,67 1,037 0,52

Kompensation

Altanlage

Stromgestehungskosten

Mio. €/a - - 0,065 0,03

€/MWh 57,6 68,5 43,5 64,0

Werden die Stromgestehungskosten mit den EEG-Vergütungssätzen verglichen,

so ist zu beachten, dass aktuelle Investitionen, aber zukünftige Vergütungssätze

angesetzt wurden. Grundsätzlich liegen die Stromgestehungskosten großer

Windkraftanlagen geringfügig unter den Vergütungssätzen, so dass diese Anlagen

wirtschaftlich sind. Die Wirtschaftlichkeit eines Repowering-Projekts kann nur im

konkreten Fall gesehen werden. Im Durchschnitt ist ein Repowering-Projekt erst

nach 15 Jahren Betriebzeit der Altanlage wirtschaftlich [16].

In Tabelle 7-8 sind die oben bestimmten Stromgestehungskosten ausgewählter

Anlagen für Neubau und Repowering der entsprechenden Vergütung nach EEG

sowie der Kapitalrendite, dem Nettobarwert und dem internen Zinsfuß gegenüber

gestellt. Bei der Berechnung der Vergütungssätze wurde davon ausgegangen,

dass die Windkraftanlagen im Mittel genau 100 % des Referenzertrages

erzeugen. Damit ergibt sich der Zeitraum der erhöhten Vergütung zu 16 Jahren

bei Neubau- und zu 18,8 Jahren bei Repowering-Projekten.

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Tabelle 7-8:

Neubau

Erzgebirge I

Eifel, Giesen/

Marburg

Repowering

Westküste SWH

Stromgestehungskosten, Vergütung nach EEG und ROI für Onshore-Windkraftanlagen

Brandenburg

II

Nennleistung pro Anlage MW 3,0 1,5 3,0 1,5

Stromgestehungskosten €/MWh 57,6 68,5 43,5 64,0

EEG-Vergütung,

erhöhter Satz

EEG-Vergütung,

regulär

€/MWh 77,1 77,1 77,1 77,1

€/MWh 48,7 48,7 48,7 48,7

Kapitalrendite (ROI) % 13,9 8,6 26,9 11,4

Nettobarwert (NPV) Mio € 5,23 0,93 24,66 2,24

Interner Zinsfuß (IRR) % 10,5 7,1 18,1 9,5

Die Kapitalrendite einer Einzel-Anlage variiert für die ausgewählten Anlagen in

Abhängigkeit des Standorts und der Anlagengröße. Für Neubau-Anlagen liegt die

Kapitalrendite etwa zwischen 8 und 14 %. Für Repowering ist die Kapitalrendite

der Windkraftanlagen mit Werten zwischen 11,7 und 26,7 % höher. Hier wirken

sich insbesondere hohe Volllaststunden positiv auf die Wirtschaftlichkeit aus. Der

interne Zinsfuß beträgt bei Neubau-Projekten zwischen 6,6 und 10,5 %, bei

Repowering-Projekten zwischen 9,5 und 18,1 %.

7.1.5 WINDENERGIE OFFSHORE

INVESTITION UND BETRIEBSKOSTEN

Tabelle 7-9 zeigt die Investitionsaufteilung eines Offshore-Windenergieparks in

Abhängigkeit der Küstenentfernung. Die derzeitig angesetzten Anlagenkosten von

1.133 ¤/kW werden bis 2010 voraussichtlich auf ca. 750 ¤/kW sinken. Auch

die angenommenen Nebenkosten reduzieren sich in den nächsten Jahren

deutlich. Insgesamt wird derzeit von einer Investitionssumme von 1.700 bis

2.400 ¤/kW ausgegangen [7]. Die Realisierung einer Sammelleitung zur

Verlegung mehrerer Windparks mit nur einem Seekabel an Land stellt hier ein

deutliches Kostenminderungspotenzial dar.

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Tabelle 7-9:

Kostengruppen für einen Offshore-Windpark in Abhängigkeit der Entfernung zur

Küste ([12], S.97 und eigene Berechnung)

Küstennah 10-20 km

Küstenfern 40-50 km

Kosten der Windkraftanlage 840 €/kW 840 €/kW

Investitionsnebenkosten

Fundament/Gründung 25 % 45 %

Netzanbindung 40 % 65 %

Planung/Erschließung/

Transport/Montage

Betriebskosten

15 % 15 %

Reparatur/Wartung 1.-10. Jahr 1) 2,7 % 2,7 %

Sonstiges 1.-10. Jahr 2) 6,0 % 6,0 %

Reparatur/Wartung 11.-20. Jahr 1) 7,2 % 7,2 %

Sonstiges 11.-20. Jahr 2) 6,0 % 6,0 %

Kalkulatorischer Zinssatz 7,45 % 7,45 %

STROMGESTEHUNGSKOSTEN

Im Vergleich zu Onshore-Windkraftanlagen muss bei Offshore-Anlagen mit

deutlich höheren Betriebskosten gerechnet werden. Die Stromgestehungskosten

einer Offshore-Windkraftanlage liegen deshalb, trotz des höheren Ertrags, noch

leicht über denen einer Anlage an Land. Derzeit werden die Stromgestehungskosten

in küstennahen Regionen mit 8 bis 11 ct/kWh und für küstenferne mit 9

bis 12 ct/kWh angenommen. Schon bis 2010 können allerdings Stromgestehungskosten

von 5 ct/kWh küstennah und 6 ct/kWh küstenfern erreicht

werden. Bis 2050 werden Stromgestehungskosten von ca. 3,5 ct/kWh erwartet.

Im Offshore-Bereich ist mit einer deutlich höheren Kostendegression als im

Onshore-Bereich zu rechnen. Insbesondere die Kosten des Fundamentes werden

deutlich sinken.

In §10 EEG ist die Vergütung für Strom aus Offshore-Windparks festgeschrieben.

Für Strom aus Windenergieanlagen, die in einer Entfernung von mindestens 3 sm

gemessen von der Küstenlinie aus seewärts errichtet worden sind, beträgt die

Vergütung mindestens 6,19 ct/kWh. Für Strom aus Anlagen, die bis einschließlich

31.12.2010 in Betrieb genommen werden, erhöht sich für die Dauer von 12

Jahren, gerechnet ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme, die Vergütung um

2,91 ct/kWh. Diese Frist verlängert sich für Strom aus Anlagen, die in einer

Entfernung von mindestens 12 sm und in einer Wassertiefe von mindestens

20 m errichtet worden sind und zwar für jede über 12 sm hinausgehende volle

Seemeile Entfernung um 0,5 Monate und für jeden zusätzlichen vollen Meter

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Wassertiefe um 1,7 Monate. Werden an dem Standort keine 60 % des jeweiligen

Referenzvertrags erzielt, entfällt der Anspruch auf eine Vergütung.

Die Degression liegt für Windenergieanlagen bei 2 % p.a. beginnend im Jahr

2008. Für die Einspeisung von Strom aus Offshore-Windparks im Jahr 2010

sind somit 5,83 ct/kWh als Basisvergütung plus 2,74 ct/kWh zusätzlicher

Vergütung anzusetzen. Dies entspricht einer Vergütung von 8,57 ct/kWh. Die

Laufzeit dieser Vergütung hängt von der Entfernung zur Küste und der

Wassertiefe ab und ist in Tabelle 7-10 exemplarisch für ausgewählter Offshore-

Anlagen in Nord- und Ostsee dargestellt. Ebenso sind die Stromgestehungskosten

dieser ausgewählten Offshore-Anlagen und die entsprechenden Vergütungssätze

nach EEG sowie die Kapitalrendite, der Nettobarwert und der interne Zinsfuß in

Tabelle 7-10 aufgelistet. Die Offshore-Windparks werden i.d.R. nach einer

Pilotphase von wenigen Jahren weiter ausgebaut. Die spezifischen Investitionen

für die Ausbauphase sind allerdings geringer als die der Pilotphase, da sich die

Kosten für Planung und Geländeerschließung deutlich reduzieren. Die

Stromgestehungskosten des Windparks sinken somit nach der Ausbauphase.

Dieser Umstand ist bei der konservativen Abschätzung der

Stromgestehungskosten in Tabelle 7-10 nicht berücksichtigt.

Tabelle 7-10: Stromgestehungskosten, Vergütung nach EEG und ROI für Offshore-Windkraftanlagen

Nordsee I Nordsee II Ostsee

Nennleistung pro Anlage MW 5,0 3,0 4,5

Stromgestehungskosten €/MWh 7,69 7,78 7,95

EEG-Vergütung,

erhöhter Satz

EEG-Vergütung,

regulär

Dauer der erhöhten

Vergütung

€/MWh 85,7 85,7 85,7

€/MWh 58,3 58,3 58,3

a 13,9 14,8 15,8

Kapitalrendite (ROI) % 7,6 7,8 7,6

Nettobarwert (NPV) Mio € 1,36 9,41 9,74

Interner Zinsfuß (IRR) % 6,4 6,6 6,4

Werden die Stromgestehungskosten mit den EEG-Vergütungssätzen verglichen,

so ist zu beachten, dass aktuelle Investitionen, aber zukünftige Vergütungssätze

angesetzt wurden. Die berechneten Stromgestehungskosten liegen dadurch über

den bis 2010 erwarteten Stromgestehungskosten von 5-6 ct/kWh. Die Kapitalrendite

einer Einzelanlage variiert in Abhängigkeit des Standorts. Für die

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Offshore-Anlagen liegt die Kapitalrendite bei etwa 7,7 %. Der interne Zinsfuß

beträgt im Mittel etwa 6,5 %.

7.1.6 BIOGASANLAGEN

INVESTITION UND BETRIEBSKOSTEN

Die Investitionen für eine 500 kW Biogas-Anlage belaufen sich bei einem Betrieb

der Anlage mit Gülle und Ernterückständen auf etwa 961.400 €. Da sich Ernterückstände

aus vielen unterschiedlichen Substraten zusammensetzen, kann

hierfür kein einheitlicher Preis angegeben werden, daher werden die Rohstoffkosten

frei Fermenter für Ernterückstände mit den Kosten für Gemüserückstände

abgeschätzt. Der Betrieb einer Biogas-Anlage ist vergleichsweise zeitaufwändig,

daher werden die anfallenden Personalkosten auf etwa 30.000 €/a geschätzt.

Die notwendigen Investitionen, Betriebs- und Wartungskosten sind in Tabelle

7-11 aufgelistet.

Tabelle 7-11: Investitions- und Wartungskosten für eine 0,5 MW-Biogas-Anlage, Handreichung

Investitionen

Planung- und Genehmigung 99.900

Basisausstattung

Substratentnahme 32.500

Fermenter 300.000

BHKW 362.500

Gasfackel 25.000

Zusatzausstattung

Feststoffeintrag 37.500

Gärrestelager 104.000

Betriebs- und

Wartungskosten

[€] [€/a]

Rohstoff: Ernterückstände 64.750

Rohstoff: Rindergülle 0

Betrieb und Wartung 39.500

Versicherungen 5.500

Personal 30.000

Summe 961.400 139.750

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STROMGESTEHUNGSKOSTEN

Es kann davon ausgegangen werden, dass für ca. 60 % des Anlagenkapitals eine

Lebensdauer von 20 Jahren angesetzt werden kann, aber etwa 40 % der Investitionen

bereits nach 10 Jahren erneut getätigt werden müssen. Daher wird eine

mittlere Lebensdauer der Biogas-Anlagen von 15 Jahren angesetzt. Bei konservativer

Betrachtung Vernachlässigung der zu erwartenden Kostendegression

bleiben die annuisierten Kosten über den Betrachtungszeitraum von 30 Jahren

konstant. Die Stromgestehungskosten ergeben sich damit zu 75,79 €/MWh. Die

EEG-Vergütung beträgt 97,4 €/MWh (inkl. NaWaRo-Bonus), damit ergibt sich

ein Erlös aus der Stromeinspeisung von 29,19 €/MWh.

Die Kapitalrendite einer Biogas-Anlage beträgt 28,8 %, der interne Zinsfuß

beläuft sich auf 20,7 %. Tabelle 7-12 stellt die Stromgestehungskosten der

Vergütung nach EEG sowie der Kapitalrendite, dem Nettobarwert und dem

internen Zinsfuß gegenüber.

Tabelle 7-12: Stromgestehungskosten, Vergütung nach EEG und ROI für Biogas-Anlagen

Nennleistung pro Anlage MW 0,5

Stromgestehungskosten €/MWh 75,79

Vergütung nach EEG €/MWh 97,79

Kapitalrendite (ROI) % 21,7

Nettobarwert (NPV) Mio € 304,0

Interner Zinsfuß (IRR) % 16,84

7.1.7 PHOTOVOLTAIK

INVESTITION UND BETRIEBSKOSTEN

Die Investitionen für eine PV-Anlage setzen sich zusammen aus Planungskosten,

Modulkosten, Kosten für die Unterkonstruktion, Wechselrichter, Transformatoren,

Kabel und Netzanschluss sowie für die Montage, Abbildung 7-1. Die spezifischen

Investitionen sinken mit wachsender Anlagengröße und betragen für größere

Anlagen im MW-Bereich derzeit etwa 4.500 bis 5.000 €/kW p (Daten größerer

Solarprojekte, nach [49]). Für das geplante 10-MW p -Kraftwerk bei Pocking

werden die spezifischen Investitionen bereits nur noch auf etwa 4.000 €/kW p

geschätzt [49].

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Wechselrichter

7,2%

Planung,

Montage

1,7%

Trafos

8,2%

Unterkonstruktion

2,6%

Kabel etc.

3,4%

Module

76,9%

Abbildung 7-1: Aufteilung der Investitionen bei PV-Dachanlagen, (nach [50])

Auf Grund des Booms in der PV-Branche, der durch die Novellierung des EEG

ausgelöst wurde, wird für die kommenden Jahre eine weitere deutliche Kostendegression

erwartet. Diese betrifft insbesondere die Modulkosten, welche z.Z.

etwa 70 % der Anlagenkosten betragen. Für das Jahr 2010 werden die

spezifischen Investitionen für netzgekoppelte Dachanlagen mit multikristallinen

Siliziumzellen auf etwa 2.830 €/kW p geschätzt.

Photovoltaikanlagen sind in der Regel sehr wartungs- und störungsarm, lediglich

die Wechselrichter müssen nach ungefähr 10 Jahren ausgetauscht werden. Die

PV-Module sind weitestgehend selbstreinigend. Grobe Verschmutzungen, die zu

Teilverschattung und eingeschränktem Betrieb der Anlage führen, treten selten

auf, sollten aber umgehend entfernt werden. Die jährlichen Betriebskosten von

PV-Anlagen sind daher gering, sie werden auf etwa 1,5 % der Investitionen

geschätzt [51]. Neben den Kosten für Wartung, Reparatur und Versicherung der

Anlage beinhalten sie auch die Rücklagen für die Wechselrichtererneuerung, die

etwa alle 10 Jahre anfällt.

STROMGESTEHUNGSKOSTEN

Die Lebensdauer von PV-Anlagen beträgt mindestens 20 Jahre, einige Hersteller

rechnen mit einem möglichen Betrieb der Anlage von bis zu 35 Jahren (bei evtl.

leicht reduzierter Leistungsabgabe) [52]. Da die Rücklagen für die 10-jährlich

anfallenden Investitionen für die zu erneuernden Wechselrichter bereits in den

Betriebskosten berücksichtigt werden, bleiben die annuisierten Kosten über den

Betrachtungszeitraum von 30 Jahren konstant. Bei einer Jahresarbeit der

Anlagen von etwa 155 GWh ergeben sich die Stromgestehungskosten zu

186,04 €/MWh. Die EEG-Vergütung für Dachanlagen beträgt bei einer

Inbetriebnahme der Anlagen in 2010 396,95 €/MWh, damit ergibt sich ein Erlös

aus der Stromeinspeisung von 210,91 €/MWh.

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Die Kapitalrendite einer PV-Großanlage beträgt 12,25 %, der interne Zinsfuß

beläuft sich auf 9,46 %. Tabelle 7-13 stellt die Stromgestehungskosten der

Vergütung nach EEG sowie der Kapitalrendite, dem Nettobarwert und dem

internen Zinsfuß gegenüber.

Tabelle 7-13: Stromgestehungskosten, Vergütung nach EEG und ROI für PV-Anlagen

Nennleistung der Anlagen MW p 1 - 5

Stromgestehungskosten €/MWh 186,04

Vergütung nach EEG €/MWh 396,95

Kapitalrendite (ROI) % 30,61

Nettobarwert (NPV) Mio € 376,0

Interner Zinsfuß (IRR) % 19,85

7.1.8 INDUSTRIELLE KWK-ANLAGEN

INVESTITION UND BETRIEBSKOSTEN

Für KWK-Anlagen (ausgeführt als GuD) liegen die spezifischen Investitionen

abhängig von der Anlagengröße in einem Bereich von 800 €/kW für große

Anlagen (50 MW el ) bis zu 1.000 €/kW für kleine Anlagen (10 MW el ).

Die Kosten für Wartung liegen bei ca. 4,6 % der Investition. Der Personalbedarf

wird für 10 bis 20 MW Anlagen auf etwa vier, bei 50 MW-Anlagen auf etwa fünf

Personen geschätzt. Bei Kosten von etwa 50.000 € pro Person und Jahr ergeben

sich die Personalkosten für eine einzelne Anlage zu 200.000 bis 250.000 €/a.

Als Brennstoff wird Erdgas eingesetzt. Langzeitprognosen gemäß Prognos und

Ikarus schätzen den zukünftigen Erdgaspreis auf 11,24 €/MWh.

STROMGESTEHUNGSKOSTEN

Tabelle 7-14 zeigt die Berechnung der Stromgestehungskosten für KWK-Anlagen.

Die einzelnen Anlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von 10 MW,

20 MW und 50 MW werden in den Industriebranchen Chemie, Papier, Textil und

Ernährung installiert. Bei allen Anlagen wurde eine Wärmegutschrift von

20 €/MWh für die gekoppelt erzeugte Wärme berücksichtigt.

Die Lebensdauer der Anlagen wird auf 20 Jahre festgesetzt. Es werden Volllaststunden

von 5.050 h/a angenommen. Der gesamte Kraftwerkspark liefert unter

diesen Annahmen eine jährliche Strommenge von 4.040 GWh/a und eine

jährliche Wärmemenge von 4.136 GWh/a. Insgesamt ergeben sich Stromgestehungskosten

des KWK-Anlagenparks von 3,04 ct/kWh.

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Tabelle 7-14: Technische und wirtschaftliche Daten der industriellen KWK-Kraftwerke

(Zinssatz 6 %, Abschreibung 20 Jahre)

Anzahl der Anlagen 37

Elektrischer Wirkungsgrad 42 %

Investition Mio. € 709

Betriebskosten

Wartung Mio. €/a 32,6

Personal Mio. €/a 7,8

Brennstoffkosten Mio. €/a 107,4

mittlere Stromgestehungskosten,

Anlagenpark

€/MWh 31,2

In Tabelle 7-15 sind die Stromgestehungskosten in Abhängigkeit der installierten

elektrischen Leistung der entsprechenden Kapitalrendite gegenüber gestellt.

Tabelle 7-15: Stromgestehungskosten, Vergütung nach EEG und ROI für industrielle KWK-

Kraftwerke

Nennleistung pro Anlage MW 10 20 50

Stromgestehungskosten €/MWh 36,3 33,1 27,9

Kapitalrendite (ROI) % 11,1 14,8 22,8

Nettobarwert (NPV) Mio € 338,0 279,0 441,0

Interner Zinsfuß (IRR) % 8,8 11,0 15,6

Die Kapitalrendite einer Einzelanlage ist ebenso wie die Stromgestehungskosten

von der installierten elektrischen Leistung abhängig. Während die Stromgestehungskosten

mit zunehmender Leistung sinken, steigt die Kapitalrendite

entsprechend an. Der Nettogewinn bestimmt sich hierbei über den Stromverkauf

zu 40 €/MWh und die Wärmevergütung zu 20 €/MWh der KWK-Anlage. Für

Anlagen mit einer Leistung von 10 MW beträgt die Kapitalrendite 11,1 %, für

20-MW-Anlagen 14,8 % und für Anlagen mit einer installierten elektrischen

Leistung von 50 MW 22,8 %. Der interne Zinsfuß variiert zwischen 8,8 % für die

10 MW und 15,6 % für die 50 W Anlagen.

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7.1.9 GUD-ANLAGEN ZUR BEREITSTELLUNG DER REGELENERGIE

INVESTITION UND BETRIEBSKOSTEN

Die spezifischen Investitionen für große GuD-Kraftwerke betragen derzeit etwa

450 €/kW el . Im Vergleich zu bestehenden Anlagen mit spezifischen Investitionen

von bis zu 625 €/kW el zeichnete sich bereits in den letzten Jahren eine deutliche

Kostendegression ab. In den kommenden Jahren wird eine weitere

Kostendegression erwartet, so dass die spezifischen Investitionen für ein GuD-

Kraftwerk für das Jahr 2010 auf etwa 435 €/kW el geschätzt werden [69].

Die spezifischen Wartungskosten betragen etwa 0,3 ct/kWh, die Personalkosten

werden mit 4,89 €/kW angesetzt. Für das erste Szenario ergeben sich damit

Personalkosten in Höhe von 3,0 Mio. €, bei dem deutlich kleineren Kraftwerk in

Szenario 2 entstehen jährlich nur etwa 1,8 Mio. € Personalkosten. Die

Investitionen und Betriebskosten sowie die sich ergebenden Stromgestehungskosten

sind in Tabelle 7-16 aufgelistet. Zur Bestimmung der Brennstoffkosten

wurde ein Erdgaspreis von 11,124 €/MWh angesetzt.

Tabelle 7-16: Technische und wirtschaftliche Daten des Regel-GuD-Kraftwerks, Szenario 1 und 2

Szenario 1 Szenario 2

Nennleistung pro Anlage MW 500 250

Wirkungsgrad % 60 60

Investition Mio. € 217,5 150

Betriebskosten

Wartung Mio. € 3,7 3,8

Personal Mio. € 3,0 1,8

Brennstoffkosten Mio. € 22,8 17,3

Jahresarbeit GWh 1.246 932

Volllaststunden h/a 2.492 3.729

Stromgestehungskosten €/MWh 38,94 37,51

Die Lebensdauer der Anlage wird auf 20 Jahre gesetzt. Aus den Simulationsergebnissen

ergeben sich die jährliche Regelarbeit sowie die Volllaststunden der

Anlage. Die Stromgestehungskosten liegen bei 37 - 39 €/MWh. Dies ist vor allem

dadurch begründet, dass die Anlage Regelenergie bereitstellt, die auf Grund der

geringen Auslastung der Anlage üblicherweise deutlich teurer als die

Stromerzeugung in Grundlast ist. Bei einer Vergütung dieser Regelenergie zum

Grundlast-Preis ist daher die Einzelwirtschaftlichkeit derartiger Anlagen nicht

zwangsläufig gegeben, sie muss sich allerdings spätestens nach Einbindung der

Regelanlage in das Gesamtkonzept ergeben.

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In Tabelle 7-17 sind die Bruttoerlöse aus dem Stromverkauf der entsprechenden

Kapitalrendite gegenüber gestellt.

Tabelle 7-17: Bruttoerlöse, ROI, Nettobarwert und Interner Zinsfuß für das Regel-GuD-Kraftwerk,

Szenario 1 und 2

Bruttoerlöse aus

Stromverkauf

Szenario 1 Szenario 2

Mio. € 62,3 46,6

Kapitalrendite (ROI) % 20,1 23,0

Nettobarwert (NPV) Mio € 158,1 133,6

Interner Zinsfuß (IRR) % 13,9 15,6

Wie bereits erwähnt, wurde zur Bestimmung der Bruttoerlöse ein Grundlast-

Strompreis von 50 €/MWh angesetzt, obwohl das Kraftwerk eigentlich

Regelenergie produziert, die entsprechend höher vergütet wird. Dennoch wird die

Einzelwirtschaftlichkeit der GuD-Anlage erreicht, die Kapitalrendite beträgt im

ersten Szenario 20,1 %. Erwartungsgemäß ist die Wirtschaftlichkeit der

leistungsschwächeren Anlage im zweiten Szenario (bedingt durch die höheren

Volllaststunden) etwas größer, die Kapitalrendite beträgt hier etwa 23,0 %. Der

interne Zinsfuß beträgt für die beiden Szenarien 13,9 % bzw. 15,6 %.

7.2 ALTERNATIVES INVESTITIONSKONZEPT

Das alternative Investitionskonzept wurde so entwickelt, dass die Gesamtinvestition

durch RWE die des geplanten BoA-Kraftwerks von ca. 2,2 Mrd. Euro

nicht übersteigt. Der darüber hinaus anfallende Investitionsbedarf wird dadurch

gedeckt, dass die entsprechenden Anlagen durch Fonds- bzw. Beteiligungsgesellschaften

finanziert werden, und RWE den Betrieb mit allen anfallenden

Kosten und Erlösen übernimmt.

Direkt finanziert RWE hingegen die Seekabel für Offshore-Windkraftanlagen sowie

einen Teil der Geothermie-Anlagen.

Die Gesamtinvestition von RWE beinhaltet somit

• die Finanzierung der Contracting-Projekte,

• die industriellen KWK-Anlagen,

• die große GuD-Anlage,

• die Seekabel und

• elf Geothermie-Anlagen

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7.2.1 BERECHNUNG DER KOSTEN UND ERLÖSE

Die Kapitalkosten, Betriebs- und Wartungskosten sowie die Brennstoffkosten für

diese Anlagen werden durch RWE getragen. Den Kosten stehen Erlöse aus den

Contracting-Verträgen, der Verpachtung der Seekabel, dem Stromverkauf, der

Wärmegutschrift und der EEG-Vergütung gegenüber.

Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung erfolgt auf Basis der annuisierten Investitionen

als Vergleich der Kosten und Erlöse für das Basisjahr 2010. Als Zinssatz wird,

wie bisher, in allen Fällen ein Wert von 6 % zu Grunde gelegt. Die Lebensdauer

der Anlagen beträgt 20 Jahre, mit Ausnahme der Seekabel, für die 25 Jahre angesetzt

werden. Contracting-Projekte werden auf eine Laufzeit von jeweils sechs

Jahren ausgelegt. In Anlehnung an die prognostizierte Erdgaspreisentwicklung

gemäß Prognos und Ikarus wird ein Gaspreis von 11,24 €/MWh angesetzt.

In Tabelle 7-18 sind die Ergebnisse der Berechnungen für Szenario 2 zusammengefasst.

Die detaillierten Berechnungen sind in Anhang B aufgeführt.

Tabelle 7-18: Alternatives Energiekonzept: Kosten und Einnahmen für RWE-eigene Anlagen

Investitionen

Jährliche Kosten

Jährliche

Erlöse

Jährlicher

Überschuss

Mio. € Mio. €/a Mio. €/a Mio. €/a

GuD 150,0 42,5 47,7 5,1

Industrielle KWK 709,0 228,2 284,7 56,5

Contracting 384,7 78,2 108,0 29,8

Seekabel 139,7 14,4 16,8 2,4

Geothermie 660,0 64,1 89,0 24,9

Summe 2.144,4 427,4 546,2 118,8

Die jährlichen Kosten setzen sich zusammen aus den Kapitalkosten, den

Betriebs- und den Verbrauchskosten. Die Betriebskosten schließen alle Fixkosten

wie z.B. Personalkosten ein, während die Verbrauchskosten variable Kosten wie

Brennstoffkosten berücksichtigen. Die jährlichen Erlöse setzen sich zusammen

aus den Einnahmen für den Stromverkauf sowie bei den industriellen KWK-

Anlagen einer Wärmegutschrift, den Erlösen aus Contracting-Projekten und den

Einnahmen aus der Verpachtung der Seekabel. Zur Berechnung der Erlöse aus

dem Stromverkauf wird für die GuD-Anlagen ein Strompreis von 50 €/MWh el

angesetzt, der Strom der Geothermie-Anlagen wird entsprechend dem EEG

vergütet. Die Wärmegutschrift beträgt 20 €/MWh th . Der jährliche Überschuss der

Einnahmen über die Ausgaben für die Investition in den alternativen

Kraftwerkspark beläuft sich demnach auf 118,8 Mio. €.

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Für alle weiteren Anlagen des alternativen Kraftwerksparks übernimmt RWE den

Betrieb, die Finanzierung erfolgt über Beteiligungs- bzw. Fondsgesellschaften, für

die eine jährliche Rendite von durchschnittlich 6 % festgelegt wird. Die jährlichen

Kosten und Erlöse werden unter analogen Annahmen wie oben bestimmt. Die

Ergebnisse der Berechnungen für Szenario 2 sind in Tabelle 7-19 zusammengefasst.

Die detaillierten Berechnungen sind in Anhang B aufgeführt. Der

jährliche Überschuss der Einnahmen über die Ausgaben für den Betrieb dieser

Anlagen beläuft sich demnach auf 152 Mio. €.

Tabelle 7-19: Alternatives Energiekonzept: Kosten und Einnahmen für RWE-betriebene Anlagen

Jährliche

Kosten

Jährliche

Erlöse 1

Jährlicher

Überschuss

Mio. €/a Mio. €/a Mio. €/a

Geothermie 110,8 153,8 43,0

Biogas 72,3 93,3 21,0

Biomasse 200,8 236,2 35,3

Wind Onshore Neubau 27,9 29,5 1,6

Wind Onshore Repowering 20,5 31,6 11,1

Wind Offshore 191,5 192,8 1,3

Photovoltaik 28,9 61,7 32,8

1

bei Wind: Mittelwert über die Anlagenlebensdauer

Wasser 33,1 39,0 5,9

Summe 684,4 837,9 152,0

Hinzu kommen in den ersten vier Jahren die Erlöse aus dem Verkauf von überschüssigen

CO 2 -Emissionsberechtigungen bei Ersatz einer Altanlage. Die

Emissionsberechtigungen der Altanlage werden, wie in Kapitel 6 erläutert, bei

Anwendung der Übertragungsregelung anteilig (bezogen auf die jeweils installierte

Leistung) auf das GuD-Kraftwerk und auf die KWK-Anlagen in der Industrie übertragen.

Insgesamt würden diesen Anlagen dann etwa 6,6 Mio. überschüssige

Emissionsberechtigungen zugeteilt werden. Bei einem Preis der Emissionsberechtigungen

von etwa 20 € würde RWE beim Verkauf der überschüssigen

Emissionsberechtigungen in den ersten vier Jahren jährlich weitere 132 Mio. €

erhalten. Insgesamt würde der alternative Kraftwerkspark damit in diesem Zeitraum

einen jährlichen Überschuss von etwas mehr als 400 Mio. € erzielen. In

den folgenden Jahren beträgt der jährliche Überschuss des alternativen

Kraftwerksparks immerhin noch über 270 Mio. €.

Untersucht wurde die Wirtschaftlichkeit des alternativen Kraftwerksparks über

einen Zeitraum von 20 Jahren, entsprechend der für die Anlagen angesetzten

Lebensdauer. Auf Basis der Simulationsergebnisse, aktueller Investitionen und

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Betriebskosten unter Berücksichtigung der prognostizierten Kostendegressionen

sowie den Vergütungssätzen für Strom aus Erneuerbaren Energien gemäß dem

EEG für das Jahr 2010 konnte die Wirtschaftlichkeit des Kraftwerksparks für eine

Lebensdauer der Anlagen nachgewiesen werden. Für den Zeitraum nach 2030

wird erwartet, dass durch die eintretende Kostendegression bei einigen Anlagentypen

die Stromerzeugung trotz Re-Investitionen auch ohne eine Förderung durch

das EEG wirtschaftlich sein wird.

7.2.2 GEGENÜBERSTELLUNG ZUM REFERENZSZENARIO (BOA-KRAFTWERK)

Um einen wirtschaftlichen Vergleich zwischen Alternativkonzept und Referenzszenario

anstellen zu können, wurde im folgenden analog zu den bisherigen

Berechnungen der zu erwartende Rohertrag des BoA-Kraftwerks bestimmt. Der

Rohertrag, also der kalkulatorische Überschuss, ergibt sich damit aus den

Erlösen des Stromverkaufs abzüglich der Stromgestehungskosten und, unter

Berücksichtigung der Übertragungsregelung, für die ersten vier Jahre zuzüglich

der Erlöse aus dem Verkauf von überschüssigen Emissionsberechtigungen (s.

Kapitel 6.2.1).

Die Stromgestehungskosten für ein in 2010 in Betrieb genommenes Braunkohle-

Kondensationskraftwerk mit jährlich 8.000 Volllaststunden werden nach [69] zu

34,7 €/MWh abgeschätzt. Damit ergeben sich für das BoA-Kraftwerk mit einer

Jahresarbeit von 16.000 GWh jährliche Stromgestehungskosten in Höhe von

555,2 Mio. €. Die Erlöse aus dem Stromverkauf belaufen sich hingegen bei

einem angenommenen Strompreis von 50 €/MWh auf 800 Mio. €/a. Aus dem

Verkauf der 2,25 Mio. überschüssigen Emissionsberechtigungen ergibt sich bei

einem Zertifikatspreis von 20 €/EB für die ersten vier Jahre ein zusätzlicher Erlös

von 45 Mio. €/a. Der Überschuss des BoA-Kraftwerks beläuft sich somit in den

ersten vier Jahren auf etwa 290 Mio. €/a und für die folgenden Jahre auf etwa

245 Mio. €/a.

Demgegenüber steht ein Überschuss des Alternativkonzepts von jährlich über

270 Mio. €, bzw. in den ersten vier Jahren zzgl. der Erlöse aus dem Verkauf der

überschüssigen Emissionszertifikate sogar ein Überschuss von über 400 Mio. €/a

(s. Kapitel 7.2.1). Das Alternativkonzept bietet somit gegenüber dem BoA-

Kraftwerk in den ersten vier Jahren einen finanziellen Vorteil von über 110 Mio.

€. Im anschließenden Zeitraum beläuft sich der Mehrertrag des

Alternativkonzepts immerhin noch auf etwa 26 Mio. €/a.

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7.2.3 SENSITIVITÄTSANALYSEN

Für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen wurde ein prognostizierter Erdgaspreis

von 11,24 €/MWh für das Jahr 2010 und ein Zertifikatspreis von 20 €/t CO2

angesetzt. In der folgenden Sensitivitätsanalyse werden diese Parameter variiert,

um den Einfluss steigender bzw. sinkender Erdgas- und Zertifikatspreise auf die

Wirtschaftlichkeit des alternativen Kraftwerksparks abzubilden.

Untersucht wurde der Einfluss einer Abweichung des Erdgaspreises nach oben

um bis zu 100 % und nach unten um 20 %. Die Betrachtung erfolgt statisch für

das Jahr der Inbetriebnahme des Kraftwerksparks. Da die Erlöse aus dem

Verkauf überschüssiger Zertifikate nur in den ersten vier Jahren erzielt werden

können, werden diese Erlöse in der ersten Sensitivitätsanalyse zunächst nicht

berücksichtigt. Die Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse sind in Abbildung 7-2

dargestellt.

Netto-Überschuss

350

[Mio. €/a]

300

250

200

150

100

50

Abweichung [%]

0

-40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Abbildung 7-2:

Netto-Überschuss des alternativen Kraftwerksparks, Szenario 2, bei Variation des

Erdgaspreises (ohne Erlöse aus dem Verkauf von Emissionsberechtigungen)

Die Wirtschaftlichkeit des Anlagenparks sinkt mit steigenden Erdgaspreisen,

bedingt durch die höheren Verbrauchskosten des GuD-Kraftwerks sowie der

industriellen KWK-Anlagen. Auf Grund des hohen Anteils an regenerativen

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Energiequellen im betrachteten Anlagenkonzept ist die Wirtschaftlichkeit des

Kraftwerksparks jedoch auch bei steigenden Brennstoffpreisen für fossile Energieträger

gegeben. Der Betrieb des alternativen Kraftwerksparks wäre daher selbst

bei einer Verdopplung des prognostizierten Ergaspreises noch wirtschaftlich.

In der zweiten Sensitivitätsanalyse werden die Erlöse durch den Verkauf von

Emissionsberechtigungen berücksichtigt, und es wird eine Betrachtung nur für die

ersten vier Betriebsjahre angestellt. Für den Zertifikatspreis, der auf Grund

fehlender Erfahrung in der Vergangenheit und unklarer Entwicklung insbesondere

in der folgenden Handelsperiode deutlich schlechter zu prognostizieren ist, wurde

in der zweiten Sensitivitätsanalyse eine Abweichung vom aktuellen Preis um

50 % nach oben (auf 30 €/tCO 2 ) und 100 % nach unten (keine Erlöse,

entsprechend der ersten Analyse) berücksichtigt. Abbildung 7-3 zeigt die

Ergebnisse der zweiten Sensitivitätsanalyse.

Netto-Überschuss

600

[Mio. €/a]

500

400

300

200

Variation des EB-Preises

Variation des Erdgas-Preises

100

Abweichung [%]

0

-100% -80% -60% -40% -20% 0% 20% 40% 60% 80% 100%

Abbildung 7-3:

Netto-Überschuss des alternativen Kraftwerksparks in den ersten vier

Betriebsjahren, Szenario 2, bei Variation des Zertifikats- und Erdgaspreises und

Berücksichtigung der Erlöse aus dem Verkauf von Emissionsberechtigungen (EB)

Steigt der Zertifikatspreis bei gleichbleibendem Erdgaspreis, so hat dies in den

ersten vier Jahren des Kraftwerksbetriebs einen positiven Einfluss auf die Netto-

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Erlöse des alternativen Kraftwerksparks. Ein Verfall der Zertifikatspreise hingegen

würde sich in diesem Zeitraum negativ auf die Wirtschaftlichkeit auswirken.

Dennoch ist, wie im Vorangegangenen erläutert, der alternative Kraftwerkspark

auch ohne die Erlöse durch den Verkauf von überschüssigen Emissionsberechtigungen

wirtschaftlich.

Wird der Überschuss des alternativen Kraftwerkskonzepts im Szenario 2 von

etwa 271 Mio. € dem des BoA-Kraftwerks von etwa 245 Mio. € gegenübergestellt,

so erzielt der alternative Kraftwerkspark unter den zugrunde gelegten

Randbedingungen einen um knapp 26 Mio. € und damit über 10 % höheren

jährlichen Überschuss als das BoA-Kraftwerk. Während der ersten vier Jahre

während derer also die Veräußerung von Emissionsberechtigungen mit in die

Bilanz eingeht erzielt das alternative Kraftwerkskonzept bei einem Preis von

20 €/EB sogar einen um etwa 110 Mio. € (ca. 45 %) höheren Netto-Überschuss

als das BoA-Kraftwerk (siehe Abbildung 7-4).

Vorteil des

Alternativkonzeptes

180

[Mio. €/a]

160

140

30 €

Variation des EB-Preises

Variation des Erdgas-Preises

120

100

25 €

15 €

80

10 €

60

5 €

40

0 €

20

0

-100% -75% -50% -25% 0% 25% 50% Abweichung 75% [%]

Abbildung 7-4:

Finanzieller Vergleich des alternativen Kraftwerkskonzepts, Szenario 2, mit dem

BoA-Kraftwerk in den ersten vier Betriebsjahren beim Verkauf überschüssiger

Emissionsberechtigungen

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Auf Grund der hohen Sensitivität des alternativen Kraftwerkskonzepts vom

Erdgaspreis sinkt dieser Vorteil mit steigenden Erdgaspreisen. Bei einem Anstieg

der Zertifikatspreise würde sich die Wirtschaftlichkeit in den ersten vier Jahren

jedoch deutlich zu Gunsten des alternativen Kraftwerkskonzepts verschieben.

Für den (unwahrscheinlichen) Fall, dass die Emissionsberechtigungen für das

BoA-Kraftwerk nicht übertragen und nicht kostenfrei zugeteilt werden, sondern

dass alle erforderlichen Zertifikate zugekauft werden müssen, ist die Wirtschaftlichkeit

des alternativen Kraftwerksparks im Vergleich zum BoA-Kraftwerk

wesentlich vom Zertifikatspreis abhängig. In Abbildung 7-5 ist der Netto-

Überschuss des alternativen Kraftwerksparks im Szenario 2 sowie für die BoA-

Anlage für unterschiedliche Zertifikatspreise dargestellt. Es wird deutlich, dass

das BoA-Kraftwerk ab einem Zertifikatspreis von etwa 15 €/EB nicht mehr

wirtschaftlich ist.

Netto-Überschuss

400

[Mio. €/a]

300

200

100

0

0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 Zertifikatpreis 50,00 [€/EB]

-100

-200

-300

-400

Rohertrag Alternativkonzept

Rohertrag BoA

-500

Abbildung 7-5:

Einfluss des CO 2 -Zertifkatspreises auf das Betriebsergebnis des BoA-Kraftwerks

bzw. des alternativen Kraftwerks, falls alle CO 2 -Zertifikate zugekauft werden

müssen

Ein weiterer Einflussfaktor, der an dieser Stelle auf Grund mangelnder Daten

nicht berücksichtigt werden konnte, ist natürlich die Kostenentwicklung der

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Braunkohleförderung, die in dieser Studie sehr konservativ (keine Kostensteigerung)

angesetzt wurde.

Es bleibt als wesentliches Ergebnis festzuhalten, dass das alternative Energiekonzept

eine in sich wirtschaftliche und auch bei Schwankungen des Erdgaspreises

robuste Lösung darstellt, deren Wirtschaftlichkeit je nach Randbedingung

auf den Energiemärkten die des BoA-Kraftwerks sogar deutlich überschreiten

könnte.

7.3 EXTERNE KOSTEN

Kosten, die bei der Erzeugung eines Produktes entstehen, aber nicht vom

Verursacher getragen werden und sich auch nicht in den Marktpreisen des

Produktes widerspiegeln, werden als externe Kosten bezeichnet. Hierzu zählen

beispielsweise die Kosten zur Behebung von Umwelt- und Gesundheitsschäden

sowie die Kosten, die durch den Klimawandel verursacht werden.

Die kostenverursachenden Schäden können durch Umweltverschmutzung,

Emissionen, Lärm o.ä. herbeigeführt werden. Mögliche Schadensträger sind die

Bewohner eines betroffenen Gebietes, aber auch die Landwirtschaft, Wälder,

naturnahe Ökosysteme, Bäche und Flüsse.

Es liegt nahe, beim Vergleich der beiden alternativen Energiekonzepte die

externen Kosten beider Systeme miteinander in Beziehung zu setzen. Tabelle

7-20 zeigt die externen Kosten der im geplanten Kraftwerkspark angewandten

Technologien sowie der Stromerzeugung in Braunkohlekraftwerken, wie sie in

verschiedenen Studien ermittelt wurden. Sie unterscheiden sich dabei um

Größenordnungen.

Trotz der großen Differenzen wird jedoch bei allen Studien deutlich, dass die

externen Kosten bei der Stromerzeugung mit Braunkohle erheblich höher

anzusetzen sind als bei der Stromerzeugung mit regenerativen Energien. In der

Literatur sind externe Kosten für die Stromerzeugung in Braunkohlekraftwerken

von bis zu 30 €/ MWh el genannt. Vor diesem Hintergrund erscheint diese Art der

Stromerzeugung wirtschaftlich kaum noch vertretbar. Eine exakte quantitative

Abschätzung von Klimafolgeschäden ist jedoch schwierig bedingt durch die

vielfältigen Eingangsparameter.

Das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung hat volkswirtschaftliche Schäden

allein für Deutschland in Höhe von 137 Mrd. US$ bis zum Jahr 2050 errechnet

[81]. Das entspricht jährlichen Kosten in Höhe von etwa 3 Mrd. €. Unter der

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Annahme eines konstanten CO 2 -Ausstoßes von 837,5 Mio. Tonnen CO 2 /Jahr 15

[82] lassen sich die spezifischen externen Kosten auf etwa 3,50 €/t CO2

abschätzen. Experten schätzen die externen Kosten aber i.A. deutlich höher auf

bis zu 135 €/t CO2 , siehe Tabelle 7-21.

Tabelle 7-20: Externe Kosten unterschiedlicher Stromerzeugungssysteme in ausgewählten Studien

in €/MWh [79]

Braunkohle

Erdgas in GUD

Wasserkraft

Windenergie

Enquete

12/8600

IER

1997

Friedrich /

Krewitt 97

Voß

2000

Hohmeyer

2001

Enquete

2002*

unterer Schätzwert 8,69 19,33 18,66 10,74 30,01 229,62

oberer Schätzwert 200,58 195,42 72,35 263,93

unterer Schätzwert 5,42 3,27

oberer Schätzwert 18,97

unterer Schätzwert 1,18 0,46 3,89

oberer Schätzwert 8,69 3,83

unterer Schätzwert 0,36 0,05 0,20 0,41 2,20

oberer Schätzwert 2,20 1,18 0,26 2,30

*externe Kosten nach Kommissionsmehrheit

Tabelle 7-21: Expertenmeinungen zu externen Kosten durch Klimaschäden im Vergleich [83]

Externe Kosten

€/t CO2

Hohmeyer 7 bis 134 *

Friedrich 20

Matthes 100

S. J. Tol 11

* Wechselkurs: 1,20 USD/Euro

Trotz großer Abweichungen untereinander untermauern diese Zahlen die

Forderung, dass die Berücksichtigung externer Kosten ein wichtiger Bestandteil

zukünftiger Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen von Energiesystemen sein muss.

Auf Grund der Schwierigkeiten, eine zuverlässige quantitative Einschätzung der

Folgeschäden vorzunehmen, wurden die externen Kosten bei den Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen

innerhalb dieser Studie jedoch unberücksichtigt gelassen.

Tendenziell würde sich eine Berücksichtigung dieser Einflüsse natürlich sehr

positiv auf die Wirtschaftlichkeit des Alternativkonzepts auswirken.

15 Für das Jahr 2002; Brennstoffbedingte Emissionen

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8 ABSCHÄTZUNG DER BESCHÄFTIGUNGSEFFEKTE

Der in dieser Studie betrachtete alternative Anlagenpark sieht die Errichtung

mehrerer hundert Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energiequellen vor. Die

Beschäftigungseffekte, die mit diesem bedeutenden Zubau einhergehen, wurden

im Rahmen dieser Studie ebenfalls diskutiert. Ziel war zum einen eine allgemeine

Abschätzung der einmalig und langfristig entstehenden Arbeitsplätze auf

Grundlage unterschiedlicher Studien und zum anderen der Vergleich mit den

Beschäftigungseffekten durch den Neubau des Braunkohlekraftwerks.

Mit dieser Zielsetzung wurden unterschiedliche Studien und Quellen herangezogen,

die sich mit den Auswirkungen auf Arbeitsplätze durch den Bau von

Anlagen für die Nutzung erneuerbarer Energien beschäftigen. Aus den

vorhandenen Quellen wurden für jeden Anlagentyp des alternativen Kraftwerksparks

sowie für den Bau des Braunkohlekraftwerks Faktoren zur Berechnung der

entstehenden Arbeitsplätze herangezogen.

Die Vorgehensweise und die Ergebnisse der Abschätzung werden im Folgenden

detailliert beschrieben. Darüber hinaus enthält Anhang A eine Liste potenzieller

Zulieferer und Planungsbüros für die unterschiedlichen im Alternativkonzept

eingesetzten Technologien 16 . Die Liste wurde beispielhaft für das Bundesland

Nordrhein-Westfalen erstellt, in dem auch das BoA-Kraftwerk errichtet werden

soll. Bei Umsetzung des dezentral geplanten alternativen Kraftwerkparks steht

jedoch bereits heute deutschlandweit eine große Anzahl an Unternehmen zur

Planung und Errichtung der Anlagen zur Verfügung.

8.1 METHODIK UND VORGEHENSWEISE

Bei der Auswahl der Literaturquellen wurde darauf geachtet, dass sowohl direkte

als auch indirekte Beschäftigungseffekte Berücksichtigung finden. Als direkter

Beschäftigungseffekt wird die direkte Schaffung von Arbeitsplätzen bezeichnet,

die durch den Bau, Wartung und Betrieb einer Anlage entstehen. Indirekte

Beschäftigungseffekte entstehen durch Vorleistungen (z.B. Zulieferung) in

anderen, indirekt betroffenen Sektoren der Volkswirtschaft. Es wird unterschieden

zwischen den Arbeitsplätzen, die einmalig während der Bauphase entstehen und

denen, die dauerhaft auf Grund von Betrieb und Wartung der Anlagen erforderlich

werden.

16 Die Liste erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit.

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Die Unterscheidung zwischen Brutto- und Nettoeffekten erfolgt im Rahmen dieser

Studie nur insofern, als dass für beide Konzepte der Wegfall derjenigen Arbeitsplätze

mit berücksichtigt wurde, die mit der Stilllegung der alten Kraftwerke

einher gehen würden. Es wird davon ausgegangen, dass für den Betrieb älterer

konventioneller Braun- und Steinkohlekraftwerke ca. 0,3 Arbeitsplätze pro MW el

Bruttoleistung erforderlich sind [73]. In einem typischen Kraftwerksblock von

600 MW werden also ca. 180 Personen beschäftigt.

Der so genannte Budgeteffekt bleibt hingegen unberücksichtigt. Dieser Effekt

beschreibt den Wegfall von Arbeitsplätzen durch den Effekt der allgemeinen

Verteuerung von Strom bei einer starken Zunahme der Nutzung erneuerbarer

Energiequellen durch die Zusatzbelastung der Stromverbraucher. Durch die

höheren Energiekosten sinkt der Konsum anderer Güter, wodurch in anderen

Wirtschaftszweigen Arbeitsplätze wegfallen. Allerdings ist dieser Effekt durchaus

umstritten, und er ist zudem nur in makroökonomischen Analysen ermittelbar,

die in dieser Studie nicht angestellt werden.

8.2 BERECHNUNGEN

Die Berechnungen für die einzelnen Kraftwerkskomponenten basieren auf

unterschiedlichen Vorarbeiten und sind im Folgenden näher ausgeführt. Die

Ergebnisse sind in Tabelle 8-1 zusammengefasst.

8.2.1 BOA-KRAFTWERK

Um den Vergleich zu ziehen, wurde recherchiert, wie viele Arbeitsplätze durch

das BoA-Kraftwerk in Niederaußem entstanden sind. Dieses verfügt über eine

Leistung von etwa 1.000 MW. Während der vierjährigen Bauphase sicherte das

Projekt ca. 5.000 Arbeitsplätze. Für den laufenden Betrieb werden ca. 100

Arbeitskräfte benötigt [72].

Entsprechend würden bei dem Bau einer 2.200 MW BoA 220

Langfristarbeitsplätze für den laufenden Betrieb entstehen und einmalig 44.000

Personenjahre für den Bau des Kraftwerks. Der Faktor 0,1 Mitarbeiter pro MW,

der für die Personalbesetzung für Braunkohle-Neubaublöcke mit automatischem

Blockbetrieb in der Literatur von Breuer [73] festgelegt ist, kommt entsprechend

zum gleichen Ergebnis. Im Vergleich dazu sind bei Braunkohlekraftwerksanlagen

ohne optimierte Anlagentechnik bis zu 0,3 Mitarbeiter pro MW erforderlich [73].

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8.2.2 WINDENERGIE

Der Bundesverband Windenergie rechnet in seiner Arbeitsplatzstatistik mit dem

Faktor 11,9 Beschäftige pro Millionen Euro Umsatz für die Installation und den

Betrieb von Windenergieanlagen [78]. Allerdings wird in dieser Statistik weder

zwischen langfristigen (Betrieb und Wartung) und kurzfristigen Beschäftigungseffekten

noch zwischen Onshore- und Offshore-Anlagen unterschieden.

Für den hier betrachteten Windkraftanlagenpark wurden daher die Faktoren einer

Studie des Bremer Energie Instituts (2003) veranschlagt [74]. Wegen der

höheren Investitionen bei Offshore-Anlagen verursacht die Bauphase einen

wesentlich höheren Beschäftigungseffekt als die Betriebsphase. Für Onshore-

Anlagen wird der Faktor 16,9 Arbeitsplätze pro MW neu installierter Leistung für

die Bauphase und der Faktor 0,7 Arbeitsplätze pro MW installierter Leistung für

Wartung und Betrieb veranschlagt. Für die Offshore-Anlagen wird mit dem Faktor

28,65 Arbeitsplätze pro MW neu installierter Leistung und dem Faktor 1,1

Arbeitsplätze pro MW bereits installierter Leistung gerechnet.

Entsprechend ergeben sich für 152 Onshore-Anlagen mit einer installierten

Leistung von 338 MW insgesamt 237 langfristige Arbeitsplätze und 5.712

einmalige Arbeitsplätze (Angabe in Personenjahren, da abhängig von der

Bauzeit). Entsprechend ergeben sich für 143 Offshore-Anlagen mit einer

installierten Leistung von 530 MW insgesamt 583 langfristige Arbeitsplätze und

15.185 einmalige Arbeitsplätze.

8.2.3 GEOTHERMIE

Für Geothermie-Anlagen wurden ebenfalls die Ergebnisse aus der Studie des

Bremer Energie Instituts übernommen [74]. Für den alternativen Kraftwerkspark

sind 30 Geothermie-Anlagen à 10 MW geplant, dies entspricht einer gesamten

installierten Leistung von 300 MW. Entsprechend den Faktoren des Bremer

Energie Instituts von 26,5 Arbeitsplätzen pro MW neu installierter Leistung und

dem Faktor von 0,775 Arbeitsplätzen pro MW bereits installierter Leistung,

ergeben sich für die Geothermie-Anlagen einmalige Arbeitsplatzeffekte von 6.002

Personenjahren. Langfristig sind für Betrieb und Wartung 227 Arbeitplätze

erforderlich.

8.2.4 WASSERKRAFT

Für die Laufwasserkraft-Anlagen werden ebenfalls die errechneten

Beschäftigungseffekte aus der Studie des Bremer Energie Instituts zugrunde

gelegt. Für die Deckung des Energiebedarfs aus Wasserkraft sollen 32 Anlagen

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modernisiert und 6 bestehende Anlagen erweitert werden. Auf diese Weise sollen

38 Anlagen insgesamt 115 MW erzeugen. Entsprechend den Angaben des

Bremer Energie Instituts wird mit dem Faktor von 27,6 Arbeitsplätzen pro MW

neu installierter Leistung und dem Faktor von 0,504 Arbeitsplätzen pro MW

bereits installierter Leistung gerechnet [74]. Da der Betrieb und die Wartung

nicht so arbeitsintensiv sind, werden nur 58 Arbeitskräfte langfristig benötigt,

hingegen zum Bau und Installation der Anlagen 1.600 Personenjahre.

8.2.5 BIOMASSE

Arbeitsplätze entstehen sowohl bei der Bereitstellung und Verarbeitung der

Biomasse, beim Transport der Biomasse sowie beim Bau, Betrieb und Wartung

der Konversionsanlagen. Zur Berechnung der Arbeitsplatzeffekte werden die

Faktoren aus der Literatur von Beerbaum zugrunde gelegt [75]. Demnach kann

von 23 direkten und 20 indirekten Arbeitsplätzen pro MW neu installierter

Leistung und 0,5 direkten und 0,4 indirekten Arbeitsplätzen pro MW bereits

installierter Leistung ausgegangen werden.

Für den alternativen Kraftwerkspark sind 40 Biomasseanlagen mit einer

gesamten installierten Leistung von 303 MW geplant. Mit diesen Voraussetzungen

ergeben sich für die Biomasseanlagen einmalige Arbeitsplatzeffekte

von 13.029 Personenjahren. Langfristig werden für Betrieb und Wartung 237

Arbeitplätze benötigt.

8.2.6 BIOGAS

Für die Biogasanlagen werden ebenfalls die errechneten Beschäftigungseffekte

aus der Studie des Bremer Energie Instituts zugrunde gelegt [74]. Dort wird

allerdings von einer Größenordnung der Biogasanlagen von 350 kW ausgegangen.

Für den alternativen Kraftwerkspark sind 303 Biogasanlagen der

Größenordnung 500 kW mit einer gesamten installierten Leistung von 152 MW

geplant. Für die Berechnungen der Arbeitsplätze wird angenommen, dass für die

500 kW Anlage gleichviel Personal wie für die 350 kW Anlage benötigt wird. Als

Faktoren für die Beschäftigungseffekte werden laut Bremer Energie Institut 1,45

pro MW und Anlage für die langfristigen Arbeitsplätze angesetzt, für die

einmaligen Arbeitsplätze während Bau und Installation 11 Personenjahre pro

MW. Insgesamt werden im Rahmen des alternativen Kraftwerksparks für die

Biogasanlagen 439 Arbeitskräfte langfristig benötigt, für Bau und Installation der

Anlagen einmalige 3.333 Personenjahre.

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8.2.7 PHOTOVOLTAIK

Für Photovoltaik-Anlagen wurden zur Abschätzung der einmalig entstehenden

Arbeitsplätze in der Bauphase die Annahmen aus der Studie des Bremer Energie

Instituts zu Grunde gelegt [74]. Für den alternativen Kraftwerkspark sind 58

Photovoltaik-Anlagen mit insgesamt 100 MW P installierter Leistung geplant.

Entsprechend den Faktoren des Bremer Energie Instituts von 76,5 Arbeitsplätzen

pro MW P neu installierter Leistung ergeben sich für die Photovoltaik-Anlagen

einmalige Arbeitsplatzeffekte von 7.656 Personenjahren während der Bauphase

Bezüglich der langfristig entstehenden Arbeitsplätze für Betrieb und Wartung

bestehen sehr unterschiedliche Meinungen von drei bis zehn Arbeitsplätzen pro

MW P seitens des BEI bis zu unter einem Dauerarbeitsplatz pro Anlage (selbst für

Großanlagen!) [74], [76]. Da ein großer Vorteil der Photovoltaikanlagen im

nahezu wartungsfreien Betrieb der Anlagen liegt, wird für die Berechnungen in

dieser Studie konservativ davon ausgegangen, dass durch den Photovoltaikpark

lediglich ein Dauerarbeitsplatz pro Anlage geschaffen wird.

8.2.8 GUD

Für die Berechnungen der Arbeitsplatzeffekte der GuD-Anlagen wird auf das

Stoffstromprojekt des Öko-Instituts e.V. „GEMIS“ zurückgegriffen [77]. Dort

werden langfristige Beschäftigungseffekte für eine GuD-Anlage von

79 Personen/TWh angenommen. Für den alternativen Kraftwerkspark wird eine

GuD-Anlage mit einer installierten Leistung von 1,07 TWh/a geplant. Entsprechend

ergibt sich für die GuD-Anlage innerhalb des alternativen

Kraftwerksparks ein langfristiger Personalbedarf für den Betrieb der Anlage von

85 Personen.

8.2.9 KWK

Die Deckung des Energiebedarfs durch KWK-Anlagen soll für das virtuelle

Kraftwerk durch 37 erdgasbefeuerte Industrie-KWK-Anlagen erfolgen, die

insgesamt eine installierte Leistung von 890 MW aufweisen. Der direkte

langfristige Personaleinsatz wird nach eigenen Erfahrungen konservativ auf 2 bis

3 Mitarbeiter pro Anlage geschätzt. Entsprechend wird für die KWK-Anlagen

innerhalb des virtuellen Kraftwerksparks ein dauerhafter Personalbedarf für den

Betrieb der Anlagen von ca. 100 Mitarbeitern benötigt.

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8.3 BERECHNUNGSERGEBNISSE

Die Ergebnisse aus den Abschnitten 7.2.1 bis 7.2.8 lassen sich wie folgt

zusammenfassen:

Während der Bauphase des BoA-Kraftwerkes mit einer installierten Bruttoleistung

von 2.200 MW el werden einmalig 44.000 Arbeitplätze geschaffen. Für den

langfristigen Betrieb und die Wartung des Kraftwerks werden 220 Arbeitsplätze

geschaffen, gleichzeitig fallen ca. 660 Arbeitsplätze in denjenigen Kraftwerken

weg, die zurückgebaut werden.

Demgegenüber werden für den alternativen Kraftwerkspark mit einer installierten

Leistung von ca. 2.890 MW el (Szenario 2) bei vergleichbarer Gesamtwirtschaftlichkeit

des Konzeptes während Bau und Errichtung über 56.000

Arbeitsplätze benötigt, für den Betrieb der Anlagen werden darüber hinaus etwa

2.060 langfristige Arbeitsplätze geschaffen, wie in Tabelle 8-1, Abbildung 8-1

und Abbildung 8-2 dargestellt.

Tabelle 8-1:

Vergleich der Arbeitsplatzeffekte alternativer Kraftwerksparks BoA

Windkraft

onshore

Windkraft

offshore

Berechnungsvorschriften aus der Literatur

langfristige

Effekte

einmalige

Effekte

Abschätzung der Beschäftigungseffekte

vorgesehenes

Anlagenkonzept

langfristige

Effekte

einmalige

Effekte

Bezugsgröße (Arbeitsplätze) (Personenjahre) (Arbeitsplätze) (Personenjahre)

pro MW 0,7 16,9 338 MW 237 5.712

pro MW 1,1 28,65 530 MW 583 15.185

Geothermie pro MW 0,755 26,5 300 MW 227 7.950

Wasserkraft pro MW 0,504 27,6 115 MW 58 3.174

Photovoltaik pro MW p 1* 76,56 100 MW p 58 7.656

Biomasse pro MW 0,9 43 303 MW 273 13.029

Biogas pro Anlage 1,45 11 303 Anlagen 439 3.333

GuD pro TWh/a 79 - 1.071 TWh/a 85 0

KWK pro Anlage 2-3 - 37 Anlagen 103 0

Summe 2.062 56.039

BoA pro MW 0,1 20 2.200 MW 220 44.000

Wegfall pro MW 0,3 - 2.200 MW -660 -

* pro Anlage

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1.500

Langfristige Arbeitsplätze

Einmalige Arbeitsplätze

60.000

Netto-

1.250

Arbeitsplätze

Personenjahre

50.000

1.000

40.000

750

30.000

500

20.000

250

10.000

0

0

-250

-10.000

-500

Alternativkonzept BoA Alternativkonzept BoA

-20.000

Abbildung 8-1:

Langfristige und einmalige Netto-Arbeitsplatzeffekte durch Bau des alternativen

Kraftwerksparks im Vergleich zum BoA-Kraftwerk

2.500

Anzahl

2.000

Arbeitsplätze

1.500

1.000

500

0

-500

-1.000

Alternativkonzept

BoA

Abbildung 8-2:

Neu entstehende und wegfallende Arbeitsplätze bei Umsetzung des Alternativkonzepts

und bei Errichtung des BoA-Kraftwerks

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Wird das alternative Kraftwerkskonzept umgesetzt, so würden zwar die durch den

Bau und Betrieb der geplanten BoA-Anlage entstehenden Arbeitsplätze wegfallen,

aber es würden etwa 2.060 ständige Arbeitsplätze entstehen. Nicht zu

vernachlässigen ist schließlich, dass durch die Stilllegung von drei bis vier alten

Kraftwerksblöcken bei Inbetriebnahme der neuen BoA-Blöcke ca. 660 langfristige

Arbeitsplätze abgebaut würden, und nur ca. 220 neu geschaffen würden.

Im Ergebnis führt das alternative Kraftwerkskonzept ohne Berücksichtigung der

Bauphase langfristig zu etwa 1.400 neuen Arbeitsplätzen, wohingegen der Bau

des BoA-Kraftwerks mit einem Netto-Wegfall von ca. 440 Arbeitsplätzen einhergehen

würde.

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9 QUELLENNACHWEIS

[1] Hirschl, B., 2002, Markt- und Kostenentwicklung erneuerbarer Energien,

Erich Sachmidt Verlag

[2] FESA, Förderverein Energie- und Solaragentur Regio Freiburg e.V., 2005,

GeO-Newsletter 4/04,

http://www.fesa.de/fesa_verein/frhome.htm

[3] IE, Institut für Energetik und Umwelt GmbH, Leipzig, 2004,

Geothermie - Projekte in Deutschland

http://www.energetik-leipzig.de/Geothermie/Portal/Projektinfos.htm

[4] Rogge, S., Berlin, 2003, Geothermische Stromerzeugung in Deutschland:

Ökonomie, Ökologie und Potenziale

[5] Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag, TAB,

2003, Sachstandsbericht: Möglichkeiten geothermischer Stromerzeugung

in Deutschland

[6] Schneider, S., Kaltschmitt, M., Zeitschrift BWK Nr. 4, 2005, S. 91

[7] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, BMU,

April 2004, Ökologisch optimierter Ausbau der Nutzung erneuerbarer

Energien in Deutschland

[8] Fichtner, Stuttgart 2003, Gutachten zur Berücksichtigung großer

Laufwasserkraftwerke im EEG, im Auftrag des Bundesministeriums für

Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit

[9] Fichtner, Stuttgart 2003, Die Wettbewerbsfähigkeit von großen

Laufwasserkraftwerken im liberalisierten deutschen Strommarkt, im Auftrag

des Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit

[10] DEWI, Zahlen zur Windenergie 2004, Wind_Ende_2004_BWE.pdf

[11] Bundesverband Windenergie, 2005, durchschnittliche Größe von WEA in

Deutschland, Graphik zum Download auf www.wind-energie.de vom

15.06.2005

[12] DEWI, Berlin 2002, Weiterer Ausbau der Windenergienutzung im Hinblick

auf den Klimaschutz Teil 2, im Auftrag des Bundesministeriums für

Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit

[13] www.repower.de vom 15.06.2005

[14] www.enercon.de vom 15.06.2005

EUtech GREENPEACE Energie & I Management 2000 Megawatt GmbH -- sauber!

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[15] Deutsche Energie-Agentur, 2005, Energiewirtschaftliche Planung für die

Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis

zum Jahr 2020

[16] Deutsche Wind Guard GmbH, 2005, Potenzialanalyse „Repowering in

Deutschland“, Endbericht, im Auftrag von WAB Windenergieagentur

Bremen e.V.

[17] Nitsch, Trieb, 2000, Potenziale und Perspektiven regenerativer

Energieträger, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V., DLR

[18] Quaschning, V., Berlin 2000, Systemtechnik einer klimaverträglichen

Elektrizitätsversorgung in Deutschland für das 21. Jahrhundert, VDI Verlag

[19] Bundesverband Windenergie, 2005, Datenblatt Windenergie in

Deutschland, Hintergrundinformation, www.wind-energie.de, 15.06.2005

[20] Gesetz zur Neuregelung des Rechts Erneuerbarer Energien im Strombereich

vom 21. Juli 2004

[21] BMU, Berlin 2001, Windenergienutzung auf See

[22] BWE, Grotz, C., 2005, German Wind Energy Market

[23] WASP, europäischer Windatlas auf www.iwr.de

[24] Pilz, B., Raab, K., Stuttgart 2002, Basisdaten Bioenergie Deutschland,

Biomasse Info-Zentrum IER Universität Stuttgart, 2. Auflage

[25] Deimling, S., Kaltschmitt, M., et al., 2005, Leitfaden Bioenergie,

Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe

[26] Biomasse Info-Zentrum: Heiz(kraft)werke in Deutschland, Stand Juni 2002

[27] Datenblatt HKW Berlin Gropiusstadt, Harpen EKT

[28] http://www.eon.com vom 20.06.2005

[29] EEG Erfahrungsbericht der Bundesregierung, Juni 2002

[30] Fichtner, Markt- und Kostenentwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse

[31] Hirschl, B., 2002, Markt- und Kostenentwicklung erneuerbarer Energien,

Erich Sachmidt Verlag

[32] www.bundeswaldinventar.de vom 21.06.2005

[33] Institut für Energetik und Umwelt, Leipzig 2003, Monitoring zur Wirkung

der Biomasseverordnung auf Basis des Erneuerbare-Energien-Gesetzes

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Seite 136

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[34] http://www.holz-logistik.de vom 24.06.2005

[35] Gesetz zur Neuregelung des Rechts Erneuerbarer Energien im Strombereich

vom 21. Juli 2004

[36] Fachverband Biogas e.V., www.biogas.org vom 22.06.2005

[37] Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe, Leipzig 2004, Handreichung

Biogasgewinnung und nutzung

[38] Kaltschmitt, Merten, Fröhlich, Nill, Heidelberg 2003, Energiegewinnung

aus Biomasse, WBGU

[39] Vortrag von Avacon, 04.03.2005, Umsetzung Erneuerbare-Energien-

Gesetz, auf Datenbasis des Fachverbandes Biogas e.V.

[40] Pressemitteilung des Fachverbandes Biogas e.V. vom 21.01.2005

[41] Statistisches Bundesamt, Wiesbaden 2004, Bodennutzung und

Viehbestand der Betriebe

[42] Institut für Energetik und Umwelt, Leipzig 2003, Monitoring zur Wirkung

der Biomasseverordnung auf Basis des Erneuerbare-Energien-Gesetzes

[43] mündliche Mitteilung von Frau Lack, Fachagentur Nachwachsende

Rohstoffe am 21.06.2005

[44] mündliche Mitteilung von Frau Wolf, Firma G.A.S. am 24.06.2005

[45] mündliche Mitteilung von Herrn Schmidt, Firma G.A.S am 24.06.2005

[46] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, BMU,

Juni 2004, Förderkonzept "Photovoltaik Forschung 2004-2008“

[47] Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie e.V., DGS, 2002, Photovoltaische

Anlagen: Leitfaden für Elektriker, Dachdecker, Fachplaner, Architekten und

Bauherren

[48] Quaschning, V., November 2002, Energieaufwand zur Herstellung

regenerativer Anlagen,

http://www.volker-quaschning.de/datserv/kev/index.html

[49] Der Solarserver, Das Internetportal zur Sonnenenergie, 2005,

Online-Forum: www.solarserver.de

[50] Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V., DLR, März 2005,

Energiewirtschaftliche Perspektiven der Photovoltaik

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[51] Bundesverband Solarindustrie, BSi, Unternehmensvereinigung

Solarwirtschaft, UVS, Mai 2003, Positionspapier: Novellierung des EEG im

Bereich Photovoltaik

[52] Osmer, Solartechnik, Broschüre: Aus Licht wird Strom, http://www.osmersolar.de/download/sonstiges/OS_Endkunden_Prospekt.pdf

[53] Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung, BKWK, 2005, Artikel der

Internetseite des BKWK

[54] Verband der deutschen industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V., VIK,

2004, Statistik der Energiewirtschaft, Ausgabe 2004

[55] Deutsche Gesellschaft für Luft- und Raumfahrt, DLR, Nitsch,1997,

Potenziale und Chancen der Kraft-Wärme-Kopplung in Deutschland

[56] Einbock, S., Juli 2005, Strom aus Biogas - Wer ist für die Umspannung

zur Einspeisung ins Stromnetz zuständig? in:

www.juraforum.de/jura/news/news/p/1/id/36498/f/106/

[57] Kasper, K., 2005, Was ist von kombinierten Gas- und Dampfturbinen-

Kraftwerken (GuD-Anlagen) zu erwarten?

[58] Österreichisches Bundesministerium für Verkehr, Innovation und

Technologie, Abteilung für Energie- und Umwelttechnologien und

Österreichische Energieagentur, 1999-2005, Internet-Artikel: KWK mit

kombiniertem Dampf- und Gas-Kreislauf (GuD Prozess)

[59] Bundesverband Kraft-Wärme-Kopplung, BKWK, Traube, K., 2005,

Potenziale der KWK

[60] WINGAS GmbH, 2005, Artikel der Internetseite der WINGAS GmbH:

Gaskraftwerken gehört die Zukunft

[61] Statistisches Bundesamt, 2005, Fachserie 4/Reihe 4.1.4: Produzierendes

Gewerbe, 2004

[62] Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, www.ag-energiebilanzen.de

[63] ZVEI Fachkongress „Energie Dialog“, 27. und 28. September 2004

Mannheim, „Energieversorgung zwischen Klimavorsorge,

Versorgungssicherheit und -wirtschaftlichkeit“

[64] Presseinformation der Energieagentur NRW, Wuppertal, 24.10.2001

[65] Frauenhofer ISI, FfE, Karlsruhe 2003, Möglichkeiten, Potenziale,

Hemmnisse und Instrumente zur Senkung des Energieverbrauchs

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anchenübergreifender Techniken in den Bereichen Industrie und

Kleinverbrauch

[66] Mannsbart, W., Cremer, C., et al., 2002, Rationelle Energieverwendung,

in: Brennstoff-Wärme-Kraft (BWK), Bd. 54 (2002), Nr.4 -April, S.91-97

[67] Radgen, P., Blaustein, E., Karlsruhe 2001, Compressed Air Systems in the

European Union

[68] Berechnungstool SinaSave Version 1.0 von Siemens Automation and Drives

(A&D), in: www.siemens.de/energiesparprogramm

[69] IER/WI, Prognos, Juni 2002, Szenarienerstellung, Bericht für die Enquete-

Kommission „Nachhaltige Energieversorgung“ des Deutschen Bundestages

[70] Lehmann, H., Evans, G., Herbergs, S., Peter, S., Kreta 2003, ”SimREN: A

software tool for the simulation and optimisation of renewable electrical

supply systems“; „Renewable Energy Sources for Islands - Tourism and

Water“, European Renewable Energy Council

[71] www.energyrichjapan.info

[72] Special BoA Niederaußem, in Energiewirtschaftliche Tagesfragen 52. Jg

(2002), H.9, S.3-30

[73] Breuer, H.: Überkritische Braunkohlekraftwerke, in BWK, Bd. 57 (2005),

Nr. 6, S. 47-51

[74] Bremer Energie Institut: Ermittlung der Arbeitsplätze und

Beschäftigungswirkungen im Bereich Erneuerbare Energien. Bremen 2003

[75] Beerbaum, St.: Beschäftigungseffekte biomassebefeuerter

Konversionsanlagen. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 52. Jg.

(2002), H.6, S. 412-414

[76] Information der Unternehmensvereinigung Solarwirtschaft e.V., Berlin, und

der DGS, September 2005

[77] Öko-Institut, Ifeu, Izes, Fraunhofer Umsicht, et al.: Stoffstromprojekt

Biomasse. Freiburg 2004

[78] Bundesverband Windenergie e.V.: Arbeitsplatzstatistik Windenergie-

Branche für das Jahr 2004. Osnabrück 2005

[79] Ziesing, Einführung in die Thematik der „Externen Kosten“, Bericht und

Ergebnisse des Workshops „Externe Kosten“ veranstaltet von Bremer

Energie-Konsens GmbH und Verband der Elektrizitätswirtschaft am 11.

März 2003 in der Bremer Landesvertretung Berlin

EUtech GREENPEACE Energie & I Management 2000 Megawatt GmbH -- sauber!

Seite 139

Alternatives Die Alternative Energiekonzept zum geplanten 2.200 RWE MW Braunkohle-Kraftwerk Neurath


[80] Jelinek, W., Karner, K., Rass, A., Externe Kosten im Energiebereich,

Energiebeauftragter des Landes Steiermark

[81] Kemfert, C., Die ökonomischen Kosten des Klimawandels, Wochenbericht

des DIW Berlin 42/04

[82] Internationale Energieagentur www.iea.org, Download vom 15.07.2005

[83] Zusammenfassung der Positionen zu den „Externen Kosten“, Bericht und

Ergebnisse des Workshops „Externe Kosten“ veranstaltet von Bremer

Energie-Konsens GmbH und Verband der Elektrizitätswirtschaft am 11.

März 2003 in der Bremer Landesvertretung Berlin

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Seite 140

Alternatives Die Alternative Energiekonzept zum geplanten 2.200 RWE MW Braunkohle-Kraftwerk Neurath


10 ANHANG

Anhang A

Liste potenzieller Zulieferer in NRW*

Anhang A.1 Geothermie A-1

Anhang A.2 Windkraft A-1

Anhang A.3 Biomasse A-3

Anhang A.4 Biogas A-4

Anhang A.5 Photovoltaik A-4

Anhang A.6 GuD/KWK A-5

Anhang A.7 Wasserkraft A-6

* ohne Anspruch auf Vollständigkeit

Anhang B

Anhang B.1

Anhang B.2

Anhang B.2.1

Anhang B.2.2

Anhang B.2.3

Anhang B.3

Anhang B.4

Anhang B.5

Anhang B.6

Anhang B.7

Anhang B.8

Anhang B.9

Anhang B.9.1

Anhang B.9.2

Anhang B.9.3

Anhang B.10

Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen

Geothermie

Windkraft

Onshore Neubau WKA

Onshore Repowering WKA

Offshore WKA

Biomasse

Biogas

Photovoltaik

Wasserkraft

KWK

GuD

Effizienzprojekte

Druckluft

Kälte

Sonstige elektrische Antriebe

Wirtschaftlichkeit Alternativkonzept

Anhang B.10.1 Szenario 1

Anhang B.10.2 Szenario 2

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Seite 141

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A

LISTE POTENTIELLER ZULIEFERER IN NORDRHEIN-WESTFALEN

A.1 GEOTHERMIE

Firma Standort Tätigkeitsfeld

Waterkotte Wärmepumpen

GmbH

Herne

Wärmepumpen Hersteller

IWG - Innovationszentrum Gladbeck Kompetenzzentrum für Wärmepumpen

Hautec AG Bedburg-Hau Wärmepumpen Hersteller

Aix-o-therm GmbH Aachen Beratung / Planung / Gutachten /

Projektabwicklung

E·S·T Gesellschaft für

Energiesystemtechnik mbH

EWS Erdwärme-

Systemtechnik GmbH & Co.

KG

Essen Beratung / Planung / Gutachten /

Projektabwicklung

Delbrück Beratung / Planung / Gutachten /

Projektabwicklung

Lüneborg Wärme und Solar

GmbH

Herdecke

Vertrieb von thermischen Solarsystemen,

Pelletsheizungen, Wärmepumpen,

Brennwerttechnik

Planungsbüro Graw Osnabrück Beratung / Planung / Gutachten /

Projektabwicklung

Sauerlandwärme GmbH Bestwig Energieberatung, Contracting, Vertrieb von

Holzpelletkesseln, Holzspezialkesseln,

Solaranlagen, NW-Übergabestationen, Speicher-

Systemen und Geothermieprodukten

A.2 WINDKRAFT

Firma Standort Tätigkeitsfeld

Anker Schroeder Asdo

Zugankersystem GmbH

Dortmund

Befestigungssysteme.

Mewtek Essen Dienstleistung: Genehmigungsplanung,

Baubegleitung

Lust Drivetronics GmbH Unna Elektrik/ Elektronik: Geregelte Antriebstechnik,

Pitchsysteme

Hitachi AIC Krefeld Elektrik/ Elektronik: Kondensatoren

Gothe & Co. GmbH Mühlheim/Ruhr Elektrik/ Elektronik:

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Seite A-1

Die Alternative zum geplanten RWE Braunkohle-Kraftwerk Neurath


Firma Standort Tätigkeitsfeld

Mittelspann.Verbindungssysteme

3M Deutschland GmbH Neuss Erosionsschutzfolie für Rotorblätter

Bosch Rexroth AG Witten Getriebe

Eickhoff Maschinenfabrik

GmbH

Bochum

Getriebe

Hansen Transmissions Gevelsberg Getriebe

Jahnel-Kestermann

Getriebewerke Bochum GmbH

Zollern-Dorstener

Antriebstechnik GmbH & Co.

KG

Bochum

Dorsten

Getriebe

Getriebe

Winergy AG Voerde Getriebe, Umrichter, Generatoren, Kupplung

Hoesch Rothe Erde GmbH Dortmund Großwälzlager

BBB Umwelttechnik Gelsenkirchen Internationale Projektentwicklung u.

Investorenberatung

NES Electric Systems GmbH &

Co. KG

Dürener Maschinenfabrik und

Eisengießerei H. Depiereux

Momac Ges. für

Maschinenbau mbH & Co.KG

Dortmund

Dorsten

Moers

Leistungskabel

Maschinen- und Anlagenbau

Maschinen- und Anlagenbau

Flender Service GmbH Herne Service

Airwerk GmbH, Essen Essen Stahlgittermaste

August Friedberg GmbH Gelsenkirchen Verbindungstechnik für die Windenergie

Friedr. Lohmann GmbH Witten Werkzeugstähle und Edelstahlformguss

Friedrich Flender AG Bocholt Getriebe

Brauer Maschinentechnik

GmbH

Bocholt

Getriebe

Metso Drives GmbH Wuppertal Getriebe

Saertex Wagener GmbH & Co

KG

Saerbeck

Armierung für Rotorblätter

Oevermann GmbH & Co.KG Münster Türme

TWK-ELEKTRONIK GmbH Düsseldorf Elektrik/ Elektronik

GWU-Umwelttechnik GmbH Erftstadt Wettersensoren

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Firma Standort Tätigkeitsfeld

Holtmann & Stierle Chemie

GmbH

Bielefeld

Oberflächentechnik

Eneco GmbH Münster Fachgutachten

Inventus GmbH Bergheim Produktion und Vertrieb von kleinen

Windkraftanlagen (bis 10 kW)

Vestas Deutschland GmbH

Osnabrück

(Husum)

Produktion von Windkraftanlagen

A.3 BIOMASSE

Firma Standort Tätigkeitsfeld

Hese Umwelt GmbH Gelsenkirchen Biogas- / Kompostierungsanlagen

Standardkessel GmbH Duisburg Anlagenbau und Planung

Denaro Energiesysteme GmbH Unna-

Hemmerde

produktneutrale Beratung, Projektentwicklung

und Projektierung

G.A.S. Energietechnologie

GmbH

Loick Bioenergie ENR GmbH

Bigatec - Ingenieurbüro für

Bioenergie

Krefeld

Dorsten-

Lembeck

Rheinberg

Anlagenhersteller, Entwickler und Betreiber

Planung, Finanzierung, Betrieb von

Biogasanlagen

Energiekonzepte und Anlagenplanungen

Pro2 Anlagentechnik GmbH Willich Biogas-BHKW und Systeme zur Biogas-,

Klärgas-, Grubengas- und Deponiegasnutzung

BIO ENERGY BIOGAS GmbH

Holz-Energie-Zentrum-Olsberg

GmbH

B. Maier

Zerkleinerungstechnik GmbH

Bad

Oeynhausen

Olsberg

Bielefeld

Bau von Anlagen zur Gewinnung von Biogas

Produktion und Vertrieb biogener Festbrennstoffe

(u.a. Pellets, Hackschnitzel, Scheite)

Komponenten und Anlagen einschliesslich

Holzaufbereitung und Fördertechnik

Sauerlandwärme GmbH Bestwig Vertrieb von Holzpelletkesseln, Holzspezialkesseln,

Solaranlagen, NW-Übergabestationen,

Speicher-Systemen und Geothermieprodukten

Harpen AG Dortmund Bau und Betrieb von Windkraft-, Biomasse- und

Solaranlagen

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A.4 BIOGAS

Firma Standort Tätigkeitsfeld

Hese Umwelt GmbH Gelsenkirchen Biogas- / Kompostierungsanlagen

Standardkessel GmbH Duisburg Anlagenbau und Planung

Denaro Energiesysteme GmbH Unna-

Hemmerde

produktneutrale Beratung, Projektentwicklung

und Projektierung

G.A.S. Energietechnologie

GmbH

Loick Bioenergie ENR GmbH

Bigatec - Ingenieurbüro für

Bioenergie

Krefeld

Dorsten-

Lembeck

Rheinberg

Anlagenhersteller, Entwickler und Betreiber

Planung, Finanzierung, Betrieb von

Biogasanlagen

Energiekonzepte und Anlagenplanungen

Pro2 Anlagentechnik GmbH Willich Biogas-BHKW und Systeme zur Biogas-,

Klärgas-, Grubengas- und Deponiegasnutzung

BIO ENERGY BIOGAS GmbH

Bad

Oeynhausen

Bau von Anlagen zur Gewinnung von Biogas

ARCHEA GmbH Hess.Oldendorf Herstellung und Vertrieb von Biogasanlagen,

Biogastechnik

EWO Energietechnologie

GmbH

Lichtenau

Vertrieb und Planung von landwirtschaftlichen

Biogasanlagen, Photovoltaikanlagen,

Wasserkraftanlagen

A.5 PHOTOVOLTAIK

Firma Standort Tätigkeitsfeld

Shell Solar GmbH Gelsenkirchen Solarzellen-Hersteller

Scheuten Solar Technology

GmbH

Hoesch Contecna Systembau

GmbH

ThyssenKrupp Bausysteme

GmbH

Gelsenkirchen

Oberhausen

Dinslaken

Solarmodul-Hersteller

Solarfassaden, Solardachziegel

Photovoltaik-Dach- und Fassadensystem

Ecosolar Duisburg Herstellung von Dach-Montagessytemen

Abakus Energiesysteme GmbH Gelsenkirchen

Vertrieb, Planung, Produktentwicklung

Glasid AG Essen Glashersteller

Rosendahl Energietechnik Krefeld "Internationaler Vertrieb von Photovoltaik-

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Firma Standort Tätigkeitsfeld

GmbH

SunWare Solartechnik GmbH

& Co KG

Duisburg

Wechselrichtern und Systemlösungen zum

Aufbau von Inselnetzen"

Solland Solar Energy BV

Aachen, Heerlen Hersteller von Solarmodulen und Laderegler für

dezentrale Anwendungen (Boote etc.)

Solarworld AG Bonn Solarzellen-Hersteller

Biohaus Paderborn Entwicklung, Produktion und Handel mit

Produkten zur solaren Stromerzeugung aus

Photovoltaik

Energiebau Solarstromsysteme

GmbH

Köln

Handel, AG Solar

Harpen AG Dortmund Vertrieb von Komplettsystemen und

Komponenten, Entwicklung und Herstellung von

Montagesystemen, Anlagenplanung und

Projektierung

A.6 GUD / KWK

Firma Standort Tätigkeitsfeld

Diga Service GmbH Essen Service, Anlagenbau

ETW Energietechnik GmbH Moers Hersteller BHKW

G.A.S. Energietechnologie

GmbH

Henkelhausen GmbH & Co.

KG

Krefeld

Krefeld

Hersteller BHKW, Schwerpunkt Deponiegas,

Grubengas und Biogas.

Vertrieb, Montage, Modifikation von Motoren

Munk Hamm Komponentenhersteller für BHKW, BHKW-

Teilprojekt der ef.ruhr

COMUNA-metall GmbH Herford Hersteller BHKW

Sokratherm GmbH & Co. KG Hiddenhausen Hersteller BHKW

Pro2 Anlagentechnik GmbH Willich Hersteller von Blockheizkraftwerke /

Gasmotorenanlagen / Microturbinen

BTB Wasser- und

Energietechnik

Heek

Vertrieb, Systemanbieter, Service von BHKW

Jenbacher GmbH Essen Vertrieb

EUtech GREENPEACE Energie & I Management 2000 Megawatt GmbH -- sauber!

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Die Alternative zum geplanten RWE Braunkohle-Kraftwerk Neurath


A.7 WASSERKRAFT

Firma Standort Tätigkeitsfeld

Bega Wasserkraftanlagen

GmbH

B. Maier Wasserkraft GmbH

Anlagenbau

Bochum

Bielefeld

Herstellung von Wasserrädern

Turbinenhersteller

MAX-tec Köln Kleine Wasserkraftanlagen

Vollmer Mühlenbau Werther Hersteller von Schaltanlagen, Steuerungs- und

Regeltechnik

Deutsche Montan Technologie

GmbH

Essen

Messtechnik, Elektrotechnik

Brauer Maschinentechnik Bocholt Getriebeherstellung

EWO Energietechnologie

GmbH

Lichtenau

Vertrieb und Planung von landwirtschaftlichen

Biogasanlagen, Photovoltaikanlagen,

Wasserkraftanlagen

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Anhang B - Wirtschaftlickeitsbetrachtungen

Anhang B.1: Geothermie

Anlagentyp

Anzahl der Anlage à Kosten installierte Produktion Gutschrift

7,5 MW (netto) Invest Wartung Personal Leistung Strom Wärme Wärme

Mio € Mio €/a Mio €/a MW GWh/a GWh/a Mio €/a

Aquifere 10 600 4,50 1,50 75 564 0 0

HDR 20 1200 9,00 3,00 150 1127 0 0

Summe 30 1800 13,50 4,50 225 1691 0 0

Kosten pro Anlage [Mio €] 60

Spez. Anlagenkosten [€/kW] 8.000

Lebensdauer der Anlage [a] 20

Interner Zinssatz [%] 6

q 1,06

Annuität 156,93 Mio €/a

lineare Abschreibung Investition 90,00 Mio €/a

Stromgestehungskosten [€/MWh] 103,47 (inkl. anuisierte Investition)

Stromgestehungskosten [ct/kWh] 10,35

spez. EEG-Vergütung in 2010 [€/MWh] 143,60

Bruttoerlöse aus Stromverkauf 242,77734 Mio €/a

Differenz [€/MWh] 40,13

Bruttoerlös abzgl. Betriebskosten 224,78 Mio €/a

Wirtschaftlichkeit des Anlagenparks:

ROI - Return on Investment (statische Rentabilität)

Net Profit - N P 134,78 Mio €/a Bruttoerlöse abzgl. Betriebskosten und lineare Abschreibung

K A 900,00 Mio €/a Durchschn. gebundenes Kapital (Io /2)

ROI =N P /K A *100 Return on Investment (statische Rentabilität)

ROI 14,98% p.a.

NPV - Net Present Value (Nettobarwert)

Rentenbarwertfaktor - PF 11,47

NPV 778,18 Mio €/a

IRR - Internal Rate of Return (Interner Zinsfuß)

IRR 11,12% p.a.

2010 2011 2012 2013 2014 ... 2030

-1800 224,78 224,78 224,78 224,78 224,78 ... 224,78


Anhang B.2: Windenergie

B 2.1: ONSHORE NEUBAU Erzgebirge I Erzgebirge II

Kassel,

Rothaargeb.

Schwerin

Münster,

Wittenberge, 2

Parks

Münster II,

Hannover 2

Parks

Giessen,

Marburg

Eifel Braunschweig Braunschweig II SUMME

Anlagenzahl 5 3 3 5 20 20 10 10 10 10 96

Leistung pro Anlage in MW 3,0 3,0 2,0 3,0 2,75 2,0 1,5 1,5 3,0 2,0

Volllasstunden in h/a 2.200 2.200 2.200 2.000 1.800 1.800 1.850 1.850 1.800 1.850

Investitionskosten

Anlage 750 €/kW 11.250.000 6.750.000 4.500.000 11.250.000 41.250.000 30.000.000 11.250.000 11.250.000 22.500.000 15.000.000

Fundament, Netzanschluss, Planung,

Geländeerschließung

25,0% der Anlagenkosten 2.812.500 1.687.500 1.125.000 2.812.500 10.312.500 7.500.000 2.812.500 2.812.500 5.625.000 3.750.000

Gesamte Investitionskosten € 14.062.500 8.437.500 5.625.000 14.062.500 51.562.500 37.500.000 14.062.500 14.062.500 28.125.000 18.750.000 206.250.000

Kosten

W+I E/a 4,8% der Investitionskosten 675.000 405.000 270.000 675.000 2.475.000 1.800.000 675.000 675.000 1.350.000 900.000 9.900.000

Annuität €/a 1.226.033 735.620 490.413 1.226.033 4.495.454 3.269.421 1.226.033 1.226.033 2.452.066 1.634.710 17.981.815

lineare Abschreibung der Investition €/a 703.125 421.875 281.250 703.125 2.578.125 1.875.000 703.125 703.125 1.406.250 937.500

Stromgestehungskosten ct/kWh 5,76 5,76 5,76 6,34 7,04 7,04 6,85 6,85 7,04 6,85

Erlöse nach EEG §10

Errichtung in 2010

Lebensdauer [a] 20

Vergütung, erhöht [ct/kWh] 7,71

Dauer der erhöten Vergütung [a] 16

Vergütung, regulär [ct/kWh] 4,87

Dauer der regulären Vergütung [a] 4

Gesamte Vergütung €/a 2.356.860 1.414.116 942.744 2.142.600 7.070.580 5.142.240 1.981.905 1.981.905 3.856.680 2.642.540 29.532.170

Bruttovergütung abzgl. Betriebskosten 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

Amortisation a 6,0 6,0 6,0 6,6 7,3 7,3 7,1 7,1 7,3 7,1

Leistung 15 9 6 15 55 40 15 15 30 20 220

Jahresarbeit 33.000 19.800 13.200 30.000 99.000 72.000 27.750 27.750 54.000 37.000 413.500

Test der Wirtschaftlichkeit 455.827 273.496 182.331 241.567 100.126 72.819 80.872 80.872 54.614 107.830

ROI - Return on Investment (statische Rentabilität)

Net Profit - N P (Bruttoerlöse abzgl. Betriebskosten und lineare Abschreibung) 978.735 587.241 391.494 764.475 2.017.455 1.467.240 603.780 603.780 1.100.430 805.040

K A (Durchschn. gebundenes Kapital (I o /2) ) 7.031.250 4.218.750 2.812.500 7.031.250 25.781.250 18.750.000 7.031.250 7.031.250 14.062.500 9.375.000

ROI (Return on Investment (statische Rentabilität) ) 13,92% 13,92% 13,92% 10,87% 7,83% 7,83% 8,59% 8,59% 7,83% 8,59%

NPV - Net Present Value (Nettobarwert)

Rentenbarwertfaktor - PF 11,47 11,47 11,47 11,47 11,47 11,47 11,47 11,47 11,47 11,47

NPV 5.228.302 3.136.981 2.091.321 2.770.756 1.148.441 835.229 927.597 927.597 626.422 1.236.797

IRR - Internal Rate of Return (Interner Zinsfuß)

-14.062.500 -8.437.500 -5.625.000 -14.062.500 -51.562.500 -37.500.000 -14.062.500 -14.062.500 -28.125.000 -18.750.000

2010 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2011 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2012 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2013 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2014 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2015 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2016 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2017 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2018 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2019 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2020 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2021 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2022 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2023 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2024 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2025 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2026 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2027 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2028 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2029 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

2030 1.681.860 1.009.116 672.744 1.467.600 4.595.580 3.342.240 1.306.905 1.306.905 2.506.680 1.742.540

IRR 10,49% p.a. 10,49% p.a. 10,49% p.a. 8,59% p.a. 6,57% p.a. 6,57% p.a. 7,09% p.a. 7,09% p.a. 6,57% p.a. 7,09% p.a.


B 2.2: ONSHORE REPOWERING

Westküste

Schleswig-

Holstein I

Westküste

Schleswig-

Holstein II

Ostfriesland

Küste Niedersachsen

I und II

Mecklenburg

Vorpommern I

Mecklenburg

Vorpommern II

Brandenburg Brandenburg II SUMME

Altanlagen Anlagenzahl 12 12 11 21 8 11 12 9

Leistung pro Anlage in MW 0,6 0,6 0,6 0,6 0,5 0,4 0,4 0,4

Volllasstunden in h/a 2.200 2.200 2.200 2.200 1.500 1.500 1.800 1.800

Vergütung in ct/kWh 6,92 6,92 6,92 6,92 6,92 6,92 6,92 6,92

Gesamte Vergütung 1.095.732 1.095.732 1.004.421 1.917.531 415.050 456.555 597.672 448.254

Neuanlagen Anlagenzahl 8 8 7 14 5 7 8 6 63

Leistung pro Anlage in MW 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 2,0 2,0 2,0

Volllasstunden in h/a (Voraussichtlich - nicht simuliert) 2.800 2.700 2.700 2.700 2.200 2.200 1.900 1.900

Investitionskosten

Anlage 750 €/kW 18.000.000 18.000.000 15.750.000 31.500.000 11.250.000 10.500.000 12.000.000 9.000.000

Fundament, Netzanschluss, Planung,

Geländeerschließung

20,0% % der Anlagenkosten 3.600.000 3.600.000 3.150.000 6.300.000 2.250.000 2.100.000 2.400.000 1.800.000

Gesamte Investitionskosten € 21.600.000 21.600.000 18.900.000 37.800.000 13.500.000 12.600.000 14.400.000 10.800.000 151.200.000

Kosten

W+I E/a 4,8% der Investitionskosten 1.036.800 1.036.800 907.200 1.814.400 648.000 604.800 691.200 518.400 7.257.600

Annuität €/a 1.883.186 1.883.186 1.647.788 3.295.576 1.176.992 1.098.525 1.255.458 941.593 13.182.305

Kompensationskosten Altanlage €/a, 6% der Vergütung des Altprojektes 65.744 65.744 60.265 115.052 24.903 27.393 35.860 26.895

lineare Abschreibung der Investition €/a 1.080.000 1.080.000 945.000 1.890.000 675.000 630.000 720.000 540.000

Stromgestehungskosten ct/kWh 4,35 4,51 4,51 4,51 5,53 5,53 6,40 6,40

Erlöse nach EEG §10

Errichtung in 2010

Lebensdauer [a] 20

Vergütung, erhöht [ct/kWh] 7,71

Dauer der erhöten Vergütung [a] 18,8

Vergütung, regulär [ct/kWh] 4,87

Dauer der regulären Vergütung [a] 1,17

Gesamte Vergütung €/a 5.069.792 4.888.728 4.277.637 8.555.274 2.489.630 2.323.655 2.293.477 1.720.108 31.618.301

Bruttovergütung abzgl. Betriebskosten 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

Amortisation a 4,3 4,4 4,4 4,4 5,4 5,4 6,3 6,3

Leistung, neu 16,8 16,8 14,4 29,4 11 9,6 11,2 8,4 118

Jahresarbeit (voraussichtlich) 47.040 45.360 38.880 79.380 24.200 21.120 21.280 15.960 293.220

Test der Wirtschaftlichkeit 2.149.806 1.968.742 1.722.649 3.445.298 664.638 620.329 346.820 260.115

ROI - Return on Investment (statische Rentabilität)

Net Profit - N P (Bruttoerlöse abzgl. Betriebskosten und lineare Abschreibung) 2.887.248 2.706.184 2.365.172 4.735.822 1.141.727 1.061.461 846.417 634.813

K A (Durchschn. gebundenes Kapital (I o /2) ) 10.800.000 10.800.000 9.450.000 18.900.000 6.750.000 6.300.000 7.200.000 5.400.000

ROI (Return on Investment (statische Rentabilität) ) 26,73% 25,06% 25,03% 25,06% 16,91% 16,85% 11,76% 11,76%

NPV - Net Present Value (Nettobarwert)

Rentenbarwertfaktor - PF 11,47 11,47 11,47 11,47 11,47 11,47 11,47 11,47

NPV 24.658.101 22.581.311 19.758.647 39.517.294 7.623.351 7.115.128 3.977.995 2.983.496

IRR - Internal Rate of Return (Interner Zinsfuß)

-21.600.000 -21.600.000 -18.900.000 -37.800.000 -13.500.000 -12.600.000 -14.400.000 -10.800.000

2010 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2011 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2012 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2013 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2014 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2015 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2016 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2017 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2018 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2019 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2020 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2021 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2022 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2023 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2024 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2025 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2026 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2027 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2028 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2029 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

2030 4.032.992 3.851.928 3.370.437 6.740.874 1.841.630 1.718.855 1.602.277 1.201.708

IRR 18,10% p.a. 17,20% p.a. 17,20% p.a. 17,20% p.a. 12,49% p.a. 12,49% p.a. 9,46% p.a. 9,46% p.a.


B 2.3: OFFSHORE Nordsee Pilot I Nordsee Pilot II Ostsee Pilot

Anlagenzahl 12 80 51 143

Leistung pro Anlage in MW 5,0 3,0 4,5

Volllasstunden in h/a 4.700 4.650 4.550

Investitionskosten

Anlage 840 57.960.000 231.840.000 221.697.000

Fundament, Netzanschluss, Planung,

Geländeerschließung etwa 100,0% der Anlagenkosten

57.960.000 231.840.000 221.697.000

Gesamte Investitionskosten € 115.920.000 463.680.000 443.394.000

ertragsspezifische Investition ct/kWh 41,11 41,55 42,46

Kosten

W+I E/a 10,0% der Investitionskosten 11.592.000 46.368.000 44.339.400 102.299.400

Annuität €/a 10.106.434 40.425.735 38.657.109 89.189.279

lineare Abschreibung der Investition €/a 5.796.000 23.184.000 22.169.700

Stromgestehungskosten ct/kWh 7,69 7,78 7,95

Erlöse nach EEG §10

Errichtung in 2010

Lebensdauer [a] 20

Vergütung, erhöht [ct/kWh] 8,57

Dauer der erhöten Vergütung [a] 13,9 14,8 15,8

Vergütung, regulär [ct/kWh] 5,83

Dauer der regulären Vergütung [a] 6,1 5,3 4,3

Gesamte Vergütung €/a 21.817.165 87.614.370 83.410.082 192.841.617

Bruttovergütung abzgl. Betriebskosten 10.225.165 41.246.370 39.070.682

Amortisation a 5,3 5,3 5,3

Leistung, neu 60 240 229,5 529,5

Jahresarbeit 282000 1116000 1044225 2.442.225

Test der Wirtschaftlichkeit 118.731 820.635 413.573

ROI - Return on Investment (statische Rentabilität)

Net Profit - N P (Bruttoerlöse abzgl. Betriebskosten und lineare Abschreibung) 4.429.165 18.062.370 16.900.982

K A (Durchschn. gebundenes Kapital (I o /2) ) 57.960.000 231.840.000 221.697.000

ROI (Return on Investment (statische Rentabilität) ) 7,64% 7,79% 7,62%

NPV - Net Present Value (Nettobarwert)

Rentenbarwertfaktor - PF 11,47 11,47 11,47

NPV 1.361.837 9.412.614 4.743.650

IRR - Internal Rate of Return (Interner Zinsfuß)

-115.920.000 -463.680.000 -443.394.000

2010 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2011 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2012 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2013 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2014 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2015 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2016 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2017 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2018 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2019 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2020 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2021 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2022 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2023 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2024 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2025 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2026 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2027 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2028 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2029 10.225.165 41.246.370 39.070.682

2030 10.225.165 41.246.370 39.070.682

IRR 6,44% p.a. 6,55% p.a. 6,43% p.a.

Annahmen für die Berechnungen in Anhang B 2

Lebensdauer 20

Zins 6%

q 1,06


Anhang B.3: Biomasse

Anlagentyp

Anzahl der Anlage à Kosten

installierte Produktion Gutschrift

0,8 MW 2 MW 5 MW 20 MW Invest Wartung Personal Brennstoff Leistung Strom Wärme Wärme

15% 25% 29% 35% Mio € Mio €/a Mio €/a Mio €/a MW GWh/a GWh/a Mio €/a

800 kWel Heizkraftwerk 10 36 3,6 1,50 5,51 7,2 54 251 5

2 MWel Heizkraftwerk 10 70 7,0 3,50 1,77 18,0 135 269 5

5 MWel Heizkraftwerk 15 165 16,5 7,50 24,56 68 505 889 18

20 MWel Kraftwerk 10 263 21,1 7,50 54,26 180 1347 0 0

Summe 10 10 15 10 534 48,2 20 86 273 2041 1409 28

Kosten pro Anlage [Mio €] 3,60 7,00 11,00 26,31

Spez. Anlagenkosten [€/kW] 4.500 3.500 2.200 1.316

Lebensdauer der Anlage [a] 20 20 20 20

Interner Zinssatz [%] 6 6 6 6

q 1,06 1,06 1,06 1,06

Annuität 3,1 6,1 14,4 22,9

lineare Abschreibung Investition 1,8 3,5 8,3 13,2

Stromgestehungskosten ohne Wärmeauskopplung [ €/MWh] 255,05 136,389 124,578 78,489

Stromgestehungskosten [€/MWh] 161,72 96,389 89,405 78,489

Stromgestehungskosten [ct/kWh] 16,17 9,64 8,94 7,85

spez. EEG Vergütung [€/MWh] 187,32 105,51 131,91 86,86

Differenz (Erlös) 25,60 9,12 42,51 8,37

Bruttoerlös aus Stromverkauf 10,10 14,22 66,65 117,02

Bruttoerlös aus Wärmeverkauf 5,03 5,39 17,77 0,00

Bruttoerlös aus Wärme- und Stromverkauf 15,12 19,60 84,42 117,02

Holzbonus? nein nein ja ja

NaWaRo Bonus? ja nein nein nein

Technologiebonus? ja nein nein nein

KWK-Bonus? ja ja ja nein

Bruttoerlös abzgl. Betriebskosten 4,52 7,33 35,86 34,22

Wirtschaftlichkeit des Anlagenparks: 0,8 MW 2 MW 5 MW 20 MW

ROI - Return on Investment (statische Rentabilität)

Net Profit - N P 2,72 Mio €/a 3,83 Mio €/a 27,61 Mio €/a 21,06 Mio €/a Bruttoerlöse abzgl. Betriebskosten und lineare Abschreibung

K A 18,00 Mio €/a 35,00 Mio €/a 82,50 Mio €/a 131,57 Mio €/a Durchschn. gebundenes Kapital (I o /2)

ROI =N P /K A *100 Return on Investment (statische Rentabilität)

ROI 15,10% p.a. 10,95% p.a. 33,47% p.a. 16,01% p.a.

NPV - Net Present Value (Nettobarwert)

Rentenbarwertfaktor - PF 11,47 11,47 11,47 11,47

NPV 137,5 154,9 803,3 1079,1

IRR - Internal Rate of Return (Interner Zinsfuß)

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 ... 2030

-36 4,52 4,52 4,52 4,52 4,52 4,52 4,52 4,52 4,52 ... 4,52

-70 7,33 7,33 7,33 7,33 7,33 7,33 7,33 7,33 7,33 ... 7,33

-165 35,86 35,86 35,86 35,86 35,86 35,86 35,86 35,86 35,86 ... 35,86

-263 34,22 34,22 34,22 34,22 34,22 34,22 34,22 34,22 34,22 ... 34,22

IRR 11,2% 8,6% 21,4% 11,7%


Anhang B.4: Biogas

Anzahl der Anlage à Kosten installierte Produktion Gutschrift

Anlagentyp

0,5 MW Invest Wartung Personal Brennstoff Leistung Strom Wärme Wärme

Mio € Mio €/a Mio €/a Mio €/a MW GWh/a GWh/a Mio €/a

0,5 MW- Anlage (Gülle und Ernterückständen) 303 291 13,635 9 20 136 954 0 0

Summe 303 291 13,635 9 20 136 954 0 0

Lebensdauer der Anlage [a] 15

60% des Kapital hat eine Lebensdauer von 20 Jahren, 40% erreichen 10 Jahre, im Mittel wird daher eine

Lebensdauer von 15 Jahren angesetzt. Die annuisierten Kosten bleiben über den Betrachtungszeitraum von 30

Jahren konstant, da vereinfachend angenommen wird, daß sich die zu erwartende Kostendegression und die

Inflationsrate ausgleichen.

Interner Zinssatz [%] 6

q 1,06

Annuität 30,0

lineare Abschreibung 19,4

Stromgestehungskosten [€/MWh] 75,79 (inkl. annuisierte Investition)

Stromgestehungskosten [ct/kWh] 7,58

spez. EEG-Vergütung in 2010 [€/MWh] 97,79

Bruttoerlöse aus Stromverkauf 93,34 Mio €/a

Differenz (Erlös) [€/MWh] 22,00

Bruttoerlös abzgl. Betriebskosten 51 Mio €/a

Wirtschaftlichkeit des Anlagenparks:

Net Profit - NP 32 Mio €/a Bruttoerlöse abzgl. Betriebskosten und lineare Abschreibung

KA 146 Mio €/a Durchschn. gebundenes Kapital (Io/2)

ROI =NP/KA*100 Return on Investment (statische Rentabilität)

ROI 21,68% p.a.

NPV - Net Present Value (Nettobarwert)

Rentenbarwertfaktor - PF 9,71

NPV 203,98 Mio €/a

IRR - Internal Rate of Return (Interner Zinsfuß)

2010 2011 2012 2013 2014 ... 2030

-291,3042 51 51 51 51 51 51 51

IRR 16,84% p.a.


Anhang B.5: Photovoltaik

Leistung Kosten

Produktion

Anlagentyp

der Anlagen Invest Wartung

Personal (in Wartungskosten

enthalten)

Strom

MWp Mio € Mio €/a Mio €/a GWh/a

Dach- Anlagen 100 283 4,25 0,00 155,4

Freiflächen-Anlagen 0 0 0,00 0,00 0

Summe 100 283,0 4,25 0,00 155,4

Kosten pro Anlage [Mio €]

Spez. Anlagenkosten [€/kWp] 2.830

Lebensdauer der Anlage [a] 20

Interner Zinssatz [%] 6

q 1,06

Annuität 24,67323 Mio €/a Dachanlagen Freiflächen

lineare Abschreibung Investition 14,15 Mio €/a

Stromgestehungskosten [€/MWh] 186,04 (inkl. anuisierte Investition) 186,04 186,04

Stromgestehungskosten [ct/kWh] 18,60

spez. EEG-Vergütung in 2010 [€/MWh] 396,95 310,24

Bruttoerlöse aus Stromverkauf 61,70 Mio €/a 61,70 0,00

Differenz [€/MWh] 210,91 124,20

Bruttoerlös abzgl. Betriebskosten 57,46 Mio €/a

Wirtschaftlichkeit des Anlagenparks:

ROI - Return on Investment (statische Rentabilität)

Net Profit - N P 43,31 Mio €/a Bruttoerlöse abzgl. Betriebskosten und lineare Abschreibung

K A 141,50 Mio €/a Durchschn. gebundenes Kapital (Io /2)

ROI =N P /K A *100 Return on Investment (statische Rentabilität)

ROI 30,61% p.a.

NPV - Net Present Value (Nettobarwert)

Rentenbarwertfaktor - PF 11,47

NPV 376,03 Mio €/a

IRR - Internal Rate of Return (Interner Zinsfuß)

IRR 19,85% p.a.

2010 2011 2012 ... 2030

-283 57,46 57,46 57,46 ... 57,46


Anhang B.6: Wasserkraft

Ausbaupotential

Leistungs- Kosten

Wasser- installierte Produktion

steigerung Invest Wartung Personal nutzungsgebühr Leistung Strom

MW Mio € Mio €/a Mio €/a Mio €/a MW GWh/a

Modernisierung 95 237,5 4,75 0,71 0,63 95 475,5

Erweiterung 20 56 1,13 0,15 0,16 20 114,9

Summe 115 293,5 5,88 0,86 0,79 115 590,40

Spez. Anlagenkosten Modernisierung [€/kW] 2.500

Spez. Anlagenkosten Erweiterung [€/kW] 2.800

Lebensdauer der Anlage [a] 20

Interner Zinssatz [%] 6

q 1,06

Annuität 25,6

Gesamt-Wasserkraft

Vergütung

Modernisierung (alle) & Erweiterung Modernisierung Erweiterung

Stromgestehungskosten [€/MWh] 56,10 66,5 63,75

Stromgestehungskosten [ct/kWh] 5,61 6,65 6,375

Erweiterung Modernisierung

Annuität 4,88 20,71

Stromgestehungskosten [€/MWh] 55,00 56,37

inkl. annuisierte Investitionen

Stromgestehungskosten [ct/kWh] 5,50 5,64

Volllaststunden 5134

lineare Abschreibung Investition 2,80 11,88

102.680 487.730

Stromgestehungskosten [€/a] 5.647.230 27.493.327

Bruttoerlöse aus Stromverkauf 6.545.850 32.434.045

Differenz 898.620 4.940.718

Bruttoerlöse abzgl. Betriebskosten 6,55 32,43

Wirtschaftlichkeit des Anlagenparks:

ROI - Return on Investment (statische Rentabilität) Erweiterung Modernisierung

ROI 8,25% p.a. 12,18% p.a.

NPV - Net Present Value (Nettobarwert)

NPV 19,1 134,5

IRR - Internal Rate of Return (Interner Zinsfuß)

2010 2011 2012 2013 2014 2015 ... 2030

-56 6,55 6,55 6,55 6,55 6,55 6,55 6,55 6,55

-237,5 32,43 32,43 32,43 32,43 32,43 32,43 32,43 32,43

IRR 9,93% p.a. 12,32% p.a.


Anhang B.7: Industrielle KWK

Branche

Anzahl der Anlage à Kosten

installierte Produktion Gutschrift

10 MW 20 MW 50 MW Invest Wartung Personal Brennstoff Leistung Strom Wärme Wärme

Mio € Mio €/a Mio €/a Mio €/a MW GWh/a GWh/a Mio €/a

Chemie

0 6 0 114 5,244 1,20 16,05 120 606 620 12

0 0 6 240 11,04 1,50 40,40 300 1526 1562 31

Papier

0 5 0 95 4,37 1,00 13,38 100 505 517 10

0 0 2 80 3,68 0,50 13,47 100 509 521 10

Textil 3 0 0 30 1,38 0,60 4,01 30 152 155 3

Ernährung 15 0 0 150 6,9 3,00 20,06 150 758 776 16

Summe 18 11 8 709 32,614 7,80 107,37 800 4054 4151 83

Kosten pro Anlage [Mio €] 10 19 MW 40

Spez. Anlagenkosten [€/kW] 1.000 950 800 3056 61,12

Jahresarbeit der Anlagen [GWh/a] 909 1.111 2.034

Einzel-Anlagen

Anlagenpark

Lebensdauer der Anlage [a] 20 20 20 20

Interner Zinssatz [%] 6 6 6 6

q 1,06 1,06 1,06 1,06

Annuität 15,7 18,2 27,9 61,8

lineare Abschreibung Investition [Mio. €] 9,00 10,45 16,00

Stromgestehungskosten [€/MWh] 36,343 33,044 27,946 31,226 (inkl. annuisierte Investition)

Stromgestehungskosten [ct/kWh] 3,63 3,30 2,79 3,12

Spez. Erlös aus Stromverkauf [€/MWh] 40,00 40,00 40,00

Bruttoerlös aus Strom-/Wärmeverkauf [Mio €] 54,97 67,19 123,01

Differenz [€/MWh] 18,63 34,14 95,06

Bruttoerlös abzgl. Betriebskosten [Mio €] 19,02 25,95 52,42

Wirtschaftlichkeit des Anlagenparks:

ROI - Return on Investment (statische Rentabilität)

Net Profit - N P 10,02 Mio €/a 15,50 Mio €/a 36,42 Mio €/a Bruttoerlöse abzgl. Betriebskosten und lineare Abschreibung

K A 90 Mio €/a 105 Mio €/a 160 Mio €/a Durchschn. gebundenes Kapital (I o /2)

ROI =N P /K A *100 Return on Investment (statische Rentabilität)

ROI 11,13% p.a. 14,83% p.a. 22,76% p.a.

NPV - Net Present Value (Nettobarwert)

Rentenbarwertfaktor - PF 11,47 11,47 11,47

NPV 338 279 441 1.058

IRR - Internal Rate of Return (Interner Zinsfuß)

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 ... 2030

-180 19 19 19 19 19 19 19 19 ... 19

-209 26 26 26 26 26 26 26 26 ... 26

-320 52 52 52 52 52 52 52 52 ... 52

IRR 8,8% 11,0% 15,6%


Anhang B.8: GuD

Szenario

Anzahl der Anlage à Kosten

installierte Produktion Gutschrift Volllaststunden

500 MW 250 MW Invest Wartung Personal Brennstoff Leistung Strom Wärme Wärme

Mio € Mio €/a Mio €/a Mio €/a MW MWh/a MWh/a Mio €/a h/a

Szenario 1 1 0 217,5 3,69 3,03 22,82 500 1.245.822 0 0 2.492

Szenario 2 0 1 150 2,80 1,81 17,28 250 932.188 0 0 3.729

Kosten pro Anlage [Mio €] 217,5 150,0

Spez. Anlagenkosten [€/kW] 435 600

Jahresarbeit der Anlagen [MWh/a] 1.245.822 932.188

Volllaststunden 2.492 3.729

Szenario 1 Szenario 2

Lebensdauer der Anlage [a] 20 20

Interner Zinssatz [%] 6 6

q 1,06 1,06

Annuität 19,0 13,1

lineare Abschreibung Investition [Mio. €] 10,88 7,50

Stromgestehungskosten [€/MWh] 38,938 37,509 (inkl. annuisierte Investition)

Stromgestehungskosten [ct/kWh] 3,89 3,75

Spez. Erlös aus Stromverkauf [€/MWh] 50,00 50,00

Bruttoerlös aus Stromverkauf [Mio €] 62,29 46,61

Differenz [€/MWh] 11,06 12,49

Bruttoerlös abzgl. Betriebskosten [Mio €] 32,74 24,72

Wirtschaftlichkeit des Anlagenparks:

ROI - Return on Investment (statische Rentabilität)

Net Profit - N P 21,87 Mio €/a 17,22 Mio €/a Bruttoerlöse abzgl. Betriebskosten und lineare Abschreibung

K A 109 Mio €/a 75 Mio €/a Durchschn. gebundenes Kapital (Io /2)

ROI =N P /K A *100 Return on Investment (statische Rentabilität)

ROI 20,11% p.a. 22,96% p.a.

NPV - Net Present Value (Nettobarwert)

Rentenbarwertfaktor - PF 11,47 11,47

NPV 158,1 133,56

IRR - Internal Rate of Return (Interner Zinsfuß)

2010 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 ... 2030

-217,5 33 33 33 33 33 33 33 33 ... 33

-150 25 25 25 25 25 25 25 25 ... 25

IRR 13,9% 15,57%


Anhang B.9: Contracting-Projekte

Anhang B.9.1: Druckluft

Kosten Einsparung

Bereich

Umfang der Contracting-Projekte in spez. Invest Investition spez. Einsparung Einsparung

installierter Kompressorleistung

in kW in €/kW in Mio € in MWh/kW a in MWh/a

Drehzahlvariable Antriebe 294.000 70 20,6 0,67 196.000

übergeordnete Steuerungen 216.279 28 6,1 0,57 124.000

Druckluftaufbereitung 162.500 20 3,3 0,16 26.000

Gesamtauslegung/Mehrdruckanlagen 154.000 125 19,3 0,50 77.000

Optimierung von Druckluftnetzen (Druckverlust und Leckagen) 77.000 250 19,3 1,00 77.000

Summe 68,4 500.000

Lebensdauer der Anlage [a] 6

Interner Zinssatz [%] 6%

q 1,06

Annuität 13,91 Mio €/a

lineare Abschreibung 11,40 Mio €/a

"Stromvermeidungskosten" 27,81 €/MWh (annuisierte Investition)

Stromvermeidungskosten 2,78 ct/kWh

Strompreis 50,00 €/MWh

Differenz 22,19 €/MWh

Einsparung durch Stromvermeidung 25,00 Mio €/a

Bruttoerlös Contractor 22,50 Mio €/a (10% der Einsparung verbleiben beim Kunden)

Wirtschaftlichkeit der Effizienzmaßnahmen

ROI - Return on Investment (statische Rentabilität)

Net Profit - N P 11,10 Mio €/a Bruttoerlöse abzgl. ineare Abschreibung

K A 34,19 Mio €/a Durchschn. gebundenes Kapital (Io /2)

ROI =N P /K A *100 Return on Investment (statische Rentabilität)

ROI 32,47% p.a.

NPV - Net Present Value (Nettobarwert)

Rentenbarwertfaktor - PF 4,92

NPV 42,25 Mio €/a

IRR - Internal Rate of Return (Interner Zinsfuß)

Periode 0 1 ... 6

Zahlung -68,4 22,5 ... 22,5

IRR 23,73% p.a.


Anhang B.9.2: Kälte

Stromeinsparung 700.000 MWh/a

Gesamtinvestititon 105 Mio €

Lebensdauer der Anlage [a] 6

Interner Zinssatz [%] 6%

q 1,06

Annuität 21,35 Mio €/a

lineare Abschreibung 17,50 Mio €/a

Stromvermeidungskosten 30,50 €/MWh (annuisierte Investition)

Stromvermeidungskosten 3,05 ct/kWh

Strompreis 50,00 €/MWh

Differenz 19,50 €/MWh

Einsparung durch Stromvermeidung 35,00 Mio €/a

Bruttoerlös Contractor 31,50 Mio €/a (10% der Einsparung verbleiben beim Kunden)

Wirtschaftlichkeit der Effizienzmaßnahmen

ROI - Return on Investment (statische Rentabilität)

Net Profit - N P 14,00 Mio €/a Bruttoerlöse abzgl. ineare Abschreibung

K A 52,50 Mio €/a Durchschn. gebundenes Kapital (Io /2)

ROI =N P /K A *100 Return on Investment (statische Rentabilität)

ROI 26,67% p.a.

NPV - Net Present Value (Nettobarwert)

Rentenbarwertfaktor - PF 4,92

NPV 49,90 Mio €

IRR - Internal Rate of Return (Interner Zinsfuß)

Periode 0 1 ... 6

Zahlung -105 31,5 ... 31,5

IRR 19,91% p.a.


Anhang B.9.3: Sonstige elektrische Antriebe

Kosten

Einsparung

Bereich

Umfang der Contracting-Projekte in spez. Invest Investition spez. Einsparung Einsparung

installierter Kompressorleistung

in kW in €/kW in Mio € in MWh/kW a in MWh/a

Hocheffiziente Motoren, Neuinvestition 2.222.222 24,0 53,3 0,13 280.000

Hocheffiziente Motoren, Ersatzinvestition 952.381 100,5 95,7 0,13 120.000

Drehzahlvariable Antriebe (Frequenzumrichter) 888.889 70,0 62,2 0,90 800.000

Summe 211,3 1.200.000

Lebensdauer der Anlage [a] 6

Interner Zinssatz [%] 6%

q 1,06

Annuität 42,97 Mio €/a

lineare Abschreibung 35,22 Mio €/a

"Stromvermeidungskosten" 35,81 €/MWh (annuisierte Investition)

"Stromvermeidungskosten" 3,58 ct/kWh

Strompreis 50,00 €/MWh

Differenz 14,19 €/MWh

Einsparung durch Stromvermeidung 60,00 Mio €/a

Bruttoerlös Contractor 54,00 Mio €/a (10% der Einsparung verbleiben beim Kunden)

Wirtschaftlichkeit der Effizienzmaßnahmen

ROI - Return on Investment (statische Rentabilität)

Net Profit - N P 18,78 Mio €/a Bruttoerlöse abzgl. ineare Abschreibung

K A 105,65 Mio €/a Durchschn. gebundenes Kapital (Io /2)

ROI =N P /K A *100 Return on Investment (statische Rentabilität)

ROI 17,78% p.a.

NPV - Net Present Value (Nettobarwert)

Rentenbarwertfaktor - PF 4,92

NPV 54,23 Mio €/a

IRR - Internal Rate of Return (Interner Zinsfuß)

0 1 2 ... 6

-211,304127 54 54 ... 54

IRR 13,77% p.a.


Anhang B.10 Anhang B.10.1: Szenario 1 2010

Sensitivitätsanalyse

Variation des Erdgas-Preises

Erdgaspreis 11,24 €/MWh Abweichung in % + 40% + 30% + 20% + 10% + 0% - 10% -0,2

EB Preis 20 €/EB Erdgas-Preis 15,73 14,61 13,48 12,36 11,24 10,11 8,99

Strompreis 50 €/MWh

GuD Investition, gesamt 217.500.000 €

jährliche Kosten 53.791.765 €/a 63.123.064 60.790.239 58.457.414 56.124.590 53.791.765 51.458.940 49.126.115

jährliche Erlöse 62.291.100 €/a 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100

Kapitalkosten 18.962.641 €/a 18.962.641 18.962.641 18.962.641 18.962.641 18.962.641 18.962.641 18.962.641

Investition, Szenario 1 217.500.000 €

Betriebskosten (fix) 2.443.750 €/a 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750

Personalkosten 2.443.750 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 32.385.374 €/a 41.716.673 39.383.848 37.051.023 34.718.199 32.385.374 30.052.549 27.719.724

Brennstoffkosten 23.328.248 €/a 32.659.547 30.326.722 27.993.897 25.661.073 23.328.248 20.995.423 18.662.598

Wartungskosten 9.057.126 €/a 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126

Erlöse 62.291.100 €/a 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100

Erlöse aus Stromverkauf, 1. Szenario 62.291.100 €/a

Industrielle KWK Investition, gesamt 709.000.000 €

jährliche Kosten 228.874.966 €/a 272.364.477 261.492.099 250.619.721 239.747.344 228.874.966 218.002.589 207.130.211

jährliche Erlöse 286.443.429 €/a 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429

Kapitalkosten 61.813.851 €/a 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851

Investition, 10 MW Anlagen 180.000.000 €

Investition, 20 MW Anlagen 209.000.000 €

Investition, 50 MW Anlagen 320.000.000 €

Betriebskosten (fix) 25.800.000 €/a 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000

Personalkosten, 10 MW Anlagen 3.600.000 €/a

Personalkosten, 20 MW Anlagen 2.200.000 €/a

Personalkosten, 50 MW Anlagen 20.000.000 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 141.261.115 €/a 184.750.626 173.878.248 163.005.870 152.133.493 141.261.115 130.388.738 119.516.360

Brennstoffkosten, 10 MW Anlagen 24.315.991 €/a 34.042.387 31.610.788 29.179.189 26.747.590 24.315.991 21.884.392 19.452.792

Wartungskosten, 10 MW Anlagen 8.260.538 €/a 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538

Brennstoffkosten, 20 MW Anlagen 29.719.544 €/a 41.607.362 38.635.407 35.663.453 32.691.499 29.719.544 26.747.590 23.775.635

Wartungskosten, 20 MW Anlagen 9.591.402 €/a 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402

Brennstoffkosten, 50 MW Anlagen 54.688.241 €/a 76.563.538 71.094.714 65.625.889 60.157.065 54.688.241 49.219.417 43.750.593

Wartungskosten, 50 MW Anlagen 14.685.400 €/a 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400

Erlöse 286.443.429 €/a 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429

Erlöse aus Stromverkauf 203.220.000 €/a

Wärmegutschrift 83.223.429 €/a

Contracting Investition, gesamt 384.690.000

jährliche Kosten 78.231.570 €/a 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570

jährliche Erlöse 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000

Kapitalkosten 78.231.570 €/a

Investition, Druckluft 68.390.000 €

Investition, Kälte 105.000.000 €

Investition, elektrische Antriebe 211.300.000 €

Erlöse, gesamt 108.000.000

Erlöse aus Druckluftprojekten 22.500.000 €/a

Erlöse aus Kälteprojekten 31.500.000 €/a

Erlöse aus Projekten mit El. Antrieben 54.000.000 €/a

Seekabel Investition, gesamt 139.700.000 €

jährliche Kosten 14.420.773 €/a 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773

jährliche Erlöse 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000

Kapitalkosten 10.928.273 €/a

Investition, gesamt 139.700.000

Betriebskosten (fix) 3.492.500 €/a

Betriebskosten 2.794.000 €/a

Versicherungskosten 698.500 €/a

Erlöse aus Verpachtung der Seekabel 16.764.000 €/a

Geothermie Investition, gesamt 480.000.000 €

jährliche Kosten 48.448.587 €/a 48.448.587 48.448.587 48.448.587 48.448.587 48.448.587 48.448.587 48.448.587

jährliche Erlöse 89.018.358 €/a 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358

Kapitalkosten 41.848.587 €/a

Investitionen 480.000.000 €

Betriebskosten (fix) 6.600.000 €/a

Personalkosten 4.950.000 €/a

Instandhaltungskosten 1.650.000

Erlöse aus Stromverkauf 89.018.358 €/a

Erlöse aus Wartungsverträgen 158.848.501 €/a

jährliche Kosten RWE 703.319.101 €/a 703.319.101 703.319.101 703.319.101 703.319.101 703.319.101 703.319.101 703.319.101

jährliche Erlöse RWE (brutto) 862.167.603 €/a 862.167.603 862.167.603 862.167.603 862.167.603 862.167.603 862.167.603 862.167.603

Geothermie 49.753.101 €/a

jährliche Kosten RWE 128.283.615 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 178.036.716 €/a

Biogas 21.002.594 €/a

jährliche Kosten RWE 72.337.303 €/a

jährliche Erlöse RWE 93.339.897 €/a

Biomasse 35.362.113

jährliche Kosten RWE 200.807.887 €/a

jährliche Erlöse RWE 236.170.000 €/a

Wind onshore - Neubau 1.618.185

jährliche Kosten RWE 27.881.815 €/a

jährliche Erlöse RWE 29.500.000 €/a

Wind onshore - Repowering 11.117.695

jährliche Kosten RWE 20.482.305 €/a

jährliche Erlöse RWE 31.600.000 €/a

Wind offshore 1.350.721

jährliche Kosten RWE 191.489.279 €/a

jährliche Erlöse RWE 192.840.000 €/a

Photovoltaik 32.783.760

jährliche Kosten RWE 28.918.230 €/a

jährliche Erlöse RWE 61.701.989 €/a

Laufwasser 5.860.333

jährliche Kosten RWE 33.118.667 €/a

jährliche Erlöse RWE 38.979.000 €/a

Erlöse aus Emissionberechtigungen 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308

jährliche Erlöse aus dem Verkauf

von überschüssigen EB 132.439.308 €/a

Summe Investition 1.930.890.000 €

Summe jährliche Kosten 1.127.086.762 €/a €/a 1.179.907.571 1.166.702.369 1.153.497.167 1.140.291.964 1.127.086.762 1.113.881.560 1.100.676.357

Summe jährliche Erlöse 1.557.123.797 €/a €/a 1.557.123.797 1.557.123.797 1.557.123.797 1.557.123.797 1.557.123.797 1.557.123.797 1.557.123.797

Rohertrag Alternativkonzept 430.037.035 €/a €/a 377.216.226 390.421.428 403.626.631 416.831.833 430.037.035 443.242.238 456.447.440

Rohertrag des BoA-Kraftwerks 289.800.000 €/a

jährliche Kosten BoA 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000

Stromgestehungskosten der BoA 555.200.000 €/a

jährliche Erlöse BoA 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000

Erlöse aus Stromverkauf 800.000.000 €/a

jährliche Erlöse aus dem Verkauf

von überschüssigen EB 45.000.000

Rohertrag BoA 289.800.000 €/a 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000

Vorteil Alternativkonzept 140.237.035 €/a 87.416.226 100.621.428 113.826.631 127.031.833 140.237.035 153.442.238 166.647.440


Anhang B.10.1: Szenario 1 2010

Sensitivitätsanalyse

Erdgaspreis 11,24 €/MWh

EB Preis 20 €/EB

Strompreis 50 €/MWh

GuD Investition, gesamt 217.500.000 €

jährliche Kosten 53.791.765 €/a

jährliche Erlöse 62.291.100 €/a

Kapitalkosten 18.962.641 €/a

Investition, Szenario 1 217.500.000 €

Betriebskosten (fix) 2.443.750 €/a

Personalkosten 2.443.750 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 32.385.374 €/a

Brennstoffkosten 23.328.248 €/a

Wartungskosten 9.057.126 €/a

Erlöse 62.291.100 €/a

Erlöse aus Stromverkauf, 1. Szenario 62.291.100 €/a

Variation des EB-Preises

Abweichung in % -100% -50% -25% 0% 25% 50%

EB-Preis 0 10 15 20 25 30

53.791.765 53.791.765 53.791.765 53.791.765 53.791.765 53.791.765

62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100

Industrielle KWK Investition, gesamt 709.000.000 €

jährliche Kosten 228.874.966 €/a

jährliche Erlöse 286.443.429 €/a

Kapitalkosten 61.813.851 €/a

Investition, 10 MW Anlagen 180.000.000 €

Investition, 20 MW Anlagen 209.000.000 €

Investition, 50 MW Anlagen 320.000.000 €

Betriebskosten (fix) 25.800.000 €/a

Personalkosten, 10 MW Anlagen 3.600.000 €/a

Personalkosten, 20 MW Anlagen 2.200.000 €/a

Personalkosten, 50 MW Anlagen 20.000.000 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 141.261.115 €/a

Brennstoffkosten, 10 MW Anlagen 24.315.991 €/a

Wartungskosten, 10 MW Anlagen 8.260.538 €/a

Brennstoffkosten, 20 MW Anlagen 29.719.544 €/a

Wartungskosten, 20 MW Anlagen 9.591.402 €/a

Brennstoffkosten, 50 MW Anlagen 54.688.241 €/a

Wartungskosten, 50 MW Anlagen 14.685.400 €/a

228.874.966 228.874.966 228.874.966 228.874.966 228.874.966 228.874.966

286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429

Erlöse 286.443.429 €/a

Erlöse aus Stromverkauf 203.220.000 €/a

Wärmegutschrift 83.223.429 €/a

Contracting Investition, gesamt 384.690.000

jährliche Kosten 78.231.570 €/a

jährliche Erlöse 108.000.000

78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570

108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000

Kapitalkosten 78.231.570 €/a

Investition, Druckluft 68.390.000 €

Investition, Kälte 105.000.000 €

Investition, elektrische Antriebe 211.300.000 €

Erlöse, gesamt 108.000.000

Erlöse aus Druckluftprojekten 22.500.000 €/a

Erlöse aus Kälteprojekten 31.500.000 €/a

Erlöse aus Projekten mit El. Antrieben 54.000.000 €/a

Seekabel Investition, gesamt 139.700.000 €

jährliche Kosten 14.420.773 €/a

jährliche Erlöse 16.764.000

Kapitalkosten 10.928.273 €/a

Investition, gesamt 139.700.000

Betriebskosten (fix) 3.492.500 €/a

Betriebskosten 2.794.000 €/a

Versicherungskosten 698.500 €/a

Erlöse aus Verpachtung der Seekabel 16.764.000 €/a

14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773

16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000

Geothermie Investition, gesamt 480.000.000 €

jährliche Kosten 48.448.587 €/a

jährliche Erlöse 89.018.358 €/a

48.448.587 48.448.587 48.448.587 48.448.587 48.448.587 48.448.587

89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358

Kapitalkosten 41.848.587 €/a

Investitionen 480.000.000 €

Betriebskosten (fix) 6.600.000 €/a

Personalkosten 4.950.000 €/a

Instandhaltungskosten 1.650.000

Erlöse aus Stromverkauf 89.018.358 €/a

Erlöse aus Wartungsverträgen 158.848.501 €/a

jährliche Kosten RWE 703.319.101 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 862.167.603 €/a

703.319.101 703.319.101 703.319.101 703.319.101 703.319.101 703.319.101

862.167.603 862.167.603 862.167.603 862.167.603 862.167.603 862.167.603

Geothermie 49.753.101 €/a

jährliche Kosten RWE 128.283.615 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 178.036.716 €/a

Biogas 21.002.594 €/a

jährliche Kosten RWE 72.337.303 €/a

jährliche Erlöse RWE 93.339.897 €/a

Biomasse 35.362.113

jährliche Kosten RWE 200.807.887 €/a

jährliche Erlöse RWE 236.170.000 €/a

Wind onshore - Neubau 1.618.185

jährliche Kosten RWE 27.881.815 €/a

jährliche Erlöse RWE 29.500.000 €/a

Wind onshore - Repowering 11.117.695

jährliche Kosten RWE 20.482.305 €/a

jährliche Erlöse RWE 31.600.000 €/a

Wind offshore 1.350.721

jährliche Kosten RWE 191.489.279 €/a

jährliche Erlöse RWE 192.840.000 €/a

Photovoltaik 32.783.760

jährliche Kosten RWE 28.918.230 €/a

jährliche Erlöse RWE 61.701.989 €/a

Laufwasser 5.860.333

jährliche Kosten RWE 33.118.667 €/a

jährliche Erlöse RWE 38.979.000 €/a

Erlöse aus Emissionberechtigungen 132.439.308

jährliche Erlöse aus dem Verkauf

von überschüssigen EB 132.439.308 €/a

0 66.219.654 99.329.481 132.439.308 165.549.135 198.658.962

0 66.219.654 99.329.481 132.439.308 165.549.135 198.658.962

Summe Investition 1.930.890.000 €

Summe jährliche Kosten 1.127.086.762 €/a

Summe jährliche Erlöse 1.557.123.797 €/a

Rohertrag Alternativkonzept 430.037.035 €/a

1.127.086.762 1.127.086.762 1.127.086.762 1.127.086.762 1.127.086.762 1.127.086.762

1.424.684.489 1.490.904.143 1.524.013.970 1.557.123.797 1.590.233.624 1.623.343.451

297.597.727 363.817.381 396.927.208 430.037.035 463.146.862 496.256.689

Rohertrag des BoA-Kraftwerks 289.800.000 €/a

jährliche Kosten BoA 555.200.000

Stromgestehungskosten der BoA 555.200.000 €/a

jährliche Erlöse BoA 845.000.000

Erlöse aus Stromverkauf 800.000.000 €/a

jährliche Erlöse aus dem Verkauf

von überschüssigen EB 45.000.000

Rohertrag BoA 289.800.000 €/a

555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000

800.000.000 822.500.000 833.750.000 845.000.000 856.250.000 867.500.000

244.800.000 267.300.000 278.550.000 289.800.000 301.050.000 312.300.000

Vorteil Alternativkonzept 140.237.035 €/a

52.797.727 96.517.381 118.377.208 140.237.035 162.096.862 183.956.689


Anhang B.10.1: Szenario 1 2010

Sensitivitätsanalyse

Erdgaspreis 11,24 €/MWh

EB Preis 20 €/EB

Strompreis 50 €/MWh

GuD Investition, gesamt 217.500.000 €

jährliche Kosten 53.791.765 €/a

jährliche Erlöse 62.291.100 €/a

Kapitalkosten 18.962.641 €/a

Investition, Szenario 1 217.500.000 €

Betriebskosten (fix) 2.443.750 €/a

Personalkosten 2.443.750 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 32.385.374 €/a

Brennstoffkosten 23.328.248 €/a

Wartungskosten 9.057.126 €/a

Erlöse 62.291.100 €/a

Erlöse aus Stromverkauf, 1. Szenario 62.291.100 €/a

Variation des Erdgas-Preises, ohne Erlöse aus dem Verkauf von EB

Abweichung in % + 40% + 30% + 20% + 10% + 0% - 10% - 20%

Erdgas-Preis 15,73 14,61 13,48 12,36 11,24 10,11 8,99

63.123.064 60.790.239 58.457.414 56.124.590 53.791.765 51.458.940 49.126.115

62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100

18.962.641 18.962.641 18.962.641 18.962.641 18.962.641 18.962.641 18.962.641

2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750

41.716.673 39.383.848 37.051.023 34.718.199 32.385.374 30.052.549 27.719.724

32.659.547 30.326.722 27.993.897 25.661.073 23.328.248 20.995.423 18.662.598

9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126

62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100 62.291.100

Industrielle KWK Investition, gesamt 709.000.000 €

jährliche Kosten 228.874.966 €/a

jährliche Erlöse 286.443.429 €/a

Kapitalkosten 61.813.851 €/a

Investition, 10 MW Anlagen 180.000.000 €

Investition, 20 MW Anlagen 209.000.000 €

Investition, 50 MW Anlagen 320.000.000 €

Betriebskosten (fix) 25.800.000 €/a

Personalkosten, 10 MW Anlagen 3.600.000 €/a

Personalkosten, 20 MW Anlagen 2.200.000 €/a

Personalkosten, 50 MW Anlagen 20.000.000 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 141.261.115 €/a

Brennstoffkosten, 10 MW Anlagen 24.315.991 €/a

Wartungskosten, 10 MW Anlagen 8.260.538 €/a

Brennstoffkosten, 20 MW Anlagen 29.719.544 €/a

Wartungskosten, 20 MW Anlagen 9.591.402 €/a

Brennstoffkosten, 50 MW Anlagen 54.688.241 €/a

Wartungskosten, 50 MW Anlagen 14.685.400 €/a

Erlöse 286.443.429 €/a

Erlöse aus Stromverkauf 203.220.000 €/a

Wärmegutschrift 83.223.429 €/a

Contracting Investition, gesamt 384.690.000

jährliche Kosten 78.231.570 €/a

jährliche Erlöse 108.000.000

272.364.477 261.492.099 250.619.721 239.747.344 228.874.966 218.002.589 207.130.211

286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429

61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851

25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000

184.750.626 173.878.248 163.005.870 152.133.493 141.261.115 130.388.738 119.516.360

34.042.387 31.610.788 29.179.189 26.747.590 24.315.991 21.884.392 19.452.792

8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538

41.607.362 38.635.407 35.663.453 32.691.499 29.719.544 26.747.590 23.775.635

9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402

76.563.538 71.094.714 65.625.889 60.157.065 54.688.241 49.219.417 43.750.593

14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400

286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429 286.443.429

78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570

108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000

Kapitalkosten 78.231.570 €/a

Investition, Druckluft 68.390.000 €

Investition, Kälte 105.000.000 €

Investition, elektrische Antriebe 211.300.000 €

Erlöse, gesamt 108.000.000

Erlöse aus Druckluftprojekten 22.500.000 €/a

Erlöse aus Kälteprojekten 31.500.000 €/a

Erlöse aus Projekten mit El. Antrieben 54.000.000 €/a

Seekabel Investition, gesamt 139.700.000 €

jährliche Kosten 14.420.773 €/a

jährliche Erlöse 16.764.000

Kapitalkosten 10.928.273 €/a

Investition, gesamt 139.700.000

Betriebskosten (fix) 3.492.500 €/a

Betriebskosten 2.794.000 €/a

Versicherungskosten 698.500 €/a

Erlöse aus Verpachtung der Seekabel 16.764.000 €/a

14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773

16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000

Geothermie Investition, gesamt 480.000.000 €

jährliche Kosten 48.448.587 €/a

jährliche Erlöse 89.018.358 €/a

48.448.587 48.448.587 48.448.587 48.448.587 48.448.587 48.448.587 48.448.587

89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358

Kapitalkosten 41.848.587 €/a

Investitionen 480.000.000 €

Betriebskosten (fix) 6.600.000 €/a

Personalkosten 4.950.000 €/a

Instandhaltungskosten 1.650.000

Erlöse aus Stromverkauf 89.018.358 €/a

Erlöse aus Wartungsverträgen 158.848.501 €/a

jährliche Kosten RWE 703.319.101 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 862.167.603 €/a

703.319.101 703.319.101 703.319.101 703.319.101 703.319.101 703.319.101 703.319.101

862.167.603 862.167.603 862.167.603 862.167.603 862.167.603 862.167.603 862.167.603

Geothermie 49.753.101 €/a

jährliche Kosten RWE 128.283.615 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 178.036.716 €/a

Biogas 21.002.594 €/a

jährliche Kosten RWE 72.337.303 €/a

jährliche Erlöse RWE 93.339.897 €/a

Biomasse 35.362.113

jährliche Kosten RWE 200.807.887 €/a

jährliche Erlöse RWE 236.170.000 €/a

Wind onshore - Neubau 1.618.185

jährliche Kosten RWE 27.881.815 €/a

jährliche Erlöse RWE 29.500.000 €/a

Wind onshore - Repowering 11.117.695

jährliche Kosten RWE 20.482.305 €/a

jährliche Erlöse RWE 31.600.000 €/a

Wind offshore 1.350.721

jährliche Kosten RWE 191.489.279 €/a

jährliche Erlöse RWE 192.840.000 €/a

Photovoltaik 32.783.760

jährliche Kosten RWE 28.918.230 €/a

jährliche Erlöse RWE 61.701.989 €/a

Laufwasser 5.860.333

jährliche Kosten RWE 33.118.667 €/a

jährliche Erlöse RWE 38.979.000 €/a

Erlöse aus Emissionberechtigungen 132.439.308

jährliche Erlöse aus dem Verkauf

von überschüssigen EB 132.439.308 €/a

Summe Investition 1.930.890.000 €

Summe jährliche Kosten 1.127.086.762 €/a

Summe jährliche Erlöse 1.557.123.797 €/a

Rohertrag Alternativkonzept 430.037.035 €/a

1.179.907.571 1.166.702.369 1.153.497.167 1.140.291.964 1.127.086.762 1.113.881.560 1.100.676.357

1.424.684.489 1.424.684.489 1.424.684.489 1.424.684.489 1.424.684.489 1.424.684.489 1.424.684.489

244.776.918 257.982.120 271.187.322 284.392.525 297.597.727 310.802.930 324.008.132

Rohertrag des BoA-Kraftwerks 289.800.000 €/a

jährliche Kosten BoA 555.200.000

Stromgestehungskosten der BoA 555.200.000 €/a

jährliche Erlöse BoA 845.000.000

Erlöse aus Stromverkauf 800.000.000 €/a

jährliche Erlöse aus dem Verkauf

von überschüssigen EB 45.000.000

Rohertrag BoA 289.800.000 €/a

555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000

800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000

800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000

244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000

Vorteil Alternativkonzept 140.237.035 €/a

-23.082 13.182.120 26.387.322 39.592.525 52.797.727 66.002.930 79.208.132


Anhang B.10.2: Szenario 2 2010 Sensitivitätsanalyse

Sensitivitätsanalyse

Variation des Erdgas-Preises

Erdgaspreis 11,24 €/MWh Abweichung in % + 100% + 90% + 80% + 70% + 60% + 50%

EB Preis 20 €/EB Erdgas-Preis 22,47 21,35 20,22 19,10 17,98 16,85

Strompreis 50 €/MWh

GuD Investition, gesamt 150.000.000 €

jährliche Kosten 42.450.813 €/a 60.323.066 58.535.840 56.748.615 54.961.390 53.174.164 51.386.939

jährliche Erlöse 47.722.500 €/a 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500

Kapitalkosten 13.077.684 €/a 13.077.684 13.077.684 13.077.684 13.077.684 13.077.684 13.077.684

Investition, Szenario 2 150.000.000 €

Betriebskosten (fix) 2.443.750 €/a 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750

Personalkosten 2.443.750 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 26.929.379 €/a 44.801.632 43.014.407 41.227.182 39.439.956 37.652.731 35.865.506

Brennstoffkosten 17.872.253 €/a 35.744.506 33.957.281 32.170.056 30.382.830 28.595.605 26.808.380

Wartungskosten 9.057.126 €/a 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126

Erlöse 47.722.500 €/a 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500

Erlöse aus Stromverkauf, 1. Szenario 47.722.500 €/a

Industrielle KWK Investition, gesamt 709.000.000 €

jährliche Kosten 228.222.260 €/a 336.293.329 325.486.222 314.679.115 303.872.008 293.064.901 282.257.794

jährliche Erlöse 284.723.810 €/a 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810

Kapitalkosten 61.813.851 €/a 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851

Investition, 10 MW Anlagen 180.000.000 €

Investition, 20 MW Anlagen 209.000.000 €

Investition, 50 MW Anlagen 320.000.000 €

Betriebskosten (fix) 25.800.000 €/a 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000

Personalkosten, 10 MW Anlagen 3.600.000 €/a

Personalkosten, 20 MW Anlagen 2.200.000 €/a

Personalkosten, 50 MW Anlagen 20.000.000 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 140.608.409 €/a 248.679.478 237.872.371 227.065.264 216.258.157 205.451.050 194.643.944

Brennstoffkosten, 10 MW Anlagen 24.315.991 €/a 48.631.981 46.200.382 43.768.783 41.337.184 38.905.585 36.473.986

Wartungskosten, 10 MW Anlagen 8.260.538 €/a 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538

Brennstoffkosten, 20 MW Anlagen 29.719.544 €/a 59.439.088 56.467.134 53.495.179 50.523.225 47.551.271 44.579.316

Wartungskosten, 20 MW Anlagen 9.591.402 €/a 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402

Brennstoffkosten, 50 MW Anlagen 54.035.535 €/a 108.071.069 102.667.516 97.263.962 91.860.409 86.456.856 81.053.302

Wartungskosten, 50 MW Anlagen 14.685.400 €/a 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400

Erlöse 284.723.810 €/a 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810

Erlöse aus Stromverkauf 202.000.000 €/a

Wärmegutschrift 82.723.810 €/a

Contracting Investition, gesamt 384.690.000

jährliche Kosten 78.231.570 €/a 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570

jährliche Erlöse 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000

Kapitalkosten 78.231.570 €/a

Investition, Druckluft 68.390.000 €

Investition, Kälte 105.000.000 €

Investition, elektrische Antriebe 211.300.000 €

Erlöse, gesamt 108.000.000

Erlöse aus Druckluftprojekten 22.500.000 €/a

Erlöse aus Kälteprojekten 31.500.000 €/a

Erlöse aus Projekten mit El. Antrieben 54.000.000 €/a

Seekabel Investition, gesamt 139.700.000 €

jährliche Kosten 14.420.773 €/a 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773

jährliche Erlöse 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000

Kapitalkosten 10.928.273 €/a

Investition, gesamt 139.700.000

Betriebskosten (fix) 3.492.500 €/a

Betriebskosten 2.794.000 €/a

Versicherungskosten 698.500 €/a

Erlöse aus Verpachtung der Seekabel 16.764.000 €/a

Geothermie Investition, gesamt 660.000.000 €

jährliche Kosten 64.141.808 €/a 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808

jährliche Erlöse 89.018.358 €/a 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358

Kapitalkosten 57.541.808 €/a

Investitionen 660.000.000 €

Betriebskosten (fix) 6.600.000 €/a

Personalkosten 4.950.000 €/a

Instandhaltungskosten 1.650.000

Erlöse aus Stromverkauf 89.018.358 €/a

Erlöse aus Betreiber-Modellen 152.063.987 €/a

jährliche Kosten RWE 685.825.881 €/a 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881

jährliche Erlöse RWE (brutto) 837.889.869 €/a 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869

Geothermie 42.968.587 €/a

jährliche Kosten RWE 110.790.395 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 153.758.982 €/a

Biogas 21.002.594 €/a

jährliche Kosten RWE 72.337.303 €/a

jährliche Erlöse RWE 93.339.897 €/a

Biomasse 35.362.113

jährliche Kosten RWE 200.807.887 €/a

jährliche Erlöse RWE 236.170.000 €/a

Wind onshore - Neubau 1.618.185

jährliche Kosten RWE 27.881.815 €/a

jährliche Erlöse RWE 29.500.000 €/a

Wind onshore - Repowering 11.117.695

jährliche Kosten RWE 20.482.305 €/a

jährliche Erlöse RWE 31.600.000 €/a

Wind offshore 1.350.721

jährliche Kosten RWE 191.489.279 €/a

jährliche Erlöse RWE 192.840.000 €/a

Photovoltaik 32.783.760

jährliche Kosten RWE 28.918.230 €/a

jährliche Erlöse RWE 61.701.989 €/a

Laufwasser 5.860.333

jährliche Kosten RWE 33.118.667 €/a

jährliche Erlöse RWE 38.979.000 €/a

Erlöse aus Emissionberechtigungen 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308

jährliche Erlöse aus dem Verkau

von überschüssigen EB 132.439.308 €/a

Kosten für Emissionberechtigungen

"Worst Case Szenario"

Summe Investition 2.043.390.000 €

Summe jährliche Kosten 1.113.293.103 €/a €/a 1.239.236.426 1.226.642.093 1.214.047.761 1.201.453.429 1.188.859.097 1.176.264.764

Summe jährliche Erlöse 1.516.557.844 €/a €/a 1.516.557.844 1.516.557.844 1.516.557.844 1.516.557.844 1.516.557.844 1.516.557.844

Rohertrag Alternativkonzept 403.264.741 €/a €/a 277.321.419 289.915.751 302.510.083 315.104.415 327.698.748 340.293.080

270.825.433

Rohertrag des BoA-Kraftwerks 289.800.000 €/a

jährliche Kosten BoA 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000

Stromgestehungskosten der BoA 555.200.000 €/a

jährliche Erlöse BoA 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000

Erlöse aus Stromverkauf 800.000.000 €/a

jährliche Erlöse aus dem Verkau

von überschüssigen EB 45.000.000

Kosten für Emissionberechtigungen

"Worst Case Szenario"

Rohertrag BoA 289.800.000 €/a 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000

244.800.000

Vorteil Alternativkonzept 113.464.741 €/a -12.478.581 115.751 12.710.083 25.304.415 37.898.748 50.493.080


Anhang B.10.2: Szenario 2 2010

Sensitivitätsanalyse

Erdgaspreis 11,24 €/MWh

EB Preis 20 €/EB

Strompreis 50 €/MWh

GuD Investition, gesamt 150.000.000 €

jährliche Kosten 42.450.813 €/a

jährliche Erlöse 47.722.500 €/a

Kapitalkosten 13.077.684 €/a

Investition, Szenario 2 150.000.000 €

Betriebskosten (fix) 2.443.750 €/a

Personalkosten 2.443.750 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 26.929.379 €/a

Brennstoffkosten 17.872.253 €/a

Wartungskosten 9.057.126 €/a

Erlöse 47.722.500 €/a

Erlöse aus Stromverkauf, 1. Szenario 47.722.500 €/a

Industrielle KWK Investition, gesamt 709.000.000 €

jährliche Kosten 228.222.260 €/a

jährliche Erlöse 284.723.810 €/a

Kapitalkosten 61.813.851 €/a

Investition, 10 MW Anlagen 180.000.000 €

Investition, 20 MW Anlagen 209.000.000 €

Investition, 50 MW Anlagen 320.000.000 €

Betriebskosten (fix) 25.800.000 €/a

Personalkosten, 10 MW Anlagen 3.600.000 €/a

Personalkosten, 20 MW Anlagen 2.200.000 €/a

Personalkosten, 50 MW Anlagen 20.000.000 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 140.608.409 €/a

Brennstoffkosten, 10 MW Anlagen 24.315.991 €/a

Wartungskosten, 10 MW Anlagen 8.260.538 €/a

Brennstoffkosten, 20 MW Anlagen 29.719.544 €/a

Wartungskosten, 20 MW Anlagen 9.591.402 €/a

Brennstoffkosten, 50 MW Anlagen 54.035.535 €/a

Wartungskosten, 50 MW Anlagen 14.685.400 €/a

Erlöse 284.723.810 €/a

Erlöse aus Stromverkauf 202.000.000 €/a

Wärmegutschrift 82.723.810 €/a

Contracting Investition, gesamt 384.690.000

jährliche Kosten 78.231.570 €/a

jährliche Erlöse 108.000.000

+ 40% + 30% + 20% + 10% + 0% - 10% -0,2

15,73 14,61 13,48 12,36 11,24 10,11 8,99

49.599.714 47.812.489 46.025.263 44.238.038 42.450.813 40.663.587 38.876.362

47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500

13.077.684 13.077.684 13.077.684 13.077.684 13.077.684 13.077.684 13.077.684

2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750

34.078.280 32.291.055 30.503.830 28.716.604 26.929.379 25.142.154 23.354.928

25.021.154 23.233.929 21.446.704 19.659.478 17.872.253 16.085.028 14.297.802

9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126

47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500

271.450.687 260.643.581 249.836.474 239.029.367 228.222.260 217.415.153 206.608.046

284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810

61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851

25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000

183.836.837 173.029.730 162.222.623 151.415.516 140.608.409 129.801.302 118.994.195

34.042.387 31.610.788 29.179.189 26.747.590 24.315.991 21.884.392 19.452.792

8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538

41.607.362 38.635.407 35.663.453 32.691.499 29.719.544 26.747.590 23.775.635

9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402

75.649.749 70.246.195 64.842.642 59.439.088 54.035.535 48.631.981 43.228.428

14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400

284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810

78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570

108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000

Kapitalkosten 78.231.570 €/a

Investition, Druckluft 68.390.000 €

Investition, Kälte 105.000.000 €

Investition, elektrische Antriebe 211.300.000 €

Erlöse, gesamt 108.000.000

Erlöse aus Druckluftprojekten 22.500.000 €/a

Erlöse aus Kälteprojekten 31.500.000 €/a

Erlöse aus Projekten mit El. Antrieben 54.000.000 €/a

Seekabel Investition, gesamt 139.700.000 €

jährliche Kosten 14.420.773 €/a

jährliche Erlöse 16.764.000

Kapitalkosten 10.928.273 €/a

Investition, gesamt 139.700.000

Betriebskosten (fix) 3.492.500 €/a

Betriebskosten 2.794.000 €/a

Versicherungskosten 698.500 €/a

Erlöse aus Verpachtung der Seekabel 16.764.000 €/a

14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773

16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000

Geothermie Investition, gesamt 660.000.000 €

jährliche Kosten 64.141.808 €/a

jährliche Erlöse 89.018.358 €/a

64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808

89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358

Kapitalkosten 57.541.808 €/a

Investitionen 660.000.000 €

Betriebskosten (fix) 6.600.000 €/a

Personalkosten 4.950.000 €/a

Instandhaltungskosten 1.650.000

Erlöse aus Stromverkauf 89.018.358 €/a

Erlöse aus Betreiber-Modellen 152.063.987 €/a

jährliche Kosten RWE 685.825.881 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 837.889.869 €/a

685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881

837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869

Geothermie 42.968.587 €/a

jährliche Kosten RWE 110.790.395 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 153.758.982 €/a

Biogas 21.002.594 €/a

jährliche Kosten RWE 72.337.303 €/a

jährliche Erlöse RWE 93.339.897 €/a

Biomasse 35.362.113

jährliche Kosten RWE 200.807.887 €/a

jährliche Erlöse RWE 236.170.000 €/a

Wind onshore - Neubau 1.618.185

jährliche Kosten RWE 27.881.815 €/a

jährliche Erlöse RWE 29.500.000 €/a

Wind onshore - Repowering 11.117.695

jährliche Kosten RWE 20.482.305 €/a

jährliche Erlöse RWE 31.600.000 €/a

Wind offshore 1.350.721

jährliche Kosten RWE 191.489.279 €/a

jährliche Erlöse RWE 192.840.000 €/a

Photovoltaik 32.783.760

jährliche Kosten RWE 28.918.230 €/a

jährliche Erlöse RWE 61.701.989 €/a

Laufwasser 5.860.333

jährliche Kosten RWE 33.118.667 €/a

jährliche Erlöse RWE 38.979.000 €/a

Erlöse aus Emissionberechtigungen 132.439.308

jährliche Erlöse aus dem Verkau

von überschüssigen EB 132.439.308 €/a

132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308

Kosten für Emissionberechtigungen

"Worst Case Szenario"

Summe Investition 2.043.390.000 €

Summe jährliche Kosten 1.113.293.103 €/a

Summe jährliche Erlöse 1.516.557.844 €/a

Rohertrag Alternativkonzept 403.264.741 €/a

270.825.433

1.163.670.432 1.151.076.100 1.138.481.768 1.125.887.435 1.113.293.103 1.100.698.771 1.088.104.439

1.516.557.844 1.516.557.844 1.516.557.844 1.516.557.844 1.516.557.844 1.516.557.844 1.516.557.844

352.887.412 365.481.744 378.076.077 390.670.409 403.264.741 415.859.073 428.453.406

Rohertrag des BoA-Kraftwerks 289.800.000 €/a

jährliche Kosten BoA 555.200.000

Stromgestehungskosten der BoA 555.200.000 €/a

jährliche Erlöse BoA 845.000.000

Erlöse aus Stromverkauf 800.000.000 €/a

jährliche Erlöse aus dem Verkau

von überschüssigen EB 45.000.000

555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000

845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000

Kosten für Emissionberechtigungen

"Worst Case Szenario"

Rohertrag BoA 289.800.000 €/a

244.800.000

289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000

Vorteil Alternativkonzept 113.464.741 €/a

63.087.412 75.681.744 88.276.077 100.870.409 113.464.741 126.059.073 138.653.406


Anhang B.10.2: Szenario 2 2010

Sensitivitätsanalyse

Erdgaspreis 11,24 €/MWh

EB Preis 20 €/EB

Strompreis 50 €/MWh

GuD Investition, gesamt 150.000.000 €

jährliche Kosten 42.450.813 €/a

jährliche Erlöse 47.722.500 €/a

Kapitalkosten 13.077.684 €/a

Investition, Szenario 2 150.000.000 €

Betriebskosten (fix) 2.443.750 €/a

Personalkosten 2.443.750 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 26.929.379 €/a

Brennstoffkosten 17.872.253 €/a

Wartungskosten 9.057.126 €/a

Erlöse 47.722.500 €/a

Erlöse aus Stromverkauf, 1. Szenario 47.722.500 €/a

Industrielle KWK Investition, gesamt 709.000.000 €

jährliche Kosten 228.222.260 €/a

jährliche Erlöse 284.723.810 €/a

Kapitalkosten 61.813.851 €/a

Investition, 10 MW Anlagen 180.000.000 €

Investition, 20 MW Anlagen 209.000.000 €

Investition, 50 MW Anlagen 320.000.000 €

Betriebskosten (fix) 25.800.000 €/a

Personalkosten, 10 MW Anlagen 3.600.000 €/a

Personalkosten, 20 MW Anlagen 2.200.000 €/a

Personalkosten, 50 MW Anlagen 20.000.000 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 140.608.409 €/a

Brennstoffkosten, 10 MW Anlagen 24.315.991 €/a

Wartungskosten, 10 MW Anlagen 8.260.538 €/a

Brennstoffkosten, 20 MW Anlagen 29.719.544 €/a

Wartungskosten, 20 MW Anlagen 9.591.402 €/a

Brennstoffkosten, 50 MW Anlagen 54.035.535 €/a

Wartungskosten, 50 MW Anlagen 14.685.400 €/a

Sensitivitätsanalyse

Variation des EB-Preises

Abweichung in % -100% -50% -25% 0% 25% 50% 75% 100%

EB-Preis 0 10 15 20 25 30 35 40

42.450.813 42.450.813 42.450.813 42.450.813 42.450.813 42.450.813 42.450.813 42.450.813

47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500

228.222.260 228.222.260 228.222.260 228.222.260 228.222.260 228.222.260 228.222.260 228.222.260

284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810

Erlöse 284.723.810 €/a

Erlöse aus Stromverkauf 202.000.000 €/a

Wärmegutschrift 82.723.810 €/a

Contracting Investition, gesamt 384.690.000

jährliche Kosten 78.231.570 €/a

jährliche Erlöse 108.000.000

78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570

108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000

Kapitalkosten 78.231.570 €/a

Investition, Druckluft 68.390.000 €

Investition, Kälte 105.000.000 €

Investition, elektrische Antriebe 211.300.000 €

Erlöse, gesamt 108.000.000

Erlöse aus Druckluftprojekten 22.500.000 €/a

Erlöse aus Kälteprojekten 31.500.000 €/a

Erlöse aus Projekten mit El. Antrieben 54.000.000 €/a

Seekabel Investition, gesamt 139.700.000 €

jährliche Kosten 14.420.773 €/a

jährliche Erlöse 16.764.000

Kapitalkosten 10.928.273 €/a

Investition, gesamt 139.700.000

Betriebskosten (fix) 3.492.500 €/a

Betriebskosten 2.794.000 €/a

Versicherungskosten 698.500 €/a

Erlöse aus Verpachtung der Seekabel 16.764.000 €/a

14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773

16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000

Geothermie Investition, gesamt 660.000.000 €

jährliche Kosten 64.141.808 €/a

jährliche Erlöse 89.018.358 €/a

64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808

89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358

Kapitalkosten 57.541.808 €/a

Investitionen 660.000.000 €

Betriebskosten (fix) 6.600.000 €/a

Personalkosten 4.950.000 €/a

Instandhaltungskosten 1.650.000

Erlöse aus Stromverkauf 89.018.358 €/a

Erlöse aus Betreiber-Modellen 152.063.987 €/a

jährliche Kosten RWE 685.825.881 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 837.889.869 €/a

685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881

837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869

Geothermie 42.968.587 €/a

jährliche Kosten RWE 110.790.395 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 153.758.982 €/a

Biogas 21.002.594 €/a

jährliche Kosten RWE 72.337.303 €/a

jährliche Erlöse RWE 93.339.897 €/a

Biomasse 35.362.113

jährliche Kosten RWE 200.807.887 €/a

jährliche Erlöse RWE 236.170.000 €/a

Wind onshore - Neubau 1.618.185

jährliche Kosten RWE 27.881.815 €/a

jährliche Erlöse RWE 29.500.000 €/a

Wind onshore - Repowering 11.117.695

jährliche Kosten RWE 20.482.305 €/a

jährliche Erlöse RWE 31.600.000 €/a

Wind offshore 1.350.721

jährliche Kosten RWE 191.489.279 €/a

jährliche Erlöse RWE 192.840.000 €/a

Photovoltaik 32.783.760

jährliche Kosten RWE 28.918.230 €/a

jährliche Erlöse RWE 61.701.989 €/a

Laufwasser 5.860.333

jährliche Kosten RWE 33.118.667 €/a

jährliche Erlöse RWE 38.979.000 €/a

Erlöse aus Emissionberechtigungen 132.439.308

jährliche Erlöse aus dem Verkau

von überschüssigen EB 132.439.308 €/a

0 66.219.654 99.329.481 132.439.308 165.549.135 198.658.962 231.768.789 264.878.616

0 66.219.654 99.329.481 132.439.308 165.549.135 198.658.962 231.768.789 264.878.616

Kosten für Emissionberechtigungen

"Worst Case Szenario"

Summe Investition 2.043.390.000 €

Summe jährliche Kosten 1.113.293.103 €/a

Summe jährliche Erlöse 1.516.557.844 €/a

Rohertrag Alternativkonzept 403.264.741 €/a

270.825.433

1.113.293.103 1.113.293.103 1.113.293.103 1.113.293.103 1.113.293.103 1.113.293.103 1.113.293.103 1.113.293.103

1.384.118.536 1.450.338.190 1.483.448.017 1.516.557.844 1.549.667.671 1.582.777.498 1.615.887.325 1.648.997.152

270.825.433 337.045.087 370.154.914 403.264.741 436.374.568 469.484.395 502.594.222 535.704.049

Rohertrag des BoA-Kraftwerks 289.800.000 €/a

jährliche Kosten BoA 555.200.000

Stromgestehungskosten der BoA 555.200.000 €/a

jährliche Erlöse BoA 845.000.000

Erlöse aus Stromverkauf 800.000.000 €/a

jährliche Erlöse aus dem Verkau

von überschüssigen EB 45.000.000

555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000

800.000.000 822.500.000 833.750.000 845.000.000 856.250.000 867.500.000 878.750.000 890.000.000

Kosten für Emissionberechtigungen

"Worst Case Szenario"

Rohertrag BoA 289.800.000 €/a

244.800.000

244.800.000 267.300.000 278.550.000 289.800.000 301.050.000 312.300.000 323.550.000 334.800.000

Vorteil Alternativkonzept 113.464.741 €/a

26.025.433 69.745.087 91.604.914 113.464.741 135.324.568 157.184.395 179.044.222 200.904.049


Anhang B.10.2: Szenario 2 2010

Sensitivitätsanalyse

Erdgaspreis 11,24 €/MWh

EB Preis 20 €/EB

Strompreis 50 €/MWh

GuD Investition, gesamt 150.000.000 €

jährliche Kosten 42.450.813 €/a

jährliche Erlöse 47.722.500 €/a

Kapitalkosten 13.077.684 €/a

Investition, Szenario 2 150.000.000 €

Betriebskosten (fix) 2.443.750 €/a

Personalkosten 2.443.750 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 26.929.379 €/a

Brennstoffkosten 17.872.253 €/a

Wartungskosten 9.057.126 €/a

Erlöse 47.722.500 €/a

Erlöse aus Stromverkauf, 1. Szenario 47.722.500 €/a

Industrielle KWK Investition, gesamt 709.000.000 €

jährliche Kosten 228.222.260 €/a

jährliche Erlöse 284.723.810 €/a

Kapitalkosten 61.813.851 €/a

Investition, 10 MW Anlagen 180.000.000 €

Investition, 20 MW Anlagen 209.000.000 €

Investition, 50 MW Anlagen 320.000.000 €

Betriebskosten (fix) 25.800.000 €/a

Personalkosten, 10 MW Anlagen 3.600.000 €/a

Personalkosten, 20 MW Anlagen 2.200.000 €/a

Personalkosten, 50 MW Anlagen 20.000.000 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 140.608.409 €/a

Brennstoffkosten, 10 MW Anlagen 24.315.991 €/a

Wartungskosten, 10 MW Anlagen 8.260.538 €/a

Brennstoffkosten, 20 MW Anlagen 29.719.544 €/a

Wartungskosten, 20 MW Anlagen 9.591.402 €/a

Brennstoffkosten, 50 MW Anlagen 54.035.535 €/a

Wartungskosten, 50 MW Anlagen 14.685.400 €/a

Erlöse 284.723.810 €/a

Erlöse aus Stromverkauf 202.000.000 €/a

Wärmegutschrift 82.723.810 €/a

Contracting Investition, gesamt 384.690.000

jährliche Kosten 78.231.570 €/a

jährliche Erlöse 108.000.000

Sensitivitätsanalyse

Variation des Erdgas-Preises, ohne Erlöse aus dem Verkauf von EB

Abweichung in % + 100% + 90% + 80% + 70% + 60% + 50%

Erdgas-Preis 22,47 21,35 20,22 19,10 17,98 16,85

60.323.066 58.535.840 56.748.615 54.961.390 53.174.164 51.386.939

47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500

13.077.684 13.077.684 13.077.684 13.077.684 13.077.684 13.077.684

2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750

44.801.632 43.014.407 41.227.182 39.439.956 37.652.731 35.865.506

35.744.506 33.957.281 32.170.056 30.382.830 28.595.605 26.808.380

9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126

47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500

336.293.329 325.486.222 314.679.115 303.872.008 293.064.901 282.257.794

284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810

61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851

25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000

248.679.478 237.872.371 227.065.264 216.258.157 205.451.050 194.643.944

48.631.981 46.200.382 43.768.783 41.337.184 38.905.585 36.473.986

8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538

59.439.088 56.467.134 53.495.179 50.523.225 47.551.271 44.579.316

9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402

108.071.069 102.667.516 97.263.962 91.860.409 86.456.856 81.053.302

14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400

284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810

78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570

108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000

Kapitalkosten 78.231.570 €/a

Investition, Druckluft 68.390.000 €

Investition, Kälte 105.000.000 €

Investition, elektrische Antriebe 211.300.000 €

Erlöse, gesamt 108.000.000

Erlöse aus Druckluftprojekten 22.500.000 €/a

Erlöse aus Kälteprojekten 31.500.000 €/a

Erlöse aus Projekten mit El. Antrieben 54.000.000 €/a

Seekabel Investition, gesamt 139.700.000 €

jährliche Kosten 14.420.773 €/a

jährliche Erlöse 16.764.000

Kapitalkosten 10.928.273 €/a

Investition, gesamt 139.700.000

Betriebskosten (fix) 3.492.500 €/a

Betriebskosten 2.794.000 €/a

Versicherungskosten 698.500 €/a

Erlöse aus Verpachtung der Seekabel 16.764.000 €/a

14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773

16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000

Geothermie Investition, gesamt 660.000.000 €

jährliche Kosten 64.141.808 €/a

jährliche Erlöse 89.018.358 €/a

64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808

89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358

Kapitalkosten 57.541.808 €/a

Investitionen 660.000.000 €

Betriebskosten (fix) 6.600.000 €/a

Personalkosten 4.950.000 €/a

Instandhaltungskosten 1.650.000

Erlöse aus Stromverkauf 89.018.358 €/a

Erlöse aus Betreiber-Modellen 152.063.987 €/a

jährliche Kosten RWE 685.825.881 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 837.889.869 €/a

685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881

837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869

Geothermie 42.968.587 €/a

jährliche Kosten RWE 110.790.395 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 153.758.982 €/a

Biogas 21.002.594 €/a

jährliche Kosten RWE 72.337.303 €/a

jährliche Erlöse RWE 93.339.897 €/a

Biomasse 35.362.113

jährliche Kosten RWE 200.807.887 €/a

jährliche Erlöse RWE 236.170.000 €/a

Wind onshore - Neubau 1.618.185

jährliche Kosten RWE 27.881.815 €/a

jährliche Erlöse RWE 29.500.000 €/a

Wind onshore - Repowering 11.117.695

jährliche Kosten RWE 20.482.305 €/a

jährliche Erlöse RWE 31.600.000 €/a

Wind offshore 1.350.721

jährliche Kosten RWE 191.489.279 €/a

jährliche Erlöse RWE 192.840.000 €/a

Photovoltaik 32.783.760

jährliche Kosten RWE 28.918.230 €/a

jährliche Erlöse RWE 61.701.989 €/a

Laufwasser 5.860.333

jährliche Kosten RWE 33.118.667 €/a

jährliche Erlöse RWE 38.979.000 €/a

Erlöse aus Emissionberechtigungen 132.439.308

jährliche Erlöse aus dem Verkau

von überschüssigen EB 132.439.308 €/a

Kosten für Emissionberechtigungen

"Worst Case Szenario"

Summe Investition 2.043.390.000 €

Summe jährliche Kosten 1.113.293.103 €/a

Summe jährliche Erlöse 1.516.557.844 €/a

Rohertrag Alternativkonzept 403.264.741 €/a

270.825.433

1.239.236.426 1.226.642.093 1.214.047.761 1.201.453.429 1.188.859.097 1.176.264.764

1.384.118.536 1.384.118.536 1.384.118.536 1.384.118.536 1.384.118.536 1.384.118.536

144.882.110 157.476.443 170.070.775 182.665.107 195.259.439 207.853.772

Rohertrag des BoA-Kraftwerks 289.800.000 €/a

jährliche Kosten BoA 555.200.000

Stromgestehungskosten der BoA 555.200.000 €/a

jährliche Erlöse BoA 845.000.000

Erlöse aus Stromverkauf 800.000.000 €/a

jährliche Erlöse aus dem Verkau

von überschüssigen EB 45.000.000

555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000

800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000

800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000

Kosten für Emissionberechtigungen

"Worst Case Szenario"

Rohertrag BoA 289.800.000 €/a

244.800.000

244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000

Vorteil Alternativkonzept 113.464.741 €/a

-99.917.890 -87.323.557 -74.729.225 -62.134.893 -49.540.561 -36.946.228


Anhang B.10.2: Szenario 2 2010

Sensitivitätsanalyse

Erdgaspreis 11,24 €/MWh

EB Preis 20 €/EB

Strompreis 50 €/MWh

GuD Investition, gesamt 150.000.000 €

jährliche Kosten 42.450.813 €/a

jährliche Erlöse 47.722.500 €/a

Kapitalkosten 13.077.684 €/a

Investition, Szenario 2 150.000.000 €

Betriebskosten (fix) 2.443.750 €/a

Personalkosten 2.443.750 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 26.929.379 €/a

Brennstoffkosten 17.872.253 €/a

Wartungskosten 9.057.126 €/a

Erlöse 47.722.500 €/a

Erlöse aus Stromverkauf, 1. Szenario 47.722.500 €/a

Industrielle KWK Investition, gesamt 709.000.000 €

jährliche Kosten 228.222.260 €/a

jährliche Erlöse 284.723.810 €/a

Kapitalkosten 61.813.851 €/a

Investition, 10 MW Anlagen 180.000.000 €

Investition, 20 MW Anlagen 209.000.000 €

Investition, 50 MW Anlagen 320.000.000 €

Betriebskosten (fix) 25.800.000 €/a

Personalkosten, 10 MW Anlagen 3.600.000 €/a

Personalkosten, 20 MW Anlagen 2.200.000 €/a

Personalkosten, 50 MW Anlagen 20.000.000 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 140.608.409 €/a

Brennstoffkosten, 10 MW Anlagen 24.315.991 €/a

Wartungskosten, 10 MW Anlagen 8.260.538 €/a

Brennstoffkosten, 20 MW Anlagen 29.719.544 €/a

Wartungskosten, 20 MW Anlagen 9.591.402 €/a

Brennstoffkosten, 50 MW Anlagen 54.035.535 €/a

Wartungskosten, 50 MW Anlagen 14.685.400 €/a

Erlöse 284.723.810 €/a

Erlöse aus Stromverkauf 202.000.000 €/a

Wärmegutschrift 82.723.810 €/a

Contracting Investition, gesamt 384.690.000

jährliche Kosten 78.231.570 €/a

jährliche Erlöse 108.000.000

+ 40% + 30% + 20% + 10% + 0% - 10% - 20%

15,73 14,61 13,48 12,36 11,24 10,11 8,99

49.599.714 47.812.489 46.025.263 44.238.038 42.450.813 40.663.587 38.876.362

47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500

13.077.684 13.077.684 13.077.684 13.077.684 13.077.684 13.077.684 13.077.684

2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750

34.078.280 32.291.055 30.503.830 28.716.604 26.929.379 25.142.154 23.354.928

25.021.154 23.233.929 21.446.704 19.659.478 17.872.253 16.085.028 14.297.802

9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126 9.057.126

47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500

271.450.687 260.643.581 249.836.474 239.029.367 228.222.260 217.415.153 206.608.046

284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810

61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851

25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000

183.836.837 173.029.730 162.222.623 151.415.516 140.608.409 129.801.302 118.994.195

34.042.387 31.610.788 29.179.189 26.747.590 24.315.991 21.884.392 19.452.792

8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538 8.260.538

41.607.362 38.635.407 35.663.453 32.691.499 29.719.544 26.747.590 23.775.635

9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402 9.591.402

75.649.749 70.246.195 64.842.642 59.439.088 54.035.535 48.631.981 43.228.428

14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400 14.685.400

284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810

78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570

108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000

Kapitalkosten 78.231.570 €/a

Investition, Druckluft 68.390.000 €

Investition, Kälte 105.000.000 €

Investition, elektrische Antriebe 211.300.000 €

Erlöse, gesamt 108.000.000

Erlöse aus Druckluftprojekten 22.500.000 €/a

Erlöse aus Kälteprojekten 31.500.000 €/a

Erlöse aus Projekten mit El. Antrieben 54.000.000 €/a

Seekabel Investition, gesamt 139.700.000 €

jährliche Kosten 14.420.773 €/a

jährliche Erlöse 16.764.000

Kapitalkosten 10.928.273 €/a

Investition, gesamt 139.700.000

Betriebskosten (fix) 3.492.500 €/a

Betriebskosten 2.794.000 €/a

Versicherungskosten 698.500 €/a

Erlöse aus Verpachtung der Seekabel 16.764.000 €/a

14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773

16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000

Geothermie Investition, gesamt 660.000.000 €

jährliche Kosten 64.141.808 €/a

jährliche Erlöse 89.018.358 €/a

64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808

89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358

Kapitalkosten 57.541.808 €/a

Investitionen 660.000.000 €

Betriebskosten (fix) 6.600.000 €/a

Personalkosten 4.950.000 €/a

Instandhaltungskosten 1.650.000

Erlöse aus Stromverkauf 89.018.358 €/a

Erlöse aus Betreiber-Modellen 152.063.987 €/a

jährliche Kosten RWE 685.825.881 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 837.889.869 €/a

685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881

837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869

Geothermie 42.968.587 €/a

jährliche Kosten RWE 110.790.395 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 153.758.982 €/a

Biogas 21.002.594 €/a

jährliche Kosten RWE 72.337.303 €/a

jährliche Erlöse RWE 93.339.897 €/a

Biomasse 35.362.113

jährliche Kosten RWE 200.807.887 €/a

jährliche Erlöse RWE 236.170.000 €/a

Wind onshore - Neubau 1.618.185

jährliche Kosten RWE 27.881.815 €/a

jährliche Erlöse RWE 29.500.000 €/a

Wind onshore - Repowering 11.117.695

jährliche Kosten RWE 20.482.305 €/a

jährliche Erlöse RWE 31.600.000 €/a

Wind offshore 1.350.721

jährliche Kosten RWE 191.489.279 €/a

jährliche Erlöse RWE 192.840.000 €/a

Photovoltaik 32.783.760

jährliche Kosten RWE 28.918.230 €/a

jährliche Erlöse RWE 61.701.989 €/a

Laufwasser 5.860.333

jährliche Kosten RWE 33.118.667 €/a

jährliche Erlöse RWE 38.979.000 €/a

Erlöse aus Emissionberechtigungen 132.439.308

jährliche Erlöse aus dem Verkau

von überschüssigen EB 132.439.308 €/a

Kosten für Emissionberechtigungen

"Worst Case Szenario"

Summe Investition 2.043.390.000 €

Summe jährliche Kosten 1.113.293.103 €/a

Summe jährliche Erlöse 1.516.557.844 €/a

Rohertrag Alternativkonzept 403.264.741 €/a

270.825.433

1.163.670.432 1.151.076.100 1.138.481.768 1.125.887.435 1.113.293.103 1.100.698.771 1.088.104.439

1.384.118.536 1.384.118.536 1.384.118.536 1.384.118.536 1.384.118.536 1.384.118.536 1.384.118.536

220.448.104 233.042.436 245.636.768 258.231.101 270.825.433 283.419.765 296.014.097

Rohertrag des BoA-Kraftwerks 289.800.000 €/a

jährliche Kosten BoA 555.200.000

Stromgestehungskosten der BoA 555.200.000 €/a

jährliche Erlöse BoA 845.000.000

Erlöse aus Stromverkauf 800.000.000 €/a

jährliche Erlöse aus dem Verkau

von überschüssigen EB 45.000.000

555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000

800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000

800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000

Kosten für Emissionberechtigungen

"Worst Case Szenario"

Rohertrag BoA 289.800.000 €/a

244.800.000

244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000

Vorteil Alternativkonzept 113.464.741 €/a

-24.351.896 -11.757.564 836.768 13.431.101 26.025.433 38.619.765 51.214.097


Anhang B.10.2: Szenario 2 2010

Sensitivitätsanalyse

Erdgaspreis 11,24 €/MWh

EB Preis 20 €/EB

Strompreis 50 €/MWh

GuD Investition, gesamt 150.000.000 €

jährliche Kosten 42.450.813 €/a

jährliche Erlöse 47.722.500 €/a

Kapitalkosten 13.077.684 €/a

Investition, Szenario 2 150.000.000 €

Betriebskosten (fix) 2.443.750 €/a

Personalkosten 2.443.750 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 26.929.379 €/a

Brennstoffkosten 17.872.253 €/a

Wartungskosten 9.057.126 €/a

Erlöse 47.722.500 €/a

Erlöse aus Stromverkauf, 1. Szenario 47.722.500 €/a

Industrielle KWK Investition, gesamt 709.000.000 €

jährliche Kosten 228.222.260 €/a

jährliche Erlöse 284.723.810 €/a

Kapitalkosten 61.813.851 €/a

Investition, 10 MW Anlagen 180.000.000 €

Investition, 20 MW Anlagen 209.000.000 €

Investition, 50 MW Anlagen 320.000.000 €

Betriebskosten (fix) 25.800.000 €/a

Personalkosten, 10 MW Anlagen 3.600.000 €/a

Personalkosten, 20 MW Anlagen 2.200.000 €/a

Personalkosten, 50 MW Anlagen 20.000.000 €/a

Verbrauchskosten (variabel) 140.608.409 €/a

Brennstoffkosten, 10 MW Anlagen 24.315.991 €/a

Wartungskosten, 10 MW Anlagen 8.260.538 €/a

Brennstoffkosten, 20 MW Anlagen 29.719.544 €/a

Wartungskosten, 20 MW Anlagen 9.591.402 €/a

Brennstoffkosten, 50 MW Anlagen 54.035.535 €/a

Wartungskosten, 50 MW Anlagen 14.685.400 €/a

Worst Case Szenario

Zukauf aller erforderlichen EB - Wegfall der Übertragungsregelung

0 10 20 30 40

42.450.813 42.450.813 42.450.813 42.450.813 42.450.813

47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500 47.722.500

228.222.260 228.222.260 228.222.260 228.222.260 228.222.260

284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810

Erlöse 284.723.810 €/a

Erlöse aus Stromverkauf 202.000.000 €/a

Wärmegutschrift 82.723.810 €/a

Contracting Investition, gesamt 384.690.000

jährliche Kosten 78.231.570 €/a

jährliche Erlöse 108.000.000

78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570 78.231.570

108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000

Kapitalkosten 78.231.570 €/a

Investition, Druckluft 68.390.000 €

Investition, Kälte 105.000.000 €

Investition, elektrische Antriebe 211.300.000 €

Erlöse, gesamt 108.000.000

Erlöse aus Druckluftprojekten 22.500.000 €/a

Erlöse aus Kälteprojekten 31.500.000 €/a

Erlöse aus Projekten mit El. Antrieben 54.000.000 €/a

Seekabel Investition, gesamt 139.700.000 €

jährliche Kosten 14.420.773 €/a

jährliche Erlöse 16.764.000

Kapitalkosten 10.928.273 €/a

Investition, gesamt 139.700.000

Betriebskosten (fix) 3.492.500 €/a

Betriebskosten 2.794.000 €/a

Versicherungskosten 698.500 €/a

Erlöse aus Verpachtung der Seekabel 16.764.000 €/a

14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773 14.420.773

16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000

Geothermie Investition, gesamt 660.000.000 €

jährliche Kosten 64.141.808 €/a

jährliche Erlöse 89.018.358 €/a

64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808 64.141.808

89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358 89.018.358

Kapitalkosten 57.541.808 €/a

Investitionen 660.000.000 €

Betriebskosten (fix) 6.600.000 €/a

Personalkosten 4.950.000 €/a

Instandhaltungskosten 1.650.000

Erlöse aus Stromverkauf 89.018.358 €/a

Erlöse aus Betreiber-Modellen 152.063.987 €/a

jährliche Kosten RWE 685.825.881 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 837.889.869 €/a

685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881 685.825.881

837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869 837.889.869

Geothermie 42.968.587 €/a

jährliche Kosten RWE 110.790.395 €/a

jährliche Erlöse RWE (brutto) 153.758.982 €/a

Biogas 21.002.594 €/a

jährliche Kosten RWE 72.337.303 €/a

jährliche Erlöse RWE 93.339.897 €/a

Biomasse 35.362.113

jährliche Kosten RWE 200.807.887 €/a

jährliche Erlöse RWE 236.170.000 €/a

Wind onshore - Neubau 1.618.185

jährliche Kosten RWE 27.881.815 €/a

jährliche Erlöse RWE 29.500.000 €/a

Wind onshore - Repowering 11.117.695

jährliche Kosten RWE 20.482.305 €/a

jährliche Erlöse RWE 31.600.000 €/a

Wind offshore 1.350.721

jährliche Kosten RWE 191.489.279 €/a

jährliche Erlöse RWE 192.840.000 €/a

Photovoltaik 32.783.760

jährliche Kosten RWE 28.918.230 €/a

jährliche Erlöse RWE 61.701.989 €/a

Laufwasser 5.860.333

jährliche Kosten RWE 33.118.667 €/a

jährliche Erlöse RWE 38.979.000 €/a

Erlöse aus Emissionberechtigungen 132.439.308

jährliche Erlöse aus dem Verkau

von überschüssigen EB 132.439.308 €/a

0 0 0 0 0

Kosten für Emissionberechtigungen

"Worst Case Szenario"

0 22.591.710 45.183.420 67.775.130 90.366.840

Summe Investition 2.043.390.000 €

Summe jährliche Kosten 1.113.293.103 €/a

Summe jährliche Erlöse 1.516.557.844 €/a

Rohertrag Alternativkonzept 403.264.741 €/a

270.825.433

1.113.293.103 1.135.884.813 1.158.476.523 1.181.068.233 1.203.659.943

1.384.118.536 1.384.118.536 1.384.118.536 1.384.118.536 1.384.118.536

270.825.433 248.233.723 225.642.013 203.050.303 180.458.593

Rohertrag des BoA-Kraftwerks 289.800.000 €/a

jährliche Kosten BoA 555.200.000

Stromgestehungskosten der BoA 555.200.000 €/a

jährliche Erlöse BoA 845.000.000

Erlöse aus Stromverkauf 800.000.000 €/a

jährliche Erlöse aus dem Verkau

von überschüssigen EB 45.000.000

Kosten für Emissionberechtigungen

"Worst Case Szenario"

Rohertrag BoA 289.800.000 €/a

244.800.000

555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000

800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000

800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000 800.000.000

0 163.557.210 327.114.420 490.671.630 654.228.840

244.800.000 81.242.790 -82.314.420 -245.871.630 -409.428.840

Vorteil Alternativkonzept 113.464.741 €/a

26.025.433 166.990.933 307.956.433 448.921.933 589.887.433


Die deutsche Energiewirtschaft steht vor gewaltigen Herausforderungen.

Der größte Teil der Kraftwerke ist veraltet und muss in den nächsten Jahren

erneuert werden. Dies muss klimaschonend geschehen, denn bereits heute

droht der menschengemachte Klimawandel die Lebensgrundlagen von

Millionen Menschen zu zerstören. Dennoch plant der Energiekonzern RWE

in Neurath bei Düsseldorf ein 2000 MW-Braunkohle-Kraftwerk mit unverantwortlich

hohem Kohlendioxid-Ausstoß. Greenpeace warnt vor diesem Irrweg.

Dass es ohne Braunkohle geht, zeigt das vorliegende Energiekonzept. Es

beschreibt eine wirtschaftlich rentable Investitionsalternative, die folgende

Vorteile bietet: Die Emissionen könnten im Vergleich zum geplanten Braunkohlekraftwerk

auf ein Siebtel gesenkt werden. Gleichzeitig würden mehr als

neunmal so viele Arbeitsplätze entstehen.

Wenn wir einen gefährlichen Klimawandel verhindern wollen, müssen wir unsere

Treibhausgas-Emissionen in den Industriestaaten bis zur Mitte des Jahrhunderts um

mindestens 80 Prozent reduzieren. Deshalb fordert Greenpeace:


Kein Neubau von Braunkohlekraftwerken! Selbst mit modernster Technologie

emittieren Braunkohlekraftwerke mehr Treibhausgase als alle denkbaren Alternativen.


Es dürfen nur noch Kraftwerke gebaut werden, die den Strom mit geringst möglichen

Emissionen erzeugen und die so flexibel sind, dass sie sich einer schwankenden

Stromnachfrage anpassen können! Ein zukunftsfähiger Energiemix besteht aus einer

breiten Palette von Erneuerbaren Energien und hocheffizienten Gaskraftwerken, die

Strom und Wärme gleichzeitig produzieren.


Der sauberste Strom ist der, welcher gar nicht erst verbraucht wird. Es gibt viele

technische Möglichkeiten, um den Stromverbrauch in der Güter-Produktion und in

Haushalten zu reduzieren. Die Energiekonzerne sollten ihr technisches Know-How

und ihre Finanzkraft nutzen, um als Dienstleister mehr Energieeffizienz durchzusetzen!

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