2000 Megawatt â 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 

EUtech GREENPEACE Energie & I Management 2000 Megawatt GmbH -- sauber! 

Seite 1 

Alternatives Die Alternative Energiekonzept zum geplanten 2.200 RWE MW Braunkohle-Kraftwerk Neurath

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 


Seite 2 


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 


Seite 3 


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. 


Seite 4 


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. 

GREENPEACE I 2000 Megawatt -- sauber! 

Die Alternative zum geplanten RWE Braunkohle-Kraftwerk Neurath 

Seite 5

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- 


Seite 6 


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 



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

Biomasse Photovoltaik GuD 

Einspeisung 

Reihe11 





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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 


(Szenario 2) 

BoA-Kraftwerk 

Jährliche Erlöse 1.516 845 

Jährliche Kosten 1.113 555 

Vergleich Alternativkonzept 

zum BoA-Kraftwerk 


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. 


Seite 10 


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% [%] 


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 


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. 


Seite 15 


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. 


Seite 16 


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 


Seite 17 


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. 


Seite 18 


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 . 


Seite 20 


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]. 


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]. 


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 


Seite 21 


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]. 


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. 


Seite 22 


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 


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 


Seite 23 


Kraftwerk 


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. 


Seite 24 


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 


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 


Seite 29 


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 


Nabenhöhe 


1) 

Jahresarbeit 

1) 


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 


Seite 33 


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 


Nabenhöhe 

Hersteller / Typ Volllaststunden 

1) 

Jahresarbeit 

1) 

Nordsee 

(Borkum West) 

Nordsee 

(Borkum Riffgrund W.) 


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. 


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. 


Seite 35 


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

Energieträger 

Gesamtpotenzial 

Bisher genutzt 

Freies 

Potenzial 

Anteil am freien 


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 


Seite 36 


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. 


Seite 37 


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. 


Seite 38 


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. 


Seite 39 


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 


Seite 40 


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. 


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 


Seite 41 


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% 


Anteil der verschiedenen vergärbaren organischen Stoffströme am 

Gesamtpotenzial (nach [37]) 


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. 


Seite 42 


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 


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

Anschlussleistung (Linie) [39] 


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 


Seite 43 


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 


Seite 44 


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 


70 - 500 kWel 


< 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. 


Seite 45 


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]. 


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 


Seite 46 


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 


Seite 47 


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. 


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. 


Seite 48 


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. 


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. 


Seite 49 


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. 


Seite 50 


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]. 


Seite 51 


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]. 


Seite 52 


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 


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. 


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 


Seite 53 


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. 


Seite 54 


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]. 


Seite 55 


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. 


Seite 56 


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. 


Seite 57 


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. 


Seite 58 


Sonstiges 

(Mischen, Fördern..) 

32% 

Pumpen 

30% 

Kältekompressoren 

14% 

Druckluft 

10% 

Ventilatoren 

14% 


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. 


Seite 59 


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]. 


Seite 60 


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 


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. 


Seite 61 


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. 


Seite 62 


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 


Seite 63 


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 


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. €. 


Seite 64 


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. 


Seite 65 


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) 


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 



(3) 

EUtech GREENPEACE Energie & IManagement 2000 Megawatt GmbH -- sauber! 

Seite 66 


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 


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 



1) 

in Anlehnung an Druckluftkompressoren 

2) 

Schätzungen 


Seite 67 


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 % 


Faktor 

in % 


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 


Seite 68 


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. € 


Seite 70 


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. 


Seite 71 


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. 


Seite 72 


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 


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 


Seite 73 


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] 


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 betriebsund 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. 


Seite 75 


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. 


Seite 76 


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. 


Seite 77 


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 


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 


Woche, Szenario 1, 8.760 Betriebsstunden, 1.827 MW 

[Tage] 


Seite 78 


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] 



Laufwasser 


Photovoltaik 

GuD 

Reihe11 

Geothermie 

Biogas 

Wind 

Biomasse 


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. 


Seite 79 


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] 


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] 


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 


Seite 80 


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] 


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. 


Seite 81 


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 


Mittwoch 

[Tage] 




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 









Seite 82 


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 


Seite 83 


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 



Laufwasser 

Biomasse 

Wind (onshore & offshore) 

GuD 


Geothermie 

Biogas 


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. 


Seite 84 


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 


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 



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

Biomasse Photovoltaik GuD 

Einspeisung 

Reihe11 

Abbildung 5-12: Stromerzeugung des alternativen Kraftwerksparks in einer windschwachen 



Seite 85 


Tabelle 5-2: 

Jahresarbeit und Volllaststunden des alternativen Kraftwerksparks (2. Szenario) 

Jahresarbeit Anteil Abweichung 

vom Szenario 1 


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 


Seite 86 


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 


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 


Seite 87 


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. 


Seite 88 


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 



(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 


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 


Seite 89 


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 



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 


Seite 90 


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 


Gesamtemissionen des Kraftwerksparks 

vermiedene Emissionen durch Wärmeauskopplung 


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 


Seite 91 


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. 


Seite 92 


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: 


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 


Seite 93 


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: 


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. 


Seite 94 


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. 


Seite 95 


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- 


Seite 96 


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. 


Seite 97 


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 


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 


t Lebensdauer 


Seite 98 


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. 


Seite 99 


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-/ 


- - 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 


Seite 100 


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 


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]. 


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 


Seite 101 


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 


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. 


Seite 102 


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 


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. 


Seite 103 



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 


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 


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 


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 


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. 


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 


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 


EEG-Vergütung, 

erhöhter Satz 


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 


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 


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 % 


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 


erhöhter Satz 


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 


Seite 110 


Offshore-Anlagen liegt die Kapitalrendite bei etwa 7,7 %. Der interne Zinsfuß 

beträgt im Mittel etwa 6,5 %. 

7.1.6 BIOGASANLAGEN 


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 


Seite 111 



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 




Nettobarwert (NPV) Mio € 304,0 


7.1.7 PHOTOVOLTAIK 


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]. 


Seite 112 


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. 


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 




Nettobarwert (NPV) Mio € 376,0 


7.1.8 INDUSTRIELLE KWK-ANLAGEN 


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. 


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. 


Seite 114 


Tabelle 7-14: Technische und wirtschaftliche Daten der industriellen KWK-Kraftwerke 


Anzahl der Anlagen 37 

Elektrischer Wirkungsgrad 42 % 

Investition Mio. € 709 


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. 


Seite 115 


7.1.9 GUD-ANLAGEN ZUR BEREITSTELLUNG DER REGELENERGIE 


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 


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. 


Seite 116 


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 


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 


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. 


Seite 120 


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% 


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. 


600 

[Mio. €/a] 

500 

400 

300 

200 



100 

Abweichung [%] 

0 

-100% -80% -60% -40% -20% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 


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 € 



120 

100 

25 € 

15 € 

80 

10 € 

60 

5 € 

40 

0 € 

20 

0 

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


Finanzieller Vergleich des alternativen Kraftwerkskonzepts, Szenario 2, mit dem 

BoA-Kraftwerk in den ersten vier Betriebsjahren beim Verkauf überschüssiger 

Emissionsberechtigungen 


Seite 123 


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. 


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 


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 


Seite 124 


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 


Seite 126 


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. 


Seite 127 


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]. 


Seite 128 


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 


Seite 129 


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. 


Seite 131 


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 


Seite 132 


1.500 

Langfristige Arbeitsplätze 

Einmalige Arbeitsplätze 

60.000 

Netto- 

1.250 


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 


Langfristige und einmalige Netto-Arbeitsplatzeffekte durch Bau des alternativen 

Kraftwerksparks im Vergleich zum BoA-Kraftwerk 

2.500 

Anzahl 

2.000 


1.500 

1.000 

500 

0 

-500 

-1.000 


BoA 


Neu entstehende und wegfallende Arbeitsplätze bei Umsetzung des Alternativkonzepts 

und bei Errichtung des BoA-Kraftwerks 


Seite 133 


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. 


Seite 134 


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 


Seite 135 


[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 


Seite 136 


[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 


Seite 137 


[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 


Seite 138 


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 


Seite 139 


[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 


Seite 140 


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 


Druckluft 

Kälte 

Sonstige elektrische Antriebe 

Wirtschaftlichkeit Alternativkonzept 

Anhang B.10.1 Szenario 1 

Anhang B.10.2 Szenario 2 


Seite 141 


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 / 


Delbrück Beratung / Planung / Gutachten / 


Lüneborg Wärme und Solar 

GmbH 

Herdecke 

Vertrieb von thermischen Solarsystemen, 

Pelletsheizungen, Wärmepumpen, 

Brennwerttechnik 

Planungsbüro Graw Osnabrück Beratung / Planung / Gutachten / 


Sauerlandwärme GmbH Bestwig Energieberatung, Contracting, Vertrieb von 

Holzpelletkesseln, Holzspezialkesseln, 

Solaranlagen, NW-Übergabestationen, Speicher- 

Systemen und Geothermieprodukten 

A.2 WINDKRAFT 


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: 


Seite A-1 

Die Alternative zum geplanten RWE Braunkohle-Kraftwerk Neurath


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 


Seite A-2 



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 


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 


Seite A-3 


A.4 BIOGAS 


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 


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- 


Seite A-4 



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 


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 


Seite A-5 


A.7 WASSERKRAFT 


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 


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% 


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 


-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 


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 


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 





Dauer der erhöten Vergütung [a] 18,8 


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 


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% 


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 


-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 


Anlage 840 57.960.000 231.840.000 221.697.000 


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 





Dauer der erhöten Vergütung [a] 13,9 14,8 15,8 


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 


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% 


Rentenbarwertfaktor - PF 11,47 11,47 11,47 

NPV 1.361.837 9.412.614 4.743.650 


-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 


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 15,10% p.a. 10,95% p.a. 33,47% p.a. 16,01% p.a. 


Rentenbarwertfaktor - PF 11,47 11,47 11,47 11,47 

NPV 137,5 154,9 803,3 1079,1 


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 


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. 


q 1,06 

Annuität 30,0 

lineare Abschreibung 19,4 

Stromgestehungskosten [€/MWh] 75,79 (inkl. annuisierte Investition) 


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 


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 203,98 Mio €/a 


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 



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 


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 



Net Profit - N P 43,31 Mio €/a Bruttoerlöse abzgl. Betriebskosten und lineare Abschreibung 



ROI 30,61% p.a. 



NPV 376,03 Mio €/a 


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 



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 


ROI - Return on Investment (statische Rentabilität) Erweiterung Modernisierung 

ROI 8,25% p.a. 12,18% p.a. 


NPV 19,1 134,5 


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 


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 



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 11,13% p.a. 14,83% p.a. 22,76% p.a. 


Rentenbarwertfaktor - PF 11,47 11,47 11,47 

NPV 338 279 441 1.058 


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 


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 


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 



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 20,11% p.a. 22,96% p.a. 


Rentenbarwertfaktor - PF 11,47 11,47 

NPV 158,1 133,56 


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 


Interner Zinssatz [%] 6% 

q 1,06 


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 


Net Profit - N P 11,10 Mio €/a Bruttoerlöse abzgl. ineare Abschreibung 



ROI 32,47% p.a. 



NPV 42,25 Mio €/a 


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 € 



q 1,06 



Stromvermeidungskosten 30,50 €/MWh (annuisierte Investition) 

Stromvermeidungskosten 3,05 ct/kWh 










ROI 26,67% p.a. 



NPV 49,90 Mio € 


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 



q 1,06 



"Stromvermeidungskosten" 35,81 €/MWh (annuisierte Investition) 

"Stromvermeidungskosten" 3,58 ct/kWh 










ROI 17,78% p.a. 



NPV 54,23 Mio €/a 


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 


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 € 



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 € 



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 



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 





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 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 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 


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 € 




Investitionen 480.000.000 € 



Instandhaltungskosten 1.650.000 


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 Erlöse RWE 93.339.897 €/a 

Biomasse 35.362.113 



Wind onshore - Neubau 1.618.185 



Wind onshore - Repowering 11.117.695 



Wind offshore 1.350.721 



Photovoltaik 32.783.760 



Laufwasser 5.860.333 



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 



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 


Erdgaspreis 11,24 €/MWh 

EB Preis 20 €/EB 



jährliche Kosten 53.791.765 €/a 

jährliche Erlöse 62.291.100 €/a 





Verbrauchskosten (variabel) 32.385.374 €/a 

Brennstoffkosten 23.328.248 €/a 

Wartungskosten 9.057.126 €/a 

Erlöse 62.291.100 €/a 



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 













Brennstoffkosten, 10 MW Anlagen 24.315.991 €/a 

Wartungskosten, 10 MW Anlagen 8.260.538 €/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 





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 


















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 




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 










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 




Biogas 21.002.594 €/a 





















Erlöse aus Emissionberechtigungen 132.439.308 



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 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 


jährliche Kosten BoA 555.200.000 


jährliche Erlöse BoA 845.000.000 




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
















Erlöse 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 



















Erlöse 286.443.429 €/a 






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 


















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 




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 










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 




Biogas 21.002.594 €/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 









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 


-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 



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 



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 


Betriebskosten (fix) 2.443.750 €/a 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 2.443.750 


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 





Kapitalkosten 61.813.851 €/a 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 61.813.851 




Betriebskosten (fix) 25.800.000 €/a 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 25.800.000 




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 





Erlöse 284.723.810 €/a 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 284.723.810 





jährliche Erlöse 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 108.000.000 











jährliche Erlöse 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 16.764.000 
















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 




Biogas 21.002.594 €/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 


Kosten für Emissionberechtigungen 

"Worst Case Szenario" 


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 


jährliche Kosten BoA 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 555.200.000 


jährliche Erlöse BoA 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000 845.000.000 






Rohertrag BoA 289.800.000 €/a 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 

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
















Erlöse 47.722.500 €/a 




















Erlöse 284.723.810 €/a 






+ 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 


















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 




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 










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 




Biogas 21.002.594 €/a 
























132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308 132.439.308 







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 








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 




244.800.000 

289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 289.800.000 


63.087.412 75.681.744 88.276.077 100.870.409 113.464.741 126.059.073 138.653.406
















Erlöse 47.722.500 €/a 






















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 






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 


















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 




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 










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 




Biogas 21.002.594 €/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 







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 








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 




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 


26.025.433 69.745.087 91.604.914 113.464.741 135.324.568 157.184.395 179.044.222 200.904.049
















Erlöse 47.722.500 €/a 




















Erlöse 284.723.810 €/a 







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 


















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 




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 










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 




Biogas 21.002.594 €/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 








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 




244.800.000 

244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 


-99.917.890 -87.323.557 -74.729.225 -62.134.893 -49.540.561 -36.946.228
















Erlöse 47.722.500 €/a 




















Erlöse 284.723.810 €/a 






+ 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 


















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 




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 










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 




Biogas 21.002.594 €/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 








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 

244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 244.800.000 


-24.351.896 -11.757.564 836.768 13.431.101 26.025.433 38.619.765 51.214.097
















Erlöse 47.722.500 €/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 






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 


















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 




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 










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 




Biogas 21.002.594 €/a 
























0 0 0 0 0 



0 22.591.710 45.183.420 67.775.130 90.366.840 





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 











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 


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! 

S 135 1 

Greenpeace e.V., Große Elbstr. 39, 22745 Hamburg Tel. 040/306 18-0, Fax 040/306 18-100 

E-Mail: mail @ greenpeace.de, Politische Vertretung Berlin, Marienstr. 19–20, 10117 Berlin 

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