Elektrizität: Schlüssel zu einem nachhaltigen und klimaverträglichen ...

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voraus, dass sich der Kraftwerkspark weiter so entwickelt, wie er das seit 1992 getan hat, das heißt dass der
Brennstoffmix, abgesehen von einer moderaten Erhöhung des Gasanteils, in seiner bisherigen Zusammensetzung
erhalten bleibt, und dass sich die Wirkungsgrade der verschiedenen Kraftwerkstypen weiter mit der
bisherigen Steigerungsrate verbessern lassen.
Als nächstes untersuchen wir, inwieweit dieser Trendwert für das Jahr 2030 weiter verbessert werden
könnte, wenn man entweder den Brennstoffmix noch stärker als es dem Trend entspricht zugunsten von
Erdgas verändern (vgl. dazu Abschnitt 1.2-b) oder einen Teil der neu erbauten Kraftwerke mit CCS-
Technologie ausstatten würde (vgl. Abschnitt 1.3).
Im ersten Fall verdoppeln wir für das Jahr 2030 den Stromanteil aus Erdgas von heute 23% auf dann 46%
(eine sehr ambitionierte Annahme) und nehmen an, dass diese Erhöhung des Gasanteils zu gleichen Teilen
auf Kosten des Stein- und Braunkohleeinsatzes geht (entspricht der heutigen Erfahrung) (Tab. 3, Spalte 4 u. 5).
Wir nehmen weiter an, dass der zusätzliche Gasanteil in neuen, modernen GuD-Kraftwerken erzeugt wird,
die im Zeitraum 2010 bis 2030 in Betrieb gehen und die ältesten Stein- und Braunkohlekraftwerke (mit
Inbetriebnahme in den Jahren 1990 bis 2000) ersetzen. Wir haben dann zwei Gruppen von Erdgas-
Kraftwerken: Eine „alte“ Hälfte (nämlich die Erdgaskraftwerke des Basisfalles), die im Mittel einen Wirkungsgrad
von 49% (Mittelwert über den Inbetriebnahmezeitraum von 1990 bis 2030) hat, und eine „neue“ Hälfte
aus zusätzlich errichteten GuD-Kraftwerken mit einem mittleren Wirkungsgrad von 58,5% (Mittelwert über
den Inbetriebnahmezeitraum von 2010 bis 2030) 19,20 . Für die übrigen Kraftwerke mit Steinkohle, Braunkohle
und Erdöl nehmen wir mittlere Wirkungsgrade von 44, 42 und 46% an (Mittelwerte über den Inbetriebnahmezeitraum
von 2000 bis 2030 bzw. bei den Erdöl-Kraftwerken von 1990 bis 2030, wobei letztere mit einem
Strombeitrag von 2.5% insgesamt kaum ins Gewicht fallen).
Mit diesen Annnahmen erhält man für das Jahr 2030 eine Reduzierung der spezifischen CO2-Emission des
fossilen Kraftwerksparks auf 627 gCO2/kWh (verdoppelter Gaseinsatz), die um 5% unter dem Trendwert
liegt.
Im zweiten Fall betrachten wir, wie stark man die CO2-Emissionen des Kraftwerksparks im Jahr 2030
reduzieren könnte, wenn man annimmt, dass die CCS-Technologie ab dem Jahr 2020 in großtechnischem
Maßstab zur Verfügung stünde und damit bis zum Jahr 2030 das ältere Viertel der jeweiligen Kraftwerke (der
Brennstoffmix soll gegenüber dem Jahr 2008 unverändert bleiben) durch neue Kraftwerke mit CCS-Technologie
ersetzt werden könnte 21 (Tab. 3, Spalte 7). Für die entsprechenden CO2-Emissionsfaktoren werden
wieder die Werte aus [23] benutzt (und zwar Mittelwerte der Jahre 2020 und 2030). Für die restlichen
Kraftwerke ohne CCS (Tab. 3, Spalte 6) werden die gleichen Wirkungsgrade wie in Tab. 3, Spalte 4 benutzt.
In diesem Fall würde die spezifische CO2-Emission des fossilen Kraftwerksparks im Jahr 2030 nur noch 585
gCO2/kWh (1/4 CCS-Technologie) betragen, 11,5% weniger als dem Trend entspricht. Je mehr Kraftwerke
später mit CCS-Technologie ausgerüstet werden, desto weiter kann dieser Wert natürlich abgesenkt
werden. Für den Fall, dass die Hälfte aller Kraftwerke CCS-Technologie besäße, könnte die spezifische
CO2-Emission des fossilen Kraftwerksparks auf 425 gCO2/kWh (1/2 CCS-Technologie) gesenkt werden, was
einer Reduktion um 55% gegenüber 1990 entspräche. Den echten Durchbruch erreicht man natürlich erst,
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Bei diesen Überlegungen gehen wir von einer mittleren Lebensdauer der Kraftwerke von 40 Jahren aus und nehmen an, dass die
„alten“ Kraftwerke nach 40 Jahren kontinuierlich durch „neue“ ersetzt werden.
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Für die Wirkungsgrade der verschiedenen Kraftwerkstypen werden für die Jahre 2010 bis 2030 die Werte in [23] verwendet, korrigiert
um den erwähnten Abschlag von zwei Prozentpunkten für nicht-optimalen Betrieb, für die Jahre 1990-2008 Werte, die sich aus den
entsprechenden AGEB-Daten [32, 33] ergeben.
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Wir betrachten hier der Einfachheit halber nur neue Kraftwerke mit CCS-Technologie. Im Prinzip können natürlich auch Kraftwerke
nachgerüstet werden. Dies ist aber sehr teuer und setzt voraus, dass dafür der entsprechende Platz vorgesehen wurde. Von den
derzeit knapp 30 geplanten oder im Bau befindlichen Kohlekraftwerken werden aber nur 11 als „capture ready“ angegeben [13].