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Elektrizität: Schlüssel zu einem nachhaltigen und klimaverträglichen ...

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57<br />

voraus, dass sich der Kraftwerkspark weiter so entwickelt, wie er das seit 1992 getan hat, das heißt dass der<br />

Brennstoffmix, abgesehen von einer moderaten Erhöhung des Gasanteils, in seiner bisherigen Zusammenset<strong>zu</strong>ng<br />

erhalten bleibt, <strong>und</strong> dass sich die Wirkungsgrade der verschiedenen Kraftwerkstypen weiter mit der<br />

bisherigen Steigerungsrate verbessern lassen.<br />

Als nächstes untersuchen wir, inwieweit dieser Trendwert für das Jahr 2030 weiter verbessert werden<br />

könnte, wenn man entweder den Brennstoffmix noch stärker als es dem Trend entspricht <strong>zu</strong>gunsten von<br />

Erdgas verändern (vgl. da<strong>zu</strong> Abschnitt 1.2-b) oder einen Teil der neu erbauten Kraftwerke mit CCS-<br />

Technologie ausstatten würde (vgl. Abschnitt 1.3).<br />

Im ersten Fall verdoppeln wir für das Jahr 2030 den Stromanteil aus Erdgas von heute 23% auf dann 46%<br />

(eine sehr ambitionierte Annahme) <strong>und</strong> nehmen an, dass diese Erhöhung des Gasanteils <strong>zu</strong> gleichen Teilen<br />

auf Kosten des Stein- <strong>und</strong> Braunkohleeinsatzes geht (entspricht der heutigen Erfahrung) (Tab. 3, Spalte 4 u. 5).<br />

Wir nehmen weiter an, dass der <strong>zu</strong>sätzliche Gasanteil in neuen, modernen GuD-Kraftwerken erzeugt wird,<br />

die im Zeitraum 2010 bis 2030 in Betrieb gehen <strong>und</strong> die ältesten Stein- <strong>und</strong> Braunkohlekraftwerke (mit<br />

Inbetriebnahme in den Jahren 1990 bis 2000) ersetzen. Wir haben dann zwei Gruppen von Erdgas-<br />

Kraftwerken: Eine „alte“ Hälfte (nämlich die Erdgaskraftwerke des Basisfalles), die im Mittel einen Wirkungsgrad<br />

von 49% (Mittelwert über den Inbetriebnahmezeitraum von 1990 bis 2030) hat, <strong>und</strong> eine „neue“ Hälfte<br />

aus <strong>zu</strong>sätzlich errichteten GuD-Kraftwerken mit <strong>einem</strong> mittleren Wirkungsgrad von 58,5% (Mittelwert über<br />

den Inbetriebnahmezeitraum von 2010 bis 2030) 19,20 . Für die übrigen Kraftwerke mit Steinkohle, Braunkohle<br />

<strong>und</strong> Erdöl nehmen wir mittlere Wirkungsgrade von 44, 42 <strong>und</strong> 46% an (Mittelwerte über den Inbetriebnahmezeitraum<br />

von 2000 bis 2030 bzw. bei den Erdöl-Kraftwerken von 1990 bis 2030, wobei letztere mit <strong>einem</strong><br />

Strombeitrag von 2.5% insgesamt kaum ins Gewicht fallen).<br />

Mit diesen Annnahmen erhält man für das Jahr 2030 eine Reduzierung der spezifischen CO2-Emission des<br />

fossilen Kraftwerksparks auf 627 gCO2/kWh (verdoppelter Gaseinsatz), die um 5% unter dem Trendwert<br />

liegt.<br />

Im zweiten Fall betrachten wir, wie stark man die CO2-Emissionen des Kraftwerksparks im Jahr 2030<br />

reduzieren könnte, wenn man annimmt, dass die CCS-Technologie ab dem Jahr 2020 in großtechnischem<br />

Maßstab <strong>zu</strong>r Verfügung stünde <strong>und</strong> damit bis <strong>zu</strong>m Jahr 2030 das ältere Viertel der jeweiligen Kraftwerke (der<br />

Brennstoffmix soll gegenüber dem Jahr 2008 unverändert bleiben) durch neue Kraftwerke mit CCS-Technologie<br />

ersetzt werden könnte 21 (Tab. 3, Spalte 7). Für die entsprechenden CO2-Emissionsfaktoren werden<br />

wieder die Werte aus [23] benutzt (<strong>und</strong> zwar Mittelwerte der Jahre 2020 <strong>und</strong> 2030). Für die restlichen<br />

Kraftwerke ohne CCS (Tab. 3, Spalte 6) werden die gleichen Wirkungsgrade wie in Tab. 3, Spalte 4 benutzt.<br />

In diesem Fall würde die spezifische CO2-Emission des fossilen Kraftwerksparks im Jahr 2030 nur noch 585<br />

gCO2/kWh (1/4 CCS-Technologie) betragen, 11,5% weniger als dem Trend entspricht. Je mehr Kraftwerke<br />

später mit CCS-Technologie ausgerüstet werden, desto weiter kann dieser Wert natürlich abgesenkt<br />

werden. Für den Fall, dass die Hälfte aller Kraftwerke CCS-Technologie besäße, könnte die spezifische<br />

CO2-Emission des fossilen Kraftwerksparks auf 425 gCO2/kWh (1/2 CCS-Technologie) gesenkt werden, was<br />

einer Reduktion um 55% gegenüber 1990 entspräche. Den echten Durchbruch erreicht man natürlich erst,<br />

19<br />

Bei diesen Überlegungen gehen wir von einer mittleren Lebensdauer der Kraftwerke von 40 Jahren aus <strong>und</strong> nehmen an, dass die<br />

„alten“ Kraftwerke nach 40 Jahren kontinuierlich durch „neue“ ersetzt werden.<br />

20<br />

Für die Wirkungsgrade der verschiedenen Kraftwerkstypen werden für die Jahre 2010 bis 2030 die Werte in [23] verwendet, korrigiert<br />

um den erwähnten Abschlag von zwei Prozentpunkten für nicht-optimalen Betrieb, für die Jahre 1990-2008 Werte, die sich aus den<br />

entsprechenden AGEB-Daten [32, 33] ergeben.<br />

21<br />

Wir betrachten hier der Einfachheit halber nur neue Kraftwerke mit CCS-Technologie. Im Prinzip können natürlich auch Kraftwerke<br />

nachgerüstet werden. Dies ist aber sehr teuer <strong>und</strong> setzt voraus, dass dafür der entsprechende Platz vorgesehen wurde. Von den<br />

derzeit knapp 30 geplanten oder im Bau befindlichen Kohlekraftwerken werden aber nur 11 als „capture ready“ angegeben [13].

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