Im Sommer 2013 gruben Paläontologen in Argentinien die Fossilien des wohl größten Landtiers aus, das je auf der Erde gelebt hat. Der Titanosaurus wog 77 Tonnen und war vom Kopf bis zur Schwanzspitze 40 Meter lang. Die Erdgeschichte meinte es bekanntlich nicht gut mit den Dinosauriern. Ein Klimawandel als Folge eines Meteoriteneinschlags löschte sie vor 65 Millionen Jahren aus. Sie waren zu schwer und unfähig, sich an veränderte Umweltbedingungen anzupassen – das wurde ihnen zum Verhängnis.
Auch heute herrscht Klimawandel, diesmal vom Menschen verursacht. Und wieder steht es nicht gut um einige „Dinosaurier” . Politiker haben die Energiewende ausgerufen und neue Spielregeln aufgestellt, die einige bisher erfolgreiche Arten der Energiegewinnung in die Klemme bringen. Als Überlebenskünstler haben sich bis dato Kohlekraftwerke erwiesen. Sie produzieren Strom konkurrenzlos billig, aber auch ziemlich schmutzig. Anders die sogenannten GuD-Kraftwerke, eine Kombination aus Gas- und Dampfturbine (siehe „Gut zu wissen: GuD-Kraftwerk”, S. 84). Weil diese Kolosse sehr effizient und recht flexibel sind, sollten sie zu den Wendegewinnern gehören. Doch derzeit sieht es so aus, als würden ausgerechnet sie als Erste aussterben.
Der größte dieser Dinos ist 440 Tonnen schwer und steht in Lausward, einem Teil des Düsseldorfer Hafens. Block Fortuna der Stadtwerke Düsseldorf soll ab 2016 mit einem Weltrekord-Wirkungsgrad von über 61 Prozent Gas verstromen und den Klimawandel lindern helfen, denn pro Kilowattstunde entstehen weniger als 330 Gramm CO2. Mit 595 Megawatt aus einem Kraftwerksblock – auch das ist Weltrekord – setzt die Siemens-Gasturbine SGT5–8000H Maßstäbe. In puncto Wirtschaftlichkeit ist sie aber kein Selbstläufer. Denn die deutsche Energiewende meint es nicht gut mit Gaskraftwerken.
Von Anfang an unrentabel
Warnendes Beispiel ist das Siechtum des Kraftwerksblocks 4 „ Ulrich Hartmann” von E.ON in Irsching: Die Gasturbine gleichen Bautyps wie die in Düsseldorf, die dort im September 2011 ans Netz ging, hält bisher mit 60,75 Prozent den Wirkungsgrad-Weltrekord für Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerke. Doch die Börsenpreise für elektrischen Strom fielen seither, und das Kraftwerk war von Beginn an nicht profitabel. Statt der erhofften 4000 Betriebsstunden lief es 2012 nur rund 2000 Stunden. So war der Block 4 schon kurz nach seiner Inbetriebnahme ein Kandidat für die Stilllegung. Derzeit setzt E.ON den Block Ulrich Hartmann im Auftrag des Übertragungsnetzbetreibers Tennet als Reservekraftwerk ein: Es springt ein, wenn Wind- und Solaranlagen nicht genug Strom liefern können.
Die schlechte Auslastung solcher Vorzeigekraftwerke spüren Turbinenbauer wie Siemens in ihren Auftragsbüchern. Siemens hat weltweit 32 Turbinen der H-Klasse verkauft, des größten Gasturbinentyps im Katalog. In der Europäischen Union ist die neue Anlage in Düsseldorf nach Irsching erst die Zweite ihrer Art, weitere Aufträge gibt es derzeit nicht. In den USA sieht es besser aus, dort verkaufte Siemens 13 Exemplare der H-Klasse. Sehr gut läuft es in Asien, insbesondere in Südkorea, wo 8 H-Turbinen verkauft wurden. Die boomende Industrienation ist vollständig auf Energieimporte angewiesen und deckt diese mit Flüssiggas, das über Schiffe herantransportiert wird. Das ist teuer, weshalb die Betreiber dort mit den allerneuesten Gasturbinen die letzten Prozentpunkte Wirkungsgrad herausquetschen müssen.
Warum brummt das Geschäft in Asien, aber nicht in Europa und auch nicht auf dem Heimatmarkt Deutschland? Weil Gaskraftwerke in der aktuellen Konstruktion des Energiemarkts, der erneuerbare Energien besser stellt, die Verlierer sind. Das liegt an mehreren Faktoren.
An der Europäischen Energiebörse in Leipzig gilt das sogenannte Merit-Order-Prinzip, das die Einsatzreihenfolge von Kraftwerken nach dem Preis regelt. Das Kraftwerk, das den Strom zu den geringsten Grenzkosten liefert, hat Vorrang. Dann geht es beim Preis nach oben. Die Grenzkosten werden durch die Brennstoffkosten bestimmt. Das Kraftwerk, das als letztes gebraucht wird, um den momentanen Energiebedarf zu decken, setzt den Strompreis an der Börse. Erneuerbare Energien laufen außer Konkurrenz – für sie gilt ein Einspeisevorrang: Ihr Strom muss immer abgenommen werden, egal, wie hoch oder niedrig der Preis ist, auch unabhängig vom Bedarf. Dann kommen billig produzierende Kraftwerke wie Kohlemeiler, deren Investitionen seit vielen Jahren abgeschrieben sind und die geringe Brennstoffkosten haben.
Umweltfreundlich, flexibel – und teuer
Die Gaskraftwerke liegen immer häufiger über der Merit-Order-Preisgrenze. Sie produzieren teurer und lassen sich schneller herunterfahren. Das führt dazu, dass relativ umweltfreundliche und flexible Gaskraftwerke stillstehen, während CO2-Schleudern mit Kohlefeuerung weiterlaufen. „Das derzeitige Marktdesign, verbunden mit einem niedrigen CO2-Preis, verdrängt Gaskraftwerke aus Deutschland”, sagt Udo Niehage, Beauftragter für die Energiewende bei Siemens.
An dieser vertrackten Situation wird sich so schnell nichts ändern. Auch wenn die Stromkunden beim schockierenden Blick auf die Stromrechnung das Gefühl haben, der Strompreis steige und steige – auf der Erzeugerseite sieht es anders aus. Weil die Menge des gesetzlich subventionierten erneuerbaren Stroms stetig zunimmt, sind die Preise an der Energiebörse kontinuierlich gesunken – schlecht für Gaskraftwerke, weil sie dann noch häufiger über dem Merit-Order-Grenzpreis liegen. Außerdem gibt es keine Anzeichen, dass die Preise für CO2-Emissionsrechte steigen und Kohlekraftwerke damit unrentabler werden. Für das Recht, eine Tonne Kohlendioxid in die Luft zu pusten, zahlen Kraftwerksbetreiber derzeit nur rund 5 Euro. Mindestens 20 Euro wären aber nötig, damit existierende Gaskraftwerke ihren Effizienzvorteil ausspielen könnten. Und erst bei 40 Euro pro Tonne kämen die Betreiber von Kohlekraftwerken in die Bredouille. Für deren Preiskalkulation spielen CO2-Zertifikate derzeit also keine Rolle – und so besteht kein Anreiz, in effiziente Gaskraftwerke zu investieren.
Niehage fordert daher: „Das Design des Strommarkts muss sich ändern.” Der Einspeisevorrang für erneuerbare Energien sollte durch Einspeiseverantwortung ersetzt werden – ein völlig anderer Ansatz. Einspeisevorrang, wie er heute üblich ist, bedeutet: Gibt es Energie aus erneuerbaren Quellen, hat sie am Markt Vorrang. Das Angebot bestimmt den Preis – das stellt übliche Marktgesetze auf den Kopf. In normalen Märkten bestimmt die Nachfrage den Preis. Hier setzt die Einspeiseverantwortung an: Alle Stromerzeuger müssen nachfragegerecht anbieten. Das fällt bei der wetterabhängigen Sonnen- und Windenergie schwer, bei Gaskraftwerken dagegen leicht.
Absicherung gegen Wetterkapriolen
Ein fiktives, aber realistisches Beispiel: Ein Stromversorger bietet für morgen zwischen 10 und 11 Uhr eine Leistung von 100 Megawatt an der Strombörse an. Weil er relativ viele Windkraftanlagen im Portfolio hat, besteht das Risiko, dass er nur 85 Megawatt liefern kann. Für die vielleicht fehlenden 15 Megawatt sichert er sich beim Betreiber eines Gaskraftwerks mit einer Option ab. Oder er betreibt Batteriespeicher, die den Ausfall puffern. Oder er findet Verbraucher, die vorübergehend Last abschalten können – etwa Klimaanlagen in Fabrikhallen oder Maschinen, die nicht ständig laufen müssen. Egal wie: Am Ende muss er garantieren, dass unterm Strich genug Energie zur Verfügung steht. Reicht dann die zur Verfügung stehende Menge an Windenergie nicht aus, muss er die benötigte Ausgleichsenergie beziehen und bezahlen.
Ebenfalls im neuen EEG-Gesetz steht die verpflichtende Direktvermarktung für neue Anlagen ab einer bestimmten Größe. Während die Erzeuger nach wie vor eine flexible Marktprämie in Höhe der durchschnittlichen EEG-Vergütung erhalten, besteht für die Direktvermarkter ein Anreiz, den Strom entsprechend der Nachfrage zu liefern und sich dadurch einen Preisvorteil zu sichern.
Ziel all dieser Maßnahmen ist, den Markt vom Kopf auf die Füße zu stellen und die Energienachfrage zur Basis der Preisgestaltung zu machen. Noch sträuben sich vor allem kleine Anbieter von erneuerbarer Energie, denn für sie wird der Aufwand wachsen. Doch für Robert Werner, Strategieberater für Energie bei Hamburg Institut Consulting, ist das nicht mehr aufzuhalten: „In weniger als zehn Jahren wird die verpflichtende Direktvermarktung Alltag der Energiewende sein.” Werner empfiehlt Bürgerenergieprojekten, Ökostromanbietern und Stadtwerken, sich nicht dagegen zu wehren, sondern die Chance zu ergreifen und sich zusammenzuschließen. Besitzer einer kleinen Hausdach-Photovoltaikanlage (unter 10 Kilowatt Leistung) sind von der neuen Regel übrigens ausgenommen.
Doch auch diese Maßnahme wird Gaskraftwerke nur in Kombination mit höheren CO2-Preisen in die schwarzen Zahlen bringen. Zuletzt fuhren diese Anlagen so große Verluste ein, dass etliche Betreiber über die Stilllegung nachdenken. Auch das GuD-Kraftwerk in Irsching stand immer mal wieder wochenlang still, und der Betreiber E.ON spielte anscheinend mit dem Gedanken, das effizienteste Gaskraftwerk der Welt schon kurz nach der Inbetriebnahme einzumotten. Ob der Kostendruck wirklich so groß war oder ob E.ON die Abschaltung nur als Druckmittel benutzte, ist unklar. Einige Energieversorger könnten die Drohung mit der Abschaltung sogar als Geschäftsmodell entdeckt haben.
Offenbar mit Erfolg. Denn seit Juni 2013 gibt es die Reservekraftwerksverordnung. Sie legt fest, dass große Kraftwerke nicht einfach stillgelegt werden dürfen, wenn sie systemrelevant für die Sicherheit der Stromversorgung sind – zum Beispiel im Winter, wenn es weniger erneuerbaren Strom gibt. Die Reservekraftwerksverordnung übernimmt die laufenden Betriebskosten, wenn das Kraftwerk zeitweise als Reserve stillsteht. Voraussetzung: Die Anlage ist wichtig für die Versorgungssicherheit. Für Irsching 4 und 5 gilt noch eine andere Variante: E.ON hat mit dem Übertragungsnetzbetreiber Tennet eine Vereinbarung zum „Redispatch” getroffen. Das bedeutet: Der Netzbetreiber erteilt dem Kraftwerksbetreiber Anweisungen, wie er seine Anlage zu fahren hat, um das Netz stabil zu halten. Auch dafür gibt es eine feste Vergütung, die von der Bundesnetzagentur festgelegt wird.
Das letzte Wort hat die Behörde
Zur vorübergehenden oder endgültigen Stilllegung nach der Reservekraftwerksverordnung müssen die Kraftwerksbetreiber einen Antrag bei der Bundesnetzagentur und beim zuständigen Übertragungsnetzbetreiber einreichen. Die Entscheidung, welche Anlagen verzichtbar sind, treffen im ersten Schritt die Betreiber der Übertragungsnetze. Das letzte Wort hat aber die Bundesnetzagentur. Derzeit bearbeitet die Behörde Anträge für 47 Kraftwerksblöcke mit insgesamt 13,5 Gigawatt. 9 Anlagen wurden von den Übertragungsnetzbetreibern als systemrelevant eingestuft. Die Bundesnetzagentur hat sieben dieser Entscheidungen stattgegeben, zwei stehen noch aus. 25 Anlagen sind nicht systemrelevant, können also abgeschaltet werden. Beim Rest ist die Entscheidung offen. Vor allem Kraftwerke in Süddeutschland dürften die Genehmigung kaum erhalten, weil dort mangels Windstrom von der Küste Alternativen fehlen. Sie dürfen aber auf den Status als systemrelevantes Kraftwerk hoffen und so die Zuschüsse kassieren, die den Stromkunden aufgebrummt werden.
Vor diesem Hintergrund ist es eigentlich betriebswirtschaftlicher Selbstmord, noch ein großes Gaskraftwerk in die Welt zu setzen. Ist Block Fortuna auf der Rheinhalbinsel Lausward im Düsseldorfer Hafen daher schon vor dem Zünden der ersten Gasflamme zum Scheitern verurteilt?
„Wir haben das Projekt und seine Perspektiven natürlich nach betriebs- und energiewirtschaftlichen Kriterien intensiv geprüft und sind überzeugt, dass es funktioniert”, sagt Juan Cava Marin. Der Sprecher der Stadtwerke Düsseldorf kennt die von der Pleite bedrohten GuD-Projekte der letzten Jahre und nennt den Grund für die schlechte Wirtschaftlichkeit: „Ein GuD-Kraftwerk auf der grünen Wiese macht heute keinen Sinn mehr.” Grüne Wiese ist dort, wo kein Ballungsraum mit vielen Wohnungen und Industrie in der Nähe ist, wie in Irsching. Den Strom kann man über große Entfernungen transportieren, die Wärme aber nicht. Gerade das ist der wichtigste Unterschied zum Kraftwerk in Bayern, das wirklich auf der grünen Wiese steht: Das Kraftwerk auf der Lausward erzeugt nicht nur Strom, es liefert auch Wärme ins Düsseldorfer Fernwärmenetz.
GuD-Kraftwerke sind sehr gut, wenn es darum geht, die Restwärme aus der Gasturbine zu verwerten. Die Abwärme erzeugt Dampf und treibt eine Dampf- turbine an. Erst diese Kombination bringt den Wirkungsgrad auf über 61 Prozent, die Gasturbine allein würde nur 40 Prozent der Energie des Brennstoffs nutzen. Dennoch bleibt auch hinter der Dampfturbine jede Menge Wärme übrig, die in anderen Kraftwerken über Kühltürme oder aufgewärmte Flüsse verpufft. In Düsseldorf fließt die Wärme in ein Fernwärmenetz, das zum Teil bereits existiert, zum anderen Teil gerade aufgebaut wird. 2014 kommen 3,5 Kilometer dazu. So steigt die Energienutzung des Brennstoffs auf 85 Prozent. Block Fortuna wird neben den 595 Megawatt Strom, der etwa dem maximalen Leistungsbedarf von Düsseldorf entspricht, noch 300 Megawatt Wärme erzeugen, was ebenfalls recht genau den aktuellen Wärmebedarf der nordrhein-westfälischen Landeshauptstadt deckt.
Riesiger Fernwärme-Tank in Kombi
Um Wärme auch dann liefern zu können, wenn die Turbine mangels Stromnach-frage herunterfährt, planen die Stadtwerke auf dem Gelände einen Fernwärme-Tank mit 35 000 Kubikmetern heißes Wasser. Er soll 1000 Megawattstunden Wärme speichern.
Die Fernwärme ist die zusätzliche Einnahmequelle, die das Kraftwerk auf der Lausward vermutlich in die schwarzen Zahlen heben wird. Denn dafür gibt es eine Förderung aus dem Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz von 21 Euro pro Megawattstunde für in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) erzeugten Strom. Damit wird gefördert, dass der bei der Wärmeproduktion parallel erzeugte KWK-Strom die Stromerzeugung in einem anderen Kraftwerk vermeidet, das weniger effizient arbeitet. Der Wärmeanteil ist damit CO2-frei, also regenerativ – als würde die Wärme etwa aus einer mit Abfällen aus der Landwirtschaft betriebenen Biogasanlage stammen. Der Primärenergiefaktor ist null, wie Experten sagen.
Dass eine mit dem fossilem Brennstoff Erdgas befeuerte Turbine zumindest für die Wärmerzeugung denselben Status genießt wie ein Biogasmotor, der mit vergorenem Kuhdung und Maishäckseln betrieben wird, leuchtet nicht jedem ein, ist aber von Gesetzes wegen so. Die Stadtwerke Düsseldorf verdienen also gleich dreifach: aus dem Verkauf von Strom, aus dem Verkauf von Wärme und aus staatlichen Fördermitteln.
Das ist noch nicht alles. Durch clevere Verhandlungen mit dem norwegischen Erdgaslieferanten Statoil haben die Stadtwerke einen Vertrag fixiert, der für künftige Energielieferungen richtungweisend sein dürfte. Statt eines festen Preises enthält er einen flexiblen Preis, der sich auch am Strompreis und am Preis für CO2-Zertifikate orientiert. Steigt zum Beispiel der Strompreis, bekommt auch Statoil mehr Geld für sein Gas. „Unseres Wissens ist ein solcher Vertrag einmalig in Deutschland”, sagt Peter Sondermann, Leiter Energiewirtschaft bei den Stadtwerken. Statoil trägt also einen Teil des Risikos auf der Lausward mit.
Akrobatik bei der Kalkulation
Auch sonst quetschen die Düsseldorfer alles aus ihrer Betriebskalkulation. Der Rhein nimmt die letzte Abwärme auf, das bringt eine etwas höhere Brennstoffnutzung als die Kühlung über Kühltürme. Der Generator speist seinen Strom ins 110-Kilovolt-Netz der Stadt ein. Dafür bekommt der Erzeuger vom Netzbetreiber ein Netznutzungsentgelt von 0,05 Cent pro Kilowattstunde vergütet. Und das 110-kV-Netz in Düsseldorf gehört – man ahnt es schon – den Stadtwerken. Der Gesetzgeber honoriert damit die dezentrale Einspeisung in das eigene Netz, damit es die bereits heute an den Kapazitätsgrenzen arbeitenden Übertragungsnetze entlastet.
So viele Pluspunkte haben auch die Banken überzeugt. Um die Finanzierung des 500 Millionen Euro teuren Blocks Fortuna haben sich mehrere Geldhäuser beworben. Am Ende hätten die Stadtwerke fast doppelt so viel Geld bekommen können, wie sie brauchten.
Lausward gleich Irsching plus Fernwärme – mit dieser Gleichung könnte die Rechnung aufgehen. Auch in Köln planen die Stadtwerke mit einem etwas kleineren GuD-Kraftwerk von Alstom ein ähnliches Projekt, das ebenfalls Fernwärme für die Stadt liefert – der einzig richtige Weg, findet Peter Sondermann. Die Wärmenutzung sei in Städten der entscheidende Hebel für den Erfolg von GuD-Kraftwerken: „Deutschland sollte seine Energiewende auf möglichst effiziente Systeme bauen – da führt vor allem in den Städten kein Weg an der Wärmenutzung vorbei.” •
von Bernd Müller
