hintergrund // august 2015
Daten und Fakten
zu Braun- und Steinkohlen
Status quo und Perspektiven
Impressum
Herausgeber:
Umweltbundesamt
Fachgebiet I 2.5
Postfach 14 06
06844 Dessau-Roßlau
Tel: +49 340-2103-0
[email protected]
Internet: www.umweltbundesamt.de
/umweltbundesamt.de
/umweltbundesamt
Autoren:
I 2.5:
Jeannette Pabst, Petra Icha, Detlef Drosihn,
Jörg Schneider, Gunter Kuhs, Marion Dreher
I 2.2:
David Pfeiffer
I 1.4:
Lea Köder, Björn Bünger, Dirk Osiek
I 3.5:
Gertrude Penn-Bressel
II 1.5
Kerstin Becker, Wolfgang Straff
II 1.6
Dietrich Plaß, Dirk Wintermeyer
II 2.1
Rüdiger Wolter
II 2.2: Sabine Grimm
II 2.4: Ingo Kirst
II 4.1
Marcel Langner
III 2.1 Rolf Beckers
Publikationen als pdf:
http://www.umweltbundesamt.de/publikationen/datenfakten-zu-braun-steinkohlen
Bildquellen:
Titelbild: eyetronic | fotolia.com
Stand: August 2015
ISSN 2363-829X
Inhalt
Einleitung und Datenquellen
7
1Braunkohlen
8
1.1Zusammenfassung
8
1.2 Energiewirtschaftliche Aspekte
8
1.2.1
1.2.2
1.2.3
1.2.4
Ressourcen, Reserven, Verfügbarkeit, Reichweite, Einsatzzwecke
Anteil am Primärenergieverbrauch in Deutschland
Anteil an der Bruttostromerzeugung in Deutschland
Braunkohlenkraftwerke in Deutschland
1.3 Ökonomische Aspekte
1.3.1 Brennstoffkosten
1.3.2 CO2-Zertifikatspreise
1.3.3Stromgestehungskosten
1.3.4Emissionsbedingte Umweltkosten
1.3.5Braunkohlensubventionen
1.4Umweltaspekte
1.4.1
1.4.2
1.4.3
1.4.5
Kohlendioxid-Emissionen und Emissionsfaktoren
Weitere Emissionen
Auswirkungen auf die Gewässer Gesundheitliche Auswirkungen der Emissionen von Kohlekraftwerken
2Steinkohlen
8
11
12
13
15
15
15
16
16
17
19
19
19
21
25
27
2.1Zusammenfassung
27
2.2 Energiewirtschaftliche Aspekte
27
2.2.1
2.2.2
2.2.3
2.2.4
Ressourcen, Reserven, Verfügbarkeit, Reichweite, Einsatzzwecke
Anteil am Primärenergieverbrauch in Deutschland
Anteil an der Bruttostromerzeugung in Deutschland
Steinkohlenkraftwerke in Deutschland 2.3 Ökonomische Aspekte
2.3.1 Brennstoffkosten
2.3.2CO2-Zertifikatspreise
2.3.3Stromgestehungskosten
2.3.4 Emissionsbedingte Umweltkosten
2.3.5Steinkohlensubventionen
27
30
31
31
34
34
35
36
36
37
3
2.4Umweltaspekte
2.4.1
2.4.2
2.4.3
2.4.4
37
Kohlendioxid-Emissionen und Emissionsfaktoren
Weitere Emissionen
Auswirkungen auf die Gewässer
Auswirkungen auf die Gesundheit 37
38
39
39
3 Ausblick: Die zukünftige Rolle von Braun- und Steinkohle 40
4Literaturverzeichnis
41
5Anhänge
47
4
5.1 Tabellen zu Kapitel 1 47
5.2 Tabellen zu Kapitel 2 50
Tabellen:
Tabelle 1:
Gliederung der Kohlearten nach GVSt 2011 (wasser- und aschefreie Kohlen)
8
Tabelle 2:
Weltweite Reserven und Ressourcen von Braunkohle
9
Tabelle 3:
Braunkohlenreserven 2013 nach Regionen (Heizwert < 16,5 GJ/t)
10
Tabelle 4:
Deutsche Reserven und Ressourcen nach Revieren (2014)
11
Tabelle 5:
Verhältnis von Stromaußenhandelssaldo zur Bruttostromerzeugung
13
Tabelle 6:
Gesamtleistung der deutschen Braunkohlenkraftwerke
13
Tabelle 7:
Volllaststunden der deutschen Braunkohlenkraftwerke
13
Tabelle 8:
Elektrische Bruttoleistung deutscher Braunkohlenkraftwerke nach Betreiber
15
Tabelle 9:
Stromgestehungskosten von Kraftwerken an deutschen Standorten
16
Tabelle 10: Spezifische Umweltkosten für Strom je Energieträger
16
Tabelle 11: Verzicht auf Förderabgabe für Bodenschätze u. Wasserentnahmeentgelte
17
Tabelle 12: Begünstigung des Kohlenbergbaus durch BesAR bis zum Jahr 2012
17
Tabelle 13: Finanzierungsgrundlagen der Braunkohlesanierung
18
Tabelle 14: Angesetzte Mittel zur Bekämpfung der Verockerung der Spree
18
Tabelle 15: Brennstoffbezogene Emissionsfaktoren für die deutschen Braunkohlenreviere
19
Tabelle 16: Elektrische Netto-Wirkungsgrade für Braunkohlengroßkraftwerke
19
Tabelle 17: PRTR-Jahresfrachten (Freisetzung in Luft) des Braunkohlenkraftwerks Jänschwalde
und Schwarze Pumpe (Berichtsjahr 2013, Stand der Daten 31.3.2015)
21
Tabelle 18: Weltweite Reserven und Ressourcen von Steinkohlen
27
Tabelle 19: Steinkohlenreserven 2013 nach Regionen (Heizwert > 16,5 GJ/t)
28
Tabelle 20: Die 10 größten Steinkohlenimporteure
28
Tabelle 21: Steinkohlenreserven, -ressourcen und -förderung
29
Tabelle 22: Primärenergieverbrauch Steinkohle nach Verwendungszwecken
30
Tabelle 23: Gesamtleistung der Steinkohlenkraftwerke in Deutschland
31
Tabelle 24: Volllaststunden der deutschen Steinkohlenkraftwerke
32
Tabelle 25: Steinkohlenkraftwerke, die 2015 in den kommerziellen Betrieb gehen
33
Tabelle 26: Elektrische Bruttoleistung deutscher Steinkohlenkraftwerke nach Betreiber
33
Tabelle 27: Bandbreite der Stromgestehungskosten an deutschen Standorten im Jahr 2013
36
Tabelle 28: Spezifische Umweltkosten der Stromerzeugung je Energieträger
36
Tabelle 29: Für die Emissionsberichterstattung abgeleitete Emissionsfaktoren 1990-2012
37
Tabelle 30: PRTR-Jahresfrachten des Steinkohlenkraftwerks E.ON Kraftwerk Scholven und des
Steinkohlenkraftwerks Trianel Kohlekraftwerk Lünen GmbH & Co. KG (Berichtsjahr 2013, Stand der Daten 31.3.2015)
39
Tabelle 31: Entwicklung des Anteils von Braunkohlen am Primärenergieverbrauch in Deutschland
47
Tabelle 32: Entwicklung des Anteils von Braunkohlen an der Bruttostromerzeugung in Deutschland
48
Tabelle 33: Entwicklung des Anteils von Steinkohlen am Primärenergieverbrauch in Deutschland
50
Tabelle 34: Drittlandskohlenbezüge und durchschnittliche Preise frei deutsche Grenze für Kraftwerkssteinkohle
51
5
Abbildungen:
Abbildung 1:
Primärenergieverbrauch von Braunkohlen in Deutschland
11
Abbildung 2:
Bruttostromerzeugung in Deutschland nach Energieträger
12
Abbildung 3:
EEX Terminmarkt der EU Carbon Futures (Monatsmittel)
15
Abbildung 4:
Anteil der Braunkohlen an der Bruttostromerzeugung sowie an den Emissionen
der Stromerzeugung
20
Abbildung 5:
Tägliche Flächenneuinanspruchnahme durch den Abbau von Braunkohle
(UBA-Berechnung)
23
Abbildung 6:
Inländische Entnahme von Braunkohlen im Tagebau; Datenquellen: Destatis
(UGR) bis 2007, BGR mit regionalen Daten ab 2008
24
Abbildung 7:
Steinkohlenimporte nach Herkunftsländern seit 1991 nach Deutschland
29
Abbildung 8:
Primärenergieverbrauch von Steinkohlen in Deutschland
30
Abbildung 9:
Bruttostromerzeugung in Deutschland nach Energieträgern
31
Abbildung 10: Drittlandskohlebezüge und durchschnittliche Preise
34
Abbildung 11: Entwicklung der Preise auf wichtigen Steinkohlemärkten
35
Abbildung 12: EEX Terminmarkt der EU Carbon Futures (Monatsmittel)
35
Abbildung 13: Anteil der Steinkohlen an der Bruttostromerzeugung sowie an den Emissionen
der Stromerzeugung
38
Abbildung 14: Kraftwerke und Verbundnetze in Deutschland
49
6
Einleitung und Datenquellen
Braun- und Steinkohlekraftwerke waren im Jahr 2014 mit insgesamt 43,8 % an der deutschen Bruttostromerzeugung beteiligt und stießen dabei – neben anderen gesundheits- und umweltschädlichen Stoffen – etwa
80 % der Kohlendioxidemissionen der Stromerzeugung aus. Aus Umweltsicht stellen sie daher bedenkliche
Energieträger dar.
Der vorliegende Bericht stellt ein Kompendium wichtiger energiewirtschaftlicher, ökonomischer und umweltpolitisch relevanter Eckdaten zu Braun- und Steinkohlen dar, um die Diskussion um die Zukunft der Kohlenkraft in Deutschland mit Daten und Fakten zu begleiten.
Aufgrund ihrer spezifischen Eigenschaften und Besonderheiten werden die zwei Kohlenarten in getrennten
Kapiteln behandelt. Die Kapitelstruktur ist dabei wie folgt: Nach einem energiewirtschaftlichen Unterkapitel,
in dem die internationale Perspektive des Kohlenbergbaus (Ressourcen, Reserven, Förderung, Im- und Export)
beleuchtet wird, werden Fakten zum Primärenergieverbrauch (PEV), zur Bruttostromerzeugung und zum Kraftwerkspark in Deutschland dargestellt. Es folgt ein Kapitel mit ökonomischen Kennzahlen. Ein drittes Unterkapitel beinhaltet die relevantesten Umweltaspekte von Kohlenbergbau und -verbrauch. In einem Schlusskapitel
wird schließlich auf die zukünftige Rolle der Kohle eingegangen.
Der vorliegende Bericht stellt eine Zusammenstellung der Informationen über Braun- und Steinkohlen dar,
wie sie dem Umweltbundesamt (UBA) vorliegen. Dabei stehen die Daten im Vordergrund, die das Amt für die
wissenschaftliche Politikberatung, aber auch für Berichtspflichten bereithält. Hierzu zählen u. a. die Emissionsberichterstattung an die UNFCCC und an dieEU und das Nationale Schadstofffreisetzungs- und Verbringungsregister der UNECE.
Der Bericht stützt sich, wo immer möglich, auf öffentlich verfügbare Daten amtlicher Quellen. Zu diesen zählen
auf nationaler Ebene: Bundesministerium für Wirtschaft und Energien (BMWi), Bundesministerium der Finanzen (BMF), Bundestag (BTag), Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA), Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Bundesnetzagentur (BNetzA) oder die Deutsche Rohstoffagentur (DERA).
Zu Quellen, die den amtlichen Quellen quasi gleichgestellt sind zählt die Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen
e. V. (AGEB). Daneben werden auch Informationen privater Akteure und von Wirtschaftsverbänden zitiert, die
zum Teil in die Arbeiten der AGEB und anderer Organe einfließen.
Auf internationaler Ebene sind die wichtigsten verwendeten Quellen die Internationale Energie Agentur (IEA),
der Weltenergierat (WEC) und die Weltgesundheitsorganisation (WHO).
Teileweise verweist die Publikation auch auf eigene wissenschaftliche Forschung oder auf wissenschaftliche
Studien von Forschungsinstituten im In- und Ausland. Dies immer dann der Fall, wenn für diese Sachverhalte
keine amtlichen Daten vorlagen. 7
1Braunkohlen
1.1Zusammenfassung
1.2 Energiewirtschaftliche Aspekte
Aus globaler Sicht spielt die Braunkohle – im Gegensatz zur Steinkohle – eine eher untergeordnete Rolle.
In Deutschland hingegen ist sie noch immer ein
relevanter Energieträger, sowohl was die Förderung
als auch den Verbrauch angeht. Zwar hat sich der
Anteil der Braunkohle am Primärenergieverbrauch
seit 1990 mehr als halbiert. Für die derzeit in Betrieb befindlichen 47 Braunkohlenkraftwerke ist sie
dennoch primärer Energieträger. Diese als Grundlastkraftwerke konzipierten Kraftwerke weisen eine hohe
Verfügbarkeit und wegen ihrer geringen variablen
Betriebskosten eine hohe Wettbewerbsfähigkeit auf.
Dennoch erhält die deutsche Braunkohlenwirtschaft
jährlich implizite Subventionen in Millionenhöhe.
1.2.1 Ressourcen, Reserven, Verfügbarkeit,
Reichweite, Einsatzzwecke
All dies steht dem ambitionierten, energiepolitischen
Ziel entgegen, bis 2050 die Treibhausgasemissionen
um 80 bis 95 % gegenüber 1990 zu verringern. Denn
Braunkohle ist der fossile Brennstoff, von dem die
höchste Klima- und Umweltbelastung ausgeht.Daher
ist eine wesentliche Umgestaltung der Stromversorgung notwendig, um die klimapolitischen Ziele zu
erreichen. Neue Kohlenkraftwerke stehen diesem gesetzten Ziel entgegen. Vor allem besteht bis zum Jahr
2022 kein Bedarf an zusätzlichen mit Braunkohlen
befeuerten Kraftwerken, auch nicht als Brückentechnologie.
Während die Definitionen anhand der Mengenbestandteile bei Torf und Anthrazit relativ einheitlich
sind, finden sich für die Unterteilungen der Braunund Steinkohlenarten unterschiedliche Definitionen.1
Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) definiert Braunkohle für Gesteine mit einem Heizwert zwischen 14,82 GJ/t und 16,5 GJ/t (wasser- und aschefrei). Die Internationale Energieagentur
(IEA) wiederum definiert Braunkohle für Gesteine
mit einem Heizwert unter 23,9 GJ/t.2 Ausnahmen
gelten für Australien, Belgien, Finnland, Frankreich,
Island, Japan, Korea, Mexiko, Neuseeland, Portugal
1.2.1.1 Braunkohle – eine Definition
Die fossilen Energieträger Braun- und Steinkohlen
sind brennbare Sedimentgesteine, die über Jahrmillionen unter Luftabschluss aus organischem Material
im Prozess der Inkohlung entstanden sind. Dabei
ist Torf das am wenigsten inkohlte Material mit dem
geringsten Heizwert und Kohlenstoffanteil und dem
größten Anteil an Wasser und flüchtigen Substanzen.
Mit fortschreitender Inkohlung verschiebt sich die Zusammensetzung zugunsten des Kohlenstoffs, dessen
Anteil bei Anthrazit bei nahezu 100 % liegt.
Tabelle 1
Gliederung der Kohlearten nach GVSt 2011 (wasser- und aschefreie Kohlen)3
Kohleart
Brenntorf
Braunkohle
Weichbraunkohle
Hartbraunkohle
Steinkohle
Flammkohle
Gasflammkohle
Gaskohle
Andere
Fettkohle
Eßkohle
Magerkohle
Anthrazit
Heizwert (GJ/t)*
flüchtige Bestandteile
Kohlenstoff
Wasserstoff
Sauerstoff
< 14,23
80-70 %
49-60 %
8-5 %
45-28
6,7-9,0**
> 14,82
60-43 %
65-75 %
8-5 %
30-12 %
< 32,8
32,8-34,0
33,9-34,8
> 40 %
40-35 %
35-28 %
75-81 %
81-85 %
85-87,5 %
6,6-5,8 %
5,8-5,6 %
5,6-5 %
> 9,8 %
9,8-7,3 %
7,3-4,5 %
34,5-35,6
35,2-35,5
35,2-35,5
35,0-35,3
28-19 %
19-14 %
14-10 %
< 10 %
87,5-89,5 %
89,5-90,5 %
90,5-91,5 %
> 91,5 %
5-4,5 %
4,5-4 %
4-3,75 %
< 3,75 %
4,5-3,2 %
3,2-2,8 %
2,8-2,5 %
< 2,5 %
* wasser- und aschefrei
** Expertenschätzung , nicht wasser- oder aschefrei.
1
2
3
8
Siehe hierzu auch: DEBRIV – Bundesverband Braunkohle – Glossar. Braunkohlen
IEA (2014): Coal Information 2014 with 2013 data, S. I.13.
GVSt 2011; GVSt 2015; DEBRIV 2015; BGR 2014
Quelle: GVSt 2011
und die USA. Für diese Länder wird Braunkohle mit
einem Energiegehalt unter 17,4 GJ/t definiert.4 Die in
Deutschland vorkommenden Rohbraunkohlen (nicht
Trockensubstanz) haben laut AG Energiebilanzen
(AGEB) einen Heizwert von 9,06 GJ/t.5
1.2.1.2 Die Braunkohle im internationalen Kontext
Während Steinkohle im Jahr 2013 rund 28,4 % des
weltweiten Primärenergieverbrauchs deckte, trug
Braunkohle nur mit rund 1,7 % dazu bei6 und spielt
damit im globalen Kontext eine eher untergeordnete
Rolle.
Die genauen Abschätzungen zu Ressourcen und
Reserven unterliegen Unsicherheiten. Ressourcen
sind nachgewiesene, aber derzeit technisch und/oder
wirtschaftlich nicht gewinnbare sowie nicht nachgewiesene, aber geologisch mögliche, künftig gewinnbare Rohstoffmengen („yet to find“).7 Reserven sind
hingegen nachgewiesene Rohstoffmengen, die zu
heutigen Preisen und mit aktuell verfügbarer Technik
wirtschaftlich zu fördern sind. In verschiedenen Studien werden für beide Größen, je nach verwendeter
Kohlendefinition, unterschiedliche Daten genannt.
Laut der IEA sammeln und veröffentlichen regelmäßig nur zwei Institutionen Daten zu den weltweiten
Kohleressourcen und -reserven:8 Dies sind der Welt-
energierat9 (WEC) sowie die deutsche Bundesanstalt
für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR).10
Zur besseren Vergleichbarkeit mit den Werten von der
BGR werden hier für die weltweiten Werte von WEC
die Kohlen mit einem Heizwert unter 17,4 GJ/t den
Braunkohlen zugeordnet. Zur Veranschaulichung
wird der Wert von WEC zusätzlich nach der IEA-Definition11 (Heizwert bis 23,9 GJ/t asche- und wasserfrei)
angegeben.
1.2.1.2.1Ressourcen
Deutschland weist mit 36,5 Gt (Gigatonnen) 0,8 % der
weltweiten Braunkohlenressourcen aus und nimmt
damit den elften Rang ein12. Die größten Ressourcen
befinden sich mit rund 1.370 Gt in den Vereinigten
Staaten, gefolgt von Russland mit knapp 1.300 Gt
und Australien mit rund 400 Gt.
1.2.1.2.2Reserven
Bezüglich der Braunkohlenreserven sieht das Bild
anders aus. Hier nimmt Deutschland mit 14,4 %
den dritten Platz (mit 40,3 Gt) hinter Russland und
Australien ein. Russland verfügt über 32,4 % der
weltweiten Reserven, wobei hier in die Statistik auch
Hartbraunkohlen (höherer Heizwert als Weichbraunkohle) mit einbezogen werden.13
Tabelle 2
Weltweite Reserven und Ressourcen von Braunkohle (2013)
BGR
in Gt
WEC
Heizwert <17,4 GJ/t
Heizwert <17,4 GJ/t
Heizwert <23,9 GJ/t
Reserven
280
201
386,81
Resourcen
4.404,46
Quelle: BGR 2014, WEC 2013
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
IEA (2009): Coal Information S.5-6.
AGEB: Heizwerte der Energieträger und Faktoren für die Umrechnung zur Energiebilanz 2013. Stand: 14.10.2013.
BGR (2014): Energiestudie 2014, S.38
BGR (2013): Energiestudie 2013, S.29/30.
IEA (2013): Resources to Reserves 2013. Oil, Gas and Coal Technologies for the Energy Markets of the Future, S.33.
World Energy Council/Conseil Mondial de l‘Énergie.
BGR (2014): Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe.
IEA (2014): IEA Statistics – Coal Information 2014 with 2013 data, S. I.13.
BGR (2014): Rohstoffsituation 2013, S.32.
BGR (2014): Energiestudie 2014, S.100/103.
9
Tabelle 3
Braunkohlenreserven 2013 nach Regionen
in Gt
Braunkohle
Prozentualer Anteil
32,84
11,7 %
USA
30,56
10,9 %
4
Kanada
2,24
0,8 %
18
5,07
1,8 %
5,05
1,8 %
70,53
46,4 %
40,30
14,4 %
3
Serbien
7,11
2,5 %
7
Polen
4,97
1,8 %
10
Griechenland
2,88
1,0 %
12
Tschechische Republik
2,64
0,9 %
14
Ungarn
2,63
0,9 %
15
93,07
33,3 %
90,73
32,4 %
78,19
27,9 %
Australien
44,16
15,8 %
2
Indonesien
9,00
3,2 %
5
China
7,35
2,6 %
6
Neuseeland
6,75
2,4 %
8
Indien
4,76
1,7 %
11
Pakistan
2,86
1,0 %
13
0,07
0,0 %
279,76
100 %
Nordamerika
Mittel & Südamerika
Brasilien
Europa
Deutschland
GUS
Russland
Austral-Asien
Afrika
Insgesamt
*Energiegehalt < 16,5 GJ/t
1.2.1.2.3Braunkohleförderung
Der im Jahr 2013 weltweit größte Braunkohlenproduzent war Deutschland mit einem Anteil von 17,3
%, gefolgt von China (13,9 %) und Russland (6,9 %).
Die geförderte Menge wurde in allen Ländern fast
ausschließlich inländisch verbraucht, da Braunkohle
aufgrund ihres relativ geringen Heizwertes aufgrund
des hohen Wassergehalts nicht weltweit gehandelt
14 BGR (2014): Energiestudie 2014, S.100/103
10
Rang
9
1
Quelle: BGR 2014
und transportiert wird14, sondern vielmehr in der
Nähe der Förderstätte als Energieträger verbraucht
wird.
1.2.1.3 Die Braunkohle im deutschen Kontext
Deutschlands Braunkohleressourcen verteilen sich
auf vier aktive Reviere, von denen das Rheinland das
größte ist. Tabelle 4
Deutsche Reserven und Ressourcen nach Revieren (2014)
Rheinland
Lausitz
Mitteldeutschland
Helmstedt
Summe
Reserven (wirtschaftlich
gewinnbare Vorräte)
35.000
3.300,00
2.000
n. a.
40.300
Ressourcen
20.000
8.500
8.000
n. a.
36.500
Gesamtressourcen
55.000
11.800
10.000
n. a.
768.000
Davon Reserven in erschlossenen u. konkret
geplanten Tagebauen
3.000
1.800
400
n. a.
5.200
Förderung im Jahre 2014
93,6
61,8
20,9
1,8
178,1
in Mio. t.
Quelle: BGR 2014, DEBRIV 2015
1.2.2 Anteil am Primärenergieverbrauch in
Deutschland
Der Primärenergieverbrauch15 ist in Deutschland seit
Beginn der 90er Jahre leicht rückläufig. Nach vorläufigen Angaben der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB) betrug er im Jahr 2014 13.132 Petajoule
(PJ) und lag damit um 12 % niedriger als 1990. Auf
das im Energiekonzept der Bundesregierung festgelegte Basisjahr 2008 bezogen, ergab sich ein Rückgang um 9 %. Bis 2020 strebt die Bundesregierung
eine Minderung des Primärenergieverbrauchs um
20 % bezogen auf 2008 und bis 2050 um 50 % an.
Abbildung 1
Primärenergieverbrauch von Braunkohlen in Deutschland16
PJ
16.000
13.132PJ
14.000
12.000
10.000
8.000
12%
12%
2.000
11%
10%
12%
4.000
21%
6.000
0
1)
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöle
Gase
Kernenergie
Erneuerbare Energien
Sonst. Energieträger
1) Nichterneuerbare Abfälle, Abwärme und Außenhandelssaldo Fernwärme.
* vorläufige
Zahlen
Quelle: AGEB 08/2015
1)
Nichterneuerbare Abfälle, Abwärme und Außenhandelssaldo
Fernwärme
Quelle:
AG Energiebilanzen: Auswertungstabellen zur Energiebilanz Deutschland 1990-2014, 08/2015
15 Der PEV bezeichnet den Energiegehalt aller eingesetzten Primärenergieträger.
16 AG Energiebilanzen (2015): Auswertungstabellen zur Energiebilanz Deutschland 1990-2014, Stand: 08/2015. Die Datentabelle ist im Anhang zu finden
11
Seit 1990 fanden große Veränderungen im Energieträgermix statt. Der absolute Primärenergieverbrauch
an Braunkohlen ging um gut 50 % zurück. Der relative Anteil der Braunkohlen sank um etwa 10 %punkte
über die letzten 24 Jahre.
1.2.3 Anteil an der Bruttostromerzeugung in
Deutschland
Auch die Struktur der Bruttostromerzeugung17 nach
eingesetzten Energieträgern änderte sich zwischen
1990 und 2014 deutlich (siehe Abbildung 2). Der
Anteil von Braunkohlen, Steinkohlen und der Kernenergie an der Stromerzeugung betrug im Jahr 1990
noch 84 %.
Derzeit besitzen diese drei Energieträger zusammen
nur noch einen Anteil von 59 %. Die Bruttostromerzeugung aus Braunkohle ist dabei absolut um 9 %18
zurückgegangen. Insgesamt hat sich die Bruttostromerzeugung zwischen 1990 und 201419 um fast 14 %
erhöht.
Abbildung 2
Bruttostromerzeugung in Deutschland nach Energieträger20
TWh
700
625,3 TWh
600
500
400
156
161
146
158
148
143
200
171
300
100
0
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
Erdgas
Mineralölprodukte
Erneuerbare Energien
Übrige Energieträger
*vorläufige Angaben,
z.T. geschätzt
Quelle:
AGEB 2015
Quelle: AG Energiebilanzen: Sondertabelle Bruttostromerzeugung in Deutschland von 1990 bis 2014 nach Energieträgern,Stand 08/2015
* vorläufige Angaben, z. T. geschätzt
Die Entwicklungen seit dem Jahr 2011 zeigen, dass
bei rückläufigem Bruttoinlandsstromverbrauch (von
606,8 TWh auf 589,8 TWh im Zeitraum 2011-2014,
und damit um etwa -3 %) und einer Steigerung der
Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien um
30 % ein Rekordexportüberschuss an Strom von
35,6 TWh im Jahre 2014 resultierte (siehe Tabelle 5,
17
18
19
20
12
Verhältnis von Stromaußenhandelssaldo zur Bruttostromerzeugung). Dabei ist der Stromexport besonders ausgeprägt in Zeiten hoher Stromproduktion aus
erneuerbaren Energien, Atomkraft und Braunkohle
bei gleichzeitig niedriger Nachfrage (z. B. an windreichen Wochenenden).
Die Bruttostromerzeugung ist die elektrische Arbeit, die an den Generatorklemmen gemessen wird.
AG Energiebilanzen (AGEB), Stand: 08/2015, vorläufige Angaben
AG Energiebilanzen (AGEB), Stand: 08/2015, vorläufige Angaben
AG Energiebilanzen (2015): Sondertabelle Bruttostromerzeugung in Deutschland von 1990-2014 nach Energieträgern, Stand: 08/2015. Die Datentabelle ist im Anhang zu finden.
Tabelle 5
Verhältnis von Stromaußenhandelssaldo zur Bruttostromerzeugung
2011
2012
2013
2014*
6,3
23,1
33,8
35,6
Brutto-Stromerzeugung [TWh]
613,1
630,1
638,7
625,3
Brutto-Inlandsstromverbrauch [TWh]**
606,8
607,1
604,9
589,8
Verhältnis
Außenhandelssaldo/Gesamtbruttostromerzeugung
1,0 %
3,7 %
5,3 %
5,7 %
Außenhandelssaldo [TWh]
* vorläufige Angaben, z. T. geschätzt
** inklusiv Netzverluste und Eigenverbrauch
Quelle: UBA 2015
1.2.4 Braunkohlenkraftwerke in Deutschland
1.2.4.1 Anzahl und Leistung
Zum 31.08.2015 waren in Deutschland 47 Braunkohlenkraftwerke (mit insgesamt 78 Kraftwerksblöcken)
in Betrieb, die auf mehreren Ballungsgebieten (Rheinland, Lausitzer Revier und Mitteldeutschland) über
die Republik verteilt sind.
Im Jahr 2012 gingen drei neue Kraftwerksblöcke in
Betrieb (BoA Blöcke 2 und 3 am Standort Neurath
mit jeweils 1.100 MW elektrischer Bruttoleistung und
Block R am Standort Boxberg mit 675 MW (Megawatt)
elektrischer Bruttoleistung. In den Jahren 2013 und
2014 wurden keine weiteren Braunkohlekraftwerke
in Betrieb genommen.
Tabelle 6
Gesamtleistung der deutschen Braunkohlenkraftwerke21
Kraftwerke
> 1MW
Braunkohlen und
Braunkohlenstaub
Standorte
Blöcke
Elektrische Brutto­
leistung
(MW)
Nettoenpass­
leistung
(MW)
Fernwämeleistung
(MW)*
47
78
23.005,5
20.902,7
5.859,8
* Daten sind nicht von allen Kraftwerken bekannt
1.2.4.2Volllaststunden22
„Da das System Braunkohle kostengünstig arbeitet, wird in allen
Kraftwerken unabhängig vom Alter
eine hohe zeitliche und kapazitative Auslastung erreicht. Das führt
zu hohen Volllaststunden“.23
Nach Angaben des Braunkohleverbandes DEBRIV werden Braunkohlenkraftwerke derzeit durchschnittlich mit etwa 7.000 Volllaststunden
ausgelastet. Diese Stundenwerte
werden auch von anderen Quellen
bestätigt:
Quelle: UBA 2015, BNetzA 2015
Tabelle 7
Volllaststunden der deutschen Braunkohlenkraftwerke
Studie
BDEW 2014
2010
2011
2012
2013
6.600
6.820
6.800
7.030
BMWi 2013
6.546
VDI 2013
6.850
Fraunhofer ISE 2013
(mittlere Auslastung)
7.100
Kleine Anfrage
(Sachsen-Anhalt 2013)*
5.104
5.500
2014
5.706
BWK 67/2015 (Heft 5)
6.900
DEBRIV 2015
7.000
UBA-Datenbank 2015
(jährliche Benutzungsstunden)
* nur in ST
6.684
6.458
6.670
6.782
Quelle: UBA 2015, eigene Zusammenstellung
21 UBA (2015): Kraftwerksdatenbank Umweltbundesamt
22 Die Volllaststundenzahl ist eine Rechengröße, die sich aus dem Quotienten der von einem Kraftwerk in einem Jahr eingespeisten Strommenge (in GWh) und der entsprechende
Kraftwerksleistung (in GW) ergibt.
23 Maaßen, Uwe: Sonderabgabe hat gravierende Auswirkungen auf Kraftwerke und Strommix, in: DEBRIV – Bundesverband Braunkohle (Hrsg.): Informationen und Meinungen.
Ein Informationsservice der deutschen Braunkohle, Köln 01.06.2015, S. 5.
13
Anhand der obigen Tabelle und der dort angegebenen
hohen Auslastung wird ersichtlich, dass Braunkohlekraftwerke traditionell in den Grundlastbereich
fallen.
“Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien sinkt die
von konventionellen Kraftwerken zu deckende residuale Last erheblich. Vor allem sinkt der Bedarf an konventionellen Grundlastkraftwerken, die zur Deckung
der residualen Grundlast erforderlich sind“.24
Folgende Größen haben Einfluss auf die Jahresvolllaststunden:25
▸▸ Variable Kosten: Brennstoffkosten und CO2-Zertifikatspreise,
▸▸ Strombörsenpreise: Phasenweise niedrigere
Marktpreise durch hohe EE-Einspeisung (MeritOrder-Effekt)
▸▸ Strombinnenmarktintegration: CEW Market Coupling
▸▸ Flexibilität und Verfügbarkeit des jeweiligen
Kraftwerks
▸▸ (Teillastbetrieb, An- und Abfahrzeiten)
▸▸ Konjunktureinflüsse auf die Stromnachfrage.
1.2.4.3 Regionale Verteilung
In der beiliegenden Karte „Kraftwerke und Verbundnetze in Deutschland“ sind alle größeren Kraftwerke
ab einer elektrischen Bruttoleistung von 100 MW
verzeichnet – d. h. Braun- und Steinkohlenkraftwerke, aber auch Kernkraftwerke, Gaskraftwerke,
Wasserkraftwerke sowie große Wind- und Solarparks.
Braunkohlenkraftwerke liegen – bedingt durch
die erforderliche Nähe zu den Vorkommen – recht
einheitlich auf einer mittleren Breitengradlinie quer
durch Deutschland (Nordrhein-Westfalen, SachsenAnhalt, Sachsen, Brandenburg-Lausitz).
Auch die Planungen für Neubauprojekte sind in der
Nähe von Lagerstätten vorgesehen. Von den rund 21
GW an installierter Leistung entfallen etwa die Hälfte
auf Kraftwerke im Rheinland, etwa 7 GW auf die Lausitz und etwa 3 GW auf Mitteldeutschland/Helmstedt.
1.2.4.4Altersstruktur
Das Alter der Braunkohlenkraftwerke beträgt durchschnittlich 35 Jahre und geht bis zu gut 50 Jahren.
Viele der ältesten Anlagen wurden modernisiert bzw.
ertüchtigt, so dass ihre alters- oder technisch bedingten Restlaufzeiten nicht abschätzbar sind. Stilllegungen erfolgen ggf. vielmehr aufgrund wirtschaftlicher
Überlegungen. So wurden beispielsweise von RWE
die 11 ältesten der 13 Braunkohlen-Kraftwerksblöcke
in Frimmersdorf (NRW) in den Jahren 2011-2013 und
die jeweils zwei ältesten Blöcke in Niederaußem und
Weisweiler im Jahr 2013 stillgelegt.
Insgesamt ist jedoch festzustellen, dass der Braunkohle-Kraftwerkspark, insbesondere im rheinischen
Revier, alt und demnach tendenziell eher ineffizient
und emissionsintensiv ist.26
1.2.4.5 In Bau befindliche Kraftwerke
Nach Kenntnis des UBA in Deutschland befinden sich
derzeit keine Anlagen in Bau (Stand April 2015).
1.2.4.6 In Planung befindliche Kraftwerke
Weiterhin sind noch Kraftwerksprojekte mit insgesamt 7.168 MW in Planung, worunter sich 2 Braunkohlenkraftwerksprojekte befinden (Niederaußem
BoA plus mit 1.100 MW von RWE Power AG und
Profen mit 660 MW, welches jedoch von der MIBRAG
aufgrund der gegenwärtigen unsicheren politischen
Rahmenbedingungen Ende April 2015 vorerst auf Eis
gelegt wurde).
1.2.4.7 Zur Stilllegung angemeldete Kraftwerke
Die Kraftwerksstilllegungsliste der Bundesnetzagentur weist mit Stand vom 20.07.2015 zwei eingegangene Stilllegungsanzeigen für Braunkohlenkraftwerke
mit einer Summe von 151 MW aus.
1.2.4.8Betreiber
Die mit Abstand größten Betreiber von Braunkohlekraftwerken sind die beiden Energiekonzerne RWE
Power AG (49 % der installierten Leistung) und
Vattenfall Europe GmbH (37 %), gefolgt von diversen
weiteren (auch industriellen) Betreibern und Stadtwerken (vgl. Tabelle im Anhang 1).
24 UBA (2009): Klimaschutz und Versorgungssicherheit. Entwicklung einer nachhaltigen Stromversorgung, 13/2009, S.74.
25 Vgl.: BDEW Energie-Info: Kraftwerksplanungen und aktuelle ökonomische Rahmenbedingungen für Kraftwerke in Deutschland. Kommentierte Auswertung der BDEW-Kraftwerksliste 2013. Berlin, 16. August 2013, S.21
26 Vgl. hierzu auch: DIW – Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung (2014): Szenarien einer nachhaltigen Kraftwerksentwicklung in Deutschland, S.8/ S.10.
14
Tabelle 8
Elektrische Bruttoleistung deutscher Braunkohlenkraftwerke nach Betreiber
Elektr. Bruttoleistung
(MW)
Marktanteil
(%)
RWE
11.269
49,0
Vattenfall
8.524,6
37,1
E.ON
980
4,3
EnBW
933,6
4,1
Summe große 4
21.707,2
94,5
alle Betreiber
23.005,5
100,0
Betreiber
Quelle: UBA2015
1.3 Ökonomische Aspekte
1.3.1 Brennstoffkosten
Anders als Gas- und Steinkohlenkraftwerke unterliegen die im Band- oder Zugbetrieb mit Braunkohlen
belieferten Kraftwerke nicht der Volatilität der Rohstoffmärkte. Der Brennstoffpreis für Braunkohlenstaub liegt zudem deutlich unter dem Preis für Erdgas
oder Heizöl und hält sich seit Jahren auf einem relativ
konstanten Niveau. Die Brennstoffkosten für Braunkohlen werden von den Energieversorgungsunter-
nehmen erfahrungsgemäß nicht preisgegeben. In der
Energiereferenzprognose der Bundesregierung von
2014 werden kurzfristige variable Kosten der Braunkohlenförderung von 0,4 EUR 2011/GJ angenommen.27
Für Rohbraunkohle der Vattenfall Europe Mining
konnten für das Jahr 2010 Kosten in Höhe von 6,1 €/
MWhth ermittelt werden.28
1.3.2 CO2-Zertifikatspreise
Bei den EU-Emissionszertifikatspreisen (EUA/ EU
Carbon Futures), welche neben den Brennstoffkosten
Abbildung 3
EEX29 Terminmarkt der EU Carbon Futures (Monatsmittel)30
€/t CO2
30,00 €
28,07
25,00 €
22,58
20,00 €
19,47
17,81
15,00 €
14,08
10,00 €
10,00
7,81
5,00 €
6,97
8,25
6,91
3,74
0,00 €
Quelle: BMWi auf Basis EEX, Stand: 03/2015
* vorläufige Angaben, z. T. geschätzt
Quelle: BMWi 2015, auf Basis EEX, Stand: 03/2015
27 BMWi (2014): Entwicklung der Energiemärkte – Energiereferenzprognose, S. 419
28 Öko-Institut (2012): Erstellung von Treibhausgas-Emissionsszenarien für den Projektionsbericht 2013, Öko-Institut (2014): CO2-Emissionen aus der Kohleverstromung in
Deutschland. Berlin 10.März 2014
29 EEX: European Electricity Exchange (Börse mit Sitz in Leipzig, die durch die Fusion der deutschen Strombörsen in Frankfurt und Leipzig im Jahr 2002 entstand)
30 ICE: Intercontinental Exchange, (Börsenbetreiber mit Sitz in Atlanta, USA mit Spezialisierung auf elektronischem Handel von Optionen und Futures auf Elektrizität, EnergieAgrarrohstoffe sowie Emissionen)
15
ökonomische Relevanz für die Ermittlung der Stromgestehungskosten bei fossilen Kraftwerken haben,
war seit etwa 2008 ein Abwärtstrend zu beobachten.
Lagen die Preise Mitte 2008 bei etwa 25 €/t CO2, sanken sie bis Mai 2013 auf circa 3,74 €/t. Auf niedrigem
Niveau pendelte sich der Zertifikatspreis ein und stieg
in der ersten Jahreshälfte 2014 auf etwa 6 €/t CO2. Für
Dezember 2014 war ein errechnetes Monatsmittel von
etwa 7 €/t CO2 zu verzeichnen.31 Der niedrige Zertifikatepreis begünstigt die Braunkohlenverstromung.
1.3.3Stromgestehungskosten
Die Stromgestehungskosten von Braunkohlenkraftwerken sind wegen hoher spezifischer CO2-Emissionen des Energieträgers Braunkohle im Vergleich zu
anderen konventionellen Energieträgern stark abhängig von den CO2-Zertifikatspreisen. Braunkohlenkraftwerke sind daher die größten Profiteure der seit
2008 stark gefallenen CO2-Zertifikatspreise. Aktuelle
Studien gehen von Stromgestehungskosten von 3,8
bis 5,3 € Cent/kWh aus.
Tabelle 9
Stromgestehungskosten von Kraftwerken
an deutschen Standorten32
Stromgestehungskosten
(€/kWh)
Kraftwerk
minimal
maximal
PV klein /bzw. frei
0,08
0,17
Wind onshore
0,05
0,11
Wind offshore
0,12
0,19
Biogas
0,14
0,22
Braunkohle
0,04
0,05
Steinkohle
0,06
0,10
GuD
0,08
0,10
Erdgas
0,07
0,13
vention 2.034 aus dem Jahr 2012 legte das Umweltbundesamt best-practice Schätzungen der Umweltkostensätze vor, die auf einer Zusammenschau von
Schadens- und Vermeidungskosten der Treibhausgase
und ausgewählter Luftschadstoffemissionen basieren. Die mittleren brennstoffspezifischen Umweltkosten der Stromerzeugung stellen allerdings keine fixen
Größen dar, sondern sind abhängig von der mittleren
Güte der Anlagentechnik (elektrische Wirkungsgrade
sowie Techniken zur Emissionsminderung von Luftschadstoffen wie SO2, NOX u.s.w.) des jeweiligen Teils
des Kraftwerksparks. Insbesondere der Ersatz von
Altanlagen durch neue Anlagen mit deutlich verbesserten elektrischen Wirkungsgraden beeinflusst die
Höhe der mittleren im Kraftwerkspark vorliegenden
spezifischen Umweltkosten.
Aufbauend auf diesen Werten hat das Umweltbundesamt die spezifischen Umweltkosten in Cent pro
Kilowattstunde Strom je Energieträger berechnet.
Tabelle 10
Spezifische Umweltkosten für Strom je
Energieträger (€-Cent/kWh)35
Strom­
erzeugung
durch
Luftschadstoffe
Treibhausgase
Umweltkosten
gesamt
Braunkohle
2,07
8,68
10,75
Steinkohle
1,55
7,38
8,94
Erdgas
1,02
3,90
4,91
Öl
2,41
5,65
8,06
Wasserkraft
0,14
0,04
0,18
Windenergie
0,17
0,09
0,26
Photovoltaik
0,62
0,56
1,18
Biomasse *
1,07
2,78
Erneuerbare
Energien
* Nach Erzeugungsanteilen gewichteter Durchschnittswert für
Biomasse gasförmig, flüssig und fest (Haushalte und Industrie),
Bandbreite von 0,3 bis 7,2 €-Cent/kWh
3,84
Quelle: UBA 2015
Quelle: Fh ISE 2013, AEE 2014
1.3.4 Emissionsbedingte Umweltkosten
Ein wesentlicher Teil der Umweltkosten der Braunkohlenverstromung entsteht durch die Emission von
Luftschadstoffen und CO2.33 Mit der Methodenkon-
Dabei zeigt sich, dass bei Ansetzen eines mittleren
Schadenskostensatzes von 80 €/t CO2 die Braunkohlenverstromung mit durchschnittlich 10,75 €-Cent/
kWhel­ mit Abstand die höchsten Umweltkosten
verursacht. Bei einer Bruttostromerzeugung aus
31 Vgl.: BMWi Energiedaten - Gesamtausgabe Tabelle 26a , Stand: 03/2015.
32 AEE (2014) - Agentur für Erneuerbare Energien: Studienvergleich – Stromgestehungskosten verschiedener Erzeugungstechnologien. 09/2014
33 Braunkohlenkraftwerke stoßen neben Treibhausgasen auch weitere gesundheitsgefährdende Luftschadstoffe aus, bisher liegen für die Abschätzung deren Umweltkosten
keine Werte vor.
34 UBA (2012): Methodenkonvention 2.0 zur Schätzung von Umweltkosten. Ökonomische Bewertung von Umweltschäden. August 2012
35 Eine Aktualisierung der Kostensätze erfolgt im Rahmen der derzeit anlaufenden Überarbeitung der Methodenkonvention.
16
Braunkohlen von 156 TWh in 2014 belaufen sich die
so verursachten Umweltkosten auf insgesamt circa
16,77 Mrd. €.
Durch die mangelnde Internalisierung der Umweltkosten entstehen starke Wettbewerbsverzerrungen
zugunsten der Braunkohlenverstromung und zu Lasten umweltfreundlicher Energieträger, insbesondere
den erneuerbaren Energien
1.3.5Braunkohlensubventionen
Die deutsche Braunkohlenwirtschaft erhält auf
verschiedene Art und Weise Subventionen. Da es sich
nicht um direkte Finanzhilfen oder Steuervergünstigungen handelt, gehen diese Begünstigungen nicht
aus dem Subventionsbericht36 der Bundesregierung
hervor. Sie sind schwierig zu identifizieren und quantifizieren.37
1.3.5.1 Begünstigungen für den Braunkohlen­
bergbau
Besonders bedeutsam ist die Freistellung des Braunkohlentagebaus von der Förderabgabe für Bodenschätze. Laut Bundesberggesetz (vgl. BBerG § 31) sind
auf bergfreie Bodenschätze 10 % des Marktpreises als
Förderabgabe zu zahlen. Die Länder können diesen
Satz variieren oder bestimmte Rohstoffe befreien. Auf
Grundlage alter Rechte ist der Braunkohlentagebau
von dieser Förderabgabe gänzlich ausgenommen.38
Eine weitere Subvention besteht in der Nichtheranziehung der Braunkohlenwirtschaft zur Entrichtung
eines Wasserentnahmeentgelts, das in allen Bundesländern mit Braunkohlentagebau erhoben wird. Die
Subventionierung des unentgeltlichen Wasserverbrauchs beträgt etwa 20 Mio. € jährlich39, falls man
die – zwischen den Bundesländern differierenden
– Wasserentnahmeentgelte als Richtwerte für die
Kosten der Ressourcennutzung ansetzt.
Tabelle 11
Verzicht auf Förderabgabe für Bodenschätze*
und Wasserentnahmeentgelte
Jahr
Geförderte
Braunkohle
Summe
Summe
(circa)
2012
185,4 Mio. t
284 Mio.€
20 Mio.€
2013
182,7 Mio. t
280 Mio.€
20 Mio.€
2014
178,2 Mio. t
273 Mio.€
20 Mio. €
* Bei Annahme eines Preises von 15,31 €/t
Braunkohle 40
Quelle: UBA 2015,
eigene Zusammenstellung
1.3.5.2 Begünstigungen bei der EEG-Umlage und
Eigenstromprivileg
Darüber hinaus bestehen weitere Subventionen für
die Braunkohlenwirtschaft, etwa durch Ausnahmeregelungen im Energiebereich. So waren Braun- und
Steinkohlenbergbau im Jahr 2012 mit 103 Mio. €
durch die Besondere Ausgleichsregelung des Erneuerbare Energien Gesetzes (EEG) begünstigt41.
Eine getrennte Darstellung von Braun- und Steinkohlen ist aufgrund der Datenlage nicht möglich. Laut
Berechnungen der DUH entfielen von diesen 103
Mio. € im Jahr 2012 jedoch rund 43,4 Mio. € auf den
Braunkohletagebau42.
Tabelle 12
Begünstigung des Kohlenbergbaus durch
BesAR bis zum Jahr 2012
Jahr
Summe
2008
13 Mio. €
2009
39 Mio. €
2010
56 Mio. €
2011
100 Mio. €
2012
103 Mio. €
Quelle: Deutscher Bundestag 2014, auf Basis BAFA und ÜNB 43
36 BMF (2013): 24. Subventionsbericht der Bundesregierung über die Entwicklung der Finanzhilfen des Bundes und der Steuervergünstigungen für die Jahre 2011 bis 2014.
Berlin.//siehe auch: BMWi (2014): Schriftliche Frage an die Bundesregierung im Monat April 2014, Frage Nr.32, Antwort. Berlin 11.04.2014.
37 Lechtenböhmer, S. u. a. (2004).
38 Statistik der Kohlenwirtschaft e.V. (2014): Braunkohle. Abrufbar unter: http://www.kohlenstatistik.de/19-0-Braunkohle.html. Letzter Zugriff am: 21.04.2015
39 Lechtenböhmer, S. u. a. (2004), S. 43.
40 Eigene Berechnungen, zu Grunde gelegt wurden Kosten von 6,1 €/MWh (Bundesregierung (2013), S. 45f) und ein Wert von 2,5 MWh (gerundet) für 1kg Braunkohle und ein
Preis von 15,31 €/t
41 Deutscher Bundestag (2012), S. 3.
42 Deutsche Umwelthilfe (2014): PM – Energiewende absurd: Vattenfall Braunkohletagebau profitiert immer stärker von EEG-Umlagebefreiung. Berlin 02.01.2014.
43 Deutscher Bundestag (2014): Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der MdB O. Krischer u. a. vom 02.02.2012 Drucksache 17/8533: Rechtliche Ausgleichsregelungen im Kohlenbergbau.
17
Nach dem EEG 2014 gehört der Braunkohlentagebau
nicht mehr zu den prinzipiell begünstigten Branchen.44 Doch ist in der Neufassung der Besonderen
Ausgleichsregelung die Inanspruchnahme einer Härtefallregelung möglich. Diese Härtefallregelung sieht
vor, dass Unternehmen, die für das Kalenderjahr
2014 in der Besonderen Ausgleichsregelung privilegiert sind, künftig aber nicht mehr antragsberechtigt
sein werden, vom Jahr 2015 an für die erste Gigawattstunde die volle EEG-Umlage und im Übrigen mindestens 20 % der Umlage zu zahlen haben“.45 Es liegen
jedoch keine aktuellen Daten zur Subventionshöhe
vor.
Daneben erhielt der Braunkohlentagebau teilweise
Vergünstigungen nach dem sogenannten Eigenstromprivileg nach §37 des EEG 2012.46 Wie hoch
diese sind, kann aufgrund fehlender detaillierter
Daten47 zum Umfang des Eigenstromverbrauchs im
Kohlenbergbau nicht genau angegeben werden.48
Nach dem EEG 2014 wird der Eigenstrom zwar prinzipiell zu einem Teil mit der Umlagepflicht belegt,
jedoch ist aufgrund des großzügigen Bestandsschutzes davon auszugehen, dass der Braunkohlenbergbau weiterhin in vergleichbaren Größenordnungen
profitiert. Aktuelle Daten zur Subventionshöhe liegen
jedoch nicht vor.
1.3.5.3 Öffentliche Finanzierung der Braun­
kohlensanierung
Die Bund-Länder-Geschäftsstelle für die Braunkohlensanierung beziffert die Gesamtkosten für die Finanzierung der Braunkohlensanierung in ehemaligen
DDR-Tagebauen, welche von 1991 bis 2014 anfielen,
auf knapp 10 Mrd. €.49 Getragen werden diese Kosten
anteilig vom Bund, den betroffenen Ländern (Brandenburg, Sachsen, Sachsen-Anhalt, Thüringen) und
der EU.
Tabelle 13
Finanzierungsgrundlagen der Braunkohle­
sanierung
Rechtliche
Grundlagen
Jahre
Summe (circa)
1991 - 1993
0,724 Mrd. €
VA Altlasten
1993 - 1997
3,323 Mrd.€
VA51 II
1998 - 2002
2,700 Mrd.€
VA III
2003 - 2007
1,771 Mrd.€
VA IV
2008 - 2012
1,025 Mrd. €
VA V
2013 - 2017
1,230 Mrd.€
Divers
50
Quelle: LMBV 2012
Ein Teil dieser Mittel fließt derzeit beispielsweise in
die Sofortmaßnahmen zur Bekämpfung der Verockerung der Spree (vgl. Kapitel 1.4.3.3) in Sachsen
und Brandenburg.52 Die Lausitzer und Mitteldeutsche
Bergbau- Verwaltungsgesellschaft mbH (LMBV), als
Projektträger und verantwortliches Unternehmen des
Bundes für die Sanierung der stillgelegten Tagebauen
und Veredelungsanlagen in der Lausitz und Mitteldeutschland, hat im Rahmen der wasserwirtschaftlichen Maßnahmen der Braunkohlesanierung seit
2008 eine Reihe von Untersuchungen durchgeführt,
um belastbare Daten auch zu diesem Thema zu
erhalten. Aus diesen ist abzuleiten, „dass die betroffenen Gebiete großflächig und voraussichtlich auf
lange Sicht (bis zu 100 Jahre) von den Prozessen des
Eisenaustrags betroffen sein werden, sofern keine
Gegenmaßnahmen ergriffen werden“.53
Tabelle 14
Angesetzte Mittel zur Bekämpfung der
Verockerung der Spree
Jahr
Mitteleinsatz (circa)
2013
9 Mio.€
2014
11 - 15 Mio.€
2015
n.n.
Quelle: Deutscher Bundestag 2014
44 Vgl. auch: Deutscher Bundestag (2014): Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der MdB O. Krischer u. a. vom 1. April 2014 Drucksache 18/967: Berechnungsgrundlage für Industrieausnahmen im Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung im Erneuerbaren-Energien-Gesetz.
45 Vgl.: Bundestag (2014): Härtefallreglung für Braunkohletagebau Berlin 21.05.2014.
46 Deutscher Bundestag (2014): Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der MdB O. Krischer, A. Baerbock, B. Höhn, P. Meiwald und der Fraktion Bündnis 90/Die
Grünen - Drucksache 18/278 - vom 14. Januar 2014 Vergünstigungen durch Eigenstromverbrauch im Kohlebergbau
47 , da die Energiebilanzen für Deutschland den Stromverbrauch von Braunkohlezechen und Brikettfabriken nur gemeinsam ausweisen.
48 Nach Hochrechnungen der Deutschen Umwelthilfe kamen etwa 1,3 TWh in die Entlastung, was einem Volumen von etwa 67,7 Mio. € entspräche. (Siehe hierzu: DUH: Energiewende absurd: Vattenfalls Braunkohletagebau profitiert immer stärker von EEG-Umlagebefreiung. Pressemitteilung vom 2. Januar 2014.) Siehe daneben auch: Kleine Anfrage
der Grünen im Bundestag: Vergünstigungen durch Eigenstromverbrauch im Kohlebergbau – Drucksache 18/155
49 Bund-Länder Geschäftsstelle für die Braunkohlesanierung: Gesamtkosten aus Finanzierung der Braunkohlesanierung nach VA [€], Stand: 04.09.2013. Finanzierung der
Braunkohlesanierung nach VA [€], Stand: 04.09.2013.
50 Verwaltungsabkommen über die Finanzierung ökologischer Altlasten.
51 VA = Verwaltungsabkommen.
52 Deutscher Bundestag: Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Abgeordneten Annalena Baerbock, Stephan Kühn, Oliver Krischer, weiterer Abgeordneter und
der Fraktion Bündnis 90/Die Grünen vom 29. April 2014 –Drucksache 18/1272: Maßnahmen gegen die Spreeverockerung durch den Lausitzer Braunkohletagebau.
53 Deutscher Bundestag: Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage Drucksache 17/12444 S.4. 18
1.4Umweltaspekte
1.4.1 Kohlendioxid-Emissionen und Emissionsfaktoren
Die CO2-Emissionen aus Braunkohlen werden in
Deutschland entsprechend der unterschiedlichen
Qualitäten nach den vier aktuell genutzten Revieren
unterschieden (vgl. Kapitel 1.2.1.3). Unter Zugrundelegung einer 100 %-igen Verbrennung ohne Berücksichtigung von Stützfeuerungen und Mitverbrennungen werden für die Rohbraunkohlen der einzelnen
Reviere folgende brennstoffbezogene Emissionsfaktoren (t CO2/TJ) ausgewiesen.
Tabelle 15
Brennstoffbezogene Emissionsfaktoren für
die deutschen Braunkohlenreviere54
Revier
t CO2/TJ
Rheinland
113,0
Helmstedt
103,0
Lausitz
110,0
Mitteldeutschland
103,0
Quelle: UBA 2015
Diese CO2-Emissionen von Kraftwerken werden
zudem vom elektrischen Nettowirkungsgrad der
jeweiligen Anlage maßgebend beeinflusst.
Tabelle 16
Elektrische Netto-Wirkungsgrade für Braunkohlengroßkraftwerke
Technikniveau
Elektrischer NettoWirkungsgrad von
Kraftwerken ab 100 MWel
Alt
34 %
Durchschnitt
38 %
Stand der Technik (BoA)
43 %
Zukunft
48 % Quelle: UBA 2015, eigene Zusammenstellung
In Deutschland emittieren Braunkohlenkraftwerke
spezifische Emissionen zwischen 1200 g/kWh (altes
Kraftwerk mit niedrigem elektrischen Nettowirkungsgrad und Rohbraunkohlen schlechterer Qualität)
und 850 g/kWh (Kraftwerk der Zukunft mit für die
Braunkohlenverstromung hohem Wirkungsgrad
durch braunkohlenoptimierte Anlagentechnik mit
Kohlenvortrocknung – BoAplus – und Braunkohlen
mit hoher Qualität).
1.4.2 Weitere Emissionen
Neben den oben genannten Kohlendioxidemissionen werden bei der Verbrennung von Braunkohlen
weitere Schadstoffe freigesetzt, die Luft, Gewässer
und Böden belasten. Die Höhe der freigesetzten Stoffe
hängt neben der Brennstoffqualität und -zusammensetzung (z. B. Gehalt an Spurenstoffen wie Schwermetallen) wesentlich von der eingesetzten Anlagen-,
Feuerungs- und Abgasreinigungstechnik ab. Die
rechtlichen Regelungen zur Begrenzung von Emissionen aus Großfeuerungsanlagen – das sind Anlagen
mit einer Feuerungswärmeleistung von 50 MW oder
mehr – finden sich in der 13. BImSchV („Verordnung
über Großfeuerungs-, Gasturbinen- und Verbrennungsmotoranlagen“).
Für Braunkohlenkraftwerke sind Emissionsgrenzwerte der Paragraphen §§ 4 und 11 maßgeblich; sie
begrenzen die Emissionen von Staub, Quecksilber,
Kohlenmonoxid, Schwefeloxiden, Stickstoffoxiden
und Dioxinen und Furanen.
Abbildung 4 zeigt den Anteil der Braunkohlen an der
gesamten Bruttostromerzeugung in Deutschland sowie die mit der Bruttostromerzeugung verbundenen
Luftschadstoffemissionen insgesamt und den durch
Braunkohlen verursachten Anteil. Die Abbildung
veranschaulicht die überproportionale Schadstoffbelastung durch die Stromerzeugung aus Braunkohlen.
Auf disaggregierter Ebene sind Daten im Nationalen
Schadstofffreisetzungs- und Verbringungsregister
erhältlich. Mit Unterzeichnung des PRTR – Protokolls
(Protokoll über die Einrichtung von Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregister ) der UN-ECE
im August 2007 hatte sich Deutschland verpflichtet,
ein nationales Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregister55 einzurichten (www.thru.de). Nach
PRTR haben Einzelbetriebe jährlich die Freisetzungen bestimmter Schadstoffe (von bis zu 91) in Luft,
Wasser und Boden sowie Verbringung von Abfällen
54 Umweltbundesamt 2013: Nationaler Inventarbericht zum Deutschen Treibhausgasinventar,
Für die Emissionsberichterstattung abgeleitete Emissionsfaktoren für CO2 ab 1990, Energie, Submission 2016.
55 Protokoll über die Einrichtung von Schadstofffreisetzungs- und –verbringungsregister (Abgestimmte Übersetzung zwischen Deutschland, Österreich und der Schweiz vom 21.
Mai 2003).
19
Abbildung 4
Anteil der Braunkohlen an der Bruttostromerzeugung sowie an den Emissionen der
Stromerzeugung
Stromerzeugung
161 TWh
CO2
478 TWh
163.112.832.281
N2O
5.229.370
NOx
Schadstoffe
180.457.506.836
3.118.036
108.070.356
SO2
161.819.532
95.477.349
Staub
85.127.103
4.496.469
6.188.199
3.991
5.599
Blei
Quecksilber
3.698
Cadmium
2.555
525
Arsen
709
997
0%
Daten für 2013 - Einheit kg
10%
20%
1.933
30%
40%
Braunkohle
undDaten
vonfürSchadstoffen
in Abwasser an die EU (nach
2013 - Einheit kg
Europäischer PRTR-Verordnung, E-PRTR-VO Nr.
166/2006)56 und an das nationale Register dann zu
berichten, wenn vorgegebene Schadstoffschwellenwerte bzw. Mengenschwellen für Abfälle (siehe
Anhang II der E-PRTR-VO) überschritten werden.
Nachfolgend sind beispielhaft die im PRTR-Register
gemeldeten Jahresfrachten der wichtigsten Schadstoffe von zwei sich in Betrieb befindlichen Braunkohlenkraftwerken angegeben. Als Beispiel für ein
Braunkohlenkraftwerk mit Altanlagen wurde das
„Kraftwerk Jänschwalde (Vattenfall Europe Generation AG)“ in Peitz (Nettonennleistung 2790 MW), als
50%
60%
Andere Brennstoffe
70%
80%
90%
100%
Quelle: Umweltbundesamt 2015 (ZSE)
Beispiel für ein Braunkohlenkraftwerk mit neueren
Quelle: UBA ZSE 05/2015
Anlagen das „Kraftwerk Schwarze Pumpe (Vattenfall
Europe Mining AG)“ in Spremberg ausgewählt (Nettonennleistung 1500). Eine Meldung von Brennstoffangaben ist für das PRTR nicht vorgesehen.
Die Beispiele verdeutlichen anhand der Höhe der
jeweiligen Schadstofffreisetzungen in Luft anschaulich die Umweltauswirkungen von Standorten mit
vorwiegend älteren Anlagen und von Standorten mit
vorwiegend neueren Anlagen.
56 Verordnung EG. Nr. 166/2006 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 18. Januar 2006 über die Schaffung eines Europäischen Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregisters und zur Änderung der RL 91/689/EWG und 96/61/EG des Rates.
20
Tabelle 17
PRTR-Jahresfrachten (Freisetzung in Luft) des Braunkohlenkraftwerks Jänschwalde und
Schwarze Pumpe (Berichtsjahr 2013)
Jahresfracht
Jänschwalde
Schwarze Pumpe
Schadstoffbezeichnung
Bestimmungsmethode
25.700.000.000 kg
11.400.000.000 kg
CO2, gesamt
Berechnung
25.400.000.000 kg
11.300.000.000 kg
CO2, nicht-biogener-Anteil
Berechnung
23.100.000 kg
9.000.000 kg
Schwefeloxide (SO X/SO2)
Messung
20.500.000 kg
5.350.000 kg
Stickoxide (NO X/NO2)
Messung
14.800.000 kg
2.140.000 kg
Kohlenmonoxid(CO)
Messung
675.000 kg
101.000 kg
Feinstaub (PM10)
Berechnung
307.000 kg
116.000 kg
Distickoxid (N2O)
Schätzung
90.500 kg
195.000 kg anorganische Chlorverbindungen (als HCl)
1.160 kg
Messung
Blei und Verbindungen (als Pb)
Messung
593 kg
Nickel und Verbindungen (als Ni)
Messung
493 kg
Kupfer und Verbindungen (als Cu)
Messung
Quecksilber und Verbindungen (als Hg)
Messung
253 kg
Chrom und Verbindungen (als Cr)
Messung
121 kg
Arsen und Verbindungen (als As)
Messung
Cadmium und Verbindungen (als Cd)
Messung
330 kg
194 kg
43 kg
Quelle: Umweltbundesamt (2015): Nationales Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregister, Berichtsjahr 2013, Stand: 31.03.2015, einsehbar unter: www.thru.de
1.4.3 Auswirkungen auf die Gewässer
Der Abbau von Braunkohlen hat erhebliche direkte
Auswirkungen auf den Zustand von Gewässern. Die
Grundwassermenge wird durch die Absenkungen
negativ beeinflusst und die Grundwasserqualität
insbesondere durch Einträge von Sulfat und Chlorid
belastet. Eisenhaltige Abwässer aus dem Braunkohlenabbau führen in Oberflächengewässern zu einer
Verockerung mit erheblichen Auswirkungen auf die
aquatischen Lebensgemeinschaften. Trotz eingeleiteter Gegenmaßnahmen wird der von der Wasserrahmenrichtlinie (EU-WRRL 2000/60/EU) geforderte,
gute Gewässerzustand auch innerhalb der Verlängerungsfristen bis 2027 in den betroffenen Förderregionen verfehlt.57
1.4.3.1 Auswirkungen durch Grundwasser­
absenkung
Grundwasserabsenkungen bis in Tiefen von 400 m
und damit deutlich unter die Lagerstätten des zu
gewinnenden Rohstoffs mit großräumiger Wirkung
(Absenkungstrichter) sind regelmäßig aus abbautechnischen Gründen bei dem Abbau von Braunkohlen
erforderlich.
Die Grundwasserabsenkung bleibt nicht auf die
unmittelbaren Sümpfungsbereiche beschränkt,
sondern reicht teilweise deutlich darüber hinaus.
Bei gespannten Grundwasserleitern (insbesondere
in den tieferen Schichten) erfolgt eine Reduzierung
des Drucks. Dadurch entsteht eine großräumige
Grundwasserabsenkung mit weitreichenden Auswirkungen auf den Wasserhaushalt. Insbesondere die
Absenkung in den oberen Grundwasserleitern kann
ohne entsprechende Ausgleichsmaßnahmen folgende
negativen Auswirkungen haben:
▸▸ Beeinträchtigung der Wasserversorgung,
▸▸ Trockenfallen von Feuchtgebieten,
▸▸ Verringerung der Wasserführung in den Oberflächengewässern.
57 Das DIW spricht gar davon, dass die Fortführung der Kohleverstromung in Deutschland im Widerspruch zu der Einhaltung der Wasserrahmenrichtlinie 2000/60/EG sowie der
Richtlinie 2006/118/EG zum Schutz des Grundwassers stünde, vgl.: DIW Berlin: Politikberatung kompakt 84. Energiewende und Braunkohleausstieg, S.21.
21
Durch die Grundwasserabsenkung entsteht ein
kumulatives Grundwasserdefizit in Abhängigkeit von
der Dauer des Bergbaus und ggf. dicht angrenzender
Förderräume und anderer Tagebaue. Am Beispiel des
Braunkohlereviers der Lausitz lässt sich belegen, dass
aufgrund des langjährigen Tagebaubetriebs und auf
das Umland übergreifende Absenkungen zu einem
Defizit von ca. 13 Mrd. m³ geführt hat. Die Auffüllung
würde Berechnungen zu Folge und ohne Hinzufügung externer Wasserbereitstellungen einen Zeitraum
von 56 Jahren in Anspruch nehmen.
Während des Abbaubetriebes ist davon auszugehen,
dass für eine Tonne Kohle etwa 6 bis 9 m³ Abraum zu
bewegen sind58 und durchschnittlich 10 m³ Wasser
gehoben werden müssen. Die im Abbaugebiet liegenden Grundwasseraquifere werden hierbei nahezu irreversibel zerstört. Im umgrenzenden Bereich
stellen sich nach dem Auffüllen des Wasserdefizites
annähernd vorbergbauliche Verhältnisse ein.
Die Einleitung von Sümpfungswasser in die Oberflächengewässer (Erft, Spree u. a.) führt unter anderem
zu Belastungen mit Sulfat und Chlorid. Die eingeleiteten Wassermengen können wegen ihrer Quantität
und der erhöhten Wassertemperatur den Gewässerzustand deutlich verschlechtern.
Der im Anschluss an den Abbau einsetzende Grundwasserwiederanstieg in Kippgebieten und Tagebaurestseen übt einen erheblichen Einfluss auf die bodenmechanische Stabilität der Kippenkörper aus, der
zu Instabilitäten, Rutschungen, Setzungen, Sackungen und ggf. zum Setzungsfließen59 führen kann.
Der Abraum enthält in unterschiedlicher Menge Pyrit
(Eisendisulfid), der beim Abbau zwangsläufig mit
Luftsauerstoff in Kontakt kommt und oxidiert. Dadurch können, bei entsprechend hohem Pyritgehalt,
maßgebliche Mengen an Säuren, Eisen und Sulfat
freigesetzt werden. Unter bestimmten Bedingungen
können auch Schwermetalle mobilisiert werden.
Die Belastung mit Schwermetallen, Ammonium und
Eisen sowie die Versauerung bleiben im Wesentlichen auf die Kippen selbst bzw. den unmittelbaren
Kippenabstrombereich begrenzt. Lediglich das Sulfat
führt auch im weiteren Grundwasserabstrombereich
der Abraumkippen zu einer erhöhten Sulfatbelastung
und damit zu einer Verschlechterung der Grundwasserqualität. Diese Belastung im Kippenkörper selbst
sowie in der Folgezeit auch im Grundwasserabstrom
führen langfristig zu einer Verschlechterung des
chemischen Grundwasserzustands.
1.4.3.2Versauerung
Ein weiterer, aus Umweltsicht negativer Aspekt des
Tagebaus ist die mögliche Versauerung von Gewässern. Abhängig vom örtlich anstehenden Deckgebirge
kommt es durch den Kontakt mit Luftsauerstoff zur
Verwitterung von Sulfiden im Abraum, bei dem im
Kontakt mit dem Grundwasser jahrzehntelang Schwefelsäure entsteht.
Konzeptionelle Überlegungen und Managementkonzepte in der Lausitz (Tagebaurestseen haben selbst
nach 30 Jahren noch pH-Werte von 2 bis 3) haben
nur teilweise Erfolg gebracht, der Einsatz von umfangreichen technischen Maßnahmen scheint daher
unumgänglich. In Folge der Versauerung werden
Mineralien gelöst und reichern sich in den bergbaubeeinflussten Gewässern an, so dass eine Behandlung des gehobenen Wassers (Neutralisierung und
Fällungsreaktionen – Sulfat, Eisen) notwendig wird.
1.4.3.3Verockerung
Durch den Braunkohletagebau kommt es zudem zu
Eiseneinträgen in die Oberflächengewässer. Nachdem
das Eisen durch den Kontakt mit Sauerstoff oxidiert
und damit im Wasser unlöslich wird, kommt es zu
einer „Verockerung“ (Eisenhydroxid) durch Sedimentation.
Dies hat negative Auswirkungen auf:
▸▸ die Fischfauna und die wirbellosen Tiere der
Gewässersohle (verminderte Sauerstoffaufnahme,
bis hin zum Tod);
▸▸ Schädigung des Nahrungsnetzes durch Veränderung der Oberflächen natürlicher Hartsubstrate
(Steine und Totholz), dadurch Entzug der Nahrungsgrundlage (Algen, Pilzaufwuchs) für wirbellose Tiere.
58 Für die Förderung von Steinkohle gibt die Statistik der Kohlenwirtschaft e.V. hingegen ein Leistungsverhältnis von 4,943 m³ je Tonne geförderter Steinkohle an, vgl.: Statistik
der Kohlenwirtschaft e.V.: Der Kohlenbergbau in der Energiewirtschaft der Bundesrepublik Deutschland im Jahr 2013, Herne und Köln, 11/2014, S.41.
59 Setzungfließen: eine spezielle Ausprägung der Rutschung, die insbesondre bei gleichförmigen Kippenböden zu deren Verflüssigung.
22
1.4.3.4 Auswirkungen der Braunkohleverbrennung
Auch wird die Gewässerqualität indirekt durch den
flächendeckenden Eintrag von Luftschadstoffen
aus Verbrennungsprozessen negativ beeinflusst. So
erfolgen die bedeutendsten Emissionen von Quecksilber – ein Schwermetall, das nach der EU-WRRL
2000/60/EU als prioritär gefährlicher Stoff eingestuft
ist und innerhalb einer Generation überhaupt nicht
mehr in die Gewässer gelangen soll (sog. phasing out)
– in Deutschland derzeit über den Luftpfad aus der
Verbrennung von Braun- und Steinkohle (siehe hierzu
auch: Kapitel 1.4.2).
1.4.3.5 Auswirkungen durch die Kraftwerks­
kühlung mit Wasser
Zur Kühlung der Kraftwerke werden große Mengen
an Wasser benötigt. Dazu wird dem angrenzenden
Gewässer Wasser entnommen, welches in Form von
Wasserdampf in die Atmosphäre emittiert wird. Dies
stellt besonders in Regionen mit einem knappen
Wasserdargebot ein Problem für den Wasserhaushalt
dar. Eine andere Form der Kühlung findet über den
direkten Wassergebrauch statt, bei dem das erwärmte
Wasser in das angrenzende Gewässer zurück geleitet
wird. Hierdurch kommt es zu einer Erwärmung des
Gewässers, was besonders im Sommer eine Gefahr
für die Artenvielfalt und Qualität des Wassers darstellt. Da in warmem Wasser kaum Sauerstoff gelöst
werden kann, führt das zum Tod vieler Wasserorganismen. In heißen Sommern kann dies aufgrund von
Einleitungsbestimmungen zum Herunterfahren von
Kraftwerken führen wie z. B. im Sommer 2003.60
Die energiebedingten Quecksilberemissionen belaufen sich gegenwärtig auf 5 t/p.a., bei Gesamtemissionen in Höhe von 8 t/p.a. über die Pfade Luft und
Abwasser.
1.4.4Flächeninanspruchnahme
Laut Statistik der Kohlenwirtschaft wurde seit Beginn
der Abbautätigkeiten für Braunkohle in Tagebauen in
Deutschland insgesamt 174.734 ha Fläche in An-
Darüber hinaus sind die sauren Wässer, die in den
Halden entstehen, in der Lage, in größerem Umfang
Schwermetalle zu lösen. Durch das saure Wasser
gelöste Schwermettalle führen zur Schädigungen von
aquatischen Ökosystemen und zur Überschreitung
von Umweltqualitätsnormen.
Abbildung 5
Tägliche Flächenneuinanspruchnahme durch den Abbau von Braunkohle
Hektar pro Tag
3,00
2,50
2,00
0,6
1,50
2,5
2,3
1,00
2,2
2,1
2,0
1,9
2,0
2,1
2,2
2,1
2,2
2,1
2,2
2,1
1,2
0,50
0,4
0,01
0,00
Lagerstätten
Niedersachsen
Mitteldeutschland
Lausitz
Rheinland
Braunkohle (Herkunft)
Quelle: Destatis / BGR
Quelle: UBA 2015, eigene Berechnung auf Basis Destatis und BGR
60 UBA (2014) http://www.umweltbundesamt.de/themen/wirtschaft-konsum/industriebranchen/feuerungsanlagen/grossfeuerungsanlagen
23
spruch genommen, von denen etwa 68,7 % bis Ende
2014 bereits rekultiviert wurden.61 Die Lausitzer und
Mitteldeutschen Bergbau-Verwaltungsgesellschaft,62
der die Rekultivierungsmaßnahmen – insbesondere
im mitteldeutschen Raum – obliegen, spricht von
einer Flächeninanspruchnahme in der Braunkohlesanierung von 106.790 ha. Von diesen wurden bereits
81.495 ha wieder nutzbar gemacht, von denen etwa
45 % forstwirtschaftlichen, etwa 19 % zu landwirtschaftlichen Flächen und die verbleibenden 24 % zu
Wasserflächen und zukünftigen Wasserflächen in
rekultiviertem Gelände gewandelt wurden.63 Dabei
bleiben Beeinträchtigungen der Wasserqualität u. U.
über lange Zeit bestehen und auch die Nutzbarkeit der
rekultivierten Flächen ist z. T. mangels Tragfähigkeit
auf absehbare Zeit deutlich eingeschränkt. Während ehemalige Braunkohletagebaue in Ostdeutschland mit erheblichem Einsatz von öffentlichen
Mitteln saniert werden müssen, findet auf der anderen Seite ein kontinuierlicher Abbau von Braunkohle64 statt, wodurch neue Flächen in Anspruch genommen werden. Nach den Berechnungen des BGR65
wurden im Jahr 2013 für den Abbau von insgesamt
183 Mio. t Braunkohle rund 8 km² neu abgegraben,
das entspricht einer Flächenneuinanspruchnahme
von 2,2 ha pro Tag.
Abbildung 6
Inländische Entnahme von Braunkohlen im Tagebau
1.000 t
250.000
200.000
150.000
98.317
95.778
100.000 207.086
180.414
161.284
63.600
57.897
50.000
0
Lagerstätten
Niedersachsen
Mitteldeutschland
Lausitz
Rheinland
19.508
19.584
2.133
1.196
Braunkohle (Herkunft)
Quelle: Destatis/ BGR
Quelle: UBA 2015, eigene Berechnungen auf Basis Destatis und BGR
Die Braunkohlevorkommen und der Abbau konzentrieren sich in Deutschland auf vier Regionen.66 Davon
entfielen im Jahr 2013 rund 2,1 km² auf das Rheinland für den Abbau von 98 Mio. t Braunkohle, 4,4 km²
61
62
63
64
65
66
24
auf die Lausitz für den Abbau von 64 Mio. t sowie
1,4 km² auf Mitteldeutschland für den Abbau von 20
Mio. t. Kleinere Mengen werden auch in Niedersachsen abgebaut.
Statistik der Kohlenwirtschaft e. V.: Der Kohlenbergbau in der Energiewirtschaft der Bundesrepublik Deutschland im Jahr 2013, Herne und Köln, 11/2014, S.23.
Vgl. hierzu: LMBV (2013).
LMBV - Lausitzer und Mitteldeutsche Bergbau – Verwaltungsgesellschaft mbH (2014): Daten und Fakten. Senftenberg 01/2015, S.18.
Statistisches Bundesamt (Destatis) [Hrsg.]: Umweltökonomische Gesamtrechnung (UGR), jährlich
Bundesamt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) [Hrsg.]: Deutschland - Rohstoffsituation 2008, 2009, 2010, 2011, 2012, 2013
BGR ibid.
1.4.5 Gesundheitliche Auswirkungen der Emissionen von Kohlekraftwerken
Die Luftverschmutzung in Europa wird hauptsächlich durch den Energiesektor, den Transportsektor,
industrielle Emissionen, Hausbrand und die Landwirtschaft verursacht. Der Energiesektor (Kohlekraftwerke, Erdgaskraftwerke, Biomassekraftwerke) hat in
Deutschland einen maßgeblichen Anteil an den gesamten Schwefeldioxidemissionen (ca. 56 % in 2012),
einen relevanten Anteil an den gesamten Stickstoffoxidemissionen (ca. 26 % in 2012) und einen geringen Anteil an den gesamten Feinstaubemissionen (ca.
5 % in 2012).
Die Feinstaub- und die Schwefeldioxidemissionen
des Energiesektors werden nahezu vollständig von
den Kohlekraftwerken verursacht (ein geringer Anteil
von Biomassekraftwerken). Die NOX-Emissionen des
Energiebereiches werden zu ca. 55 % von seinen Kohlekraftwerken verursacht.
Die Stickstoffoxide spielen eine Rolle bei der Ozonbildung im bodennahen Bereich. Die Auswirkungen
Ozon und Feinstaub auf die Gesundheit der Bevölkerung sind besonders zu betrachten. Die Schadstoffe
unterliegen, wenn sie aus Kraftwerken mit hohen
Schornsteinen emittiert werden, dem Ferntransport
über Landesgrenzen hinweg, so dass sie großräumig
zu einer Erhöhung der Hintergrundbelastung und
weniger zu lokalen Belastungsspitzen führen.
Zusätzliche lokale Belastungen können, je nach
Kraftwerk, auch durch weitere betriebliche Prozesse
(z. B. Transport) entstehen. Studien zeigen, dass auch
die Erhöhung der Hintergrundbelastung mit einem
erhöhten gesundheitlichen Risiko für Menschen
verbunden ist.
Im Folgenden werden die gesundheitlichen Auswirkungen dieser Emissionen von Braun- und Steinkohlenkraftwerken gemeinsam abgehandelt.
1.4.5.1Feinstaub
Die Langzeitexposition gegenüber Feinstaub hat
negative gesundheitliche Wirkungen, wie:
▸▸ chronische Atemwegserkrankungen (chronische
Bronchitis, Lungenkrebs),
▸▸ kardio-vaskuläre Erkrankungen (Bluthochdruck,
Herzinfarkte, Schlaganfälle)67 oder
▸▸ akute Effekte (Brustenge, Husten, Asthma).
Kinder, Senioren und Personen mit Vorschädigungen / Vorerkrankungen sind als Risikogruppen zu
betrachten, da sie empfindlicher als die Allgemeinbevölkerung auf entsprechende Belastungen reagieren
können.68
Neue Forschungsergebnisse weisen darauf hin, dass
die Luftverschmutzung während der Schwangerschaft ein negativ beeinflussender Faktor für das
Geburtsgewicht sein und Frühgeburten auslösen
kann.69 Außerdem mehren sich Hinweise, dass es
einen Zusammenhang zwischen der Feinstaubexposition und neurodegenerativen Erkrankungen
im Alter geben könnte.70 Feinstaub insgesamt (ohne
Differenzierung nach der Quelle) verursachte im Jahr
2012 in Deutschland ca. 34.400 vorzeitige Sterbefälle
durch kardiopulmonale Erkrankungen und ca. 7.400
vorzeitige Sterbefälle durch Lungenkrebs und somit
ca. 307.000 verlorene Lebensjahre.71 Erste Untersuchungen zur Krankheitslast, die explizit auf die von
Kohlekraftwerken ausgehende Feinstaubbelastung
fokussieren, zeigen erhebliche Auswirkungen auf die
Gesundheit der in Deutschland lebenden Bevölkerung.72
1.4.5.2 Schwermetalle, insbesondere Quecksilber
Weitere gesundheitlich relevante Schadstoffe, die
den Schornstein von Kohlekraftwerken verlassen,
sind Schwermetalle (u. a. Arsen, Cadmium, Blei),
wobei hier insbesondere das Quecksilber (Hg) von
Bedeutung ist. Die Schwermetalle erreichen die
Bevölkerung im Wesentlichen über die Aufnahme
67 z. B. Hoek et al. 2013, Raaschou-Nielsen et al. 2013, Beelen et al. 2014, WHO 2013a, WHO 2013b).
68 (WHO 2013b) WHO European Centre for Environment and Health (2013b). Review of evidence on health aspects of air pollution – REVIHAAP Project Technical Report. Kopenhagen, World Health Organization: 302.
69 Pedersen et al. (2013).
70 Becker, K/ Straff, W (2015): Könnte die Luftqualität für das Entstehen und den Verlauf von Alzheimer-Demenz und Morbus Parkinson eine Rolle spielen? Umweltmedizin – Hygiene – Arbeitsmedizin; Journal of Environmental and occupational health sciences. Band 20, Nr. 2.
71 UBA, (2015) Gesundheitsrisiken der deutschen Bevölkerung durch Feinstaub. In: Daten zur Umwelt.
72 So sprach eine von Greenpeace beauftragte Studie davon, dass ca 3.100 vorzeitige Sterbefälle und 33.000 verlorene Lebensjahre auf die Feinstaubbelastung u.a. aus
Kohlekraftwerken zurückzuführen wäre (vgl.: Preiss et al. (2013) Assessment of Health Impacts of Coal Fired Power Stations in Germany by Applying EcoSenseWeb, Institut
für Energiewirtschaft und rationelle Energieanwendung (IER) der Universität Stuttgart). Von ähnlichen Größenordnungen sprach auch eine Studie der Health and Environment
Alliance (2.700 vorzeitige Sterbefälle und 29.000 verlorene Lebensjahre) (vgl.: Heal (2013): The unpayed health bill – how coal power plants make us sick. A report from the
Health and Environment Alliance.). Untersuchungen der VGB kommen demgegenüber zu dem Ergebnis, dass „Hinweise auf das gehäufte Auftreten von Krebs- und Atemwegserkrankungen sowie Allergien mit den vorhandenen Messdaten nicht in Übereinstimmung zu bringen wären“ (vgl.: Eikmann et. al im Auftrag für VGB Power Tech e. V. (2011):
Kompendium – Umweltmedizinische Aspekte der Stromerzeugung aus Kohle. Kompendium zur Gesundheitsrelevanz, Köln März 2011.
25
mit der Nahrung oder belastetem Trinkwasser (vgl.
Kapitel 1.4.3) und tragen über den Nahrungspfad
zur korporalen Belastung der Menschen bei. Da das
hohe toxikologische Potential dieser Stoffe hinlänglich bekannt ist, stehen sie in der Lebensmittel und
Umweltüberwachung üblicherweise auf der Liste der
zu untersuchenden Substanzen.73
Aus Studien des Umweltbundesamtes zur inneren Exposition von Erwachsenen und Kindern ist
bekannt, dass eine besondere Belastung aus dem
Verzehr von Seefisch resultiert74, die mit der Umweltbelastung - auch der von Kohlekraftwerken ausgehenden - zusammenhängt, weil sich Quecksilber in
der Nahrungskette wiederfindet und besonders bei
großen und alten Seefischen in hohen Konzentrationen anreichert.75
1.4.5.3 Gesundheitliche Auswirkungen durch eine
Veränderung des Klimas.
Zusätzlich zu den direkten Effekten der Schadstoffe,
die durch Kohlekraftwerke emittiert werden, tragen
sie mit ihren Emissionen klimagefährdender Gase
zum Fortschreiten des Klimawandels und damit zu
den durch den Klimawandel verursachten gesundheitlichen Gefahren, zum Beispiel den gesundheitlichen Folgen von Hitzewellen bei.76 Es hat sich auch
gezeigt, dass bei Hitzewellen mehr Menschen mit
den oben skizzierten Erkrankungen, die mit einer
Feinstaubexposition in Verbindung zu bringen sind,
in Krankenhäuser eingewiesen werden, also ein
gesundheitsgefährdender Synergismus der Faktoren
Luftverschmutzung und verändertem Klima vorliegt.
73 Bspw. im Rahmen des PRTR, vgl. Kapitel 1.4.2.
74 Becker et al. (1996): Umwelt-Survey - 1990/92 Band VII: Quecksilber – Zusammenhangsanalyse; WaBoLu, 6/96., Benemann et al. 2004 Umwelt-Survey 1998. Band VII: Arsen,
Schwer- und Edelmetalle in Blut und Urin der Bevölkerung in Deutschland – Belastungsquellen und –pfade; WaBoLu, 03/04.
75 Eine detaillierte Stellungnahme des BfR zu dieser Problematik erschien im Jahr 2008: Insbesondere hält das BfR die Empfehlung, dass Schwangere und Stillende vorsorglich
den Verzehr von Thunfisch einschränken sollten, weiterhin aufrecht.
76 Siehe hierzu auch: UBA 2014 – Klimawandel und Gesundheit
26
2Steinkohlen
2.1Zusammenfassung
2.2 Energiewirtschaftliche Aspekte
Steinkohle ist ein weltweit gewonnener und gehandelter Energieträger. Auf diesem Steinkohlenweltmarkt, auf dem circa 18 % der geförderten Steinkohle
gehandelt werden, sind in den vergangenen Jahren
China, Indonesien und Australien zu den größten
Förderländern avanciert.
2.2.1 Ressourcen, Reserven, Verfügbarkeit,
Reichweite, Einsatzzwecke
Während China dabei einen Großteil der geförderten
Kohle selbst verbraucht, sind Indonesien und Australien auch die größten Exporteure weltweit. Zu den
Hauptimportländern zählt, neben China, Japan und
Indien auch Deutschland auf dem 6. Platz. Dabei
stellten die Importe in 2014 nach vorläufigen Angaben mit 56 Mio. t ein historisches Hoch dar. Demgegenüber steht die sinkende Tendenz selbst geförderter
Kohle, deren Förderung nach gesetzlichen Vorgaben
2018 komplett auslaufen soll.
Die derzeit insgesamt 67 in Betrieb befindlichen
Steinkohlekraftwerke trugen im Jahr 2014 mit circa
19 % zur Gesamtbruttostromerzeugung bei und stießen dabei knapp 30 % der gesamten CO2-Emissionen
aus. Neben den Treibhausgasen emittieren Steinkohlenkraftwerke Luftschadstoffe wie Schwefeloxide,
Stickstoffoxide, Ruß und Staub sowie toxische Metalle
wie Quecksilber, Blei, Arsen und Cadmium aus,
welche die menschliche Gesundheit und Ökosysteme
schädigen.
Zurzeit tragen Steinkohlekraftwerke noch zur Sicherung der Versorgungssicherheit bei. Doch über die
im Bau befindlichen Steinkohlenkraftwerke hinaus
scheint kein weiterer Zubau erforderlich.77 Konventionelle Erzeugungskapazitäten sollten aus Gründen
des Klimaschutzes und der besseren technischen
Vereinbarkeit mit einer wachsenden Zahl dezentraler
Erzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien
bevorzugt mit Erdgas statt mit Braun- oder Steinkohlen betrieben werden.
2.2.1.1 Steinkohle im internationalen Kontext
2.2.1.1.1Ressourcen
Für den fossilen Energieträger Steinkohle sind weltweit die größten Ressourcen und Reserven ausgewiesen.78 Steinkohlen haben dabei einen Anteil von
45,5 % an den nicht-erneuerbaren Primärenergiereserven und von fast 80 % an den nicht-erneuerbaren
Primärenergieressourcen.79 Dieses Potential wäre
ausreichend, um den absehbaren Bedarf über viele
Jahrzehnte zu gewährleisten. Ähnlich wie bei der
Braunkohle unterliegen auch bei der Steinkohle die
genauen Abschätzungen zu Ressourcen und Reserven
Unsicherheiten (siehe Tabelle 18).
Tabelle 18
Weltweite Reserven und Ressourcen von
Steinkohlen
BGR
Reserven
Ressourcen
WEC (2013)
Heizwert
>17,4 GJ/t
Heizwert
>17,4 GJ/t
Heizwert
>23,9 GJ/t
688,50
690,53
504,72
17.685 Gt
Quelle: BGR 2014, WEC 2014
2.2.1.1.2Reserven
Tabelle 18 zeigt die regionale Verteilung der Steinkohlenreserven und -ressourcen im Jahr 2013. Das
größte verbleibende Potenzial ist in den Regionen
Austral-Asien gefolgt von Nordamerika und in der
Gemeinschaft Unabhängiger Staaten (GUS) zu verzeichnen.
77 UBA (2011): Hintergrundpapier zur Umstrukturierung der Stromversorgung in Deutschland, September 2011.
78 Zur Definition von Ressourcen, Reserven, Braun- und Steinkohle, siehe Kapitel 1.2.1.1
79 BGR (2014): Energiestudie 2014, S. 16.
27
Tabelle 19
Steinkohlenreserven 2013 nach Regionen*
in Gt
Nordamerika
USA
Kanada
Mittel & Südamerika
Kolumbien
Brasilien
Europa
Polen
GUS
Russland
Ukraine
Kasachstan
Austral-Asien
China
Indien
Australien
Indonesien
Vietnam
Afrika
Südafrika
Mosambik
Insgesamt
Steinkohle
229,12
223,43
4,35
8,94
4,88
1,55
20,17
15,89
130,36
69,63
32,04
25,61
285,51
120,70
81,90
62,10
13,51
3,12
0,07
9,89
1,79
688,46
Prozentualer Anteil
33,3 %
32,5 %
0,6 %
1,3 %
0,7 %
0,2 %
2,9 %
2,3 %
18,9 %
10,1 %
4,7 %
3,7 %
41,5 %
17,5 %
11,9 %
9,0 %
2,0 %
0,5 %
0,0 %
1,4 %
0,3 %
100 %
* Heizwert > 16,5 GJ/t
Der größte Steinkohlenförderer im Jahr 2013 war
China mit einem Anteil von 51,1 % an der weltweiten
Produktion. Etwa 18 % der geförderten Steinkohlen
werden weltweit gehandelt. Die größten Exporteure
Rang
1
12
11
15
8
4
6
7
2
3
5
9
13
10
14
Quelle: BGR 2014
sind Indonesien (31,5 %) Australien (26,6 %) und
Russland (10,6 %).80 Die größten Importländer sind
China, Japan, Indien und Südkorea. Deutschland rangiert auf dem 6. Platz der importierenden Länder.81
Tabelle 20
Die 10 größten Steinkohleimportländer
in Mt/a
China
Japan
Indien
Südkorea
Taiwan
Deutschland
Großbritannien
Italien
Spanien
Nordamerika
Gesamt
Europa
Anteil am Welthandel
2011
183
175,2
99
129,2
67
44,2
33
23,5
16
28,7
1078
230,1
21 %
2012
289
185,2
138
125,6
65
45
45
25,9
22
25,6
1242
244,1
20 %
2013
327
191,5
170
126,5
66
50,1
49
20,3
14
24,1
1325
242,5
18 %
Quelle: DERA 2011, BGR 2012-2014
80 BGR (2014): Energiestudie 2014, S. 96.
81 BGR (2014): Energiestudie 2014, S. 97.
28
2.2.1.2 Steinkohle im nationalen Kontext/Importabhängigkeit
Tabelle 21
Steinkohlereserven, -ressourcen und -förderung
in Mio t. v. F.
wirtschaftlich (subventioniert) gewinnbare
Reserven 2014 bis 2018*
Ressourcen insgesamt
Gesamtressourcen
Förderung in 2014
Importquote insgesamt
Ruhrgebiet
Saarrevier
Ibbenbüren
Aachen
Zwickau
Summe
21
0
10
0
0
31
45.716
45.737
5,7
23 %
16.371
16.371
0
46 %
14.422
14.432
1,9
58 %
6.437
6.437
0
77 %
13
13
0
81 %
82.959
82.990
7,6
87 %
* Ermittelt aus der vorraussichtlichen Förderung bis 2018
Quelle: BGR 2014, GVSt 2015
Deutschland verfügt über Steinkohlegesamtressourcen (Summe aus Reserven und Ressourcen) von etwa
83 Mio. t. Von diesen sind bis Ende 2018 voraussichtlich rund 31 Mio. t gewinnbar.82
Seit Mitte der Neunziger Jahre erfolgt eine sukzessive
Verringerung der Eigenförderung und im Gegenzug
ein Anstieg der Steinkohlenimporte auf etwa ein Vierfaches des Wertes von 1990. In Deutschland wurden
im Jahr 2014 nach vorläufigen Zahlen der AG Energiebilanzen etwa 56,2 Mio. t (2013: 61,3 Mio. t) Steinkohlen verbraucht,83 wovon nur knapp 7,6 Mio. t84 aus
einheimischer Förderung in den zwei verbliebenen
aktiven Revieren stammte.85 Mit dem gesetzlich
vorgeschriebenen Ausstieg aus der Subventionierung
der Steinkohlenförderung in Deutschland werden ab
2019 Steinkohlen nur noch importiert.
Bei den Steinkohlenimporten nach Deutschland ist
der größte Anteil mit 27,7 % in 2014 aus Russland zu
verzeichnen – mit steigendem Einfuhrmengen im ersten Halbjahr 2015 (siehe Abbildung 7). Die weiteren
Hauptimporteure nach Deutschland waren die USA,
Kolumbien, Australien, Polen und Südafrika.
Abbildung 7
Steinkohlenimporte nach Herkunftsländern seit 1991 nach Deutschland86
in 1000 t
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
EU
Sonstige EU
Norwegen
Rußland (frühere SU)
USA
Kanada
Kolumbien
Südafrika
Australien
China
Indonesien
Venezuela
Sonstige Drittländer
Quelle: BMWi 03/2015 auf Basis von BAFA u. VdKi
82
83
84
85
BGR: Deutschland – Rohstoffsituation 2013, Hannover 11/2014 S.31.
AGEB (2015): Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2014, März 2015, S.4.
VdKi – Verein der Kohlenimporteure e.V. PM 01/2015 auf Basis AGEB.
Seit Anfang 2013 stammt die einheimische Steinkohle zudem lediglich aus drei Bergwerken in Nordrhein-Westphalen: Prosper-Haniel in Bottrop, Auguste Victoria in Marl und
das Bergwerk Ibbenbüren im nördlichen Münsterland Vgl.: Van de Loo, Kai/Sitte, Andreas-Peter: Fachthemen – Steinkohle in Deutschland 2012, in: Mining Report 149 (2013)
Heft 3. S.183 – 193.
86 BMWi (2014): Energiedaten: Gesamtausgabe, Stand: November 2014, S. 34.
29
Rund 71 % des Steinkohlenverbrauchs in Deutschland entfielen 2013 auf den Verbrauch in Kraftwerken, etwa 26 % wurden in Hütten/Kokereien
verwendet und weitere 2,8 % entfielen auf den
Wärmemarkt.87 Ähnlich verhält sich der Absatz der
in Deutschland geförderten Steinkohlen. Über 70
% werden in Kraftwerken genutzt und tragen damit
etwa zu 7 % der Stromerzeugung bei. Weitere 25 %
werden in der deutschen Stahlindustrie eingesetzt.
Im geringen Umfang erfolgt die Nutzung im Wärmemarkt.
Tabelle 22
Primärenergieverbrauch Steinkohle nach
Verwendungszwecken
2011
2012
2013
2014*
Kraftwirtschaft
37,8
40,1
41,8
36,9
Stahlindustrie
16,1
15,4
17,6
17,8
Wärmemarkt
1,4
1,5
1,6
1,5
55,3
57
61
56,2
Mio. t
Gesamtmarkt
*2014 vorläufig
Quelle Van de Loo 2013, auf Basis AGEB und VdKi
2.2.2 Anteil am Primärenergieverbrauch in Deutschland
Abbildung 8
Primärenergieverbrauch von Steinkohlen in Deutschland
PJ
16000
13.132 PJ
14000
12000
10000
8000
6000
0
Steinkohle
Braunkohle
Mineralöle
Gase
*vorläufige Angaben, z.T. geschätzt
Kernenergie
Erneuerbare Energien
1724
1840
1714
1800
1808
2021
2060
2000
2306
4000
Sonst. Energieträger
Quelle: AGEB 2015
Quelle: AG Energiebilanzen: Auswertungstabellen zur Energiebilanz für die Bundesrepublik Deutschland 1990-2014, Stand 08/2015
Der Primärenergieverbrauch ist in Deutschland seit
Beginn der 90er Jahre leicht rückläufig. Nach vorläufigen Angaben der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen betrug der Primärenergieverbrauch im Jahr 2014
13.132 Petajoule (PJ) und lag damit um 12 % niedriger als 1990. Steinkohlen, lieferten dabei mit 1.724 PJ
rund ein Zehntel des Primärenergieverbrauchs (siehe
Abbildung 8).88 Der Anteil der Steinkohlen am Primärenergieverbrauch verzeichnet mit einem Rück87 VdKi: Jahresbericht 2014. Fakten und Trends 2013/2014, S.30
88 Für detaillierte Zahlen in der Zeitreihe siehe Tabelle im Anhang.
30
gang von 3 % über die letzten 24 Jahre hinweg einen
leicht abnehmenden Trend. Heute liegt der Anteil
bei 13 %. Die Gesamteinsatzmenge von Steinkohlen am Primärenergieverbrauch ging um fast 30 %
zurück. Ein Grund hierfür ist der steigende Anteil an
Erneuerbaren Energien und unter anderem auch die
zunehmende Effizienz in der Energieumwandlung im
Kraftwerkspark für die Herstellung von Strom und
Wärme.
2.2.3 Anteil an der Bruttostromerzeugung in Deutschland
Abbildung 9
Bruttostromerzeugung in Deutschland nach Energieträgern
TWh
700
13.132 PJ
600
500
400
300
200
109
100
0
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
Erdgas
Mineralölprodukte
Erneuerbare Energien
Übrige Energieträger
Quelle: AG Energiebilanzen: Bruttostromerzeugung in Deutschland von 1990 bis*vorläufige
2014 nach Energieträgern,
Standgeschätzt
08/2015
Angaben, z.T.
*vorläufige Angaben, z.T. geschätzt
Quelle: AG Energiebilanzen: Bruttostromerzeugung in Deutschland von 1990 bis 2014 nach Energieträgern, Stand 08/2015
Auch die Struktur der Bruttostromerzeugung nach
eingesetzten Energieträgern änderte sich zwischen
1990 und 2014 deutlich (Abbildung 9). Der Anteil von
Braunkohlen, Steinkohlen und der Kernenergie an
der Stromerzeugung betrug im Jahr 1990 noch 84 %,
heutzutage besitzen diese drei Energieträger zusammen nur noch einen Anteil von 59 %. Während der
Anteil der Steinkohlen zwischen 1990 und 2014 von
26 % auf circa 19 % zurückgegangen ist, erhöhte sich
die gesamte Bruttostromerzeugung um etwa 14 %.
2.2.4 Steinkohlenkraftwerke in Deutschland
2.2.4.1 Anzahl und Leistung
Tabelle 23
Gesamtleistung der Steinkohlenkraftwerke in Deutschland89
Kraftwerke > 1 MW
Steinkohle
Standorte
Blöcke
Elektrische Bruttoleistung (MW)
Nettoengpassleistung (MW)
67
101
29.288,1
26.882,9
* Daten sind nicht von allen Kraftwerken bekannt.
Fernwärmeleistung
(MW)*
15.081,5
Quelle: UBA 2015, BNetzA 2015
Zum 31.08.2015 sind in Deutschland 67 Steinkohlen­
kraftwerke (insgesamt 101 Kraftwerksblöcke) in
Betrieb.
89 UBA (2015): Kraftwerksdatenbank.
31
2.2.4.2Volllaststunden
Die Volllaststundenzahl ist eine Rechengröße, die
sich aus dem Quotienten der von einem Kraftwerk in
einem Jahr eingespeisten Strommenge (in GWh) und
der entsprechende Kraftwerksleistung (in GW) ergibt.
Folgende Größen haben Einfluss auf die Jahresvolllaststunden:90
▸▸ Strombörsenpreise: Phasenweise niedrigere
Marktpreise durch hohe EE-Einspeisung (MeritOrder-Effekt)
▸▸ EU-Strombinnenmarktintegration: CEW Market
Coupling
▸▸ Flexibilität und Verfügbarkeit des jeweiligen
Kraftwerks (Teillastbetrieb, An- und Abfahrzeiten)
▸▸ Konjunktureinflüsse auf die Stromnachfrage.
▸▸ Variable Kosten: Brennstoffkosten und CO2-Zertifikatspreise,
Tabelle 24
Volllaststunden der deutschen Steinkohlenkraftwerke
Studie
2010
2011
2012
2013
BDEW 2014
3.870
3.740
4.020
4.380
BMWi 2013
VDI 2013
3.879
3.790
DEBRIV (2015)
6.850
6.000
Fraunhofer ISE 2013 (mittlere Auslastung)
UBA-Datenbank 2015
(hier: jährliche Benutzungsstunden)
2014
4.004
4.149
4.374
3.793
~ 4.00091
Quelle: UBA 2015, eigene Zusammenstellung
2.2.4.3 Regionale Verteilung
In der beiliegenden Karte in Anhang 3 sind alle größeren Kraftwerke ab einer elektrischen Bruttoleistung
von 100 MW in Deutschland verzeichnet – d. h. Steinund Braunkohlenkraftwerke, aber auch Kernkraftwerke, Gaskraftwerke, Wasserkraftwerke sowie große
Wind- und Solarparks. Ballungen von Steinkohlenkraftwerke liegen vorwiegend im Ruhr- und Saarrevier sowie in Ibbenbüren (das Aachener Revier wurde
zwischen 1998-2000 stillgelegt) und – bedingt durch
die Anlieferwege für Importsteinkohlen – entlang des
Rheins und in der Nähe der deutschen Nordseeküste. Neubauprojekte (nicht auf der Karte verzeichnet)
sind ebenfalls in Küstennähe und an großen Flüssen
vorgesehen.
2.2.4.4Altersstruktur
Das Alter der Steinkohlenkraftwerke beträgt durchschnittlich 30 Jahre und geht bis zu gut 50 Jahren.92
Viele der ältesten Anlagen wurden modernisiert bzw.
ertüchtigt, so dass ihre alters- oder technisch bedingten Restlaufzeiten nicht abschätzbar sind. Stilllegungen erfolgen ggf. vielmehr aufgrund wirtschaftlicher
Überlegungen.93
So wurden beispielsweise von E.ON in den Jahren
2012/2013 die 3 ältesten der Steinkohlen-Kraftwerksblöcke in Großkrotzenburg und 2014 die 3 Blöcke
in Datteln sowie von RWE 2014 die beiden ältesten
Kraftwerksblöcke in Hamm-Uentrop stillgelegt.
2.2.4.5 In Bau und Probebetrieb befindliche
Kraftwerke
Derzeit (Stand August 2015) befinden sich gemäß
UBA-Planungsliste in Deutschland 3 Kraftwerksblöcke mit einer Bruttoleistung von insgesamt 2.747 MW
im Bau bzw. im Probebetrieb.
90 Vgl.: BDEW Energie-Info: Kraftwerksplanungen und aktuelle ökonomische Rahmenbedingungen für Kraftwerke in Deutschland. Kommentierte Auswertung der BDEW-Kraftwerksliste 2013. Berlin, 16. August 2013 S.21.
91 Maaßen, Uwe: Sonderabgabe hat gravierende Auswirkungen auf Kraftwerke und Strommix, in: DEBRIV – Bundesverband Braunkohle (Hrsg.): Informationen und Meinungen.
Ein Informationsservice der deutschen Braunkohle., Köln 01.06.2015, S. 5.
92 Vgl.: hierzu auch: DIW – Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung (2014): Szenarien einer nachhaltigen Kraftwerksentwicklung in Deutschland, in: DIW (Hrsg.): Politikberatung kompakt 99, Berlin 11/2014 S.7.
93 Vgl.: hierzu auch: DIW – Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung (2014): Szenarien einer nachhaltigen Kraftwerksentwicklung in Deutschland, in: DIW (Hrsg.): Politikberatung kompakt 99, Berlin 11/2014 S.9.
32
Tabelle 25
Steinkohlenkraftwerke, die 2015 in den kommerziellen Betrieb gehen
elektr. Bruttoleistung (MW)
Fernwärme­
leistung
(MW)
geplante IB
Unternehmen
Bau/Probebetrieb
Bau­
beginn
Datteln 4
1100
380
2015
E.ON Kraftwerke
GmbH
B
2007
Hamburg - Moorburg A
827
120
2015
Vattenfall
Europe GmbH
PrB
2007
Hamm D (Uentrop, Westfalen)
820
keine
2015
RWE Power/DWE
Dortmund/StW
Hamm
B
2008
Kraftwerksname
Quelle: UBA 2015
2.2.4.6 Zur Stilllegung angemeldete Kraftwerke
Die Kraftwerksstilllegungsliste der Bundesnetzagentur weist mit Stand vom 20.07.2015 Stilllegungsanzeigen für 8 Steinkohlenkraftwerksblöcke mit einer
Nettoengpassleistung von insgesamt 1.127,7 MW aus,
von denen sich 1 Block seit Ende 2013 in Kaltreserve
befindet. Die BNetzA hat 4 dieser Blöcke als systemrelevant eingestuft.94
2.2.4.7Betreiber
Die größten Betreiber mit den größten installierten
Leistungen (etwa 70,6 %) sind die vier großen Energiekonzerne Steag, E.ON, EnBW und RWE, gefolgt
von diversen weiteren Betreibern und Stadtwerken
(vgl. Tabelle im Anhang 2). Die verbleibenden 29,4 %
der Steinkohlenkraftwerke werden von Industrie- und
Stadtwerken betrieben.
Tabelle 26
Übersicht elektrische Bruttoleistung (MW) der deutschen Steinkohlenkraftwerke nach
Betreiber und Marktanteil95
Betreiber
Elektr. Bruttoleistung (MW)
Anteil (%)
Steag
7.554
25,8
EnBW
3.770,40
12,9
RWE
3.408,50
11,6
E.ON
3.078
10,5
2.153,70
7,4
Summe
19.964,60
68,2
alle Betreiber
29.288,10
100
Vattenfall
Quelle: UBA 2015
94 BNetzA (2015): Kraftwerksstilllegungsanzeigenliste (KWSAL).
95 Umweltbundesamt: Kraftwerksdatenbank 2015
33
2.3 Ökonomische Aspekte
2.3.1 Brennstoffkosten
Aufgrund der hierzulande vorliegenden geologischen Abbaubedingungen und der relativ hohen
Lohnkosten sind die Förderkosten96 für Steinkohle in
Deutschland (ca. 180 €/t)97 weit höher als die Importpreise von circa 73 €/t.98 Die deutsche Steinkohle ist
demnach international nicht wettbewerbsfähig99 und
ihr Abbau nur durch eine hohe Subventionierung
möglich100 (vgl. 2.3.5).
Abbildung 10
Drittlandskohlebezüge und durchschnittliche Preise101
Mio. t
€/t SKE
120
40
112,0
107,0
35
100
30
80
78,8
25
72,7
65,0
60
20
53,2
15
10
42,0
40
39,9
34,4
20
5
0
0
Quelle: BP 06/2015 auf Basis McCloskey/Platts
Quelle : BP 06/2015 auf Basis McCloskey/Platt
Die Preisnotierungen auf den Weltmärkten für Steinkohlen sinken seit 2011 kontinuierlich.102 Gründe
dafür sind z. B. ein abgeschwächtes Wachstum der
Stromnachfrage in Asien, insbesondere in China oder
die zunehmende Verdrängung der Kohle in den USA
durch preiswerteres Shale-Gas. Dies führte auch 2014
zu einem weiter andauernden Angebotsüberschuss
und so zu niedrigen Preisen.103 Für Russland ist der
Export aufgrund des sinkenden Rubel-Kurses nach
Deutschland 2015 noch attraktiver geworden.
96 BGR (2014): Rohstoffsituation 2013, S.31.
97 BAFA: Kraftwerkskohle – Mengen und Preisübersicht (Z 05.02.09), für Daten: siehe Tabelle im Anhang.
98 BAFA (2015): Drittlandskohlepreise.
99 BGR (2014): Rohstoffsituation 2013, S.31.
100Vgl.: UBA (2014): Umweltschädliche Subventionen in Deutschland, Dessau-Roßlau. Siehe auch: Agentur für Erneuerbare Energien: Kosten und Preise für Strom. Fossile,
Atomstrom und Erneuerbare Energien im Vergleich. Renews Spezial Ausgabe 52/ September 2011, S. 22.. Siehe auch: Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe:
Deutschland – Rohstoffsituation 2012, S.31: „Für das Berichtsjahr 2012 wurden dem Steinkohlenbergbau 1.761 Mio. € an öffentlichen Mitteln zugesagt“.
101BAFA (2015): Drittlandskohlepreise
102GVSt (2014/2015): Steinkohle 2014. Herausforderungen und Perspektiven.
103IEA (2014): Medium-Term Coal Market Report, S.11 u. S.48.
34
Jedoch geht die IEA davon aus, dass die Renaissance
der Steinkohlen in der europäischen Region nicht
dauerhaft anhalten wird bzw. ihren Höhepunkt schon
überschritten hat.104 Gründe für diese Einschätzung
sind nach IEA ein geringes Wachstum, Fortschritte in
der Energieeffizienz, der Ausbau erneuerbarer Energien sowie die Stilllegung alter Kraftwerke. Abbildung 11
Entwicklung der Preise auf wichtigen Steinkohlemärkten
US-$/t
250
200
150
100
50
0
Northwest European marker price
US Central Appalachian coal spot price index
Japan steam coal import cif price
Asian Marker price
Japan coking coal import cif* price
Quelle: BP 06/2015 auf Basis McCloskey/Platts
* cif = cost + insurance + fright (aferage price; fob= free on board
2.3.2CO2 -Zertifikatspreise
Abbildung 12
EEX Terminmarkt der EU Carbon Futures (Monatsmittel)
€/t CO2
30,00 €
28,07
25,00 €
22,58
20,00 €
19,47
17,81
15,00 €
14,08
10,00 €
10,00
7,81
8,25
6,91
6,97
5,00 €
3,74
0,00 €
Quelle: BMWi 2015, auf Basis EEX, Stand: 03/2015
104IEA: Medium-Term Coal Market Report 2014 S.14.
35
Bei den EU-Emissionszertifikaten (EUA/EU Carbon
Futures), welche neben den Brennstoffkosten ökonomische Relevanz. für die Ermittlung der Stromgestehungskosten bei fossilen Kraftwerken haben, war seit
etwa 2008 ein Abwärtstrend zu beobachten. Lagen
sie Mitte 2008 bei etwa 25 €/t CO2 sanken sie bis Mai
2013 auf ciraca 3,74 €/t CO2. Auf niedrigen Niveau
pendelte sich der Zertifikatspreis ein und stieg in
der ersten Jahreshälfte 2014 auf etwa 6€/t CO2. Für
Dezember 2014 war ein errechnetes Monatsmittel
von etwa 7 €/t CO2 zu verzeichnen.105 Dieser niedrige
Zertifikatepreis forciert die Steinkohlenverstromung.
2.3.3Stromgestehungskosten
Die aktuellen Stromgestehungskosten für eine Kilowattstunde Steinkohlenstrom liegen nach aktuellen
Studien bei 6,3 bis 10,0 €-cent/kWh106 (siehe Tabelle 9: Stromgestehungskosten von Kraftwerken an
deutschen Standorten).107
Tabelle 27
Bandbreite der Stromgestehungskosten an
deutschen Standorten im Jahr 2013
Stromgestehungskosten
(€2013/kWh)
Kraftwerk
minimal
maximal
PV klein /bzw. frei
0,08
0,17
Wind onshore
0,05
0,11
Wind offshore
0,12
0,19
Biogas
0,14
0,22
Braunkohle
0,04
0,05
Steinkohle
0,06
0,10
GuD
0,08
0,10
Erdgas
0,07
0,13
nen basieren. Aufbauend auf diesen Werten hat das
Umweltbundesamt die spezifischen Umweltkosten
in €-cent/kWh (Cent pro Kilowattstunde) Strom und
Wärme je Energieträger berechnet.
Die mittleren brennstoffspezifischen Umweltkosten
der Stromerzeugung stellen allerdings keine fixen
Größen dar, sondern sind abhängig von der mittleren
Güte der Anlagentechnik (elektrische Wirkungsgrade
sowie Techniken zur Emissionsminderung von Luftschadstoffen wie SO2, NOx usw.) des jeweiligen Teils
des Kraftwerksparks. Insbesondere der Ersatz von
Altanlagen durch neue Anlagen mit deutlich verbesserten elektrischen Wirkungsgraden beeinflusst die
Höhe der mittleren im Kraftwerkspark vorliegenden
spezifischen Umweltkosten.
Tabelle 28
Spezifische Umweltkosten der Stromerzeugung je Energieträger in €-cent/kWh109
Stromerzeugung
durch
Luftschadstoffe
Treibhausgase
Umweltkosten
gesamt
Braunkohle
2,07
8,68
10,75
Steinkohle
1,55
7,38
8,94
Erdgas
1,02
3,90
4,91
Öl
2,41
5,65
8,06
Wasserkraft
0,14
0,04
0,18
Windenergie
0,17
0,09
0,26
Photovoltaik
0,62
0,56
1,18
Biomasse*
*1,07
2,78
3,84
Erneuerbare Energien
* Nach Erzeugungsanteilen gewichteter Durchschnittswert für
Biomasse gasförmig, flüssig und fest (Haushalte und Industrie),
Bandbreite von 0,3 bis 7,2 €-Cent/kWh
Quelle: UBA 2012
Quelle: Fh ISE 11/2011, AGEE 09/2014
2.3.4 Emissionsbedingte Umweltkosten
Mit der Methodenkonvention 2.0108 aus dem Jahr
2012 legt das Umweltbundesamt best practice Schätzungen der Umweltkostensätze vor, die auf einer
Zusammenschau von Schadens- und Vermeidungskosten von CO2- und anderen Luftschadstoffemissio-
Dabei zeigt sich, dass bei Ansetzen eines mittleren
Schadenkostensatzes von 80 €/t CO2 die Steinkohlenverstromung nach Braunkohlen die zweithöchsten
Umweltkosten verursacht, nämlich durchschnittlich
8,94 €-cent/kWhel. Bei einer Bruttostromerzeugung
aus Steinkohlen von circa 109 TWh in 2014 belaufen sich die so verursachten Umweltkosten (bei
8,94 €-Cent/kWh) auf insgesamt circa 9,7 Mrd. €.
105Vgl.: BMWi Energiedaten - Gesamtausgabe Tabelle 26a , Stand: 03/2015.
106Agentur für Erneuerbare Energien: Studienvergleich – Stromgestehungskosten verschiedener Erzeugungstechnologien, September 2014.
107Fraunhofer ISE: Stromgestehungskosten erneuerbarer Energien. Studie. November 2013. Der Wert unter der Technologie bezieht sich bei PV auf die solare Einstrahlung (GHi)
in kWh/m²a) bei den anderen Technologien gibt sie die Volllaststundenzahl der Anlagen pro Jahr an. Spezifische Investitionen sind mit einem minimalen und einem maximalen
Wert je Technologie berücksichtigt
108Umweltbundesamt (2012): Methodenkonvention 2.0 zur Schätzung von Umweltkosten. Ökonomische Bewertung von Umweltschäden. August 2012.
109Eine Aktualisierung der Kostensätze erfolgt im Rahmen der derzeit anlaufenden Überarbeitung der Methodenkonvention.
36
2.3.5Steinkohlensubventionen
2.3.5.1 Subventionierung des Steinkohlenbergbaus110
Der deutsche Steinkohlenbergbau wurde mit 1,288
Mrd. € im Jahr 2012 (Ist-Daten) bzw. 1,290 Mrd. € im
Jahr 2014 (Planungs-Daten) gefördert. Im Jahr 2014
ist der Steinkohlenbergbau damit nach wie vor mit
einem Anteil von knapp 20 % der größte Empfänger
direkter Finanzhilfen des Bundes. Darin enthalten waren im Jahr 2012 (2014) 1,18 (1,17) Mrd. €
Zuschüsse für den Absatz deutscher Steinkohlen zur
Verstromung, zum Absatz an die Stahlindustrie und
zum Ausgleich der Belastungen infolge von Kapazitätsanpassungen sowie Anpassungsgelder des
Bundes für Arbeitnehmer des Steinkohlenbergbaus in
Höhe von nahezu 106 (118) Mio. €.
In Nordrhein-Westfalen waren für 2010 zudem 492
Mio. € an Steinkohlenbeihilfen vorgesehen.111 Die
Beihilfen sollen bis 2013 jährlich um 24 Mio. € sinken. Das gesamte Subventionsvolumen im Jahr 2012
betrug damit 1,732 Mrd. €.112
Am 7. Februar 2007 einigten sich der Bund sowie
die Länder Nordrhein-Westfalen und Saarland mit
der RAG AG und der Industriegewerkschaft Bergbau, Chemie, Energie (IG BCE) grundsätzlich darauf,
die Steinkohlensubventionen abzubauen und den
subventionierten Steinkohlenbergbau bis Ende des
Jahres 2018 sozialverträglich zu beenden. Von 2009
bis 2018 stellt der Bund mit rund 15,6 Mrd. € und
das Land Nordrhein-Westfalen mit rund 3,9 Mrd. €
weitere Subventionen bereit (ohne Berücksichtigung
von Anpassungsgeldleistungen).
Der Kohlenabbau erzeugt gravierende Umweltprobleme und Folgekosten. Bergehalden sind aufwändig abzudichten, um eine Gefährdung des Grundwassers zu
verhindern. Durch Bergsenkungen entstehen erhebliche Schäden an Gebäuden und Verkehrsanlagen.
Der sinkende Boden verursacht Überschwemmungsrisiken, die man mit Deichbau und Pumpensystemen
dauerhaft eingrenzen muss. Aus diesen Gründen
entstehen so genannte Ewigkeitslasten. Der Landtag
von Nordrhein-Westfahlen geht davon aus, dass sich
die Kosten für die dauerhafte Polderwasserhaltung
zum Ausgleich bergbaulicher Einwirkungen im Ruhrgebiet auf jährlich 51 Mio. € (zuzüglich Inflation,
Basisjahr ist 2005) summieren werden. Nach dem
Steinkohlefinanzierungsgesetz zur Finanzierung der
Ewigkeitskosten durch die RAG-Stiftung müssen die
Revierländer und der Bund unter Umständen einen
Teil der Ewigkeitslasten übernehmen, wenn das Stiftungsvermögen nicht ausreicht.
2.3.5.2 Begünstigungen bei der EEG-Umlage
Darüber hinaus bestehen weitere Subventionen für
die Steinkohlenwirtschaft. So wurde der Braun- und
Steinkohlenbergbau insgesamt im Jahr 2010 mit 56
Mio. € und 2012 mit 103 Mio. € durch die besondere Ausgleichsregelung des EEG begünstigt. Eine
getrennte Darstellung von Braun- und Steinkohlen ist
aufgrund der Datenlage nicht möglich. Auch nach der
EEG-Reform 2014 gehört der Steinkohlenbergbau zu
den prinzipiell begünstigten Branchen. Im Jahr 2015
profitieren 22 Abnahmestellen in Nordrhein-Westfahlen von der BesAR.113 Daten zur Subventionshöhe
liegen nicht vor.
2.4Umweltaspekte
2.4.1 Kohlendioxid-Emissionen und Emissionsfaktoren
Die CO2-Emissionsfaktoren für die in Deutschland
verbrannten Steinkohlenenergieträger variieren im
Zeitverlauf kaum. Lediglich bei der Rohsteinkohle
sind Schwankungen von etwa einer t CO2/TJ über die
Jahre festzustellen.114
Tabelle 29
Für die Emissionsberichterstattung abgeleitete Emissionsfaktoren 1990-2012
Emissionsfaktoren
Steinkohle roh (Kraftwerke, Industrie)
Steinkohlenbriketts
Steinkohlenkoks
Anthrazit (Wärmemarkt Haushalte, Kleinverbrauch)
Ballaststeinkohle (Alte Bundesländer)
[t CO2/TJ]
93,3 – 94,3
93,0
105,0
98,0
90,0
Quelle: Umweltbundesamt 2015
110BGR (2014): Rohstoffsituation 2013, S.31.
111Landtag Nordrhein-Westfalen (2009).
112Laut einer Studie des Forums Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS) summierten sich die staatlichen Förderungen und gesamtgesellschaftlichen Kosten im Jahr 2010 auf
2,2 Mrd. Euro, wobei hier auch die Unterstützungsleistungen durch die Bundesländer Nordrhein-Westfalen und Saarland sowie Finanzhilfen in Form von Forschungsmitteln
und Beihilfen zur Stilllegung enthalten sind: siehe: FÖS: Was Strom wirklich kostet. Vergleich der staatlichen Förderungen und gesamtgesellschaftlichen Kosten von Atom,
Kohle, Erneuerbarer Energien. Berlin April 2011.
113Statistische Auswertungen zur „Besonderen Ausgleichsregelung“ des Bundesamtes für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) für 2015 (22.04.2015)
114Es wird eine 100%-ige Verbrennung ohne Berücksichtigung von Stützfeuerungen und Mitverbrennungen angenommen. Emissionsfaktoren für Steinkohlen liegen nicht zeitspezifisch vor.
37
2.4.2 Weitere Emissionen
Neben den oben genannten Kohlendioxidemissionen
werden bei der Verbrennung von Steinkohlen weitere
Schadstoffe freigesetzt, die die Luft, die Gewässer
und die Böden belasten. Die Höhe der freigesetzten Stoffe hängt neben der Brennstoffqualität und
-zusammensetzung (z. B. Gehalt an Spurenstoffen
wie Schwermetallen) wesentlich von der eingesetzten
Anlagen-, Feuerungs- und Abgasreinigungstechnik
ab. Die rechtlichen Regelungen zur Begrenzung von
Emissionen aus Großfeuerungsanlagen – das sind
Anlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von
50 MW oder mehr – finden sich in der 13. BImSchV
(„Verordnung über Großfeuerungs-, Gasturbinen- und
Verbrennungsmotoranlagen“). Für Steinkohlenkraftwerke sind Emissionsgrenzwerte der Paragraphen §§
4 und 11 maßgeblich; sie begrenzen die Emissionen
von Staub, Quecksilber, Kohlenmonoxid, Schwefeloxiden, Stickstoffoxiden und Dioxinen und Furanen.
Abbildung 13 zeigt den Anteil der Steinkohlen an
der gesamten Bruttostromerzeugung in Deutschland
sowie die mit dieser Bruttostromerzeugung verbundenen Luftschadstoffemissionen insgesamt und den
durch Steinkohlen verursachten Anteil. Berichtspflichtige CO2-Emissionen fallen nur beim Betrieb
von mit fossilen Brennstoffen betriebenen Kraftwerken an. Die übrigen Luftschadstoffe fallen beim
Betrieb von mit fossilen Brennstoffen und Biomassen
betriebenen Kraftwerken an. Die Abbildung veranschaulicht den erheblichen Anteil, zu dem Steinkohlenkraftwerke zur Schadstoffbelastung der Stromerzeugung beitragen.
Abbildung 13
Anteil der Steinkohlen an der Bruttostromerzeugung sowie an den Emissionen der
Stromerzeugung
Stromerzeugung
127 TWh
CO2
100.210.816.570
N2O
Schadstoffe
511 TWh
226.369.733.824
1.350.400
NOX
7.043.043
62.012.114
SO2
211.734.844
54.289.092
Staub
129.114.847
3.589.003
Blei
7.117.018
3.939
Quecksilber
5.650
2.258
Cadmium
3.998
535
Arsen
700
1.534
0%
10%
Steinkohlen
20%
1.396
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Andere Brennstoffe
Daten für 2013 - Einheit kg
Auf disaggregierter Ebene sind Daten im Nationalen
Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregister
erhältlich. Mit Unterzeichnung des PRTR – Protokolls
(Protokoll über die Einrichtung von Schadstofffrei-
Quelle: Umweltbundesamt 2015 (ZSE)
setzungs- und -verbringungsregister)115 der UN-ECE
im August 2007 hatte sich Deutschland verpflichtet
ein nationales Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregister einzurichten (www.thru.de). Im
115Protokoll über die Einrichtung von Schadstofffreisetzungs- und –verbringungsregister (Abgestimmte Übersetzung zwischen Deutschland, Österreich und der Schweiz vom 21.
Mai 2003).
38
Nationalen Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregister sowie im Europäischen PRTR-Register
(nach Europäischer PRTR-Verordnung, E-PRTR-VO Nr.
166/2006)116 werden die Jahresfrachten bestimmter
Schadstoffen (Freisetzung in die Luft, in das Wasser und in den Boden sowie von Verbringung von
Abfällen und von Schadstoffen in Abwasser) von
Einzelbetrieben aufgelistet. Nach der europäischen
PRTR-Verordnung müssen Betriebe über bis zu 91
Schadstoffe berichten.
Wärmekraftwerke und Verbrennungsanlagen ab
einer Feuerungswärmeleistung von 50 MW werden
standortbezogen abgebildet. Da für das PRTR keine
Brennstoffangaben gefordert werden, würde ein Abgleich mit der Kraftwerksdatenbank der BNetzA oder
des UBA eine Kraftwerks-Anlagenscharfe Auflistung
aller Emissionen bzw. Freisetzungen ermöglichen.
Nachfolgend sind beispielhaft die im PRTR-Register
gemeldeten Jahresfrachten der wichtigsten Schadstoffe von zwei sich in Betrieb befindlichen deutschen
Steinkohlenkraftwerken angegeben. Als Beispiel für
ein Steinkohlenkraftwerk mit Altanlagen wurde das
„E.ON Kraftwerk Scholven“ in Gelsenkirchen (Nettonennleistung 2194 MW) als Beispiel für ein Steinkohlenkraftwerk mit neueren Anlagen das „Trianel
Kohlekraftwerk Lünen GmbH & Co. KG“ in Lünen
ausgewählt (Nettonennleistung 750 MW). Eine Meldung von Brennstoffangaben ist für das PRTR nicht
erforderlich.
Die Beispiele verdeutlichen anhand der Höhe der
jeweiligen Schadstofffreisetzungen in Luft anschaulich die Umweltauswirkungen von Standorten mit
vorwiegend älteren Anlagen und von Standorten mit
vorwiegend neueren Anlagen.
Tabelle 30
PRTR-Jahresfrachten (Freisetzung in Luft) des Steinkohlenkraftwerks E.ON Kraftwerk Scholven und des Steinkohlenkraftwerks Trianel Kohlekraftwerk Lünen GmbH & Co. KG (Berichtsjahr 2013, Stand der Daten 31.3.2015)
Jahresfracht
Scholven
10.200.000.000 kg
6.110.000 kg
3.720.000 kg
Lünen
2.810.000.000 kg
924.000 kg
848.000 kg
643.000 kg
516.000 kg
353.000 kg
248.000 kg
247.000 kg
203.000 kg
61.600 kg
20.200 kg
161 kg
155 kg
101 kg
41 kg
32 kg
23,2 kg
Bestimmungsmethode
Schadstoffbezeichnung
Kohlendioxid (CO2)
Stickoxide (NO X/NO2)
Schwefeloxide (SO X/SO2)
anorganische Chlorverbindungen (als HCl)
Kohlenmonoxid (CO)
Distickoxid (N2O)
NMVOC
Methan (CH4)
Feinstaub (PM10)
anorganische Fluorverbindungen (als HF)
Ammoniak (NH3)
Kupfer und Verbindungen (als Cu)
Quecksilber und Verbindungen (als Hg)
Nickel und Verbindungen (als Ni)
Arsen und Verbindungen (als As)
Cadmium und Verbindungen (als Cd)
Arsen und Verbindungen (als As)
Scholven
Berechnung
Berechnung
Berechnung
Lünen
Berechnung
Messung
Messung
Berechnung
Messung
Berechnung
Berechnung
Berechnung
Berechnung
Berechnung
Berechnung
Berechnung
Berechnung
Berechnung
Berechnung
Berechnung
Berechnung
Quelle: Umweltbundesamt (2015): Nationales Schadstofffreisetzungs- und verbringungsregister, Berichtsjahr 2013, Stand: 31.03.2015, einsehbar unter: www.thru.de
2.4.3 Auswirkungen auf die Gewässer
2.4.4 Auswirkungen auf die Gesundheit
Vgl. hierzu Kapitel 1.4.5.2 Quecksilberemissionen
und Kapitel 1.4.3.5 Auswirkungen durch die Kraftwerkskühlung mit Wasser.
Vgl. hierzu Kapitel 1.4.5 Gesundheitliche Auswirkungen von Kohlekraftwerken 116Verordnung EG. Nr. 166/2006 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 18. Januar 2006 über die Schaffung eines Europäischen Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregisters und zur Änderung der RL 91/689/EWG und 96/61/EG des Rates.
39
3 Ausblick: Die zukünftige Rolle von Braun- und Steinkohle
Die Verbrennung von Braun- und Steinkohlen zur
Energiegewinnung läuft wegen der hohen CO2-Emissionen den Bestrebungen des Klimaschutzes und der
klimaverträglichen Energieversorgung entgegen.
Die Bundesregierung hat im Energiekonzept aus dem
Jahr 2010 Leitlinien für die Entwicklung und Umsetzung einer bis 2050 reichenden Gesamtstrategie für
eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare
Energieversorgung festgelegt.117 Das Energiekonzept
unterstreicht dabei die Notwendigkeit von klaren
Entwicklungspfaden. Für die gesamtwirtschaftliche
Minderung der Treibhausgasemissionen bis 2050
wird folgender Entwicklungspfad formuliert (Minderung jeweils ggü. 1990): minus 40 % bis 2020,
minus 55 % bis 2030, minus 70 % bis 2040 und
minus 80 bis 95 % bis 2050. Das Umweltbundesamt
zeigte, dass ein treibhausgasneutrales Deutschland,
mit einer Minderung der THG-Emissionen um 95 %
möglich ist.118
Der aktuelle Projektionsbericht der Bundesregierung119 gibt Aufschluss über die zu erwartende Entwicklung der deutschen Treibhausgasemissionen bis
2035 auf Basis bereits umgesetzter Politikmaßnahmen (Stand 31. August 2014). Bis 2020 wird von einer
Minderung um 32,7 % gegenüber 1990 ausgegangen.
Somit ergibt sich für 2020 gegenüber der Zielvorgabe des Energiekonzepts eine Minderungslücke von
mehr als 7 %punkten. Das Aktionsprogramm Klimaschutz120 von 2014 soll diese Lücke schließen. Für die
Stromerzeugung ist dabei eine zusätzliche Emissionsminderung von 22 Mio. t CO2e als Beitrag zur Schließung der gesamten Minderungslücke vorgesehen.
Die zusätzlich erforderliche Minderung bei der Stromerzeugung sollten vor allem alte, ineffiziente Braunund Steinkohlekraftwerke erbringen, da sie besonders klimaschädlich sind. Handlungsbedarf besteht
insbesondere bei der Braunkohle. Ohne zusätzliche
Minderungsmaßnahmen würden im Jahr 2020 mehr
als die Hälfte der Treibhausgasemissionen der Strom-
erzeugung auf die Braunkohle entfallen (Steinkohle
34 %, andere Energieträger 15 %).121
Auf Grundlage der vom Energiekonzept der Bundesregierung gesetzten übergeordneten Entwicklungspfade hat das BMUB in der zielorientierten Modellierung
„Klimaschutzszenario 2050“122 ermitteln lassen,
welche Emissionsminderungen zwischen 2020 und
2050 auf sektoraler Ebene zu erbringen sind. Die
Ergebnisse einer ersten von insgesamt drei Modellierungsstudien wurden 2014 veröffentlicht. Demnach
ist eine gesamtwirtschaftliche Minderungsleistung
bis 2050 von 80 bis 90 % THG-Minderung gegenüber
1990 mit starken Reduktionen der Kohleverstromung
verbunden. Das UBA empfiehlt, die Reduktionserfordernisse der Kohleverstromung konsequent an einem
95 % Treibhausgasminderungsziel bis 2050 auf der
Basis von 1990 auszurichten.
Im Current Policies Scenario im World Energy Outlook (WEO) der IEA123 wird davon ausgegangen, dass
die weltweite Kohlennachfrage bis 2040 im Durchschnitt um 1,5 % pro Jahr zunehmen wird. Das Szenario beschreibt die Entwicklung unter den aktuell
umgesetzten Politiken. Während die Nachfrage nach
Kohle in den OECD-Staaten abnimmt, wird diese in
China und Indien voraussichtlich weiter zunehmen
und so weltweit zu einem Anstieg führen.
Im 450 Szenario soll der Anstieg der globalen Durchschnittstemperatur mit einer Wahrscheinlichkeit von
50 % unter zwei Grad gehalten werden. In diesem
Szenario sinkt die Kohlennachfrage von 2012 bis
2040 um ein Drittel. Der größte Rückgang (ca. 45 %)
findet in den OECD Staaten statt. Dementsprechend
muss Deutschland, als einer der 34 OECD-Staaten,
die Nutzung von Braun- und Steinkohlen zur Energieversorgung in den nächsten Jahrzehnten einschränken, um eine weltweiten Temperaturanstieg um mehr
als zwei Grad zu verhindern.
117BMU (2011): Das Energiekonzept der Bundesregierung 2010 und die Energiewende 2011. Berlin, Oktober 2011.
118UBA (2014): Treibhausgasneutrales Deutschland im Jahr 2050 – Studie. Climate Change 07/2014, Dessau-Roßlau, April 2014.
119BRD (2015): Projektionsbericht 2015. Berlin, März 2015.
120BMUB (2014): Aktionsprogramm Klimaschutz 2020, Kabinettsbeschluss vom 3. Dezember 2014. Berlin, Dezember 2014.
121UBA (2015): Klimabeitrag für Kohlekraftwerke – Wie wirkt er auf Stromerzeugung, Arbeitsplätze und Umwelt? Position, Dessau-Roßlau, April 2015
122BMUB (2014): Klimaschutzszenario 2050, 1. Modellierungsrunde. Berlin, August 2014.
123IEA (2014): World Energy Outlook 2014. Paris.
40
4Literaturverzeichnis
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AGEB - AG Energiebilanzen e. V. (2014): Auswertungstabellen zur Energiebilanz für die Bundesrepublik
Deutschland 1990 bis 2014, Stand 08/2015
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46
5Anhänge
5.1 Tabellen zu Kapitel 1
Tabelle 31
Entwicklung des Anteils von Braunkohlen am Primärenergieverbrauch in Deutschland
Braunkohlen
Primärenergieverbrauch
insgesamt
Prozentualer Anteil der
Braunkohlen
[PJ]
[PJ]
[%]
1990
3.201
14.905
21%
1991
2.507
14.610
17%
1992
2.176
14.319
15%
1993
1.983
14.309
14%
1994
1.861
14.185
13%
1995
1.734
14.269
12%
1996
1.688
14.746
11%
1997
1.595
14.614
11%
1998
1.514
14.521
10%
1999
1.473
14.323
10%
2000
1.550
14.401
11%
2001
1.633
14.679
11%
2002
1.663
14.427
12%
2003
1.639
14.600
11%
2004
1.648
14.591
11%
2005
1.596
14.558
11%
2006
1.576
14.837
11%
2007
1.613
14.197
11%
2008
1.554
14.380
11%
2009
1.507
13.531
11%
2010
1.512
14.217
11%
2011
1.564
13.599
12%
2012
1.645
13.447
12%
2013
1.630
13.723
12%
2014*
1.572
13.077
Jahr
* Vorläufige Angaben
12%
Quelle: AG Energiebilanzen 09/14
47
Tabelle 32
Entwicklung des Anteils von Braunkohlen an der Bruttostromerzeugung in Deutschland
Braunkohlen
Bruttostromerzeugung
insgesamt
Prozentualer Anteil der
Braunkohlen
[TWh]
[TWh]
[%]
1990
171
550
31%
1991
158
540
29%
1992
155
538
29%
1993
148
527
28%
1994
146
529
28%
1995
143
537
27%
1996
144
553
26%
1997
142
552
26%
1998
139
557
25%
1999
136
556
24%
2000
148
577
26%
2001
155
586
26%
2002
158
587
27%
2003
158
609
26%
2004
158
618
26%
2005
154
623
25%
2006
151
640
24%
2007
155
641
24%
2008
151
641
24%
2009
146
596
24%
2010
146
633
23%
2011
150
613
24%
2012
161
630
26%
2013
161
633
25%
2014*
156
614
Jahr
* Vorläufige Angaben
Anhang: Tabelle bestehender Braunkohlenkraftwerke (Stand August 2015)
www.umweltbundesamt.de/dokument/tabelle-braunkohlenkraftwerke
48
25%
Quelle: AG Energiebilanzen 02/15
Abbildung 14
Kraftwerke und Verbundnetze in Deutschland
Quelle: Umweltbundesamt August 2015
49
5.2 Tabellen zu Kapitel 2
Tabelle 33
Entwicklung des Anteils von Steinkohlen am Primärenergieverbrauch in Deutschland
Steinkohlen
Primärenergieverbrauch
insgesamt
Prozentualer Anteil der
Steinkohlen
[PJ]
[PJ]
[%]
1990
2.306
14.905
15%
1991
2.330
14.610
16%
1992
2.196
14.319
15%
1993
2.139
14.309
15%
1994
2.140
14.185
15%
1995
2.060
14.269
14%
1996
2.090
14.746
14%
1997
2.065
14.614
14%
1998
2.059
14.521
14%
1999
1.967
14.323
14%
2000
2.021
14.401
14%
2001
1.949
14.679
13%
2002
1.927
14.427
13%
2003
2.010
14.600
14%
2004
1.909
14.591
13%
2005
1.808
14.558
12%
2006
1.964
14.837
13%
2007
2.017
14.197
14%
2008
1.800
14.380
13%
2009
1.496
13.531
11%
2010
1.714
14.217
12%
2011
1.715
13.599
13%
2012
1.725
13.447
13%
2013
1.788
13.723
13%
2014*
1.647
13.077
Jahr
* Vorläufige Angaben
50
13%
Quelle: AGEB 09/2014/ 03/2015
Tabelle 34
Drittlandskohlebezüge und durchschnittliche Preise frei deutsche Grenze für Kraftwerkssteinkohle
Zeitraum
Kraftwerkssteinkohle Mio. t
Euro/t SKE*
1996
12,7
38,00
1997
16,2
42,00
1998
20,5
37,37
1999
20,5
34,36
2000
21,5
42,09
2001
26,6
53,18
2002
26,1
44,57
2003
27,9
39,87
2004
25,9
55,36
2005
20,4
65,00
2006
23,6
62,00
2007
27,3
68,00
2008
29,3
112,00
2009
26,7
78,81
2010
27,6
85,33
2011
31,0
106,97
2012
32,0
93,02
2013
36,5
78,09
2014
35,5
72,74
Quelle: BAFA 2015
Anhang: Tabelle bestehender Steinkohlenkraftwerke (Stand August 2015)
www.umweltbundesamt.de/dokument/tabelle-steinkohlenkraftwerke
51
▸ Diese Broschüre als Download
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- BGR

1.6 Bruttostromerzeugung nach Energieträgern 2011 bis

Directorate-General for the Presidency / Direction générale de la

Stellenausschreibung + Kenn

Flyer A6 - Lausitz ohne Kohle

Kohlerepublik Deutschland.pdf - Greenpeace Magazin

Presseinfo Nr. 1/2015 - Umweltbundesamt

Dunkle Wolken über der Braunkohle

B44/16 Horstberg - BGR

B61/16 In-situ Ultraschall-Messtechnik - BGR