Gaskraftwerke
07.01.2013

Die Last der Spitzenkraft

Foto: Statkraft
Gaskraftwerk Köln-Hürth

BIZZ energy today hat Gaskraftwerksprojekte in Deutschland unter die Lupe genommen. Allen Klagen zum Trotz werden viele gebaut – allerdings kaum Anlagen für Spitzenlast.

Am 5. Juni 1288 musste Siegfried von Westerburg, Erzbischof von Köln, auf dem Schlachtfeld eine bittere Niederlage hinnehmen. Seine Truppen wurden in der Schlacht bei Worringen vernichtend geschlagen, er selbst geriet in Gefangenschaft. Zu allem Überfluss verlieh der siegreiche Adolf von Berg einem kleinen Örtchen auf der anderen Rheinseite das Stadtrecht: Düsseldorf. Kölns Macht am Rhein war gebrochen, die beiden Nachbarn sind seitdem in inniger Rivalität verbunden. 

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Nun, fast 800 Jahre später, gehen die Stadtväter zumindest in der Energieversorgung Hand in Hand. In Köln und Düsseldorf sollen neue Gaskraftwerke für je 600 Millionen Euro entstehen. Der Aufsichtsrat des Kommunalversorgers Rheinenergie gab im September bereits grünes Licht für das Projekt in Köln-Niehl. „Damit ist unser Erzeugungsportfolio langfristig auf den neuesten Stand der Technik ertüchtigt“, sagt Vorstand Dieter Steinkamp. 

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Dieser rheinische Optimismus wird nicht überall geteilt. Fünf Versorger haben ihre Projekte auf Eis gelegt (siehe Karte). Die Branche klagt über schlechte Erlöse. Insbesondere für Spitzenlast-Anlagen wird die Luft dünner. Selbst supermoderne Anlagen wie das bayerische GuD-Kraftwerk Irsching 4 sind nicht rentabel, zumindest nach Angaben des Betreibers Eon, der im Frühjahr ankündigte, keine neuen fossilen Kraftwerke mehr bauen zu wollen. Auch die Stadtwerke Duisburg sagten kürzlich den geplanten Bau eines 500-Megawatt-Gaskraftwerks ab. Technik-Vorstand Christof Schiffering kann „keine ausreichend positive Tendenz für das Projekt erkennen“. Das ungünstige Verhältnis von Brennstoff- und Strompreisen ermögliche derzeit nur geringe Ertragsmargen. 

 

KWK-Bonus wirkt wie Kapazitätsprämie

Dabei sollten Gaskraftwerke die Brücke ins Zeitalter der erneuerbaren Energien sein. Sie lassen sich flexibel hoch und runterfahren – eine ideale Ergänzung zum fluktuierenden Angebot an Sonnen- und Windstrom. Viele Versorger rufen nun nach dem Staat. Er soll mit Prämien für Kraftwerkskapazitäten helfen .

Dabei funktioniert es auch ohne neue Subventionen. Die Kölner Rheinenergie und die Stadtwerke Düsseldorf, mehrheitlich im Besitz des Energieversorgers EnBW, haben einen Businness-Case für ihre Anlagen gefunden. Sie verkaufen Strom und Wärme. Udo Brockmeier, Vorstandschef der Stadtwerke Düsseldorf, nennt „die hohe Effizienz bei der Brennstoffausnutzung“ und „den hohen Grad der Fernwärme-Auskopplung“ als zentrale Wettbewerbsvorteile. 

Staatlich gefördert werden die beiden Kraftwerke Rhein aber trotzdem – durch das Gesetz zur Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Deren Anteil an der Stromerzeugung will die Bundesregierung bis 2020 auf 25 Prozent hochschrauben und hat deshalb in diesem Sommer die Fördersätze erhöht. „Die KWK-Vergütung macht viele Anlagen erst rentabel“, bestätigt Carsten Diermann von der Berliner Beratungsgesellschaft LBD. Anders gesagt: Der KWK-Bonus funktioniert wie eine Kapazitätsprämie für politisch gewollte, effiziente Kraftwerke.

In Bremen verzichten sie auf den Wärmebonus. Die SWB, eine Tochter des Energieversorger EWE, baut für 500 Millionen Euro ein neues Gaskraftwerk. Ein Verbund von 15 kleineren Stadtwerken macht mit – und zudem die Deutsche Bahn. Sie will das Kraftwerk in Bremen als Backup für ihre eigene Wind- und Solarstromproduktion nutzen. Das Projekt rechnet sich laut SWB, weil jeder Partner eine gesicherte Strommenge abnimmt. Eine wichtige Rolle dürfte der langfristige Gasliefervertrag spielen, welchen der Versorger für das Projekt ergattern konnte. Im Markt sind solche Kontrakte eine Seltenheit. 

 

EDF übernimmt Gas-Kraftwerk Premnitz

Auch der französische Energiekonzern EDF schreckt in der momentanen Situation nicht davor zurück, in Gaskraftwerke zu investieren.  Die Franzosen übernehmen ein 400-Megawatt-Gasprojekt des Schweizer Versorgers Alpiq im brandenburgischen Premnitz. Bei Siemens Financial Services hält man ebenfalls am anvisierten Gasprojekt in Bocholt fest, ist aber noch auf der Suche nach einem geeigneten Partner.

Mitten im Bau steckt Statkraft. Der norwegische Energiekonzern investiert derzeit 300 Millionen Euro in ein neues Gaskraftwerk in Hürth bei Köln. Dabei schreibt eine seit 2007 in Betrieb befindliche Anlage am selben Standort seit Jahren rote Zahlen. Von der Diskussion um Kapazitätsmärkte hält der Konzern dennoch nichts. Staatliche Eingriffe sind für die Norweger, selbst zu 100 Prozent in öffentlicher Hand, tabu. Wer Kraftwerke betreibe, brauche einen langen Atem, heißt es bei Statkraft lapidar.

 Liegt Wirtschaftsminister Philipp Rösler also richtig, der zuletzt die Zuschüsse für Kraftwerksneubauten auf 15 Prozent begrenzt hat? In der Tat war noch nie so viel Kapazität am Stromnetz wie heute, 170 Gigawatt nach Angaben des  Branchendachverbands BDEW. Doch der warnt: Der für die Versorgungssicherheit notwendige Kraftwerkspark sei keinesfalls gesichert. Ab 2014 gingen mehr Kraftwerke vom Netz als neue hinzukämen.

Etwa im bayerischen Grundremmingen, wo sich bis 2021 mehr als zwei Gigawatt Leistung aus dem dortigen Kernkraftwerk verabschieden. In die Bresche springen wollen die Stadtwerke Ulm/Neu-Ulm. Sie planen eines der größten Gasprojekte in Deutschland. Rund 900 Millionen Euro soll das 1,2-Gigawatt-Kraftwerk in Leipheim kosten. Es könnte etwa die Hälfte der Leistung von Grundremmingen ersetzen. Beim aktuellen Marktdesign sei die Wirtschaftlichkeit allerdings nicht gewährleistet, sagt Katrin Albsteiger, die das Projekt bei dem Versorger betreut. Kommunale Partner, die sich am Projekt beteiligen, ließen sich wohl finden. „Aber“, so Albsteiger, „der ständig sinkende Strompreis ist für uns ein Problem.“ 

Der hessische Energieversorger HSE fordert sogar einen Einspeise-Vorrang für Gaskraftwerke. Die Darmstädter haben 55 Millionen Euro in eine neue Gasturbine für Spitzenlasten investiert. Nun fürchtet der Versorger, die Anlage könne nicht auf die ausreichende Menge an Betriebsstunden kommen. 

 

Emissionshandel funktioniert nicht

Gaskraftwerke werden nicht nur von Erneuerbaren bedrängt, wegen ihrer hohen Fixkosten kommen derzeit die günstigeren Braunkohlekraftwerke am Markt eher zum Zug. Ein Paradoxon der Energiewende, die eigentlich für emissionsarmen Strom sorgen will. Wegen der aktuellen Tiefpreise für Kohlendioxid können die sauberen Gaskraftwerke ihre Vorteile beim EU-weiten Emissionshandel nicht ausspielen.

Für BIZZ energy today hat der Oldenburger Energieökonom Wolfgang Pfaffenberger die schwierige Gemengelage analysiert (siehe Grafik). Fazit: Anlagen, die nur wenig laufen, sind auf hohe Börsenpreise angewiesen. Für ein Gaskraftwerk mit jährlich 2.000 Betriebsstunden bedeutet das konkret: Bei einem Gasbezugspreis von zehn Euro pro Megawattstunde und niedrigem CO2-Preis müsste der Betreiber seinen Strom für mindestens 54 Euro pro Megawattstunde verkaufen können, um den Break-Even zu erreichen. Der Börsenstrompreis lag in den letzten Monaten bei 50 Euro. Wer nur auf Spitzenlast setzt und keine Wärmeprämie kassieren kann, hat derzeit ein Problem. Betreibern bleibt die Hoffnung auf sinkende Gaspreise infolge der höheren Förderung in den USA.

Auf der „Schäl Sick“, wie der Kölner die rechtsrheinischen Gebiete und damit auch einen großen Teil Düsseldorfs etwas abfällig nennt, arbeiten sie derzeit weiter an der Völkerverständigung. Stadtwerke-Chef Udo Brockmeier lässt eine Fernwärmeleitung unter dem Rhein bauen. Schließlich sollen auch die Linksrheiner in den Genuss der Wärme aus dem neuen Gaskraftwerk kommen.

Karsten Wiedemann
Keywords:
Gaskraftwerke | Kapazitätsmärkte | Statkraft | Rheinenergie | Stadtwerke Düsseldorf | Kraft-Wärme-Kopplung | EDF | SWB
Ressorts:
Finance | Markets
 

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