Abb. Fiktionale Residuallast für Gaskraftwerke bei vollständigem Kohle- und Kernergieausstieg und unterschiedlichen Einspeisebedingungen für erneuerbare Energien – Tageskurven vom 04.05.-17.05.2022 (Quelle: smard.de/eigene Berechnungen)
Bislang galten Erdgaskraftwerke mit einer für den Einsatz von Wasserstoff optimierten Technik (H2-ready) als Schlüssel für Versorgungssicherheit in der künftigen Stromversorgung. Aber auch hier gibt es Unsicherheiten und steigende Risiken, droht Gefahr.
Die Europäische Union hat sich entschlossen, die Dekarbonisierung durch „bestimmte Gas- und Kernenergieaktivitäten“ voranzubringen [1]. Zugleich werden die emissionsrechtlichen Hürden für Gaskraftwerke so hochgeschraubt, dass sich Bau und Betrieb von H2-ready-Anlagen vor dem Hintergrund der aktuellen Preis- und Versorgungslage mehr denn je wenig lohnen.
Unsichere Planung des zukünftigen Bedarfs an Gaskraftwerken
Deutschland hat keine Wahl: Der gleichzeitige Ausstieg aus Kohle und Kernenergie sowie der massive Ausbau der erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung zwingt alternativlos zum Bau neuer Gaskraftwerke [2] um den Bestand an regelbaren Stromerzeugungskapazitäten auf dem notwendigen Niveau zu sichern. Bis 2030 sind mindestens 15 GW neue Erzeugungsleistung auf der Grundlage von Erdgas oder anderen Gasen erforderlich. Wie unsicher die Planung des zukünftigen Bedarfs an Gaskraftwerken allerdings ist, belegt die große Bandbreite der Abschätzungen: So hält das Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln (EWI) einen Bedarf in Höhe von etwa 23 GW für realistisch. Der Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) fordert sogar neue Gaskraftwerke mit einer Erzeugungskapazität von mehr als 40 GW, um den Industriestandort Deutschland zu sichern.
Diese Zahlen kontrastieren eklatant mit dem realen Zubau. Das Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur [3] beziffert die Erzeugungskapazität der derzeit am Strommarkt teilnehmenden Gaskraftwerke auf insgesamt rund 28,1 GW. Anlagen mit einer Netto-Nennleistung von 3.483 MW befinden sich derzeit im Bau oder im Probebetrieb. Weitere 4.380 MW befinden sich in einem „sehr frühen Planungsstand“. Damit decken die aktuellen Zubauplanungen nur etwa die Hälfte der Untergrenze der unbedingt erforderlichen zusätzlichen Kapazität. Im Prinzip gilt das Gleiche für alle EU-Mitgliedsländern, die es mit der Dekarbonisierung ihrer Energieversorgung bis 2050 oder früher ernst meinen und dabei auf Kohle und andere Energieträger verzichten wollen.
Gaskraftwerke – so die durchgängige Auffassung – werden aktuell und zukünftig nicht mehr als langfristige Investitionsprojekte geplant und betrieben, sondern dienen der Absicherung einer mehr und mehr durch erneuerbare Energien geprägten Stromerzeugung. Wenn sich die Funktion neuer Gaskraftwerke zunehmend auf die Deckung von Spitzenlast sowie die Bereitstellung von Reserveleistung und Regelenergie beschränkt, entwickelt sich die Auslastung der Anlagen umgekehrt proportional zum Ausbau der Erneuerbaren in der Stromerzeugung. Von 2019 auf 2020 sank die durchschnittliche Zahl der jährlichen Volllaststunden bei den am Markt agierenden Gaskraftwerken in Deutschland von 2.510 auf 2.415. Mit sinkender Auslastung erhöhen sich – zusätzlich zu den absehbaren Preis- und Lieferproblemen bei den Erdgasimporten – die Risiken für die Kapitalisierung neuer Gasanlagen beträchtlich.
EU-Taxonomie soll privatwirtschaftliche Investitionen auslösen
Die Investitionsbedingungen für neue Gaskraftwerke lassen sich auf unterschiedliche Weise verbessern. Zu den klassischen Instrumenten zählen staatliche Zuschüsse und Förderungen, wie die Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung, oder die Schaffung eines neuen Marktdesigns, in dem auch die Bereitstellung von Erzeugungsleistung vergütet wird. Neu ist das Instrument der Taxonomie, also eine bewusste und strukturierte Lenkung von Investitionen in die nachhaltige Entwicklung.
Gestützt auf wissenschaftliche Gutachten und angesichts des technischen Fortschritts in der Energietechnik vertritt die EU-Kommission die Auffassung, dass private Investitionen in „Gas- und Kernenergietätigkeiten“ den Übergang von der fossilen zur kohlenstofffreien Energieversorgung beschleunigen können. Anfang Februar 2022 legte die Kommission trotz erwartbarer Widerstände gegen die privilegierte Nutzung von Gas- und Kernenergie einen „ergänzenden delegierten Taxonomie-Rechtsakt zum Klimaschutz und zur Anpassung an den Klimawandel“ vor, der bestimmte Gas- und Kernenergietätigkeiten abdeckt. Ziel der Kommission ist es, den Übergang zur Klimaneutralität zu beschleunigen.
Mit dem ergänzenden delegierten Rechtsakt werden weitere Wirtschaftstätigkeiten des Energiesektors in die breit aufgestellte EU-Taxonomie aufgenommen. Der Rechtsakt ermöglicht gemäß Artikel 10 Absatz 2 der Taxonomieverordnung [4], bestimmte Kernenergie- und Gastätigkeiten als Übergangstätigkeiten einzustufen: Die betreffenden Gas- und Kernenergietätigkeiten müssen explizit zum Übergang zur Klimaneutralität beitragen. Die Kernenergietätigkeiten müssen außerdem die Anforderungen an die nukleare Sicherheit und die Umweltsicherheit erfüllen. Die Gastätigkeiten müssen zum Umstieg von der Kohle auf erneuerbare Energieträger beitragen.
Für die genannten Tätigkeiten gelten weitere Bedingungen, die der Zielsetzung der Taxonomieverordnung, private Investitionen zur Erreichung der Klimaneutralität bis 2050 zu mobilisieren, deutlich zuwiderlaufen. Für Taxonomie konforme Gaskraftwerke sollen sog. „Lebenszyklus-Emissionen“ von weniger als 100 g CO2-Äq/kWh gelten. Da diese Werte auch die Emissionen umfassen, die bei Gewinnung und Transport des Brennstoffs umfassen, gelten sie als vollkommen praxisfern. Aktuell werden die Lebenszyklus-Emissionen eines Gaskraftwerks auf mindestens 330 g CO2-Äq/kWh geschätzt. Deshalb hat die EU-Kommission jetzt Alternativen vorgeschlagen. Um die Investitionen zu beschleunigen, sollen alle bis 2030 genehmigten Anlagen bis zu 270 g CO2-Äq/kWh emittieren dürfen oder die jährlichen direkten Emissionen im Falle der reinen Stromerzeugung während eines Zeitraums von 20 Jahren nicht über einem Durchschnittswert je Kilowatt installierter Kraftwerksleistung von 550 kg CO2-Äq pro Jahr liegen. Dieser sog. Budgetansatz entspricht im Gegensatz zu festen Emissionswerten eher der künftigen Betriebsweise von Gaskraftwerken zur Deckung von Spitzenlast oder als ausgleichende Reserveleistung.
Nach Berechnungen der Energiewirtschaft [5] wäre bei dem von der EU-Kommission vorgeschlagenen Emissionsbudget von 550 kg CO2-Äq/kW bei jährlich 1.800 Vollaststunden das Budget bereits nach sieben Jahren aufgebraucht. Danach müsste die Anlage auf einen vollständig emissionsfreien Energieträger, vorzugsweise Wasserstoff, umgestellt werden. In der Phase des Erdgaseinsatzes könnten damit nur etwa 35 % des eingesetzten Kapitals amortisiert werden. Der verbleibende Kapitalrückfluss würde in eine Zeit zusätzlicher (Umrüstungs-)-Investitionen sowie ungewisser Markt- und Preisrisiken im noch jungen Wasserstoffmarkt fallen.
Damit diese Risiken besser verteilt werden, schreibt die EU-Kommission in ihrem neu vorgelegten ergänzenden Rechtsakt in einer zwingenden Nebenbedingung vor, dass bereits ab 2026 30 % sowie ab 2030 55 % des eingesetzten Brennstoffs in Gaskraftwerken, die den Nachhaltigkeitskriterien der Taxonomieverordnung entsprechen, aus klimaneutralen Gasen bestehen muss und zusätzlich eine Anlage, die mit festen oder flüssigen Brennstoffen versorgt wird, zu ersetzen ist.
Es ist unsicher, ob die vorgeschriebenen Beimischungen aus Gasen biogenen oder synthetischen Ursprungs gedeckt werden können, sodass davon ausgegangen wird, dass ein Großteil durch Wasserstoff gedeckt werden muss, der in ausreichenden Mengen nach bisherigen Prognosen aber erst ab Mitte der 2030er Jahre bereitstehen wird. Wasserstoff kann den bestehenden Gasnetzen nur bis zu 20 % beigemischt werden [6]. Danach ist ein Sprung auf die 100-Prozent-Marke notwendig, was eigenständige H2-Netze erfordert.
Weder die ergänzenden Rechtsakte zur europäischen Taxonomieverordnung noch die technisch-wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für die Versorgung der Kraftwerke mit klimaneutralen Gasen oder reinem Wasserstoff sind derzeit geeignet, die Investitionen in neue Gaskraftwerke zu stimulieren. Vor allem die restriktiven Bestimmungen der ergänzenden Rechtsakte unterlaufen die Ziele der EU-Kommission, das Erreichen der Klimaneutralität mittels privater Investitionen zu beschleunigen.
Anlagenbauer treiben H2-ready-Konzepte voran
Wasserstoff wird zweifelsohne eine zentrale Rolle bei der Dekarbonisierung der Energiesysteme spielen. Insbesondere erdgasbefeuerte Gasturbinen oder Gasmotoren, die derzeit gebaut oder projektiert werden, müssen in Zukunft teilweise oder vollständig mit Wasserstoff betrieben werden können. Energieversorger, die die Errichtung und den Betrieb eines solchen Kraftwerks planen, erwarten – unabhängig davon, ob sie ihr Kapital entsprechend den Nachhaltigkeitskriterien der EU einsetzen – verbindliche Zusagen über die Eignung der Anlage, Wasserstoff als Brennstoff zu verwenden. Einige neue GuD-Kraftwerke werden bereits heute als H2-ready beworben.
Für den Kraftwerks- und Anlagenbau ist die Zusicherung der Wasserstoffeignung überlebenswichtig. Mit vergleichsweise geringen Modifikationen könnte die bisherige Gasturbinen-Anlagentechnik zukunftsfähig gemacht werden. Die in München ansässige Siemens Energy hat sich Ende 2021 als weltweit erstes Unternehmen unabhängig zertifizieren lassen, um wasserstoffgeeignete Kraftwerke anbieten zu können. Die Zertifizierung eines GuD-Kraftwerks umfasst die konzeptionelle Auslegung während der Ausschreibungsphase, die Umsetzungsphase mit der endgültigen Anlagenauslegung oder ein Zertifikat für die Umrüstung eines bereits errichteten GuD-Kraftwerks auf Wasserstoffverbrennung einschließlich einer Überprüfung der Nachrüstungsmaßnahmen und ihrer Auswirkungen auf Sicherheit und Leistung.
Mitsubishi Power hat Anfang 2022 eine Gasturbine vorgestellt, bei der dem Brennstoff Erdgas bis zu 30 % Wasserstoff beigemischt werden kann. Die Ankündigung dürfte im direkten Zusammenhang mit den Taxonomievorgaben der EU stehen.
Der Offensive der Kraftwerks- und Anlagenbauer droht allerdings Gefahr von anderer Seite. Werden Gaskraftwerke ganz oder überwiegend mit Wasserstoff betrieben, wandeln sie energetisch betrachtet die mittels (situativ nicht marktfähigem) Strom aus erneuerbaren Quellen produzierte Sekundärenergie Wasserstoff erneut in Strom um. Der qualitative Zuwachs besteht in der Bereitstellung von regelbarer Energie. Diese Funktion können aber auch Speicher übernehmen. Wasserstoff-betriebene Gaskraftwerke haben damit – nach dem Ausstieg aus Kohle- und Kernenergie kein Alleinstellungsmerkmal. Sowohl innovative Batteriespeicher wie auch konventionelle Pumpspeicherkraftwerke können regelbare Leistung bereitstellen. Investoren müssen also beim Bau neuer wasserstoffgeeigneter Gaskraftwerke auch die Entwicklungen der Speichertechnologien im Auge behalten (siehe Abb.)
Steigende Risiken für dezentrale Kraft-Wärme-Kopplung in Deutschland
Noch ist unklar, ob und wie sich die investitionslenkenden Maßnahmen der EU-Taxonomie auf die dezentralen Kraft-Wärme-Technologien auswirken, die in Deutschland besonderen gesetzlichen Schutz und Förderung genießen Der gesamtgesellschaftliche Druck auf öffentliche Investoren, ausschließlich in nachhaltige Technologien zu investieren, dürfte deutlich ansteigen. Die Betreiber neuer, aber auch in Betrieb befindlicher KWK-Anlagen werden auf den Druck mit der Substitution von Erdgas durch biogene und synthetische Gase reagieren und relativ schnell die Beimischung oder Vollversorgung durch Wasserstoff fordern.
Für das Fraunhofer-Institut für Produktionstechnik und Automatisierung (IPA) in Stuttgart [7] könnte die Lösung in der Errichtung regionaler H2-Hubs liegen. In einer auf die Wasserstoffnutzung durch Verkehr und Industrie in Baden-Württemberg ausgerichteten Studie hat das IPA untersucht, welchen Beitrag regional erzeugter Wasserstoff zur Versorgung und zur Entlastung der Stromnetze leisten könnte. Strom aus PV- und Windspitzen könnte durch regional verteilte H2-Elektrolysen aufgefangen und zur Bereitstellung von Wasserstoff genutzt werden, ermitteltet das IPA. Die klimaneutrale Wärme oder Kraft-Wärme-Versorgung gehörte nicht zum Untersuchungsgegenstand des Instituts. Da die Wärmeversorgung durch die aktuelle Gasmangellage jedoch zu einer prioritären Versorgungsaufgabe geworden ist, steht einer kreativen Erweiterung des IPA-Ansatzes nichts entgegen, zumal derzeit von insgesamt knapp 5.000 MW geplanter Gas-Zubauleistung rund 2.900 MW auf KWK-Anlagen entfallen.
Zusammenfassung
Die Sicherheit der weitgehend auf erneuerbaren Energien beruhenden Stromversorgung soll nach dem Ausstieg aus Kohle und Kernenergie vorwiegend, aber nur für eine Übergangszeit, durch Gaskraftwerke gewährleistet werden. Die Europäische Union hat deshalb „bestimmte Gasaktivitäten“ im Rahmen ihrer Taxonomie zur nachhaltigen Entwicklung als Übergangstechnologie eingestuft, um private Investitionen zu mobilisieren. Restriktive Emissionsvorgaben und weitere einschränkende Bedingungen konterkarieren diese Zielsetzung. Für den Kraftwerks- und Anlagenbau ist die Einstufung wasserstoffgeeigneter Gaskraftwerke als nachhaltig überlebenswichtig. Auch für den Bestand und Ausbau bisher überwiegend erdgasbetriebener Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen ist die Substitution von Erdgas durch klimaneutrale Gase und durch Wasserstoff eine wichtige Zukunftsoption.
Alle Prognosen gehen davon aus, dass der für die Energiewende in Deutschland erforderliche Bedarf an Wasserstoff nicht im Inland durch Überschussstrom aus PV- und Windanlagen gedeckt werden kann. Neben der Stromerzeugung lassen auch Industrie, Verkehr und Wärmeversorgung einen hohen Bedarf an klimaneutral erzeugten Wasserstoff erkennen. Importe von Wasserstoff werden also zukünftig aus Weltregionen kommen müssen, die bereits aktuell durch Erdöl- und Erdgaslieferungen zur Energieversorgung in Deutschland zu einem erheblichen Teil beitragen. Allerdings ist dort noch nicht erkennbar, wie und wann die erforderliche Infrastruktur für die Wasserstofferzeugung sowie die Transportkapazität entstehen wird und zu welchen Kosten der Importe Brennstoff dann in Deutschland oder Europa verfügbar sein wird. Auch auf diesen Pfaden zur Zielerreichung werden noch viele Überraschungen stehen.
Anmerkungen
[1] DELEGIERTE VERORDNUNG (EU) 2022/1214 DER KOMMISSION vom 9. März 2022 zur Änderung der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 in Bezug auf Wirtschaftstätigkeiten in bestimmten Energiesektoren und der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2178 in Bezug auf besondere Offenlegungspflichten für diese Wirtschaftstätigkeiten https://eur-lex.europa.eu
[2] Gasturbinen und Gasmotoren werden meist unter dem Begriff „Peaker“ zusammengefasst.
[3] https://www.marktstammdatenregister.de/MaStR
[4] VERORDNUNG (EU) 2020/852 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 18. Juni 2020 über die Einrichtung eines Rahmens zur Erleichterung nachhaltiger Investitionen und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/2088. Online: https://eur-lex.europa.eu
[5] Stellungnahme des VKU zum Entwurf eines ergänzenden delegierten Taxonomie-Rechtsakts über bestimmte Gas- und Kernenergietätigkeiten. Online: https://www.vku.de
[6] Vgl. „Erstmals 20 Prozent Wasserstoff im deutschen Gasnetz Innovationsprojekt von E.ON, Avacon und DVGW startet mit Wasserstoffbeimischung“. DVGW-Pressemitteilung vom 28. Oktober 2021. Online: https://www.dvgw.de
[7] I-H2-Hub-BW – Dezentrale Wasserstofferzeugung und -nutzung im industriellen Umfeld Baden-Württembergs. https://www.ipa.fraunhofer.de