Kohlekraft

Kohle ist noch immer die größte einzelne Stromquelle der Welt. 2025 erzeugte sie trotz des rasanten Wachstums von Solarenergie und Wind rund 10.500 TWh, ein Drittel des weltweiten Stroms. Kohle ist auch die größte einzelne Quelle energiebedingter CO₂-Emissionen, rund 15 Milliarden Tonnen im Jahr, und den größten Anteil daran haben Kraftwerke. Wo Kohle vor Ort gefördert wird und die Kraftwerke abbezahlt sind, ist Kohlestrom im Betrieb billig. Er ist regelbar, und ganze Bergbauregionen hängen an ihm. Pro erzeugter Einheit ist er wegen der Luftverschmutzung aber auch mit großem Abstand die tödlichste Stromquelle.

So funktioniert es

Ein Kohlekraftwerk ist ein Dampfkraftwerk (Clausius-Rankine-Prozess). Mühlen mahlen die Kohle zu feinem Staub, der mit vorgewärmter Luft in einen Kessel geblasen und bei etwa 1.300–1.700 °C verbrannt wird. Die Wärme geht auf Wasser in Tausenden Metern Kesselrohren über. Der Hochdruckdampf treibt eine mehrstufige Turbine mit angekoppeltem Generator an, wird danach wieder zu Wasser kondensiert und zurückgepumpt. Je heißer der Dampf und je höher sein Druck, desto höher der Wirkungsgrad, und genau danach unterscheidet man die wichtigsten Kraftwerksklassen.

Die Emissionen pro kWh hängen direkt vom Wirkungsgrad und vom Kohlenstoffgehalt der Kohle ab:

Mit derselben Rechnung erhältst du den Kohleverbrauch. Bei 25 MJ/kg verbrennt der Block mit 38 % Wirkungsgrad etwa 0,38 kg Kohle pro kWh, bei 1 GW und Volllast also rund 3,3 Millionen Tonnen im Jahr. Der Rechner für den Energiegehalt von Brennstoffen vergleicht die Heizwerte von Steinkohle, Braunkohle und anderen Brennstoffen.

Die wichtigsten Varianten

Oberhalb von etwa 22,1 MPa und 374 °C überschreitet Wasser seinen kritischen Punkt und wird ohne Sieden zu Dampf. Überkritische Kraftwerke nutzen dafür Zwangdurchlaufkessel. Ultra-überkritische Blöcke gehen über 600 °C hinaus, die besten in Japan, Dänemark und China melden Nettowirkungsgrade von etwa 44–47 % (Heizwert). Jede Stufe nach oben braucht teureren hochlegierten Stahl.

IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) wandelt Kohle in Synthesegas um, reinigt es und verbrennt es in einer Gasturbine mit nachgeschaltetem Dampfprozess. Das erleichtert die CO₂-Abscheidung vor der Verbrennung. Die Demonstrationsanlagen in Buggenum (Niederlande), Puertollano (Spanien), Polk und Wabash River (USA) sowie Edwardsport (Indiana) kamen auf gemischte Verfügbarkeiten. In Mississippi gab das Projekt Kemper County die Vergasung 2017 auf, nachdem die Kosten auf rund 7,5 Milliarden Dollar gestiegen waren; heute verbrennt die Anlage Erdgas.

Braunkohle und Steinkohle

Braunkohle hat einen Heizwert von etwa 5–15 MJ/kg und enthält 30–60 % Wasser. Ihr Transport lohnt sich nicht, deshalb wird sie in Kraftwerken direkt am Tagebau verbrannt: in Deutschland, Polen, Tschechien, Griechenland, auf dem Balkan, in der Türkei, in Australien (Victoria) und Indonesien. Das Verdampfen des Wassers kostet Wirkungsgrad, und Braunkohle enthält mehr Kohlenstoff pro Energieeinheit. Braunkohleblöcke stoßen deshalb meist 1,0–1,2 kg CO₂/kWh aus. Die Tagebaue, die sie beliefern, greifen stärker in die Landschaft ein als fast jede andere Energiequelle. Steinkohle (bituminöse, subbituminöse Kohle und Anthrazit, rund 20–32 MJ/kg) wird per Schiff gehandelt. Die größten Exporteure sind Indonesien und Australien, die größten Importeure China, Indien, Japan und Korea.

Wirkungsgrad und Kapazitätsfaktor

Kohleblöcke wurden für den Grundlastbetrieb mit 70–85 % Kapazitätsfaktor gebaut, in vielen Märkten laufen sie heute aber deutlich weniger. Unter dem Druck von billigem Gas und erneuerbaren Energien kamen US-Kohlekraftwerke in den letzten Jahren im Mittel auf rund 40–50 % (EIA). Chinas Flotte lief bei etwa 50 %, weil die Kapazität schneller wuchs als die Nachfrage. Das Hoch- und Herunterfahren eines Kohlekraftwerks erhöht den Verschleiß, senkt den Wirkungsgrad und treibt die Emissionen pro kWh nach oben. Die Mindestlast liegt meist bei 30–50 % der Nennleistung, Nachrüstungen in Deutschland, Dänemark und China haben sie aber gesenkt. Der Kapazitätsfaktor-Rechner übersetzt solche Auslastungen in Jahresenergie.

Kosten

• Lazard LCOE+ 2024 (USA, ohne Förderung, Neubau): 69–168 $/MWh. In den USA werden kaum neue Kohlekraftwerke geplant, weil neue Wind-, Solar- und Gaskraftwerke billiger sind.
• IEA/NEA Projected Costs 2020: Neue Kohlekraftwerke liegen in OECD-Ländern bei 7 % Diskontierungszinssatz meist bei 75–120 $/MWh. Darin steckt ein angenommener CO₂-Preis von 30 $/t, der etwa 25–30 $/MWh ausmacht. In China und Indien werden Kraftwerke pro kW deutlich billiger gebaut.
• NREL ATB / EIA AEO: Overnight-Kosten für neue US-Kohlenstaubkraftwerke von rund 3.500–4.500 $/kW, mit 90 % Abscheidung deutlich mehr.

Bei bestehenden, abbezahlten Kraftwerken zählen die Grenzkosten: Brennstoff, variable Betriebskosten und CO₂. Bei 100 $/t frei Kraftwerk geliefertem Steinkohle (etwa 4 $/GJ) kostet der Brennstoff rund 38 $/MWh. Ein CO₂-Preis von 80 €/t schlägt mit etwa 70 €/MWh zu Buche. Der EU-ETS ist der Hauptgrund dafür, dass sich die Kohleverstromung in Europa seit 2015 ungefähr halbiert hat. Analysten, darunter Carbon Tracker, kommen zu dem Ergebnis, dass der Weiterbetrieb vieler bestehender Kohlekraftwerke inzwischen teurer ist als der Neubau erneuerbarer Anlagen. Der LCOE-Rechner zeigt, wie Brennstoff- und CO₂-Preise das Ergebnis verschieben.

Fläche, Wasser und Rohstoffe

Kohle bewegt viel Material und braucht viel Fläche. Ein Kraftwerk mit 1 GW verbrennt im Jahr rund 3 Millionen Tonnen Steinkohle oder 8–10 Millionen Tonnen Braunkohle und hinterlässt Hunderttausende Tonnen Asche und, wo Rauchgaswäschen installiert sind, Gips. Ascheteiche sind schon katastrophal gebrochen, etwa 2008 in Kingston (Tennessee). Der Mountaintop-Bergbau in den Appalachen und die Braunkohletagebaue im Rheinland und in der Lausitz haben ganze Landschaften und Dörfer verschwinden lassen. Der Wasserverbrauch ist hoch. Die NREL-Erhebung (Macknick et al., 2012) nennt für Kohlekraftwerke mit Kühlturm einen Medianverbrauch von etwa 690 US-Gallonen pro MWh, Durchlaufkühlung entnimmt weit größere Mengen. Im wasserarmen Indien und in Nordchina schränkt das die Standortwahl inzwischen ein.

CO2-Emissionen über den Lebenszyklus

• IPCC AR5 WGIII Anhang III (2014): Kohlenstaubfeuerung Median 820 g CO2e/kWh, Spanne 740–910.
• UNECE 2021: ohne Abscheidung rund 750–1.100 g CO2e/kWh, je nach Kohlesorte und Region. Mit CCS liegt die Spanne bei etwa 150–470 g CO2e/kWh, weil die Abscheidung nie 100 % erreicht und das Grubenmethan aus der Förderung bleibt.

Grubenmethan trägt viel bei und wird oft unterschätzt. Der Global Methane Tracker der IEA schätzt die Methanemissionen des Kohlebergbaus ähnlich hoch ein wie die der Öl- oder Gasindustrie. Zum Vergleich: GuD-Gaskraftwerke kommen auf etwa 490 g, Kernenergie und Wind auf etwa 10 g.

Sicherheit und Gesundheitsfolgen

Der größte Schaden durch Kohle breitet sich über die Luft aus. Bei der Verbrennung entstehen Feinstaub (PM2,5), Schwefeldioxid und Stickoxide (die sekundären Feinstaub und Ozon bilden), dazu Quecksilber, Arsen und andere Spurenmetalle. Die Folgen sind Herzkrankheiten, Schlaganfälle, Lungenkrebs und Atemwegserkrankungen noch Hunderte Kilometer windabwärts.

• Markandya & Wilkinson (Lancet, 2007): etwa 24,5 Todesfälle pro TWh für europäische Steinkohle und 32,6 für Braunkohle, dazu viele weitere schwere Erkrankungen.
• Our World in Data (Synthese): etwa 24,6 Todesfälle pro TWh für Kohle, gegenüber 18,4 für Öl, 2,8 für Gas und etwa 0,03 für Kernenergie, Wind und Sonne.

Wo Abgasreinigung installiert ist, sinkt die Belastung stark. Rauchgasentschwefelung entfernt 90–98 % des SO₂, selektive katalytische Reduktion 80–90 % der NOx, und Elektro- oder Gewebefilter halten über 99 % des Staubs zurück. Aktivkohle-Eindüsung bindet Quecksilber. Chinas „Ultra-Low-Emission“-Standard (etwa 10/35/50 mg/Nm³ für Staub/SO₂/NOx), seit 2015 für den Großteil der Flotte vorgeschrieben, hat zu einem starken Rückgang des Feinstaubs in den Städten beigetragen. Viele Kraftwerke in Indien und Südostasien haben noch keine Rauchgasentschwefelung, und die indischen Fristen wurden mehrfach verschoben. Der Bergbau fordert zusätzlich Opfer durch Unfälle und Staublunge.

CO₂-Abscheidung an Kohlekraftwerken

Zwei Vorzeigeprojekte zeigen, was die Abscheidung leisten kann und wie schwierig sie ist:

• Boundary Dam 3 (SaskPower, Kanada, 2014): eine Nachrüstung mit 110–115 MW netto, ausgelegt auf etwa 1 Mt CO₂ pro Jahr bei 90 % Abscheiderate. In späteren Jahren lief sie zuverlässig, schied aber meist deutlich weniger ab als geplant. Ein großer Teil des CO₂ wird zur Ölförderung verkauft.
• Petra Nova (W.A. Parish, Texas, 2017): schied CO₂ aus einem Teilstrom ab, der 240 MW entspricht, ausgelegt auf etwa 1,4 Mt pro Jahr, für die Ölförderung. Als die Ölpreise 2020 einbrachen, wurde die Anlage eingemottet und 2023 unter neuen Eigentümern wieder angefahren.

Die Abscheidung verbraucht 20–30 % der Kraftwerksleistung für die Regeneration des Lösungsmittels und die Verdichtung. Zusammen mit den Investitionskosten verteuert sie die Stromerzeugung um rund 40–80 %. Kohlestrom mit CCS ist damit teurer als die meisten CO₂-armen Alternativen.

Stilllegungen und Ausblick

Je nachdem, wohin man schaut, entwickelt sich Kohlestrom in entgegengesetzte Richtungen. In Großbritannien fiel der Kohleanteil von etwa 40 % im Jahr 2012 auf null, als Ratcliffe-on-Soar am 30. September 2024 schloss. Die Kohleverstromung in den USA ist gegenüber dem Höchststand von rund 2.000 TWh im Jahr 2007 um mehr als die Hälfte gesunken, ihr Anteil liegt inzwischen unter 20 %. In der EU hat sich die Kohleerzeugung seit 2015 ungefähr halbiert. Deutschland will spätestens 2038 aussteigen, Spanien, Italien und andere früher.

In Asien sinkt der Anteil der Kohle, während die absolute Erzeugung weiter gestiegen ist. China erzeugt über die Hälfte des weltweiten Kohlestroms und genehmigte laut CREA und Global Energy Monitor 2022–2023 rund 100 GW neue Kohlekapazität pro Jahr. Offiziell sollen diese Kraftwerke zunehmend als Reserve für erneuerbare Energien dienen statt als Grundlast. Indien bezieht rund drei Viertel seines Stroms aus Kohle und plant weitere Kraftwerke, um die wachsende Nachfrage zu decken. Der IEA-Bericht Coal 2024 erwartet, dass die weltweite Kohlenachfrage bis Ende der 2020er-Jahre auf einem Plateau verharrt, weil der Rückgang in China das Wachstum in Indien und Südostasien ausgleicht.

Wie schnell die Kohle verschwindet, hängt an billigem Ersatz (Solarenergie, Wind, Batteriespeicher und Erdgas), an CO₂-Preisen, an der Finanzierung vorzeitiger Stilllegungen wie den JETP-Abkommen mit Südafrika, Indonesien und Vietnam und an der Unterstützung für Kohleregionen. Die Kraftwerkskarte zeigt die verbleibende Kohleflotte der Welt, der Technologievergleich stellt ihre Kosten und Emissionen den Alternativen gegenüber.