Gibt es eine Zukunft für diesen Energieträger?

1 Einführung

Auf der UN-Klimakonferenz (COP21) in Paris haben 195 Länder die erste umfassende und rechtsverbindliche Klimavereinbarung geschlossen. Die Vereinbarung trat im November 2016 in Kraft. Darin verpflichten sich die Regierungen der Länder, die Treibhausgasemissionen so weit zu begrenzen, dass bis zum Jahr 2100 die globale Erderwärmung unter zwei Grad bleibt. Nach Möglichkeit soll im Vergleich zum vorindustriellen Zeitalter sogar die 1,5 Grad-Marke erreicht werden. 7 Jahre nach dem Pariser Abkommen sieht die Lage dagegen bereits düster aus. Der aktuelle UN-Klimabericht [1] attestiert, dass die Welt auf eine Klimaerwärmung von 2,7 Grad bis 2100 zusteuert und die Regierungen die bisherigen Ziele verfehlt haben. Der Weltklimarat IPCC geht in seiner aktuellen Analyse [2] davon aus, dass die kritische Marke von 1,5 Grad voraussichtlich schon im Jahr 2030 erreicht ist. Wie passt dazu die Entwicklung des Kohleverbrauchs?

2 Übersicht Kohlesektor

Der weltweite Primärenergiebedarf ist gemäß dem BP „Statistical Review of World Energy 2022“ [3] im Jahr 2021 um 5,8 % und um 1,3 % gegenüber dem Wert von 2019 gewachsen. Die CO₂-Emissionen aus dem Energieverbrauch und Indus-trieprozessen (als CO₂-Äquivalent) stiegen 2021 um 5,7 % auf 39,0 Gt CO₂e, mit einem Anstieg der reinen CO₂-Emissionen aus dem Energieverbrauch um 5,9 % auf 33,9 Gt CO₂, nahe dem Niveau von 2019. Der weltweite Kohleverbrauch ist laut der BP in 2021 um 6 % auf 160 Exajoules (EJ) gestiegen, das ist mehr als im Jahr 2019 und entspricht dem höchsten Verbrauch seit 2014. Am weltweiten Energiebedarf hatte Kohle (Bild 1) im Jahr 2021 damit einen Anteil von 26,9 %, das ist etwas weniger als der Mineralölverbrauch, aber mehr als der Erdgasverbrauch. Insgesamt wurden 2021 etwa 440 Millionen Jahrestonnen Kohle (Mta) mehr als im Jahr 2020 produziert und verbraucht.

In Bild 2 ist dargestellt, wie sich der weltweite Kohleverbrauch bis zum Jahr 2024 laut der IEA (International Energy Agency) darstellt [4]. Nachdem der Verbrauch infolge der Corona-Pandemie im Jahr 2020 um etwa 4,4 % eingebrochen ist, erfolgte im Jahr 2021 wieder ein Wachstum um 6,0 %. Bis 2024 wird der weltweite Verbrauch von derzeit 7906 Mta auf 8031 Mta anwachsen. Den größten Anteil am Verbrauch im Jahr 2021 hatte China mit 52,2 %, gefolgt vom restlichen Asien mit 25,0 %. Die EU kommt nur auf einen Anteil von 5,5 %, das restliche Europa (ohne die GUS-Staaten) auf 2,5 %. Nordamerika (Kanada, Mexiko und die USA) kommen auf 6,8 %, der Rest der Welt (RoW) auf 7,9 %. Bis 2024 werden China und das restliche Asien ihre Anteile auf 53,1 % und 26,9 % ausbauen, während die EU, das restliche Europe und Nordamerika dagegen auf 4,2 %, 2,2 % sowie 4,8 % zurückfallen werden.

Bild 3 zeigt, wie sich gemäß den IEA-Zahlen der weltweite Verbrauch auf den Kohlebedarf aufteilt. Dabei werden Kesselkohle und Kokskohle unterschieden. Kesselkohle wird in Kraftwerken in erster Linie zur Verstromung und in geringeren Mengen aber auch für den Wärmemarkt (Heizkraftwerke, Aluminium-, Zement- und Chemieindustrie usw.) eingesetzt. Kokskohle und Kohlenstaub werden in der Stahlindustrie zur Erzeugung von Roheisen in sogenannten Hochöfen eingesetzt. Derzeit erfolgt gut 70 % der weltweiten Roheisenproduktion über Hochöfen. Wie Bild 3 verdeutlicht, entfielen im Jahr 2019 etwa 85,5 % des Kohlebedarfs auf Kesselkohle (Bild 4) und 14,5 % auf Kohle zur Kokserzeugung. Die Anteile werden sich in den kommenden Jahren nur unwesentlich ändern, nachdem im Jahr 2021 der Anteil von Kesselkohle noch leicht auf 86,0 % gestiegen ist.

Die UN hatte vor einiger Zeit ins Gespräch gebracht, dass der weltweite Kohleabbau jährlich um etwa 11 % bis zum Jahr 2030 verringert werden muss, um die Klimaziele zu erreichen. Die Fakten sehen dagegen anders aus. Derzeit gibt es eine große Welle neuer Minenprojekte, wie zuletzt die IEA festgestellt hat. In 11 Ländern sind insgesamt 131 neue Kohleminen geplant, wobei China gar nicht berücksichtigt ist (Bild 5). Australien kommt allein auf 56 neue Projekte, gefolgt von Kanada mit 17 und Südafrika und Russland mit jeweils 14 sowie die USA mit 10 Projekten. Andere Projekte sind u.a. in Indonesien, in Kolumbien, in der Mongolei und in Mosambik geplant. Ein Teil der Projekte dient dem Ersatz bereits ausgebeuteter Minen, ein nicht unwesentlicher Anteil kann aber auch höheren Förderraten zugeschrieben werden.

3 Entwicklungen bei Kohlekraftwerken

In Deutschland und in Europa hat das Thema Kohleausstieg eine hohe politische und gesellschaftliche Priorität. Bild 6 zeigt die momentan bestehenden Beschlüsse der Regierungen der Länder zum Kohleausstieg der Kraftwerksindustrie in Europa. Danach ist die europäische Kraftwerksindustrie im Jahr 2040 bis auf Polen bereits kohlefrei. Europa nimmt damit im Weltmaßstab eine Vorreiterrolle ein. In dem Zusammenhang ist darauf hinzuweisen, dass auf der COP26 Konferenz in Glasgow im Jahr 2021 zwar 40 Nationen einem Kohleausstieg zugestimmt haben, diese Nationen aber weniger als 21 % der weltweiten Kohleverstromung ausmachen, weil Länder wie China, Indien, die USA, Japan und Russland fehlen, und zudem in vielen Ländern ein Ausstieg erst nach 2040 erfolgen soll.

Es ist sehr aufschlussreich, wenn man die Zahlen aus dem „Global Energy Monitor“ [5] für die in den letzten Jahren neu errichteten Kohlekraftwerke mit den Daten der stillgelegten Kohlekraftwerke miteinander vergleicht. Von 2017 bis zum 1Hj. 2022 wurden gemäß dem „Global Coal Plant Tracker, July 2022” weltweit 312,8 GW an neue kohlegefeuerte Kraftwerksleistung errichtet. Davon entfielen 74,1 % allein auf China und Indien und entsprechend 25,9 % auf den Rest der Welt. Den neu errichteten Kohlekraftwerken stehen in dem Zeitraum nur 188,5 GW an stillgelegter Kapazität gegenüber. 21,9 % dieser stillgelegten Kapazität entfallen auf China und Indien, 78,1 % entfallen auf den Rest der Welt. Entsprechend haben China und Indien in einer Brutto-Netto-Betrachtung in dem Zeitraum von 2017 bis 1Hj. 2022 ihre Kohlekraftwerkskapazitäten um 190,6 GW ausgebaut und der Rest der Welt hat die Kapazitäten um 66,3 GW verringert.

Bild 7 zeigt die Daten der neu errichteten Kapazität an Kohlekraftwerken. 2019 war vermutlich das letzte Peakjahr mit insgesamt 77,3 GW neuer Kraftwerkskapazität. Im Jahr 2020 ist der Wert auf 55,5 GW und im Jahr 2021 auf 45,6 GW gefallen. Es ist dabei zu beachten, dass der Errichtung bzw. Inbetriebnahme solcher Kraftwerke ein durchschnittlicher Planungszeitraum von etwa 10 Jahren vorhergeht und dass die Kraftwerke für 25 bis 40 Jahre betrieben werden können. In Bild 8 sind die Daten für die stillgelegten Kohlekraftwerke dargestellt. Hier ist ein Peakjahr im Jahr 2020 zu erkennen. Im Jahr 2021 und im 1Hj. 2022 haben sich die Zahlen deutlich abgeflacht, was gegebenenfalls mit der Energiekrise und der Gaspreisentwicklung seit 2021 zusammenhängt. So wurde z.B. in Deutschland im Sommer 2022 beschlossen, die Energieversorgung auch durch den vermehrten Einsatz von Kohlekraft auf eine breitere Basis zu stellen. Einige Unternehmen holten bereits pensionierte Kohle-Mitarbeiter zurück.

Wie geht es mit der Stilllegung von Kohlekraftwerken ­weiter? Bild 9 zeigt die weltweit jährlich geplanten Kapazitätsstillegungen bei Kohlekraftwerken und wie sich das auf die kumulierten Zahlen auswirkt. Demnach werden von 2022 bis 2030 insgesamt 223,6 GW Kraftwerksleistung stillgelegt, durch geplante Stilllegung am Ende der Betriebsdauer sowie die vorzeitige Außerbetriebnahme von Kraftwerken bzw. Kraftwerksblöcken. Man erkennt, dass bis zum Jahr 2025 eine gewisse Zunahme an Stilllegungen geplant ist, danach tritt bis zum Jahr 2027 eine Abschwächung der Stilllegungen ein, um dann bis 2030 wieder zuzunehmen. Bild 10 enthält eine Liste, ­welche Länder von 2021 bis zum Jahr 2040 die größten kohlegefeuerten Kraftwerksleistungen außer Betrieb nehmen. Angeführt wird die TOP10 Liste von den USA, gefolgt von Südafrika, Deutschland, Südkorea und Australien.

Die größte Unbekannte in der Entwicklung der kohlegefeuerten Kraftwerke ist der weitere Zubau neuer Kraftwerksleistung. Im „Global Energy Monitor“ werden für den Juli 2022 insgesamt 178,1 GW an kohlegefeuerten Kraftwerken ausgewiesen, die in Bau sind. Die Liste (Bild 11) wird von China angeführt, gefolgt von Indien, Indonesien, Vietnam und Bangladesch. China kommt mit einer Kapazität von 93,8 GW auf 53,1 % der gesamten Kraftwerksleistung, die sich in Bau befindet. China, Japan und Südkorea hatten sich in der Zwischenzeit verpflichtet, keine neuen internationalen kohlegefeuerten Kraftwerks-projekte mehr zu unterstützen. Damit fällt für einige Länder insbesondere aus dem asiatischen und afrikanischen Raum die finanzielle Förderung solcher Projekte weg.

4 Entwicklungen in der Stahlindustrie

Der weltweite Bedarf für Roheisen steigt stetig. In Bild 12 ist die Entwicklung seit dem Jahr 2017 dargestellt, wobei das hauptsächliche Marktwachstum auf China zurückzuführen ist. Im Jahr 2021 lag die Produktion bei etwa 1952 Mta, China hatte daran einen Anteil von 54 % [6]. Für das Jahr 2030 wird ein leichter Marktanstieg auf 2100 Mta prognostiziert, der sich bis 2040 auf dem Wert stabilisiert, um bis 2050 auf etwa 2000 Mta zu fallen. Das entspricht fast dem Wert von 2021. Allerdings werden sich gegenüber heute Änderungen in der Gewichtung der Regionen ergeben. China wird auf einen Anteil von etwa 34 % zurückfallen, Indien und andere Entwicklungsländer werden deutlich zunehmen, während die entwickelten Länder weiterhin stagnieren.

Bild 13 zeigt, wie sich derzeit die Roheisenerzeugung auf die wesentlichen Verfahren verteilt. Das gängigste Verfahren mit über 70 % weltweitem Marktanteil ist ein integriertes Stahlwerk mit BF-Hochofen und BOF-Stahlconverter (BF-BOF) zur Erzeugung von Roheisen und anschließender Umwandlung zu Rohstahl. Auf etwa 29 % Marktanteil kommen elektrische Lichtbogenöfen (EAF). Derzeit ist die Stahlindustrie für etwa 11 % der globalen CO₂-Emissionen verantwortlich [7]. Der entsprechende CO₂-Ausstoß hängt sehr von dem gewählten Verfahren ab (Bild 14). Konventionelle BF-BOF-Verfahren haben einen spezifischen Emissionswert von 2,0 t CO₂/t Rohstahl. Auf den niedrigsten Wert von 0,4 t CO₂/t Rohstahl kommen EAF-Verfahren, die Stahlschrott anstelle von Eisenerz zur Stahlerzeugung einsetzen. Die Verfügbarkeit von Stahlschrott ist aber zunehmend begrenzt [8].

In Tabelle 1 ist dargestellt, welche Hochofen-Kapazitäten gemäß Informationen aus dem „Global Energy Monitor“ derzeit geplant sind. Insgesamt sind das über 200 Mta an Kapazität, in Ländern, die allesamt CO₂-Verpflichtungen abgegeben haben, allerdings erst ab dem Jahr 2050. Die Liste wird angeführt von China, die mit 159,6 Mta allein auf fast 80 % der Summe kommen. In der Liste befinden sich mit Indien, Vietnam, Indonesien Malaysia, Myanmar und Brasilien 6 weitere Länder. In einigen anderen Listen werden auch Länder wie Kambodscha, Russland und die Ukraine geführt. Dabei ist anzumerken, dass die Hochofen-Projekte in Konkurrenz zu anderen Eisenerzeugungsverfahren wie dem Direkt-Reduktionsofen (DRI) stehen. DRI Verfahren setzen bisher jedoch bessere Eisenerzqualitäten voraus, die aber nur begrenzt zur Verfügung stehen [9].

Entsprechend ist der künftige Kohlebedarf der Stahlindustrie schwer vorherzusagen, da Kohle nur bei den BF-BOF-Verfahren und kohlebasiertem DRI/EAF-Verfahren zum Einsatz kommt. Der künftige Kohlebedarf hängt damit wesentlich davon ab, welche Verfahren sich durchsetzen werden (Bild 15). Darüber fallen die Meinungen in der Industrie unterschiedlich aus. BHP Billiton geht davon aus, dass auch im Jahr 2050 das BF-BOF-Verfahren den Markt noch dominiert, während z.B. Bloomberg New Energy Finance davon ausgeht, dass Direkt-Reduktionsverfahren (DRI) im Jahr 2050 einen Marktanteil von 59 % haben werden. Letztlich wird die Entwicklung in einem hohen Maß aber davon bestimmt, wie sich die wirtschaftlichen Kosten für Verfahren entwickeln und ob die Rohmaterialien wie Eisenschrott für EAF-Verfahren und „high-grade“ Eisenerz mit Fe-Anteilen > 67 % für DRI-Verfahren zur Verfügung stehen.

Zu den wirtschaftlichen Kosten gibt es eine aktuelle Übersicht von Teck Resources (Bild 16) [10]. Dabei wurden die Netto-Investitionskosten, -Betriebskosten und CO₂-Steuern auf Kostenbasis 2030 für die wichtigsten Stahlerzeugungsvarianten in China einbezogen. Auf die geringsten Investitions- und Betriebskosten kommen Hochöfen, die neu zugestellt werden, diese ziehen aber auch die höchsten CO₂-Steuern nach sich. Die höchsten Betriebskosten erfordern DRI-Anlagen, die Wasserstoff als Energieträger einsetzen. Die höchsten Capex-Kosten haben Hochöfen und Verbindung mit einer CCUS-Technologie (CCUS = Carbon Capture, Utilisation and Storage). Wenn man alle Kostenelemente einbezieht, ist die Verwendung bestehender Hochöfen zusammen mit der CCUS-Technologie die wirtschaftlichste Alternative. Die teuerste Alternative sind Hochofen-Neuanlagen infolge der hohen CO₂-Steuern.

Der Einsatz bestehender Hochofenanlagen zusammen mit CCUS-Technologien gilt inzwischen auch als schnellste und kostengünstigste Alternative, zumindest für die chinesische Stahlindustrie. In Bild 17 sind die Gesamtbetriebskosten in US$/t flüssigen Rohstahl über die weiteren Jahre aufgetragen. Die Kosten für die BF-CCUS-Brownfield-Variante bewegen sich zwischen etwa 475 und 540 US$/t Flüssigstahl, während die Kosten für die entsprechende Greenfield-Variante um mindestens 100 US$/t darüber liegen. Die Kosten für die H2-DRI-Variante liegen derzeit noch weit darüber. Um wettbewerbsfähig zu sein, müssten die Kosten für die Erzeugung von Wasserstoff in den Bereich von 1 – 2 US$/kg fallen. Dies dürfte für die großtechnische Wasserstofferzeugung erst nach 2040 der Fall sein [10]. Auch die Investitionskosten für Elektrolyseanlagen müssten noch um 80 % fallen.

5 Aussichten

Die Aussichten für die Kohleindustrie sind zumindest noch bis zum Jahr 2040 gut bis sehr gut. Dies betrifft mit Steinkohle und Braunkohle (Bild 18) alle Kohlesorten. Auch für die Jahre nach 2040 bis 2050 bestehen in vielen Weltregionen und insbesondere in China, Indien und Südostasien noch gute Aussichten. Was die Entwicklung nach 2050 angeht, lässt sich aus heutiger Sicht schwer vorhersagen. Insgesamt kann man davon ausgehen, dass die weitere Verwendung von Kohle weitgehend damit zusammenhängt, ob es gelingt, kohlegefeuerte Kraftwerke und Hochöfen mit der CCUS-Technologie wirtschaftlich und technologisch zu verknüpfen. Höhere CO₂-Steuern werden CCUS-Technologien begünstigen. Nach Ansicht vieler Industriequellen sind genügend unterirdische Lager für die Speicherung von CO₂ mit einer Kapazität von bis zu 5 Tn t CO₂ vorhanden.