Kraftwerk

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Der Titel dieses Artikels ist mehrdeutig. Weitere Bedeutungen sind unter Kraftwerk (Begriffsklärung) aufgeführt.

Ein Kraftwerk (veraltete Bezeichnung: Elektrizitätswerk, heute auch Stromerzeugungsanlage) ist eine technische Anlage zur Stromerzeugung und stellt in manchen Fällen zusätzlich thermische Energie bereit. Bei einem Kraftwerk wird meist mechanische Energie mittels Generatoren in elektrische Energie verwandelt, die in der Regel in das Stromnetz eingespeist wird. Die mechanische Energie zum Antrieb der Generatoren stammt ihrerseits aus

Auch Photovoltaikanlagen werden als Kraftwerke bezeichnet, obwohl sie keine beweglichen Teile enthalten und daher kinetische Energie nicht als Energieform in der Umwandlungskette vorkommt.[1]

Die jeweiligen Primärenergien werden in diesen Energieumwandlungsketten mit unterschiedlichen Wirkungsgraden in elektrische Energie umgewandelt. Alle Methoden stehen miteinander in wirtschaftlicher Konkurrenz und sind politisch teils gewollt und gefördert (erneuerbare Energien: Sonne, Wasser, Wind, Geothermie), oder nicht gewollt und besteuert (Kernspaltung: Brennelementesteuer; Verbrennung: Kohlenstoffdioxid-Emission).

Das Heizkraftwerk (Gaskraftwerk) Berlin-Mitte wird neben der Stromproduktion auch zur Fernwärmeversorgung des Regierungsviertels eingesetzt.
Kohlekraftwerk Staudinger in Großkrotzenburg

Geschichtliche Entwicklung[Bearbeiten]

Transmission und riemengetriebene Maschinen vor der Einführung von Elektromotoren
Ältestes (erhaltenes) Wasserkraftwerk Deutschlands (1891) in Schöngeising 48.13720211.208085. Im ehemals ostpreußischen Darkehmen bestand bereits seit 1886 ein Wasserkraftwerk

Bis zum Ende des 19. Jahrhunderts wurde die benötigte Energie neben menschlicher und tierischer Kraft durch Dampfkraft erzeugt. Dampfmaschinen wurden genutzt, um mechanische Leistung zu erzeugen, die in Fabriken mittels Transmissionen zu den Maschinen übertragen wurde. Weitere bekannte Energiequellen waren Wasserkraft und Windkraft. Diese Primärenergiequellen konnten nur in unmittelbarer Nachbarschaft genutzt werden.

Erst durch die Erfindung der Dynamomaschine war die Voraussetzung geschaffen, den Ort der Energiefreisetzung vom Ort des Energieverbrauchs räumlich zu trennen. Als Erfinder des Generators ohne Permanentmagnete wird bevorzugt Werner von Siemens genannt, der 1866 das dynamoelektrische Prinzip entdeckte und eine erste Dynamomaschine damit ausstattete. Bereits vor Siemens hatten jedoch Ányos Jedlik 1851 und Søren Hjorth 1854 mit dem von der Maschine selbst erzeugten Strom die Feldmagnete gespeist und dies beschrieben. Das erste Patent wurde 1854 Søren Hjorth erteilt.[2] Die ersten Kraftwerke wurden von Dampfmaschinen angetrieben, es entstanden Stromnetze zur Verteilung der Energie. Im Stromkrieg, einen Systemwettstreit Ende des 20. Jahrhunderts zwischen den Verfahren der zu verwendeten Stromart, setzte sich bis auf wenige Ausnahmen für Stromnetze der Dreiphasenwechselstrom, eine Form von Wechselstrom mit drei Phasen, durch. Mit der Drehstrom-Hochspannungs-Übertragung können in Form von ausgedehnten Verbundnetze größere Übertragungsstrecken bei akzeptablen Übertragungsverlusten realisiert werden.

Die Verbrennung der Kohle in Dampfkesseln zur Erzeugung von Strom wurde schnell als weiterer Absatzmarkt von den Zechenbetreibern erkannt. Ausgehend von den Zechenkraftwerken wurde der Strom an die benachbarte Industrie und Privathaushalte verteilt. Nachdem der Strom anfangs vorwiegend für Beleuchtungszwecke genutzt wurde, führte die allgemeine Verfügbarkeit der Energie zu neuen innovativen strombetriebenen Maschinen in der Industrie und in Privathaushalten und damit zu einem weiteren Anstieg der Stromerzeugung. Heute ist ein hochentwickelter Staat ohne Kraftwerke und Stromnetz undenkbar.

Physikalische Grundlagen[Bearbeiten]

Kraftwerke wandeln nichtelektrische Energie (thermische, mechanische, chemische, solare oder auch atomare Energie) in elektrische Energie um. Die Energieumwandlung ist immer mit Exergieverlusten verbunden. Die eingesetzte Energie (Fossile Energie, radioaktive Stoffe, Sonne, Wind, Biomasse, Wasserkraft) bilden die Primärenergie und der Strom die Sekundärenergie. Der elektrische Strom bildet eine sehr hochwertige Energie, die sich sehr gut weit übertragen und in andere Energiearten umwandeln lässt. Da nur ein Teil der Energie in elektrische Energie überführt werden kann, fällt immer ein nicht nutzbarer Energieanteil an, der als Entropie an die Umgebung abgegeben wird. Die bekannteste Form der Abwärme bilden die Kühlturmschwaden. Bei der Sonnenenergie erhitzt sich der Siliziumwafer, wenn das auftreffende Photon kein Elektron aus dem Leitungsband angehoben hat. Im Falle der Wasserkraft heizt die Reibung das Nutzwasser geringfügig auf.

Technologie[Bearbeiten]

Kraftwerksarten[Bearbeiten]

Folgende Arten von Kraftwerken sind im Einsatz:

Im experimentellen Stadium befinden sich:

Noch im experimentellen Stadium hinsichtlich der physikalischen Grundlagen sind:

Technische Verfahren[Bearbeiten]

Wichtigste Arten der Wandlung in elektrische Energie.

Die Verfahren, die sehr unterschiedlichen Arten von Primärenergie in elektrischen Strom umzuwandeln, unterscheiden sich bezüglich technischem Aufwand, Wirkungsgrad, aber auch Umweltbelastung. Einige Verfahren besitzen als Herzstück ein Dampfkraftwerk: Heißer Wasserdampf treibt eine Dampfturbine an, diese wiederum einen Generator, der den Strom erzeugt. Der Wirkungsgrad liegt bei 46 % und lässt sich – sofern Gas als Brennstoff verwendet wird – in einem Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk auf 60 % erhöhen.

Unabhängig davon kann man bei günstigen Umständen – wenn ein Großabnehmer von Niedertemperaturwärme unmittelbar benachbart ist – die Abwärme der Dampfkühlung nach der Turbine nutzen, was man als Kraft-Wärme-Kopplung bezeichnet. Dampfkraftwerke unterscheiden sich durch die Art der Wärmeerzeugung:

  • Durch Verbrennung von fossilen Rohstoffen wie Kohle oder von erneuerbaren Energiequellen wie Holz.
  • Durch Ausnutzung von Kernenergie.
  • Durch Bündelung von Sonnenlicht.

Die Dampfturbine lässt sich durch andere Antriebsarten ersetzen:

Zu einem Kraftwerk gehören eine Reihe von Komponenten:

Alle diese Komponenten werden mit dem Kraftwerk-Kennzeichensystem erfasst und dokumentiert. Dies erleichtert die eindeutige Zuordnung und Benennung der Bauteile und hat sich international durchgesetzt.

In allen heute im großtechnischen Einsatz befindlichen Kraftwerkstypen in Europa wird die elektrische Energie in Form von Drehstrom mit einer Frequenz von 50 Hertz bereitgestellt. Allerdings haben in Deutschland, Österreich und der Schweiz manche Kraftwerke noch einen zweiten Generator für Bahnstrom (Einphasenwechselstrom mit einer Frequenz von 16,7 Hertz), wobei es auch Kraftwerke gibt, die nur Bahnstrom erzeugen (Bahnkraftwerke). In anderen Gegenden der Welt (überwiegend in Amerika) wird eine Frequenz von 60 Hertz verwendet.

Wirkungsgrad[Bearbeiten]

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Der Wirkungsgrad eines Kraftwerkes gibt an, in welchem Maße die darin eingesetzte Primärenergie als Nutzenergie verfügbar gemacht wird. Dieser hängt stark von der verwendeten Technik ab und reicht von ca. 35 % bei einem Kernkraftwerk über 46 % bei (modernen) Steinkohlekraftwerken bis zu 90 % bei Wasserkraftwerken.

Leistung unterschiedlicher Kraftwerksarten in Deutschland (2009)[3]
Kraftwerkstyp Installierte
Leistung
in GW (2009)
Erzeugte Energie
in TWh
Anteil der gesamten
elektrischen Energie
Wirkungsgrad1
Steinkohlekraftwerke 29,0 107,9 18,2 % < 46 %
Braunkohlekraftwerke 22,4 145,6 24,5 % < 44 %[4]
Kernkraftwerke 21,5 134,9 22,7 % ≈ 35 %2
Kraft-Wärme-Kopplung (2005)[5] 20,84 77,85 13 % > 80 %[6]
Gaskraftwerke 23,1 78,8 13,3 % GuD ~60 %, Gas < 40 %
Windkraftanlagen 25,8 38,6 6,5 % ≈ 50 %
Wasserkraftwerke 10,3 24,7 4,2 % ≈ 90 %
Biomasse (ohne KWK)  ? 25,5 4,3 % ≈ 40 %
Müllverbrennung  ? 6,4 1,1 % ≈ 45 %
Ölkraftwerk 5,2 9,6 1,6 % ≈ 45 %
Photovoltaik 9,8 6,6 1,1 % ≈ 15 %
Gesamt ca. 168 ca. 656

1Die angegebenen Wirkungsgrade beziehen sich auf das Verhältnis von an das Netz abgegebener elektrischer Energie zur eingesetzten Primärenergie; vor allem Wärmekraftwerke haben einen recht beträchtlichen Eigenbedarf (Speisewasserpumpe!), der durchaus 5 % der erzeugten elektrischen Energie betragen kann. Im Fall einer zusätzlichen Wärmeauskopplung können bei den vier erstgenannten Arten zum Teil Nutzungsgrade bis zu 92 %[7] erreicht werden. Der Wirkungsgrad hat eine hohe Relevanz bei hohen Primärenergiekosten (zum Beispiel Öl und Gas). Wenn die Primärenergie gratis ist (zum Beispiel Wind, Sonne, Wasser) sind die Investitionskosten pro kW entscheidend.

2Für Kernkraftwerke kann kein eindeutiger Wirkungsgrad angegeben werden. Zwecks Vergleichsmöglichkeit im Rahmen internationaler Vereinbarungen wird bei Kernkraftwerken durch die Agenda 21 der Wirkungsgrad des Sekundärkreislaufs angegeben, der nicht mit der potentiellen Spaltenergie des Brennstoffs korreliert.[8]

Vernetzung der Kraftwerke[Bearbeiten]

Nur geographisch isolierte Stromnetze (Inselnetze), beispielsweise auf kleineren, isolierten Inseln, werden von einem einzigen Kraftwerk versorgt. Fällt dieses geplant oder ungeplant aus, bricht die Stromversorgung und damit meist auch die lokale Infrastruktur mit gravierenden Folgen zusammen. Um solche Effekte zu vermeiden wurde schon 1954 ein HGÜ-Seekabel zwischen der Insel Gotland und dem schwedischen Festland in Betrieb genommen.

Ist das zu versorgende Gebiet ausreichend groß, wird die Gesamtlast stets auf viele Kraftwerke verteilt:

Typische Verläufe des frühjährlichen Stromverbrauchs während verschiedener Wochentage (nach EWE) und Einsatz der verschiedenen Kraftwerksarten
Grundlastkraftwerk[Bearbeiten]

Grundlastkraftwerke haben geringe Primärenergiekosten und können deshalb günstigen Strom erzeugen. Durch ihre häufig hohen Kapitalkosten müssen sie aber möglichst kontinuierlich durchlaufen. Auch lassen sie sich häufig schlecht regeln (Beispiel: Atomkraftwerke) oder können ihre Primärenergie nicht speichern (Beispiel: Laufwasser-Kraftwerke).

Bei dauerhaft Energie liefernden Kraftwerkstypen spricht man auch von Dauerstrich oder Dauerstrichleistung, in Abgrenzung zu Systemen mit temporär wechselnden Energieproduktionen, etwa bei Solarstrom.

Mittellastkraftwerk[Bearbeiten]

Die vorhersehbaren und sich täglich wiederholenden langsamen Schwankungen des Strombedarfes im Tagesverlauf übernehmen die Mittellastkraftwerke. Viele Steinkohle-Kraftwerke werden so betrieben, d. h. sie werden am Morgen an- und abends abgefahren.

Spitzenlastkraftwerk[Bearbeiten]

Für die Aufnahme von kurzzeitigen Laständerungen und für unvorhersehbaren Notfälle werden Spitzenlastkraftwerke eingesetzt, welche die Stromproduktion schnell dem Bedarf anpassen können. Spitzenkraftwerke können auch als Mittel- und Grundlastkraftwerke eingesetzt werden. Deren Einsatzzeit wird aber typischerweise so kurz als möglich gehalten, da sie durch die höheren Brennstoffkosten (zum Beispiel Öl und Gas) bzw. höheren Betriebskosten auch die höchsten Kosten verursachen.

Für manche Kraftwerkstypen spricht beispielsweise ihre Fähigkeit zum Schnellstart und damit zum Ausgleich von Lastschwankungen im Stromnetz. Gasturbinenkraftwerke und bestimmte Typen von Wasserkraftwerken können innerhalb weniger Minuten aus dem Stillstand heraus ihre volle Leistung ins Stromnetz abliefern, Dampfkraftwerke benötigen für diesen Vorgang einige Stunden, Kernkraftwerke benötigen einige Tage. Aus diesem Grunde werden die letztgenannten in erster Linie zur Deckung der Grundlast herangezogen, während Gasturbinen- und Wasserkraftwerke (Pumpspeicherkraftwerke) häufig die Spitzenlast im Netz übernehmen.

Diese dezentrale Stromerzeugung ist seit Jahrzehnten Standard in allen Stromnetzen wie dem Europäischen Verbundsystem, wird aber in den letzten Jahren als besonderer Vorzug der Anbindung von Kleinstkraftwerken gepriesen. Deren Aufschwung begann in Deutschland mit dem Stromeinspeisungsgesetz von 1991.

Steuerung der Kraftwerke[Bearbeiten]

Leitstand eines Kraftwerks
siehe auch Kraftwerksmanagement, Regelleistung

Der Stromverbrauch ist nicht konstant, Kraftwerke können ausfallen und die Kraftwerksleistung kann variieren (siehe Bild). Da sich ohne Regelung die Netzfrequenz zu stark ändern würde, muss die Momentanleistung der angeschlossenen Kraftwerke ständig angepasst werden.

Die kurzfristige Leistungsregelung, abhängig von der aktuellen Netzfrequenz, muss im Sekundenbereich geschehen. Dazu werden bestimmte Wärme-Kraftwerke leicht angedrosselt gefahren, damit kann durch Öffnen der Regelventile in der Frischdampfleitung die Stromerzeugung innerhalb von Sekunden um bis zu 5 % hochgefahren werden. Eine Alternative ist, die Kondensatvorwärmung aus Anzapfdampf zu reduzieren und so mehr Dampf für die Stromerzeugung in der Turbine zu lassen. Diese zweite Möglichkeit hat den Vorteil, dass sie den Wirkungsgrad des Kraftwerks nicht so beeinträchtigt wie die Frischdampf-Drosselung. Beide Maßnahmen nutzen sehr begrenzte Speicherkapazitäten (Dampf im Dampferzeuger, Wasservorrat im Speisewasserbehälter). Sie können also nur sehr kurzfristige Schwankungen ausregeln.

Die Kraftwerksleistung lässt sich nicht beliebig schnell anpassen, die Zeiten liegen zwischen sieben Minuten bei Gasturbinenkraftwerken und einigen Stunden. Entsprechend haben Wasserkraftwerke und Gaskraftwerke sehr steile, Kohle- und Kernkraftwerke hingegen flache Lastrampen.[9][10] Auch ist die Leistungsänderung beschränkt, die abgefangen werden kann. Als beispielsweise am 4. November 2006 eine Hochspannungsleitung, die gerade 10.000 MW übertrug, überraschend abgeschaltet wurde, erzeugten die Kraftwerke in Nord- und Osteuropa zu viel Leistung, die in West- und Südeuropa fehlte. Als Folge zerfiel das europäische Gesamtnetz durch regionale Notabschaltungen in kleine „Inseln“, die wieder mühsam synchronisiert werden mussten.

Steuerung von Verbrauchern[Bearbeiten]

Im Normalfall bestimmt der Stromverbraucher, wann und wie viel Energie er dem Netz entnimmt. Es gibt aber auch Möglichkeiten, die Energiebilanz eines Stromnetzes mit Hilfe der Verbraucher auszugleichen. Traditionell benutzt man dafür Rundsteuertechnik, die bereits 1899 erfunden[11] wurde. Verbraucher wie Warmwasser- oder Wärmespeicherheizungen können für begrenzte Zeit ohne Energiezufuhr auskommen, ohne ihre Funktion zu verlieren. Manche Industriebetriebe schließen auch Verträge mit ihrem Stromversorger in denen sie sich bereit erklären, gelegentlich große Stromverbraucher auf Aufforderung für begrenzte Zeit abzuschalten (s. a. Lastabwurfkunden). Insbesondere in der Schweiz werden solche Systeme seit über 50 Jahren eingesetzt.[12] Inzwischen werden diesbezüglich auch digitale Lösungen mit höherer Flexibilität entwickelt.[13]

Im Zusammenhang mit intelligenten Stromzählern dürfte diese Möglichkeit der Netzregelung große Bedeutung erlangen (s. a. intelligenter Stromverbrauch). Der Verbraucher legt z. B. fest, welchen Strompreis er für seine Waschmaschine maximal zahlen will. Der Energieversorger kann den intelligenten Stromzähler jederzeit mit aktuellen Tarifinformationen versorgen. Der intelligente Stromzähler schaltet zum passenden Zeitpunkt den Stromkreis der Waschmaschine frei.

Eigenschaften verschiedener Kraftwerksarten[Bearbeiten]

Überblick[Bearbeiten]

Es gibt keinen „besten“ Kraftwerkstyp, jeder besitzt spezifische Vor- und Nachteile. Insbesondere auf Grund der hohen Flexibilität bezüglich Lastanpassung, geringer Standortabhängigkeit, kurzen Bauzeiten, niedrigen Baukosten und verhältnismäßig niedrigen Emissionen war die Stromerzeugung aus Erdgas mit 83,7 GW der Spitzenreiter bezüglich des Zubaus von neuer Kraftwerksleistung zwischen 2000 und 2008 in der EU, an zweiter Stelle lag Windkraft mit 55,2 GW.[14]

Die untere Tabelle zeigt unter anderem die Investitionskosten für ein neues Kraftwerk[15][16] und bezieht sich auf die Erzeugung von 1 kW elektrischer Spitzenleistung. Letztlich sind aber die Kosten ausschlaggebend, welche entstehen, um eine Kilowattstunde Strom zu erzeugen. Das heißt, für eine Vollkosten-Stromerzeugungs-Rechnung muss man neben den Investitionskosten und der Bauzeit insbesondere auch die jährliche Laufzeit, Brennstoff-, Unterhalts-, indirekte Umwelt-, Rückbau- und Entsorgungskosten berücksichtigen. Zudem muss man beachten, wie flexibel ein Kraftwerk Strom erzeugen kann: Ein flexibles Kraftwerk (zum Beispiel Gas-, Öl- oder Speicherkraftwerk), das insbesondere zu Zeiten des Spitzenstrombedarfs und damit hoher Strompreise Strom produziert, arbeitet auch bei überdurchschnittlichen Stromerzeugungskosten noch profitabel.

Typ Gaskraftwerk Kohlekraftwerk Wasserkraftwerk Kernkraftwerk Windkraftanlage Photovoltaikanlage
Baukosten
in €/kW (max)
460[17] 1250[18] 1500[19] 5000[20][21] 980 onshore[22]
1950 offshore
1750[23]
Primärenergie-Kosten hoch mittel keine niedrig keine keine
effektive
Laufzeit/Jahr
40 % 85 % 60 % 85 % 20 % onshorea)
ca. 35–50 % offshore
10 %a)
Besonderheit sehr flexible Lastanpassung
günstige Investitionskosten
kurze Bauzeit
sehr klimaschädlich (CO2)
radioaktive Asche
Umweltbelastung
keine Brennstoffabhängigkeit
sehr flexible Lastanpassung
lange Bauzeit (große Kraftwerke)
abhängig von der geographische Lage
geringe Flexibilität
lange Bauzeit
hohe Entsorgungs-, Endlagerungs- und Rückbaukosten[24]
keine Brennstoffabhängigkeit
wetter- und standortabhängig
kurze Bauzeit
keine Brennstoffabhängigkeit
tageszeit-, wetter- und standortabhängig
kurze Bauzeit
Installation auf bebauten Flächen
konkurriert ev. mit Endkundenstrompreis

a) Daten für Deutschland, in anderen Ländern z.T. höher

Verfügbarkeit von Primärenergie[Bearbeiten]

Die Wahl der Kraftwerkstypen ist abhängig von vielen Faktoren, wobei neben der Verfügbarkeit auch die wirtschaftliche Situation im jeweiligen Land von Bedeutung ist. Dabei stellen sich folgende elementare Einzelfragen:

  • Welche Primärenergien gibt es im eigenen Land?
  • Welche ist am einfachsten und ohne hohe Kosten in großen Mengen zu gewinnen?
  • Wie hoch sind die Baukosten eines passenden Kraftwerks?
  • Ist ein Netz vorhanden?
  • Ist das Kraftwerk zuverlässig?
  • Wie hoch sind die Umweltbelastungen im Verhältnis zum Nutzen?
  • Lassen sich Nebenprodukte des Kraftwerks wie Abwärme sinnvoll nutzen?
  • Was geschieht mit dem Abfall?[25]

Vorhandene Gebirge bieten die Möglichkeit, günstige Wasserkraftwerke zu betreiben. In der Schweiz etwa wurden 2008 52 % des elektrischen Stromes in Wasserkraftwerken erzeugt, in Brasilien etwa 84 %,[26] in Norwegen 98 % und in Kongo sogar über 99 %.[27] Aus wetterbedingten Gründen (Niederschlag) ändert sich der Wasserkraftsenergie-Anteil meistens von Jahr zu Jahr.[28]

Manche Primärenergien wie Wind, Wellen oder Sonnenlicht sind kostenlos und weltweit in riesigen Mengen verfügbar. Ihrem Ausbau stehen zwar Probleme wie Standortabhängigkeit, wetterabhängige Energielieferung, Widerstand von etablierten Energielieferanten[29] und lokaler Bevölkerung und hohe Investitionskosten gegenüber. Jedoch ist bereits heute sehr viel flexible Wasserkraftskapazität installiert (die weltweite Wasserkraftsleistung beträgt über 1000 GW[30]), Strom kann über tausende von Kilometern mit geringen Verlusten übertragen werden,[31] die Variation von Windleistung ist kurzzeitig [32] (somit muss Windenergie nicht über große Zeiträume gespeichert werden), vernetzte Windfarmen liefern Grundlast- und reduzierten Spitzenstrom [33][34] und Wasser- und Solarstrom verhalten sich antizyklisch zu Windstrom (es wird mehr Windstrom[35][36][37] und weniger Photovoltaik- und Wasserstrom[38] im Winter generiert); daher ist die Integration von viel mehr Stromerzeugern, die mit kostenloser Primärenergie Strom produzieren, technologisch lösbar.

Ortswahl[Bearbeiten]

Die Industriezentren und Großstädte als Großverbraucher elektrischen Stromes sind sehr ungleichmäßig über die Staatsflächen verstreut. Zur Vermeidung von Übertragungsverlusten werden nahe gelegene Großkraftwerke bevorzugt. Wenn möglich, werden für Wärmekraftwerke für gewöhnlich Standorte an Flüssen mit ausreichender Wasserführung gewählt. Ausnahmen sind Braunkohlekraftwerke, die zugunsten geringer Transportkosten in Nähe der Förderstätten errichtet werden.

Vergleichbare Probleme kennt man von Wasserkraftwerken, die weitab von Industriezentren gebaut wurden, weil genau dort extrem viel elektrische Leistung erzeugt werden kann:

  • Der größte Teil der Stromproduktion der Cahora-Bassa-Talsperre muss mittels einer 1414 Kilometer langen Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) in die benachbarte Republik Südafrika verkauft werden, weil keine näher gelegenen Großabnehmer existieren.
  • Der Großteil der in Paraguay erzeugten elektrischen Energie des noch leistungsstärkeren Wasserkraftwerkes Itaipú wird aus Paraguay ebenfalls über HGÜ 850 km weit nach São Paulo transportiert. Diese extreme Abhängigkeit von einem einzigen Großlieferanten führte am 16. November 2009 zum umfangreichsten Stromausfall in der Geschichte Brasiliens.[39][40][41] Die Stromversorgung in 18 der 26 brasilianischen Staaten mit ungefähr 60 Millionen Menschen fiel dabei für über fünf Stunden aus.

Windkraftwerke können prinzipiell auf jedem freien Feld aufgestellt werden, da zu ihnen während des Betriebes nur selten Materiallieferungen nötig sind und da sie wegen ihrer geringen Leistung den erzeugten Strom ins Nieder- oder Mittelspannungsnetz einspeisen. Allerdings muss wegen der Geräuschbelästigung ein Abstand von mehreren hundert Metern zu permanent bewohnten Häusern eingehalten werden. Der Standort einer Windkraftanlage muss über eine gute Standfestigkeit verfügen, da Windkraftanlagen schwer sind und bei starken Winden großen Belastungen standhalten müssen.

Bei der Kraft-Wärme-Kopplung werden die insgesamt höchsten Wirkungsgrade – bis nahe 100 % – dann erzielt, wenn die stets anfallende Wärmeleistung keinen weiteren Transportverlusten unterliegt, idealerweise also direkt am Standort des Kraftwerks zum Heizen oder für Prozesswärme genutzt werden kann. Damit werden im Unterschied zu den anderen Kraftwerkstypen, deren Wirkungsgrad i.a. mit der Größe steigt, gerade kleinere, lokale Anlagen ökonomisch.

Baugröße[Bearbeiten]

Die Baugröße wird von der Erfahrung geprägt, dass der elektrische Wirkungsgrad mit der Baugröße zunimmt und die Kosten pro erzeugter Energieeinheit abnimmt. Mit anderen Worten: Ein Kraftwerksblock mit 1000 MW (1 GW) kann zu günstigeren Kosten Strom produzieren als ein Kleinkraftwerk mit 1 MW vom gleichen Kraftwerkstyp.

Kleinkraftwerke müssen beim Endverbraucher jedoch nicht mit Grosshandelsstrompreisen konkurrieren, sondern mit jenen für Endverbraucher, sodass ggf. eine bessere Wirtschaftlichkeit erreicht wird, da kein Verteilnetz im Spiel ist. Kleinkraftwerke werden zudem teils in Fernwärmenetzen eingesetzt, wodurch ein wesentlicher Teil der eingesetzten Primärenergie (höherer Gesamt-Wirkungsgrad) auch als Wärme verkauft werden kann. Mit steigenden Brennstoff- und CO2-Kosten gewinnen deshalb Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen beziehungsweise BHKWs an Bedeutung.

Da kleinere Kraftwerke ihre Leistung schnell dem Bedarf anpassen können, das Höchstspannungsnetz entlasten, den Abstand zwischen Verbraucher und Kraftwerk reduzieren und zwangsläufig eine höhere Anzahl von Kraftwerken bedingen, wird zudem die Netzsicherheit verbessert.[42]

Wirtschaftlichkeit[Bearbeiten]

siehe auch Der Preis von elektrischer Energie in Deutschland
Energieträger Strompreis
Braunkohle 2,40 ct/kWh
Kernenergie 2,65 ct/kWh
Steinkohle 3,35 ct/kWh
Wasserkraft 4,3 ct/kWh
Erdgas 4,90 ct/kWh
Windenergie 9,2 ct/kWh[43]
Photovoltaik 18,54–12,84 ct/kWh[44]

Der Preis des erzeugten Stromes hängt von der Art des Kraftwerkes und dessen Brennstoffkosten ab. Er betrug in Deutschland im Jahr 2010 gemäß Fraunhofer Institut im Mix 7 ct/kWh[45] (s. a. Stromgestehungskosten).

Dazu kommen weitere Kosten für den Betrieb der Stromnetze, Subventionen für gewisse Stromerzeuger (Erneuerbare-Energien-Gesetz und Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz) sowie Steuern. Die Verbraucher zahlen einen Mischpreis,[46] der auch von der bezogenen Menge abhängt (s. Strompreis).

Bei Windenergie und Photovoltaik sind die aktuellen Einspeisevergütungen für Neuanlagen nach dem EEG angegeben. Diese Einspeisevergütungen entsprechen nicht den Stromgestehungskosten, sondern enthalten auch angemessene Gewinne der Betreiber. Laut ISET betragen die Erzeugungskosten für Windstrom etwa 5,5 bis 6,5 ct/kWh.[47]

Die Angabe der Stromerzeugungskosten für Kernenergie bezieht sich auf den Durchschnitt der relativ alten und weitgehend abgeschriebenen Kernkraftwerke Deutschlands. Die Stromgestehungskosten neuer Kernkraftwerke belaufen sich wegen der sehr hohen Kapitalkosten auf etwa 10 ct/kWh.

Nicht enthalten sind bei dieser Betrachtung externe Kosten. In Kohlekraftwerken entstehen beispielsweise große Mengen CO2, die für die globale Erwärmung verantwortlich gemacht werden. Rechnet man diese externen Kosten ein, so ist Strom, produziert von Windkraftanlagen, nach Jacobsen und Masters billiger als Kohlestrom.[48] Das Umweltbundesamt gibt die Externen Kosten von Braunkohle- bzw. Steinkohlekraftwerken mit 8,7ct/kWh bzw. 6,8 ct/kWh an, während sie bei der Stromerzeugung aus Photovoltaik mit 0,8 ct/kWh sowie der Windenergie mit 0,1 ct/kWh deutlich niedriger liegen.[49]

Der Durchschnitt aus den Stromerzeugungskosten gemäß BMWi ist halb so hoch wie der tatsächliche durchschnittliche Stromerzeugungspreis von 6,9 ct/kWh (welcher Windstrom und PV-strom nicht beinhaltet)[50] Diese Preise sind also demnach vom BMWi vermutlich zu tief geschätzt worden. Zudem handelt es sich bei diesen Stromerzeugern um amortisierte Kraftwerke. So wird beispielsweise ein neues Russisches Kernkraftwerk in der Türkei momentan für 15.35 ct/kWh angeboten,[51] und schon alleine die Kapitalkosten im noch nicht fertig gestellten Kernkraftwerk Olkiluoto in Finnland werden etwa 5 ct/kWh betragen. Andererseits bewegen sich die Einspeisevergütungen für Photovoltaik momentan zwischen 12,84 und 18,54 ct/kWh (1.Sep 2012).

Die Wirtschaftlichkeit von Blockheizkraftwerken (BHKW) ergibt sich aus der kurzen Bauzeit, hoher Flexibilität (schnelle Lastanpassung) und steigender Zuverlässigkeit und hat in den letzten Jahren zu einem starken Wachstum dieses Segments geführt. So sind weltweit zwischen Juni 2007 und Mai 2008 etwa 60 GW Hubkolbengeneratoren und Gasturbinen-Generatoren mit einer Leistung zwischen 0,5 MW und 60 MW installiert worden.[52] Hubkolbenmotoren und Gasturbinen, welche meist in Kleinkraftwerken eingesetzt werden, weisen teilweise auch einen höheren elektrischen Wirkungsgrad auf als Dampfturbinen, da die maximale Verbrennungs-Temperatur wesentlich höher ist.[53] Hubkolbenmotoren weisen wiederum einen höheren Wirkungsgrad im Teillastbereich auf als Gasturbinen und Dampfturbinen.[54]

Umweltbelastungen[Bearbeiten]

Kohlenstoffdioxid CO2[Bearbeiten]

Hauptartikel: Treibhauseffekt

In Deutschland wird etwa 50 % des Stroms durch Dampfkraftwerke erzeugt, in denen fossile Energie verbrannt wird und Kohlenstoffdioxid als Abgas erzeugt wird. Aufgrund der elementaren Zusammensetzung des Energieträgers Kohle ist der CO2-Anteil bei der Verbrennung signifikant höher als beim Erdgas, dessen wesentlicher Bestandteil Methan bildet. Daher sollen für Kohlekraftwerke Versuchsanlagen errichtet werden, um Kohlenstoffdioxid aus dem Rauchgas zu kondensieren und in flüssiger Form bei zirka 60 bar unterirdisch in Klüften aus porösem Gestein zu verpressen (CO2-Abscheidung und -Speicherung, CCS). Allerdings ist diese Technologie mit erheblichen Einbußen beim Wirkungsgrad verbunden. Für die CO2-Kondensation und ihr Verpressen müssen etwa 10 % der eingesetzten Energie aufgewendet werden, so dass der Gesamtwirkungsgrad auf 35 % bis 40 % sinkt.

Nicht alle Kraftwerke erzeugen im Betrieb CO2, jedoch entsteht bei der Herstellung, beim Betrieb und bei ihrem Abriss grundsätzlich auch klimaschädliches CO2. Die insgesamt (über den gesamten Lebenszyklus) freigesetzte Menge ist sehr unterschiedlich, wie die folgende Tabelle zeigt. Die rot unterlegten Felder zeigen, dass in Deutschland die Kohlekraftwerke nur 47 %, also nicht einmal die Hälfte der gesamten elektrischen Energie erzeugen, aber über 80 % des dabei erzeugten Kohlendioxids CO2 verursachen. Der Anteil, den Kernkraftwerke bei etwa gleicher Gesamtleistung indirekt beitragen, ist mit 0,7 % sehr gering. In den beiden rechten Spalten ist die aktuelle Verteilung im Nachbarland Frankreich gegenübergestellt.

Kraftwerksart CO2-Emissionen
pro kWh in g[55]
Anteil der gesamten
elektrischen Energie (2007)
in Deutschland[56]
Anteil am CO2-
Ausstoß aller Stromerzeugungsanlagen
in Deutschland
Anteil der gesamten
elektrischen Energie (2007)
in Frankreich
Anteil am CO2-
Ausstoß

aller Kraftwerke
in Frankreich

Wasserkraft 4–13 4,3 % 0,06 % 8,8 %[57] 1,2 %
Windenergie 8–16 6,2 % 0,12 % 0 %
Photovoltaik 21–55[58] 0,5 % 0,1 % 0 %
Kernkraftwerk 66[59] 22 % 0,7 % 78 %[60] 27,8 %
Erdgas GuD 410–430 11,7 % 8,1 %
Erdöl 890 1,3 % 1,9 %
Steinkohle 790–1080 22,8 % 35,3 % 4,6 %[61] 71 %
Braunkohle 980–1230 24,5 % 44,9 %
andere
(Müll, Biomasse usw.)
500 (geschätzt) 6,7 % 8,9 %
Strommix in

Deutschland (2007)

604

In Deutschland beträgt der Anteil des in Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (BHKW) mit unterschiedlichen Energieträgern erzeugten Stroms etwa 13 %.[62] Bei Erzeugung aus Erdgas wird dabei eine durchschnittliche CO2-Menge von 243 g/kWh freigesetzt.[63]

Beim Vergleich der Emissionsbilanz zwischen einem BHKW und einem Steinkohle- oder Gas- und Dampfkraftwerk sinken zwar die CO2-, SO2- und Feinstaub-Emissionen, dafür steigen jedoch die NOx- und CO-Emissionen.[64] Sofern aber BHKWs alte Öl- und Gasheizungen ersetzen, verbessert sich die gesamte Emissionsbelastung (79 % des Deutschen Wärmebedarfs wird nach wie vor mit Öl- und Gasheizungen gedeckt und nur 13 % durch Fernwärme und lediglich 4 % mit Strom[65]).

Obwohl auch in Frankreich 71 % des erzeugten CO2 durch die 15 Kohlekraftwerke freigesetzt werden, ist die Gesamtmenge erheblich geringer, wie die folgenden Tabelle zeigt. In dieser werden für das Jahr 2007 die Auswirkung der sehr unterschiedlichen Kraftwerkparks der Nachbarländer Deutschland und Frankreich verglichen. Nach Angaben der EDF[66] werden 95 % der elektrischen Energie in Frankreich CO2-arm erzeugt. Bei fast gleicher elektrischer Gesamtenergie wird in Frankreich zur Stromerzeugung nicht einmal 10 % des in Deutschland freigesetzten Klimagases CO2 produziert.

Staat Elektrizitätserzeugung
aller Kraftwerke
in TWh
Strommix
in g/kWh
CO2-Ausstoß
in 109 kg
Anzahl der großen thermischen
Kraftwerksblöcke
Anzahl der
Kernkraftwerksblöcke
Deutschland 636,5 604 384 ≈ 70 17
Frankreich[67] 610,6[66] 61 37 15 58

Schädliche Rauchgase[Bearbeiten]

Der Elektrofilter eines Braunkohlekraftwerkes

Das Abgas eines Kraftwerkes, in dem Rohstoffe wie Kohle oder Holz verbrannt werden, enthält nicht nur Kohlendioxid (CO2) und Wasserdampf, sondern – je nach Brennstoff – in geringer Beimengung weitere Bestandteile, die umwelt- und gesundheitsschädlich sind und daraus mithilfe sogenannter Rauchgasreinigung entfernt werden sollten. In Schwellenländern verzichtet man aus Kostengründen fast immer darauf und nimmt beispielsweise massive Smogbildung in Kauf. In Deutschland wurden ab 1974 entsprechende Verfahren gesetzlich vorgeschrieben und schrittweise realisiert. Die Entstehung des Atemgiftes Kohlenstoffmonoxid muss schon während der Verbrennung durch eine geeignete Steuerung unterbunden werden.

Rauchgasentstickung
Je heißer die Flamme, desto mehr Stickoxide NOx werden aus dem in der Luft enthaltenen Stickstoff gebildet. Stickoxide fördern u.a. die Entstehung von saurem Regen. Sie werden entweder durch entsprechende Führung des Verbrennungsprozesses unter die Grenzwerte gesenkt oder mit geeigneten Filtern aus dem Rauchgas entfernt. Weit verbreitet sind Verfahren, die in Katalysatoren die Stickoxide mit Ammoniak zu molekularem Stickstoff und Wasser umsetzen.
Rauchgasentschwefelung
Fossile Brennstoffe wie Kohle oder Erdöl können bis zu 4 Prozent Schwefel enthalten, woraus sich nach Zwischenschritten Schwefelsäure bildet. Diese ist u.a. ein Grund für sauren Regen. Wenn der Brennstoff entsprechende Schwefelmengen enthält, muss der Schwefel aus dem Rauchgas ausgefiltert werden. Weit verbreitet sind hier Verfahren, die Kalziumcarbonat (in Form von Kalksteinmehl) zu Kalziumsulfat (Gips) umsetzen.
Entstaubung
Die Verbrennung fester Brennstoffe wie Kohle oder Holz erzeugt immer Feinstaub, Ruß und Flugasche. Bei einem Kohlekraftwerk können bis zu 10 t Staub pro Tag entstehen, die durch sehr wirksame Elektrofilter aus dem Abgas gefiltert werden. Fast immer enthalten die Partikel auch giftige Schwermetalle.

Radioaktive Belastungen[Bearbeiten]

Von kerntechnischen Unfällen bzw. Problemen bei der Lagerung einmal abgesehen, ist die Strahlenbelastung des Menschen durch Gewinnung und Einsatz von Kohle deutlich höher als diejenige durch Kernkraftwerke. In Kohle sind Spuren verschiedener radioaktiver Substanzen enthalten, vor allem von Radon, Uran und Thorium. Der Gehalt liegt je nach Lagerstätte zwischen wenigen ppm und 80 ppm.[68] Da weltweit etwa 7800 Millionen Tonnen Kohle pro Jahr in Kraftwerken verbrannt wird, schätzt man den Gesamtausstoß auf 10.000 Tonnen Uran und 25.000 t Thorium, der zum großen Teil in der Asche enthalten ist. Die Asche von europäischer Kohle enthält etwa 80 bis 135 ppm Uran.

Bei der Kohleförderung, vor allem Staub aus Tagebauen, über Abgase von Kraftwerken oder über die Kraftwerksasche werden diese Substanzen freigesetzt und tragen zur künstlichen Strahlenbelastung bei.[69] Dabei ist vor allem die Bindung an Feinstaubpartikel besonders kritisch. In der Umgebung von Kohlekraftwerken können oft sogar höhere Belastungen gemessen werden als in der Nähe von Kernkraftwerken. Nach Schätzungen des Oak Ridge National Laboratory werden durch die Nutzung von Kohle zwischen 1940 bis 2040 weltweit 800.000 t Uran und 2 Mio. t Thorium freigesetzt werden.[70][71]

Zwischen 1960 und 1970 wurde in den USA etwa 1100 Tonnen Uran aus Kohleasche gewonnen. 2007 beauftragte die chinesische National Nuclear Corp die kanadische Firma Sparton Resources, in Zusammenarbeit mit dem Beijing No. 5 Testing Institute Versuche durchzuführen, Uran aus der Asche des Kohlekraftwerks Xiaolongtang in der Provinz Yunnan zu gewinnen. Der Urangehalt der Asche aus diesem Kraftwerk liegt mit durchschnittlich 210 ppm Uran (0,021 % U) über dem Urangehalt mancher Uranerze.[72]

Landschaftszerstörung[Bearbeiten]

Braunkohleabbau in Turow/Polen

Die sehr preiswerte Gewinnung von Braunkohle im Tagebau führt zu Zwangsumsiedlung ganzer Dörfer (Liste abgebaggerter Ortschaften), zur Vernichtung von landwirtschaftlich nutzbarer Fläche und zur Niveauabsenkung des Geländes unter den Grundwasserspiegel. Nach der großflächigen Zerstörungen der Landschaft folgt oft eine Rekultivierung, wobei tiefer liegenden Gebiete der Abbaugruben geflutet werden. Diese können dann – wie das Leipziger Neuseenland – touristisch genutzt werden. An den Steilufern der ehemaligen Kohlegruben können sich auch noch Jahrzehnte nach Ende der Abbauarbeiten Erdrutsche wie am Concordiasee mit Todesfällen und hohem Sachschaden ereignen.

Erwärmung von Flüssen[Bearbeiten]

Die meisten thermischen Kraftwerke nutzen Flusswasser zum Kühlen, insgesamt jährlich ca. 224 Kubikkilometer in Nordamerika und 121 Kubikkilometer in Europa. Um die Umweltbelastung durch die zusätzliche Wassererwärmung durch Kraftwerke nicht zu groß werden zu lassen, müssen deswegen im Sommer Kraftwerke zum Teil gedrosselt bzw. komplett abgeschaltet werden. Durch die Globale Erwärmung wird sich dieser Effekt noch weiter verstärken. So wird sich in Europa die Wassertemperatur von Flüssen im Hochsommer laut einer Studie zwischen 2031 und 2060 um ca. 0,8–1,0 °C erhöhen, in den USA um 0,7–0,9 °C. Dadurch könnte die Produktion von konventionellen Kraftwerken um 6–19 % bzw. 4–16 % geringer ausfallen. Dieser Rückgang könnte durch Erneuerbare Energien kompensiert werden.[73][74]

Wirtschaftliche Bedeutung[Bearbeiten]

Kraftwerke besitzen eine erhebliche technische Komplexität und haben einen entscheidenden Einfluss auf das Funktionieren einer Volkswirtschaft. In ihnen ist ein großer Teil des volkswirtschaftlichen Vermögens eines Staates gebunden, ihnen kommt zudem eine erhebliche Bedeutung im Verbrauch wirtschaftlicher und ökologischer Ressourcen zu.

Die Investitionen für ein Kraftwerk sind erheblich. Beispielsweise rechnet man für ein modernes Kohlekraftwerk mit etwa 800 € pro installiertem Kilowatt elektrischer Leistung. Für einen Kraftwerksblock mit einer Leistung von 600 Megawatt sind danach Baukosten von 480 Millionen € anzusetzen.

In Deutschland gibt es einen erheblichen Ersatzbedarf an Kraftwerkskapazitäten: Zahlreiche bestehende Braunkohle-, Steinkohle- und Erdgaskraftwerke nähern sich einer Altersgrenze, an der sie durch moderne Kraftwerke ersetzt werden sollten. Dafür sprechen technische, wirtschaftliche und ökologische Gründe. Dazu kommt der deutsche Ausstieg aus der Kernenergie, sodass weitere Kraftwerke in Zukunft abgeschaltet werden.

Das Institut der deutschen Wirtschaft (IW) beleuchtete 2010 in einer Studie, welche Bedeutung der Kraftwerksbau für Bauwirtschaft und Baustoffwirtschaft hat.[75]

Kulturelle Bedeutung[Bearbeiten]

Manche Kraftwerke aus der Pionierzeit der Elektrifizierung sind heute noch voll betriebene technische Denkmäler. So war das Walchenseekraftwerk früher das Wahrzeichen des Bayernwerks. Manche Kraftwerksbauten wurden unter künstlerischen Gesichtspunkten entworfen oder wurden im Rahmen von Kunstprojekten verziert. Ein prominentes Beispiel dieser Art ist das Kraftwerk Heimbach, das im Jugendstil entworfen wurde.

Verweise[Bearbeiten]

Siehe auch[Bearbeiten]

Literatur[Bearbeiten]

  • BWK. (= „Brennstoff, Wärme, Kraft“) Vom VDI herausgegebene Fachzeitschrift

Weblinks[Bearbeiten]

 Commons: Kraftwerke – Sammlung von Bildern, Videos und Audiodateien
 Wiktionary: Kraftwerk – Bedeutungserklärungen, Wortherkunft, Synonyme, Übersetzungen

Fußnoten[Bearbeiten]

  1.  René Flosdorff, Günther Hilgarth: Elektrische Energieverteilung. Leitfaden der Elektrotechnik. B.G. Teubner Verlag, 30. Januar 2003, ISBN 3-519-26424-2.
  2. Patent GB2198: An improved magneto-electric battery. Veröffentlicht am 14. Oktober 1854.
  3. Energiestatistiken. BMWi
  4. BoA 2&3 . Website von RWE. Abgerufen am 1. Oktober 2011.
  5. IEA CHP/DHC Country Scorecard for Germany
  6. Bramming Fernwärme (PDF; 264 kB)
  7. Bramming Fernwärme (PDF; 264 kB)
  8. [1] (PDF; 3,5 MB)
  9. Lothar Balling, Erich Schmid, Dr. Ulrich Tomschi: Regelfähigkeit von Kraftwerken. Wechselnde Netzlasten erfordern Flexibilität, Siemens 2010 Zugriff am 29. August 2014
  10. Wechselnde Winde für Turbinenbauer, in: VDI nachrichten vom 29. August 2014, Seite 11.
  11. Entwicklung der Rundsteuertechnik
  12. Tonfrequenz Rundsteuerung (PDF; 2,8 MB)
  13. Digitalstrom
  14. EWEA, Net increase in power capacity EU 2000–2008 (PDF; 249 kB)
  15. Relative cost of electricity generated by different sources Relative cost of electricity by generation source
  16. [2] (PDF; 282 kB) Stromerzeugungskosten im Vergleich
  17. GuD-Kraftwerk
  18. Baukosten für Neurath ca 2.6 Mrd €
  19. Average cost of building a hydroelectric project
  20. $23.6 billion for two 1.6 GW Areva reactors in Ontario
  21. Florida Power and Light estimates its two new plants will cost as much as $24 billion
  22. Oversupply Causes Drop in Wind Turbine Prices. In: www.renewableenergyworld.com, 10. Februar 2011. Abgerufen am 10. September 2011.
  23. Bundesverband Solarwirtschaft: Preisindex Photovoltaik Abgerufen am 23. November 2012.
  24. BBC Nuclear clean-up to cost £70 billion
  25. Wärme und Strom in China mit Hühner-kot
  26. Hydro power capacity in Brazil
  27. Hydro power capacity in Congo
  28. BFE, Elektrizitätsstatistiken
  29. Wind Resistance in Wyoming
  30. Renewable Global Status Report 2009
  31. Rio Madeira HVDC-Link
  32. Windkraftanlagen-Leistungsverlaufs im Anlagenverbund
  33. JOURNAL OF APPLIED METEOROLOGY AND CLIMATOLOGY, Supplying Baseload Power and Reducing Transmission Requirements by Interconnecting Wind Farms (PDF; 1,9 MB)
  34. EFFECTS OF LARGE-SCALE DISTRIBUTION OF WINDENERGY IN AND AROUND EUROPE (PDF; 552 kB)
  35. Monatliche Energielieferung aller WKAs in Deutschland
  36. Danish Energy Agency monthly statistics
  37. Windstatistik Portugal
  38. Elektrizitätsstatistik Schweiz
  39. [3] Brasilien: Wurde der Stromausfall durch Hacker oder UFOs verursacht?
  40. 2009 Brazil and Paraguay blackout 2009 Brazil and Paraguay blackout
  41. [4] Itaipu Dam Problem Cauess Huge Brazilian Power Outage
  42. Oak Ridge National Laboratory Combined Heat and Power (PDF; 3,4 MB)
  43. EEG ab 1. Juli 2010.
  44. EEG ab 1.Sep 2012.
  45. Studie: Stromgestehungskosten erneuerbare Energien 15. Dezember 2010.
  46. Zusammensetzung Haushaltsstrom (PDF; 710 kB)
  47. [5] Windenergie Report 2008
  48. Jacobsen und Masters (2001): Exploiting Wind Versus Coal. In: Science. Vol 293, 24. August, (PDF)
  49. Externe Kosten kennen – Umwelt besser schützen. Die Methodenkonvention zur Schätzung externer Kosten am Beispiel Energie und Verkehr (PDF; 99 kB). Abgerufen am 10. September 2011.
  50. Zusammensetzung Haushaltsstrom (PDF; 710 kB).
  51. Russian consortium nuclear bid to Turkey
  52. 2008 32nd power generation survey
  53. Kraft-Wärme-Kopplung mit Jenbacher Gasmotoren
  54. Kraftmaschinen auf Basis fossiler Brennstoffe (PDF; 58 kB)
  55. Summarische Darstellung der verschiedenen Bilanzen von World Nuclear Association (WNA) und Ökoinstitut nach CO2-Bilanzen verschiedener Energieträger im Vergleich (PDF-Datei, 1,01 MB), Wissenschaftliche Dienste des Deutschen Bundestages, 2007.
  56. Energiestatistiken, BMWi
  57. La production d’électricité d’EDF – L’hydraulique, EDF
  58. Emissions from Photovoltaic Life Cycles (PDF; 1,3 MB)
  59. Valuing the greenhouse gas emissions from nuclear power: A critical survey Benjamin K. Sovacool, Elsevier, Energy Policy 36 (2008) 2940–2953 (PDF; 381 kB)
  60. Electricity Production in Nuclear Plants, IAEA
  61. La production d’électricité d’EDF – Le thermique, EDF
  62. IEA CHP/DHC Country Scorecard for Germany
  63. BHKW CO2-Ausstoss
  64. BHKW Emissionen
  65. Wärmewirtschaft in Deutschland
  66. a b La production d’électricité d’EDF – La Production énergie, EDF
  67. La production d’électricité d’EDF – Le nucléaire, EDF
  68. Naturally-Occurring Radioactive Materials (NORM), World Nuclear Association
  69. NORMRadioactivity in Coal Ash, World Nuclear Association
  70. Dirk Jansen: Radioaktivität aus Kohlekraftwerken. (PDF-Datei, 204 kB), Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland • Landesverband Nordrhein-Westfalen e. V. (BUND NRW)
  71. Aktuelle ZwischenergebnisseFeinstaub und Radioaktivität aus Tagebauen (PDF-Datei, 696 kB), BUND NRW
  72. Radioactivity in Coal Ash
  73. Wassermangel könnte Stromproduktion gefährden. In: Der Spiegel, 4. Juni 2012. Abgerufen am 4. Juni 2012.
  74. Erderwärmung behindert Stromversorgung. In: Süddeutsche Zeitung, 4. Juni 2012. Abgerufen am 4. Juni 2012.
  75. Institut der deutschen Wirtschaft Köln: Kraftwerksbau als Chance für die Bau- und Baustoffwirtschaft. Köln, 10. September 2010. (Kurzstudie)