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Energieplan Sachsen-Anhalt
Beschäftigung und Klimaschutz mit neuer Energie
Untersuchung der Potentiale einer nachhaltigen Energieversorgung im
Strom- und Wärmebereich basierend auf erneuerbaren Energien, hoher
Effizienz und dezentralen Erzeugungsstrukturen in Sachsen-Anhalt
Im Auftrag der Fraktion DIE LINKE im Landtag von Sachsen-Anhalt
Autor: Björn Schering
Berlin im April 2010

Auftraggeber
DIE LINKE Fraktion im Landtag von Sachsen-Anhalt
Vertreten durch Angelika Hunger
Stellv. Fraktionsvorsitzende, verbraucherschutz- und energiepolitische Sprecherin
Domplatz 6-9
39104 Magdeburg
Erarbeitet durch
Björn Schering
Seelingstraße 38
14059 Berlin
Telefon: 030-30364909
bjoern.schering@enerpolis.de
www.enerpolis.de
Alle Rechte vorbehalten.
Verwendung der Inhalte auch in Auszügen
nur mit vorheriger schriftlicher Genehmigung.
Berlin, 12. April 2010
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Inhalt
0. Zusammenfassung 6
1. Energiestruktur in Deutschland 9
1.1 Strom- und Wärmeversorgung in Deutschland 9
1.1.1 Stromerzeugung 9
1.1.2 Wärmebereich 13
1.2 Beschäftigungsentwicklung 16
1.3 Klimagas-Emissionen 17
2. Energiestruktur in Sachsen-Anhalt 20
2.1 Energiewirtschaftliche Rahmendaten 20
2.1.1 Flächennutzung und Bevölkerung 20
2.1.2 Wirtschaftskraft 21
2.2 Strom- und Wärmeversorgung in Sachsen-Anhalt 23
2.2.1 Stromerzeugung 23
2.2.2 Wärmebereitstellung 29
2.3 Beschäftigungsentwicklung 31
2.4 Klimagas-Emissionen 32
3. Nachhaltige Energieversorgung für Sachsen-Anhalt 34
3.1 Windenergie – konfliktarmer Ausbau durch Repowering 36
3.2 Bioenergie stärkt den ländlichen Raum 40
3.2.1 Biogas 41
3.2.2 Reststoffe und Abfälle 42
3.2.3 Holz 43
3.2.4 Getreidestroh 44
3.3 Solarenergie – Dezentraler Energiebaustein 45
3.3.1 Photovoltaik 45
3.3.2 Solarthermie 46
3.4 Geothermie – Strom und Wärme aus der Tiefe 47
3.5 Fossile Energieträger – Klimagaseffizienz als Maßstab 49
3.5.1 Erdgas-Kraftwerke 49
3.5.2 Exkurs: Die Abhängigkeit vom privatwirtschaftlichen Erdgasmarkt 50
3.5.3 Braunkohle-Kraftwerke 51
3.6 Stromverfügbarkeit und Energiespeicher 53
3.7 Beschäftigungs- und Wirtschaftsentwicklung 55
3.8 Klimaschutz durch nachhaltige Energiepolitik 58
4

4. Folgen des Ausbaus der Kohlenstoff-Energiewirtschaft 60
4.1 Geplantes Steinkohlekraftwerk Arneburg 60
4.2 Netzunverträglichkeit von großen Grundlastkraftwerken 62
4.3 Auswirkungen auf Gesundheit und Umwelt 63
4.4 Exkurs: Abscheidung und unterirdische Verbringung von CO2 (CCS) 66
5. Handlungsempfehlungen 70
6. Verzeichnisse und Anhänge 77
6.1 Abkürzungsverzeichnis 77
6.2 Verzeichnis der Grafiken und Tabellen 79
6.3 Quellenverzeichnis 80
6.4 Anhänge 86
5

0. Zusammenfassung
Die Energieerzeugung in Sachsen-Anhalt hat eine dezentrale Ausprägung. Es ist landesweit
nur ein thermisches Großkraftwerk in Betrieb. Braunkohle liefert 43 Prozent der Strommen-
ge. Erdgas befeuerte Anlagen stellen rund 20 Prozent des Stroms bereit. Die regenerative
Erzeugung beträgt bereits mehr als ein Drittel und schließt zum bisher wichtigsten Brennstoff
Braunkohle auf.
Die Wärmenutzung ist wenig energieeffizient. Vor allem bei privaten Haushalten ist die
Fernwärmenutzung trotz guter Infrastruktur rückläufig. Die Erdgasnutzung nimmt mit dem
anhaltenden Trend zu Einzelheizungen zu. In der Industrie steigt der Erdgasverbrauch deut-
lich. Die Fernwärmeauskopplung nimmt bei stark gesteigerter Erdgasverstromung erheblich
ab. Der Anteil erneuerbarer Energien ist im Wärmebereich nach wie vor gering.
Die klassische Energiewirtschaft beschäftigt heute noch 6.320 Menschen. Gut die Hälfte da-
von arbeitet in der Elektrizitätsversorgung. In den letzten zehn Jahren war die Beschäftigung
um 28 Prozent rückläufig. Die erneuerbaren Energien bieten in Sachsen-Anhalt bereits über
20.000 Menschen Arbeit, etwa die Hälfte davon in der Windbranche.
Durch den wendebedingten Strukturwandel halbierte sich der energiebedingte CO2-Ausstoß
in Sachsen-Anhalt schlagartig. Nach 1993 waren dann jedoch keine wesentlichen Verringe-
rungen bei den Emissionen mehr zu verzeichnen. Ab der Jahrtausendwende stieg der CO2-
Ausstoß bis 2006 wieder um sechs Prozent an. Heute beträgt der CO2-Ausstoß bezogen auf
den Primärenergieverbrauch insgesamt 26,5 Mio. Tonnen. Allein die Braunkohleverfeuerung
macht daran 36 Prozent aus.
Im Mittelpunkt einer nachhaltigen Energieversorgung für Sachsen-Anhalt steht ein effizienter
und sparsamer Umgang mit Energie. Der Ausbau erneuerbarer Energien soll in Verbindung
mit neuer Beschäftigung und hoher regionaler Wertschöpfung konfliktarm erfolgen. Erdgas
soll wirksamer eingesetzt und die Nutzung der Braunkohle auf ein vertretbares Maß zurück
genommen werden, ohne bestehende Arbeitsplätze zu gefährden. Der Zugang zu Strom und
Wärme muss für alle Verbraucherinnen und Verbraucher hindernisfrei und bezahlbar sein.
Unter diesen Maßgaben steigt im Energieplan Sachsen-Anhalt der Anteil erneuerbarer Ener-
gien an der Stromerzeugung bis 2030 auf über zwei Drittel. Die installierte Leistung aus
Windkraft, Biomasse, Solarenergie und Erdwärme wächst dabei um das Zweieinhalbfache.
Einen Bedarf für neue Braun- oder Steinkohlekraftwerke ist nicht vorhanden.
6

Grafik 1: Entwicklung der installierten Leistung nach Energieträgern in MW
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
Quelle: eigene Berechnungen
0
Während die Lieferung elektrischer Energie aus Braunkohle bis 2030 um knapp ein Drittel
zurückgeht, steigt die Bereitstellung aus Erdgas um ein Drittel an. Insgesamt nimmt die
Strommenge aus fossilen Anlagen über den betrachteten Gesamtzeitraum ab, wobei die in-
stallierte Leistung bei niedrigeren Volllaststundenzahlen leicht ansteigt.
Die erneuerbaren Energien können bereits 2020 mehr Strom mit Grundlast-Charakter bereit-
stellen als das geplante Kraftwerk Profen liefern würde. Um die Kapazität von Stromspei-
chern zu erhöhen, ist die Nutzung ausgekohlter Braunkohletagebaubereiche als Pumpspei-
cherwerke sinnvoll. Damit würde der MIBRAG eine Schlüsselrolle bei der Umsetzung einer
nachhaltigen Energieversorgung zufallen.
Die dezentralere und breitere Aufstellung der Energieversorgung führt zu einem deutlich
besseren Angebot nutzbarer Wärmeenergie. Neben dem vermehrten Einsatz von Solarther-
mie und Wärmepumpen bieten vor allem Biomasse-Kraftwerke ein großes Wärmepotential.
Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) sollten durchgängig dort errichtet werden, wo die
Wärmenachfrage entsteht.
2010 2015 2020 2025 2030
Braunkohle Erdgas Windenergie Biomasse Solarenergie Wasserkraft Geothermie
Die erneuerbaren Energien können in den kommenden zehn Jahren 18.400 neue Arbeits-
plätze in Sachsen-Anhalt schaffen. Bis 2030 wächst die Zahl der Stellen gegenüber 2009
sogar um 23.200. Die klassische Energiewirtschaft kann in Sachsen-Anhalt auch langfristig
nur wenige hundert Arbeitsplätze schaffen. Gleichzeitig würde ein Zubau von fossilen Groß-
7

kraftwerken den Aufwuchs erneuerbarer Energien blockieren und damit an anderer Stelle die
Schaffung vieler neuer Arbeitsplätze verhindern.
Die vorgeschlagene Entwicklung führt im Energieerzeugungssektor bis 2030 zu einer Sen-
kung des Treibhausgas-Ausstoßes um elf Prozent. Während die Emissionen aus dem Mehr-
einsatz von Erdgas und Biomasse ansteigen, sinkt der braunkohlebedingte CO2-Ausstoß für
sich betrachtet um nahezu ein Drittel. Das Braunkohlekraftwerk Profen hingegen würde zu
einem Anstieg der Emissionen in der Energieerzeugung um 36 Prozent führen. Ginge das
Steinkohlekraftwerk Arneburg ans Netz stiege der CO2-Ausstoß sogar um 80 Prozent.
Es wird empfohlen, im Strom- und Wärmebereich konkrete Mindestziele für den Klimagas-
ausstoß, den Ausbau der erneuerbaren Energien und die Steigerung der Energieeffizienz für
das Jahr 2020 festzulegen: Senkung der CO2-Emissionen im Strom- und Wärmesektor um
10 Prozent gegenüber 2010, Steigerung des Anteils der erneuerbaren Energien im Strombe-
reich auf 60 Prozent, im Wärmesektor auf 40 Prozent und Verbesserung der Energieeffizienz
gegenüber 2010 um 20 Prozent.
Weitere Handlungsempfehlungen sind die Schaffung einer Landesenergieagentur mit dem
Ziel, verbindliche Klimaschutz- und Energieeffizienzziele sowie den geregelten Ausbau er-
neuerbarer Energien voran zu treiben sowie die Einrichtung einer ständigen Arbeitsgruppe
Netze und Erzeugung bei der Landesregierung. Insbesondere unter Einbeziehung ausge-
kohlter Braunkohletagebaue der MIBRAG sollen bis 2020 Stromspeicher mit einer Leistung
von 250 MW aufgebaut werden.
Als „Flächenziel Windenergienutzung“ werden ein Prozent der Landesfläche bzw. 20.450 ha
festgeschrieben. Für Photovoltaik auf vorgenutzten Freiflächen ist ein landesweites Flächen-
nutzungskataster zu erstellen. Ausweisungsziel: 5.000 Hektar. Zur Unterstützung einer mög-
lichst effizienten Verwendung der Biomasse werden die Schwerpunkte auf Biogas, Reststof-
fe und Abfälle, Wald- und Gebrauchtholz sowie Getreidestroh gelegt. Die tiefe Geothermie
soll durch die Förderung von einzelnen Pilotvorhaben unterstützt werden. Im Landesentwick-
lungsplan muss der Technik uneingeschränkt Vorrang vor der möglichen CO2-Speicherung
(CCS) eingeräumt werden.
Darüber hinaus sind die Ausgestaltung einer solaren Bauordnung und die Einführung eines
Landeswärmegesetzes zur Förderung erneuerbarer Energien im Wärmebereich zu empfeh-
len, welche den Gebäudebestand ausdrücklich mit einbeziehen.
Zur Durchsetzung der genannten Ziele und Maßnahmen stellt die Landesregierung bis zum
Jahr 2020 insgesamt 200 Mio. Euro bzw. pro Jahr bis zu 30 Mio. Euro im Landeshaushalt
zur Verfügung.
8

1. Energiestruktur in Deutschland
1.1 Strom- und Wärmeversorgung in Deutschland
1.1.1 Stromerzeugung
Die in Deutschland verfügbaren Kraftwerke haben derzeit eine elektrische Bruttoleistung von
138 GW und stellten im Jahr 2008 insgesamt 639 TWh Strom bereit [BMWi 2009]. Gegen-
über dem Basisjahr 2000 1 ist das ein Anstieg um elf Prozent. Die Strombereitstellung ist
nach wie vor von einer fossilen und atomaren Erzeugung geprägt. Aus Braun- und Steinkoh-
le kommen 46 Prozent der elektrischen Energie. Die 17 deutschen Atomkraftwerke liefern
derzeit 23 Prozent des Stroms. Der vergleichsweise klimafreundliche fossile Energieträger
Erdgas macht 13 Prozent der Erzeugung aus. Mineralöl spielt im Gegensatz zum Verkehrs-
und Wärmebereich bei der Stromerzeugung mit zwei Prozent kaum eine Rolle. Einfuß haben
jedoch die indirekten Auswirkungen des Ölmarktes auf die Brennstoffkosten beim Erdgas.
Der Gaspreis ist an den Handelswert des Öls gekoppelt und wird mit einigen Monaten Ver-
zögerung an dessen Preisentwicklung angeglichen. Die erneuerbaren Energien machen be-
reits 15 Prozent an der Stromgewinnung aus, wovon Windenergie 45 Prozent bereitstellt
[BMU 2009a]. Müll als Brennstoff trägt zu zwei Prozent zum Strommix bei. Er wird hälftig den
erneuerbaren Energien zugeschlagen, da es sich zu dieser Menge um Abfälle aus Biomasse
handelt. Unter den sonstigen Energieträgern befinden sich die Abflüsse aus Pumpspeicher-
werken sowie die Verstromung von Gicht- und Grubengas.
Während die Strommenge aus Kohle gegenüber dem Jahr 2000 nahezu unverändert blieb,
nahm die Erzeugung aus Erdgas im gleichen Zeitraum um 69 Prozent zu. Atomstrom ist seit
der Jahrtausendwende um zwölf Prozent rückläufig. Erneuerbare Energien haben um fast
das Dreifache zugelegt. Bemerkenswert ist der zunehmende Stromexport. Gegenüber dem
Jahr 2000, als Deutschland noch geringe Mengen importierte, stieg die Nettoabgabe ins
Ausland im Jahr 2008 auf den Rekordwert von 23 TWh [AGEB 2009]. Das entspricht der
durchschnittlich erzeugten Strommenge von drei Atomkraftwerken.
1 Das häufig von der Energiewirtschaft herangezogene Vergleichsjahr 1998 ist bei einer neutralen Betrachtung
von Energiedaten ungeeignet. Die Folgen der im April 1998 eingeleiteten Liberalisierung des Strommarktes in
Deutschland werden dabei noch nicht erfasst. Der Öffnung des Strommarktes folgte zunächst eine massive Kon-
solidierung und Monopolisierung im Bereich der Erzeugung und der Netze. Erst Ende 2000 stellte sich eine nach-
vollziehbare Entwicklung unter den neuen Marktmechanismen ein [Erdmann 2008].
9

Grafik 2: Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in Deutschland 2008
Uran 23,3%
Steinkohle 20,1%
Quelle: BMWi 2009, BMU 2009a; * 50% des Abfalls sind als biogene Reststoffe den erneuerbaren Energien zuzurechnen
Die Verstromung von Braunkohle findet unmittelbar an den Tagebaugebieten im Rheinischen
Revier, in der Lausitz und an den Abbaufeldern der MIBRAG in Sachsen-Anhalt und Sach-
sen statt. Die zur Förderung genehmigten Rohstoffmengen reichen aus, um die vorhandenen
Kraftwerke über ihre vorgesehene Betriebsdauer, und damit teilweise noch bis 2050, zu
betreiben [FFU 2008]. Der Abbau und die Verstromung von noch insgesamt rund 6,3 Mrd.
Tonnen Braunkohle in Deutschland bedeutet jedoch auch, dass in dem Zeitraum etwa die
gleiche Menge klimaschädliches Kohlendioxid (CO2) in die Atmosphäre gelangt. Das ent-
spricht dem jährlichen Klimagas-Ausstoß aller 27 EU-Staaten.
Aufgrund hoher Klimabelastungen und massiver Eingriffe in Siedlungs- und Naturräume ist
eine Ausweitung der Braunkohleverstromung umstritten. Neue Kraftwerke sind deshalb nur
dort konkret geplant oder in Bau, wo Tagebaugenehmigungen vorliegen oder die Erkundung
von neu zu erschließenden Vorkommen weit fortgeschritten ist. Die größte Anlage wird der-
zeit von RWE im nordrheinwestfälischen Neurath gebaut. Sie wird eine Leistung von 2.100
MW haben und jährlich 14 Mio. Tonnen CO2 ausstoßen [BDEW 2009a]. Am sächsischen
Kraftwerksstandort Boxberg entsteht derzeit ein zusätzlicher Block zur Braunkohleverstro-
mung mit einer Bruttoleistung von 675 MW. Ob eine von der MIBRAG am sachsen-
anhaltinischen Standort Profen geplante Anlage mit 660 MW brutto gebaut wird, ist derzeit
offen. Insgesamt hält sich der Zuwachs an Braunkohlestrom in Grenzen, zumal im Bestand
ein Kraftwerksanteil von rund 4.000 MW 40 Jahre oder älter ist und in absehbarer Zeit außer
Betrieb geht.
Erdgas 13,0%
Mineralöl 1,6%
Abfall 1,5%*
Sonstige 3,2%
Erneuerbare
Energien
13,8%*
Braunkohle 23,5%
10
Windenergie 6,3%
Wasserkraft 3,3%
Biomasse 3,5%
Solarenergie 0,7%

Steinkohle wird als Brennstoff weltweit gehandelt. Der Importanteil in Deutschland beträgt
bereits drei Viertel. Durch den von der Bundesregierung beschlossenen Ausstieg aus dem
subventionierten heimischen Steinkohlebergbau wird der Rohstoff in spätestens acht Jahren
vollständig aus anderen Ländern kommen [SteinkohleFinG]. Alle geplanten Steinkohlekraft-
werke sind bereits auf Importe ausgelegt. Neue Anlagen sind oft groß dimensioniert und
meist auf den Grundlastbetrieb zugeschnitten. Neben technischen und betriebswirtschaftli-
chen Überlegungen sind steigende Kosten durch die hohe Weltmarktnachfrage bei Steinkoh-
le und zunehmende Klimaschutzauflagen Gründe für diese Entwicklung. Auch ein begrenz-
tes Flächenangebot zum Bau neuer Anlagen und zunehmende Proteste der betroffenen Be-
völkerung vor Ort spielen eine Rolle. Darüber hinaus veranlasste der Beschluss zum Aus-
stieg aus der Atomenergienutzung die Energiekonzerne zum ersatzweisen Bau großer
Steinkohlekraftwerke. Derzeit gibt es Planungen für bis zu 25 Kohleblöcke mit zusammen
rund 22.000 MW installierter Bruttoleistung [BDEW 2009a]. Das entspricht drei Viertel der
heutigen Kapazität an Steinkohlekraftwerken und stellt einen erheblichen Zubau dar. Selbst
wenn unterstellt wird, dass im Zeitraum bis zum Jahr 2020 alle bestehenden Anlagen nach
40 Betriebsjahren abgeschaltet werden, überwiegt der Zubau den Abgang leistungsbezogen
um das Doppelte. Eine der größten Anlagen will der RWE-Konzern in Arneburg bei Stendal
in Sachsen-Anhalt errichten [Arneburg 2008]. Die Anlage soll brutto 1.600 MW leisten und
wird nahezu neun Mio. Tonnen CO2 ausstoßen 2 .
Atomenergie hatte nach bisheriger Gesetzeslage eine abnehmende Bedeutung [AtG]. Nach
derzeit noch gültigem Beschluss zum Ausstieg aus der Atomenergienutzung wird im Jahr
2022 die letzte Atomanlage abgeschaltet [BMU 2009b]. Derzeit unterliegt die Stromprodukti-
on aus den uranbefeuerten Anlagen teilweise starken Schwankungen [Atomforum 2009].
Hintergrund ist, dass sich die sichere Beherrschbarkeit der alten Kraftwerke als zunehmend
problematisch herausstellt. Störfälle und Sicherheitsmängel führten zeitweise zum gleichzei-
tigen Herunterfahren mehrerer Anlagen. Es ist jedoch auch anzunehmen, dass die Stillstän-
de einzelner Reaktorblöcke von der Atomwirtschaft gezielt in Kauf genommen wurden. Ziel
wäre es, in der 17. Legislaturperiode des Bundestags unter der neuen Regierungszusam-
mensetzung auch für die ältesten Anlagen Laufzeitverlängerungen durchzusetzen. Dennoch
hat Atomstrom insgesamt eine abnehmende Bedeutung, da die technischen Probleme weiter
zunehmen und ein Zubau von Reaktoren in Deutschland auf absehbare Zeit auszuschließen
ist.
2 Nähere Daten und Informationen zum Kraftwerk Arneburg können der Studie „Energieausblick Altmark“, die im
März 2009 in Berlin veröffentlicht wurde, unter www.enerpolis.de entnommen werden.
11

Gaskraftwerke haben den Vorteil, dass sie im Vergleich zu Kohleblöcken deutlich niedrigere
Investitionskosten verbuchen und im Betrieb schnell regelbar sind. Sie werden in allen Grö-
ßen, oft aber für die dezentrale und gleichzeitige Strom- und Wärmeversorgung eingesetzt.
Nachteilig sind die höheren Brennstoffkosten. Durch die Klimaschutzregelungen im europäi-
schen Emissionshandel, die vor allem die Kohleverstromung verteuern, sowie durch weiter
steigende Steinkohlepreise im Welthandel hebt sich der Preisunterschied zwischen Kohle
und Gas aber zunehmend auf [BMU 2008]. Darüber hinaus bestehen beim Erdgas langfristi-
ge Liefervereinbarungen zwischen Deutschland und den Lieferländern, die teilweise Laufzei-
ten von mehr als 20 Jahren haben [BMWi 2007]. Auch während der zurückliegenden Gaskri-
sen, bei denen die Ukraine als Durchleitungsland für russisches Gas im Mittelpunkt stand,
war die Stabilität der Versorgung in Deutschland nicht gefährdet. Entscheidende Mängel wa-
ren das Fehlen eines modernen Röhrennetzes und eines abgestimmten Vorgehens inner-
halb der europäischen Gemeinschaft [SWP 2009]. Unter der Maßgabe einer effizienteren
Nutzung kann Erdgas auch künftig als ein verlässlicher Brennstoff betrachtet werden.
Derzeit sind 18 Erdgasanlagen in einer Größenordnung von 100 bis über 1.000 MW instal-
lierter Leistung mit einer Gesamtkapazität von mindestens 12.000 MW geplant oder in Bau.
Da die Erdgasverstromung in Deutschland im Wesentlichen erst Ende der 1970er Jahre ein-
setzte und erst nach der Wende an Bedeutung gewann, können die Kraftwerksvorhaben der
nächsten Jahre dem Bestand von rund 22.000 MW Bruttoleistung hinzu gerechnet werden.
Das größte Vorhaben mit 1.200 MW brutto plant der Energieversorger Eon gemeinsam mit
dem russischen Gaskonzern Gazprom in Mecklenburg-Vorpommern am Standort Lubmin bei
Greifswald [BDEW 2009a]. Neben den großen Stromkraftwerken, deren Wärmeauskopplung
oft gering ist, leistet das KWK-Gesetz auch dem Ausbau hoch effizienter Erdgaskraftwerke
und Kleinstanlagen zur gleichzeitigen Strom- und Wärmeerzeugung Vorschub [KWKG]. Ins-
gesamt kann in den kommenden zehn Jahre mit einer Verdoppelung der Stromerzeugung
aus Erdgas gerechnet werden.
Der schnell wachsende Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung wird bis 2020
noch einmal deutlich zunehmen. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das die Einspei-
sung von Strom aus regenerativen Quellen regelt, sieht bis 2020 einen Anteil von minde-
stens 30 Prozent vor [EEG]. Sofern die Förderbedingungen nicht verschlechtert und Wider-
stände bei der herkömmlichen Stromwirtschaft abgebaut werden, sind die erneuerbaren
Energien sogar in der Lage, in zehn Jahren bis zu 47 Prozent des Stroms zu liefern [BEE
2009]. Das entspräche einer Fortschreibung der bisherigen Entwicklung.
Während sich der Windenergieausbau an Land aufgrund zunehmender Raumkonflikte ver-
langsamt, ist für die Offshore-Windkraft bis 2020 ein Leistungszubau von bis zu 12.000 MW
12

zu erwarten [Bundesregierung 2009]. Wind wird auch künftig den größten Teil der regenera-
tiven Energiequellen ausmachen. Von besonderer Bedeutung ist, dass die Zahl der jährli-
chen Volllaststunden von derzeit unter 2.000 langfristig auf bis zu 3.500 steigen wird. Gründe
sind die höhere seeseitige Windausbeute sowie landseitig das gesetzlich geförderte Austau-
schen von Altanlagen durch moderne, leistungsfähigere Windräder.
An die Nutzung der Biomasse zur Strom- und Wärmeerzeugung werden zunehmend ökolo-
gische und soziale Anforderungen gestellt. Flächenkonflikte sowie konkurrierende Biomas-
senutzungen stehen hier im Vordergrund. Energiepflanzen und Reststoffe sollen deshalb
besser eingesetzt werden [EEG]. Der künftige Zuwachs von Strom aus Biomasse hängt
maßgeblich davon ab, welche Nutzungspfade sich durchsetzen, wie effizient biogene Abfälle
genutzt werden und wie praxisnah die Einspeisung von Biomethan ins Erdgasnetz geregelt
wird.
Solarstrom liefert zwar mit nur vier Prozent die geringste Strommenge aus erneuerbaren
Energien, wächst aber mit über 40 Prozent im Jahr am schnellsten [BSW 2009a]. Gleichwohl
sind entscheidende Neuregelungen zur Förderung der Photovoltaik absehbar. Die hohe Ver-
gütung der Halbleitertechnik steht zunehmend in der Kritik, weshalb mit einer deutlichen Ab-
senkung der Fördersätze zu rechnen ist. Der Ausbau von Solarstrom wird sich deshalb auf
hohem Niveau verlangsamen.
Die Geothermie spielt bei der Stromerzeugung bisher kaum eine Rolle. Haupthemmnisse
waren bisher die hohen Bohrkosten sowie Risiken bei der Aufsuchung und Erschließung tie-
fer Erdwärme. Der Vorteil der Nutzbarmachung von Geothermie liegt in der Grundlastfähig-
keit, da sie durchgängig zur Verfügung steht. Aufgrund einer Anschub-Regelung im EEG
2009 wird es in den kommenden Jahren zu einem deutlichen Wachstum und damit zu einem
spürbaren Markteintritt kommen [BMU 2009c].
1.1.2 Wärmenutzung
Für Raumwärme, Warmwasser und Prozesswärme wurden im Jahr 2007 bundesweit rund
1.335 TWh Energie verbraucht [BMWi 2009] 3 . Beim Endenergieverbrauch in den betrachte-
ten Bereichen Industrie, Gewerbe und Privathaushalte überwiegt die Erdgasnutzung mit 45
Prozent. Mineralöl liefert rund 20 Prozent der Wärme, Strom und Kohle liefern jeweils elf
Prozent. Erneuerbare Energien machen sieben Prozent aus, Fernwärme wird lediglich zu
fünf Prozent genutzt. Die größten Anteile haben die Heizungen in den privaten Haushalten
und die Prozesswärme in der Industrie mit jeweils 34 Prozent. Die Warmwasserbereitung
macht am Endenergieverbrauch insgesamt nur neun Prozent aus.
3 Ohne Berücksichtigung des Verkehrssektors und einschließlich der Wärmeenergie aus Strom.
13

Grafik 3: Wärme-Endenergieverbrauch nach Energieträgern in Deutschland 2007
Erdgas 45,2%
Quelle: BMWi 2009, BMU 2009a
Erneuerbare Energien im Wärmebereich wachsen derzeit nur langsam. Im Jahr 2008 lieferte
regenerative Wärme 104 TWh [BMU 2009a]. Gegenüber dem Vorjahr ist das lediglich ein
Zuwachs um zwei Prozent. Mit einer Verdoppelung in den letzten zehn Jahren ist langfristig
jedoch eine deutliche Zunahme der Wärmemenge aus Biomasse, Solarenergie und Erdwär-
me zu beobachten. Die Märkte für Solarkollektoren und Wärmepumpen wuchsen dabei am
schnellsten. Ein besseres Fördergerüst für regenerative Wärmenutzung auf Bundesebene,
gesetzliche Neuregelungen, die Pflichtanteile bei der Nutzung erneuerbarer Energien im
Wärmebereich vorgeben [EEWärmeG], sowie eine Wärmeauskopplungspflicht beim Einsatz
von Biomasse und eine Anschubförderung für die tiefe Geothermie [EEG] sprechen hier für
die kommenden Jahre für einen raschen Zuwachs.
Gegenüber dem Vergleichsjahr 1996 4 ist die Wärmenachfrage bundesweit um 20 Prozent
gesunken. Auffällig ist die deutliche Abnahme des Wärmeverbrauchs bei Gewerbe, Handel
und Dienstleistungen um 30 Prozent sowie in den Privathaushalten um 26 Prozent. Der
Energiebedarf in der Industrie stagnierte hingegen. Hier ist über die Jahre ein Wechsel von
Mineralöl hin zu Strom zu beobachten. Der Ölverbrauch bei industrieller Prozesswärme ging
um 44 Prozent zurück, während Strom um fast ein Viertel zulegte. Der gleichzeitige Rück-
gang der Fernwärmenutzung um 36 Prozent weist auf eine ungenügende Effizienzentwick-
lung hin. Im Gewerbe ist der Energieträgerwechsel vom Mineralöl hin zu Erdgas deutlich
ausgeprägt. Trug Öl 1996 noch zu 43 Prozent zur Wärmeversorgung im gewerblichen Be-
reich bei, sank der Anteil 2007 auf 25 Prozent. Die Erdgasnutzung stieg im gleichen Zeit-
4 Das Vergleichsjahr 1996 basiert auf Daten des BDEW und stellt lediglich einen nicht temperaturbereinigten
Langfristtrend dar.
Strom 10,9%
Kohle 10,6%
Fernwärme 5,3%
Sonstige 1,0%
Mineralöl 19,6%
Erneuerbare
Energien 7,5%
14
Biomasse 7,0%
Solarthermie 0,3%
Geothermie 0,2%

aum von 35 auf 49 Prozent. Bei Privathaushalten ist die Entwicklung nicht so stark ausge-
prägt. Hier ging Mineralöl im Wärmemix um sieben Prozentpunkte auf 31 Prozent zurück.
Erdgas lieferte 2007 zu 45 Prozent Raumwärme, was einem Zuwachs von zwei Prozent-
punkten entspricht. Der Anschlussgrad von Fernwärme blieb in den vergangenen elf Jahren
sowohl im gewerblichen als auch im privaten Bereich annähernd gleich.
Tabelle 1: Endenergieverbrauch des Wärmesektors in Deutschland nach Anwendungsbereichen
Verwendung
15
Wärmemenge (TWh)
in 1996 in 2007
Veränderung (%)
Raumwärme 994,7 788,1 - 21
davon Industrie 79,0 61,1 - 23
Private Haushalte 657,8 547,1 - 17
Warmwasser 140,8 132,5 - 6
davon Industrie 4,9 6,5 + 32
Private Haushalte 89,6 87,7 - 2
Prozesswärme 532,5 595,0 + 12
davon Industrie 443,7 495,0 + 12
Endenergieverbrauch insgesamt 1668,0 1515,6 - 9
Quelle: BMWi 2009
Drei Viertel aller Privathaushalte in Deutschland verfügen über eine Zentral- oder Etagenhei-
zung. 16 Prozent der erfassten Wohnungen werden mit Fernwärme versorgt. Dabei ergibt
sich in Ostdeutschland im Vergleich zum früheren Bundesgebiet aufgrund einer anderen
Entwicklung der Energiestruktur ein abweichendes Bild. In den neuen Bundesländern und
Berlin sind die Fernwärmenetze mit einem Anschlussgrad von 37 Prozent deutlich besser
entwickelt als im Westen der Bundesrepublik, wo nur elf Prozent aller Wohnungen über
Fernwärme verfügen [destatis 2009]. In Ostdeutschland bieten sich daher gute Vorausset-
zungen für eine effiziente Energiewirtschaft.
Der Heizwärmebedarf bei den privaten Haushalten betrug 2007 deutschlandweit 165 kWh je
Quadratmeter. Auch hier weichen die ostdeutschen Bundesländer zum Vorteil hin ab. Mit
124 kWh je Quadratmeter im Jahr liegt der Verbrauch ein Viertel niedriger als im Bundes-
durchschnitt [Techem 2007]. Als Grund lässt sich ein wendebedingter Sanierungsvorsprung
ausmachen. Beim Ausblick für den zukünftigen Wärmeverbrauch in Wohnungen ist zwar ein
Rückgang der Bevölkerung um gut vier Prozent bis 2025 zu berücksichtigen [destatis 2007].
Wesentlich ausschlaggebender ist aber der Wandel im Zusammenleben der Menschen. Die
Zahl der Personen, die gemeinsam in einer Wohnung leben, ist rückläufig. Die Ein- und
Zweipersonenhaushalte werden daher zu Lasten der Haushalte mit drei oder mehr Mitglie-

dern bis 2025 um voraussichtlich elf Prozent zulegen. Mit dem Anwachsen der Zahl der
Haushalte nimmt die zu beheizende Wohnfläche pro Person und somit der Wärmebedarf zu.
In Ostdeutschland tritt diese Entwicklung auf andere Weise zutage. Im betrachteten Zeitraum
ist ein Bevölkerungsrückgang um bis zu 13 Prozent anzunehmen. Während die Zahl der
Haushalte mit ein bis zwei Personen dabei nahezu unverändert bleibt, gehen die Wohnun-
gen, in denen drei und mehr Menschen leben, um über 30 Prozent zurück. Dennoch nimmt
auch im Osten die Wohnfläche insgesamt weiter zu.
1.2 Beschäftigungsentwicklung
Die Beschäftigungssituation in der deutschen Energiewirtschaft ist von Umbrüchen gekenn-
zeichnet. Die deutlichste Veränderung ist mit dem Ausstieg aus der heimischen Steinkohle
zu verzeichnen. Ende 2008 beschäftigte der Bergbausektor noch 30.400 Menschen. Das ist
gegenüber dem Jahr 2000 ein Rückgang um 27.700 Beschäftigte [Kohlenstatistik 2009a].
Nach dem Beschluss der Bundesregierung zum Steinkohleausstieg wird es nach 2018 in
Deutschland keinen Bergbau mehr geben. In der Braunkohle ging die Zahl der Arbeitsplätze
insgesamt nur leicht zurück und liegt derzeit bei rund 22.500 Beschäftigten. Im rheinischen
Revier ist aufgrund des Neuaufbruchs von Garzweiler II und des dadurch ermöglichten
Kraftwerkszubaus in Neurath ein leichter Zuwachs zu verzeichnen. Dem steht in den ost-
deutschen Revieren ein leichter aber durchgängiger Rückgang der Arbeitsplätze gegen-
über 5 .
In der Elektrizitätswirtschaft arbeiteten 2008 noch 121.200 Menschen. Das sind 16.000 Be-
schäftigte weniger als noch 2000. Gegenüber 1998, dem Jahr der Strommarktliberalisierung,
sind sogar fast 40.000 Stellen abgebaut worden, obwohl die Stromproduktion deutlich zu-
nahm [BMWi 2009]. Setzt sich der Trend fort, werden bis 2020 weitere 18.000 Arbeitsplätze
abgebaut. Verstärkt wird die Abnahme durch den Bau neuer Kohlekraftwerke. Die geplanten
Stromerzeugungsanlagen laufen mit einem hohen Automatisierungsgrad. Arbeiten in Alt-
kraftwerken je 100 MW installierter Kraftwerkleistung noch 52 Menschen, reichen bei neue-
sten Anlagen sieben Kraftwerksbeschäftigte je 100 MW aus [DIE LINKE 2007]. Die RWE-
Betriebsräte gehen davon aus, dass mit der Erneuerung des Kraftwerksparks vier von fünf
Arbeitsplätzen in der Elektrizitätserzeugung verloren gehen.
Im Fernwärmebereich arbeiten derzeit rund 14.400 Energie-Beschäftigte und damit 1.800
weniger als noch im Jahr 2000. Dies ist der insgesamt leicht rückläufigen Fernwärmenach-
5 Bei der Entwicklung der Braunkohlewirtschaft wird 2002 als Vergleichsjahr herangezogen, da die Kohlenstatistik
seit diesem Jahr folgerichtig Beschäftigte in den Kraftwerken den Tagebaubeschäftigten hinzurechnet.
16

frage geschuldet. Bei den Beschäftigten der Gasversorgung ist für den gleichen Zeitraum ein
Rückgang von 4.300 Stellen zu verzeichnen, wobei 2008 in diesem Sektor noch rund 33.500
Menschen arbeiteten. Der Rückgang im Gassektor ist auch den monopolartigen Strukturen
geschuldet, die in den letzten Jahren deutlich herausgebildet wurden. Bei fortlaufendem
Trend wird die Entwicklung in den nächsten zehn Jahren weitere 4.700 Stellen kosten.
Zusammen genommen sind in der klassischen Energiewirtschaft im betrachteten Zeitraum
fast 60.000 Stellen verlorengegangen. Bis 2020 werden voraussichtlich noch einmal etwa
60.000 Arbeitsplätze abgebaut.
In der Branche der erneuerbaren Energien ist hingegen ein rasanter Beschäftigungszuwachs
zu verzeichnen. Ende 2008 arbeiteten bereits 278.000 Menschen in diesem Bereich. Das ist
eine Verdreifachung gegenüber dem Jahr 2000. Allein seit 2004 sind 118.000 Stellen hinzu-
gekommen [BMU 2009a]. Bis zum Jahr 2020 wird erwartet, dass mehr als eine halbe Mio.
Menschen durch den Ausbau erneuerbarer Energien Arbeit finden, was den Beschäftigungs-
niedergang in der herkömmlichen Energiewirtschaft mehr als wettmacht: Auf jede wegfallen-
de Stelle bei der fossilen Strom- und Wärmebereitstellung kommen derzeit fünf neue Ar-
beitsplätze im Bereich der erneuerbaren Energien. Die einzelnen Sparten in der neuen
Energiebranche sind unterschiedlich beschäftigungsintensiv. Bezogen auf ein MW installierte
elektrische Leistung stellt sich das Stellenpotential, das direkt mit Herstellung, Installation
und Betrieb der Anlagen in Beziehung steht, wie folgt dar: Strom aus Wasserkraft schafft
zwei und Windenergie rund vier Arbeitsplätze je MW. In der Biomasse entstehen 30 Arbeits-
plätze, wobei bezogen auf die erzeugte Energiemenge vier von fünf Stellen im Wärmebe-
reich liegen. Solarenergie erzeugt je MW installierter Leistung 13 unmittelbare Beschäfti-
gungsverhältnisse, wovon ein Drittel der Stellen auf den Bereich der Solarthermie entfällt
[BSW 2009b]. Für Geothermie können aufgrund der bisher noch geringen Anlagenzahl keine
verlässlichen Zahlen abgeleitet werden.
1.3 Energiebedingte Treibhausgas-Emissionen
Treibhausgase beeinflussen die globale Erdtemperatur. CO2 ist dabei mengenmäßig das
Gas mit dem stärksten Einfluss. Aufgrund menschlicher Aktivitäten ist sein Anteil in der At-
mosphäre gegenüber der vorindustriellen Zeit bereits um 75 Prozent gestiegen. Der Wert
liegt heute höher als in den vergangenen 650.000 Jahren der Erdgeschichte und verursacht
nachweislich Umweltveränderungen, die weltweit die Stabilität von Ökosystemen und Ge-
sellschaften gefährden. Hauptursache für den unnatürlichen Klimawandel ist die massenhaf-
te Verbrennung fossiler Rohstoffe wie Kohle und Erdöl. Derzeit nimmt die Klimagasmenge in
17

der Atmosphäre immer schneller zu. Eines der sichtbarsten Zeichen für die gefährliche Ent-
wicklung ist das Abschmelzen der Gletscher in den Gebirgsregionen und an den Polkappen
[IPCC 2007].
Die Entwicklung bedroht bereits jetzt die Lebensgrundlagen von Menschen in vielen Regio-
nen der Welt. Unter den Folgen des Klimawandels leiden aber zuallererst die Armen. Ihnen
fehlt die Kraft, sich den veränderten Verhältnissen anzupassen. Die Folgen sind auch in
Deutschland sichtbar: Hitzesommer und Versteppung, Zunahme von Starkregen und Über-
schwemmungen, Rückgang heimischer Arten und verschlechterte Anbaubedingungen tradi-
tioneller Obstsorten. Eine zentrale Erkenntnis ist auch, dass uns die Folgen des Klimawan-
dels teurer zu stehen kommen, als dessen wirksame Bekämpfung. Gleichwohl müssen die
Staaten bereits jetzt Anpassungsmaßnahmen vorbereiten. Dies muss als ein Indiz für Hand-
lungsversäumnisse zur wirksamen Bekämpfung der Erderwärmung gewertet werden.
Um deutlich zu machen, welche Staaten eine hohe Verantwortung beim Klimaschutz tragen
muss der Treibhausgasbeitrag jedes Landes pro Kopf bemessen werden. Schließlich hat je-
der Mensch das gleiche Recht auf Nutzung der Atmosphäre. Weltweites Ziel ist ein Pro-
Kopf-Ausstoß von höchstens zwei Tonnen CO2. Deutschland gehört mit jährlich 9,7 Tonnen
je Einwohner zu den weltweit größten Verursachern von Treibhausgasen und muss einen
entsprechenden Beitrag zu deren Minderung leisten [IEA 2009]. Dazu ist es erforderlich den
CO2-Ausstoß hierzulande gegenüber 1990 bis 2020 um mindestens 40 Prozent und bis 2050
um mindestens 80 Prozent zu senken. Da der Energiesektor größter Verursacher der gefähr-
lichen Entwicklung ist, sind hier entscheidende Veränderungen erforderlich. Deutliche Ver-
brauchssenkungen, die wirksame Steigerung der Energieeffizienz und der konsequente
Ausbau erneuerbarer Energien gehören zu den anerkannt wirksamsten Maßnahmen zur Er-
reichung der Klimaschutzziele [BMU 2008a].
Die CO2-Emissionen in Deutschland sind zwischen 1990 6 und 2007 um 18 Prozent zurück-
gegangen. In der Energiewirtschaft ist jedoch trotz des Zubaus erneuerbarer Energien seit
der Jahrtausendwende wieder ein Anstieg des Klimagas-Ausstoßes um elf Prozent zu ver-
zeichnen [BMWi 2009]. Gründe sind der Zubau fossiler Kraftwerke im Zusammenhang mit
einer ungenügend strengen Ausgestaltung des europäischen Emissionshandels. Dennoch ist
der Anteil der erneuerbaren Energien zur Minderung von Treibhausgasen bereits heute
enorm, da ohne ihren Beitrag die Energiebereitstellung fossil erfolgen würde. Ende 2008
vermieden erneuerbare Energien bereits 109 Mio. Tonnen CO2. Zum Vergleich: Der Ausstoß
aller Privathaushalte in Deutschland betrug 2007 86 Mio. Tonnen.
6 Das Jahr 1990 ist derzeit das international anerkannte Basisjahr zur Beurteilung der Entwicklung von Treib-
hausgasemissionen und wurde auch im Kyoto-Protokoll verankert.
18

Tabelle 2: CO2-Emissionen in Deutschland nach ausgewählten Bereichen 1990 bis 2006
Jahr 1990 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Energiebedingt (Mio. t) 948 800 823 808 822 819 799 799
davon Energiewirtschaft (Mio. t) 415 347 356 358 373 370 362 366
Quelle: IEA 2009
Privathaushalte (Mio. t) 129 118 131 121 123 117 115 117
Bei einer Verdoppelung des Anteils der erneuerbaren Energien auf 30 Prozent bis 2020
[EEG] könnte gegenüber dem Ausgangsjahr 1990 die erforderliche CO2-Minderung von 40
Prozent erreicht werden. Voraussetzung ist dabei, dass auch die Treibhausgase aus der fos-
silen Strom- und Wärmeerzeugung zurückgehen, indem hier die Effizienz gesteigert wird.
Die Zahlen zur machbaren Vermeidung von CO2-Emissionen verdeutlichen die Bedeutung
der Auseinandersetzung um den Bau neuer Kohlekraftwerke in Deutschland. Sollten hierzu-
lande alle von der Energiewirtschaft derzeit angedachten Stein- und Braunkohlekraftwerke
bis 2020 in Betrieb gehen, würde der CO2-Ausstoß in diesem Sektor wieder über den Wert
von 1990 ansteigen [BDEW 2009a]. Der europäische Emissionshandel, der den Gesamtaus-
stoß im Energiebereich begrenzen soll, stellt in diesem Zusammenhang keine wirksame
Sperre dar. Das Instrument wird von der Energiewirtschaft mit Unterstützung einzelner Mit-
gliedsstaaten erfolgreich abgeschwächt [EU-Gericht 2009]. Deutschland läuft dann Gefahr,
im Klimaschutz deutlich zurück zu fallen. Dabei muss im Blick behalten werden, dass mit je-
der neuen fossil befeuerten Anlage eine energie- und klimapolitische Festlegung über eine
Betriebsdauer von mindestens 40 Jahren getroffen wird. Sollte die Bundesrepublik anderer-
seits aufgrund der Planungen der Energiekonzerne seine Verpflichtungen gegenüber Europa
im Emissionshandel nicht einhalten können, müssten von den Verursachern zusätzliche Ver-
schmutzungsrechte teuer hinzugekauft werden. Die Folge wäre auch eine deutliche Energie-
preisteuerung [BMU 2008a].
19

2 Energiestruktur in Sachsen-Anhalt
2.1 Energiewirtschaftliche Rahmendaten
2.1.1 Flächennutzung und Bevölkerung
Sachsen-Anhalt verfügt über eine Fläche von gut zwei Mio. Hektar. Das sind 5,7 Prozent des
Bundesgebiets. [StaLa 2008]. Insgesamt ist das Bundesland durch ländliche Strukturen ge-
prägt. Mit 117 Einwohnern je Quadratkilometer ist das Land nur halb so dicht besiedelt wie
Gesamtdeutschland. Sachsen-Anhalt umfasst die drei kreisfreien Städte Dessau-Roßlau,
Halle (Saale) und die Hauptstadt Magdeburg, in denen 23 Prozent der Bevölkerung leben,
sowie elf Landkreise mit 848 Städten und Gemeinden [StaLA 2009a]. Die landwirtschaftli-
chen Flächen nehmen mit rund 1.270.000 Hektar 62 Prozent des Landes ein. 92 Prozent
dieser Böden unterliegen einer aktiven landwirtschaftlichen Nutzung, wobei Ackerland mit
fast einer Mio. Hektar dominiert. Dauergrünland umfasst rund 170.000 Hektar und die Wald-
fläche belegt mit 490.000 Hektar knapp ein Viertel des Landes. Der größte Fluss, die Elbe,
fließt auf einer Länge von 302 Kilometern durch Sachsen-Anhalt. Die Saale weist eine Länge
von 179 Kilometern auf.
Tabelle 3: Bodennutzung in Sachsen-Anhalt 2007
Nutzungsart Fläche (ha) Anteil (%)
Landwirtschaftsfläche 1.271.766 62,2
davon landwirtschaftlich genutzte Fläche 1.169.800 57,2
davon Ackerland 997.500 48,8
Dauergrünland 169.400 8,3
Waldfläche 490.715 24,0
Gebäude- und Freifläche 91.424 4,5
Verkehrsfläche 76.767 3,8
Sonstige 114.042 5,5
Bodenfläche insgesamt 2.044.714 100,0
Quelle: StaLa 2008
Für die energiepolitische Betrachtung sind vor allem die Agrar- und Waldflächen von Bedeu-
tung. Aus deren Größe und Zusammensetzung lassen sich Schlüsse auf die Biomassepo-
tentiale zur energetischen Verwendung ziehen. Auch die Windenergienutzung findet in der
20

Regel auf landwirtschaftlichen Böden statt. Angaben zu versiegelten oder vorbelasteten aber
ungenutzten Freiflächen, die für große Solarstromanlagen interessant sind, lagen nicht vor.
Von Belang für eine nachhaltige Bodenbewirtschaftung, den Naturschutz und den Erhalt der
Kulturlandschaft sind das Dauergrünland, sechs Naturparke, 80 Landschaftsschutzgebiete,
196 Naturschutzgebiete sowie der Nationalpark Hochharz und die beiden Biosphärenreser-
vate Flusslandschaft Mittelelbe und Karstlandschaft Südharz. Die meisten geschützten Flä-
chen weisen je nach Schutzstatus Überlappungen zueinander und Überschneidungen mit
anderen Nutzungsformen auf. Zweck ihrer Einrichtung ist der Schutz der Artenvielfalt als Le-
bensgrundlage des Menschen sowie unter anderem die Förderung ökologisch verträglicherer
Boden- und Gewässernutzungen. Bei der flächenbezogenen Potentialabbildung der erneu-
erbarer Energien müssen diese Schutzerfordernisse Berücksichtigung finden.
In Sachsen-Anhalt leben derzeit rund 2.370.000 Menschen [StaLa 2009b]. Gegenüber dem
Jahr 2000 ist das ein Rückgang um neun Prozent. Der Anteil der weiblichen Bevölkerung be-
trägt 51,1 Prozent. Für die Zukunft erwartet das statistische Landesamt einen weiteren
Rückgang der Bevölkerungszahl. Bereits in 15 Jahren kann der Wert unter die Zwei-
Millionen-Grenze sinken. Aus dieser Entwicklung darf jedoch kein Rückgang des Energie-
verbrauchs abgeleitet werden. Aufgrund sich verändernder Lebensstile und der damit ein-
hergehenden deutlichen Abnahme von Haushalten mit drei oder mehr Personen sowie der
Zunahme der Ein- und Zweipersonenhaushalte nehmen die Wohnfläche und damit auch der
Verbrauch von Strom und Wärme pro Haushalt insgesamt zu [destatis 2009].
2.1.2 Wirtschaftskraft
Für eine energiepolitische Weichenstellung in Sachsen-Anhalt ist die wirtschaftliche Entwick-
lung von Bedeutung. Die aktuelle Finanzmarkt- und Wirtschaftskrise verdeutlicht auf an-
schauliche Weise den Zusammenhang zwischen Wirtschaftskraft und Energienachfrage in
den Industriestaaten [BDEW 2009b]. Als Maßstab für die wirtschaftliche Entwicklung wird im
Allgemeinen das Bruttoinlandsprodukt (BIP) herangezogen. Es umfasst den Wert aller er-
zeugten Waren und Dienstleistungen einer Region über einen bestimmten Zeitraum und gibt
damit indirekt auch Hinweise auf den Strom- und Wärmeverbrauch in Sachsen-Anhalt.
Es ist anzumerken, dass das BIP für die Beurteilung einer nachhaltigen Entwicklung, um die
es im Rahmen dieser Untersuchung letztendlich geht, nur von geringer Aussagekraft ist, da
es die Gemeinwohlinteressen kaum erfasst. So gibt die Erzeugungsleistung keinen Einblick
in die sozialen Bedingungen bei der Produktion, die dabei entstehenden Umweltbelastungen
und die Verlagerung von energie- und klimaintensiven Prozessbestandteilen ins Ausland
[Diefenbacher 2008]. Dennoch lassen sich aus dem BIP grundlegende Aussagen für die zu
erwartende Energienachfrage ableiten. Im Vordergrund steht dabei die Frage, wie effizient
21

mit der zur Verfügung stehenden Energie in der Wirtschaft umgegangen wird. Dazu wird das
BIP zum Primärenergieverbrauch des gleichen Wirtschaftsraumes ins Verhältnis gesetzt. Die
daraus ermittelte Energieproduktivität zeigt die Erzeugungsleistung je Einheit verbrauchter
Energie an.
Energieproduktivität =
Bruttoinlandsprodukt (BIP)
Primärenergieverbrauch (PEV)
Bis zum Jahr 2007 stieg das BIP Sachsen-Anhalts gegenüber 2000 um 17,4 Prozent. Der
Primärenergieverbrauch erhöhte sich im selben Zeitraum nahezu parallel um 17,1 Prozent.
Daraus lässt sich erkennen, dass die Energieproduktivität seit der Jahrtausendwende nicht
gesteigert wurde. Bei einer preisbereinigten BIP-Betrachtung ist sogar eine Verschlechterung
der energiebezogenen Erzeugungsleistung erkennbar. Diese Beobachtung stimmt weitge-
hend mit den deutschlandweiten Untersuchungen des Umweltbundesamtes überein. Dort
heißt es: „In den letzten Jahren (2000 bis 2006) hat sich der Anstieg der Energieproduktivität
verlangsamt. Eine Fortsetzung des bisherigen durchschnittlichen Entwicklungstempos würde
nicht ausreichen, um das Ziel einer Verdopplung der Energieproduktivität bis zum Jahr 2020
zu erreichen“ [UBA 2007]. Gleichwohl ist darauf hinzuweisen, dass sich die Energieprodukti-
vität über einen längeren Zeitraum betrachtet auch in Sachsen-Anhalt verbessert hat. Seit
1998 – dem Jahr der Strommarktliberalisierung – stagniert die Entwicklung jedoch weitge-
hend. Deshalb kann die Einschätzung in der Energiestudie 2007 für das Land Sachsen-
Anhalt, dass es hierzulande der Wirtschaft ständig gelänge, „die benötigte Energie effizienter
einzusetzen“, auf der Grundlage der BIP-Bewertung nicht geteilt werden [IE 2007]. Ein deut-
lich effizienterer Umgang mit Energie ist für die Zielstellung einer nachhaltigen Energiever-
sorgung jedoch unerlässlich, um die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern zu verringern
und die Klimagasemissionen im erforderlichen Maße zu senken.
Tabelle 4: Bevölkerung, Bruttoinlandsprodukt und Primärenergieverbrauch in Sachsen-Anhalt
Jahr 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Einwohner (Mio.) 2,615 2,581 2,549 2,523 2,494 2,470 2,442 2,413
Veränderung (%) -1,3 -1,3 -1,3 -1,0 -1,1 -1,0 -1,1 -1,2
BIP (Mrd. EUR) 43,28 44,01 45,78 46,06 47,06 47,38 48,71 50,97
Veränderung (%) 1,3 1,7 4,0 0,6 2,2 0,7 2,8 4,6
PEV (TJ) 442.793 445.724 446.836 458.502 453.529 490.839 506.777 518.433*
Veränderung (%) 0,6 0,7 0,2 2,6 -1,1 8,2 3,2 2,3*
Quelle: StaLa 2008/2009; Veränderung gegenüber dem Vorjahr; * prognostiziert
22

2.2 Strom- und Wärmeversorgung in Sachsen-Anhalt
2.2.1 Stromerzeugung
Die Stromerzeugung für die allgemeine, industrielle und gewerbliche Versorgung in Sach-
sen-Anhalt lag 2007 bei 20.600 GWh brutto und unter Berücksichtigung der Eigenverluste
bei rund 19.300 GWh netto [StaLa 2009c]. Unternehmen der allgemeinen Versorgung leisten
dabei rund 60 Prozent der Erzeugung. Darüber hinaus gibt es einen hohen Anteil industriel-
ler Selbstversorgung. Allein die MIBRAG erzeugte 2008 gut 1.400 GWh Strom, der zum Teil
als Überschuss ins öffentliche Netz gespeist wurde [MIBRAG 2009]. Auch die Chemieindu-
strie-Standorte Leuna und Bitterfeld verfügen über mehrere moderne Kraftwerke, um elektri-
sche Energie und Wärme für eigene Industrieprozesse und die allgemeine Versorgung be-
reitzustellen.
Trotz deutlicher Veränderungen seit der Wende erfolgt ein Großteil der Stromproduktion in
Sachsen-Anhalt nach wie vor mittels fossiler Energieträger. Braunkohle hat dabei mit rund
8.360 GWh Nettoerzeugung bzw. 43 Prozent den größten Anteil [StaLa 2009d]. Die Nutzung
des Brennstoffs ist aus der historischen Entwicklung des Tagebaus in Sachsen-Anhalt abzu-
leiten, welcher bereits seit den 1940er Jahren in industriellem Maßstab stattfindet. Die Be-
deutung hat nach der Wende erheblich abgenommen und ist seit Mitte der 1990er Jahre
weitgehend gleichbleibend. Die Stromerzeugung aus Erdgas bekam hingegen erst ab 1994
im Rahmen der Kraftwerkserneuerung Gewicht. Derzeit liefern Erdgas befeuerte Anlagen
rund 20 Prozent des Stroms. Heizöl und Abfall spielen bei der elektrischen Erzeugung nur
eine unbedeutende, Steinkohle bisher gar keine Rolle. Hatten die erneuerbaren Energien vor
15 Jahren noch einen verschwindend geringen Anteil, erreicht die Stromproduktion in diesem
Bereich aktuell fast 7.000 GWh [DEWI 2009]. Die regenerative Erzeugung schließt damit
zum bisher wichtigsten Brennstoff Braunkohle auf.
Bei den 160 fossil befeuerten Anlagen der allgemeinen Versorgungsunternehmen 7 und den
zahlreichen industriellen Kraftwerken dominiert eine deutlich dezentrale Erzeugungsstruktur.
Es ist landesweit nur ein thermisches Großkraftwerk in Betrieb. Nur wenige Kraftwerke ha-
ben eine Leistung von mehr als 100 MW. Die meisten Anlagen sind deutlich kleiner und ori-
entieren sich am örtlichen Bedarf. Erneuerbare Energien spielen bei den klassischen Unter-
nehmen der öffentlichen und industriellen Versorgung trotz des erheblichen Zuwachses eine
untergeordnete Rolle. Der regenerative Erzeugungsbeitrag kann deshalb einer neu entstan-
denen Branche zugeordnet werden. Der Verknüpfung der beiden Bereiche kommt im Inter-
esse einer stabilen und planbaren Energieversorgung eine zentrale Bedeutung zu.
7 Ohne Pumpspeicher- und Laufwasseranlagen.
23

Das einzige große Kraftwerk stellt die Braunkohle-Anlage Schkopau dar, die mit Braunkohle
der MIBRAG aus dem Tagebau Profen beliefert wird. Das Kraftwerk mit einer Gesamtbrutto-
leistung von 980 MW besteht aus zwei Blöcken und ging 1995 bzw. 1996 ans Netz. Der
elektrische Wirkungsgrad ist mit 40 Prozent vergleichsweise hoch. Der erzeugte Strom wird
für die allgemeine Versorgung, aber auch für die Deutsche Bahn (rund 100 MW) und die be-
nachbarte chemische Industrie bereitgestellt [FFU 2008]. Letztere erhält auch Prozesswärme
aus dem Kraftwerk. Anzumerken ist, dass die Anlage in Schkopau mit einem Investitionszu-
schuss des Landes Sachsen-Anhalt in Höhe von 307 Mio. Euro gefördert wurde. Das stellt
eine direkte Subvention der Braunkohlewirtschaft dar [WI 2004].
Weitere kleinere Anlagen sind die Braunkohle-Kraftwerke Deuben und Mumsdorf, welche die
MIBRAG weitgehend für den Eigenbetrieb der Tagebaue nutzt. Deuben wurde bereits 1936
gebaut. Es hat eine elektrische Bruttoleistung von 86 MW und erzeugte 2008 591 GWh
Elektrizität. Daneben wird Prozesswärme für den Eigenbedarf und für die Ortschaft Deuben
ausgekoppelt. Das Kraftwerk Mumsdorf ging 1968 in Betrieb und leistet brutto 85 MW. Die
Stromproduktion betrug 2008 550 GWh. Fernwärme wird seit Anfang der 1990er Jahre für
Mumsdorf, Staschwitz, Proßdorf, Falkenhain, Meuselwitz und Lukau ausgekoppelt und Pro-
zessdampf für den Industriepark Zeitz bereitgestellt. Die Wärmeleistung beträgt 178 GWh.
Bei beiden Anlagen erfolgte 1996 die Nachrüstung einer Rauchgasentschwefelung. Auch
wird Klärschlamm aus der papierverarbeitenden Industrie mit verbrannt.
Das Kraftwerk Amsdorf wird von dem Unternehmen ROMONTA vorrangig zur Erzeugung
von Prozesswärme für die Montanwachsherstellung aus dem Braunkohletagebau Amsdorf
betrieben. Die elektrische Bruttoleistung beträgt 45 MW. Die Jahresstromproduktion beträgt
rund 320 GWh, wovon 250 GWh ins öffentliche Netz abgegeben werden. Daneben betreibt
die MIBRAG eine braunkohlebefeuerte Anlage in Wählitz mit einer elektrischen Bruttolei-
stung von 37 MW. Das Kraftwerk ging 1994 in Betrieb und lieferte 2008 262 GWh elektrische
Energie, die vorrangig für den Tagebaubetrieb benötigt wird. Die Wärmeabgabe betrug 89
GWh und wird an die Fernwärme GmbH Hohenmölsen sowie die Mitteldeutsche Bitumen-
werk GmbH in Webau geliefert.
Am Standort der Südzucker AG in Zeitz werden zwei weitere industrielle Braunkohlekraft-
werke mit jeweils 20 MW installierter Bruttoleistung betrieben. Die eine Anlage erzeugt rund
90 GWh Strom, der jeweils hälftig dem Industriebetrieb dient und ins öffentliche Netz ge-
speist wird. Die erzeugte Wärmemenge beträgt etwa 320 GWh. Die zweite Anlage dient der
Energieversorgung einer Bioethanol-Fabrik, die jährlich rund 360.000 Kubikmeter Biokraft-
stoff erzeugen kann [crop energies 2009]. Sie liefert 115 GWh Strom und 790 GWh Wärme-
energie. Rund 40 Prozent der elektrischen Energie werden ins Netz abgegeben.
24

Daneben ist noch das Kraftwerk Könnern zu erwähnen, das mit Braunkohlebriketts aus der
Lausitz befeuert und von der Zuckerfabrik Pfeifer & Langen betrieben wird. Die elektrische
Bruttoleistung beträgt 29 MW.
Nach dem Mehrheitskauf der MIBRAG durch den tschechischen Energieversorger ČEZ und
den Finanzdienstleister J&T Anfang 2009 verhandeln die neuen Eigentümer mit dem Land
und der Bundesregierung über den Neubau eines Braunkohlekraftwerks mit 660 MW brutto
am Standort Profen [Bundestag 2009]. Die Anlage soll die bisherigen Betriebskraftwerke
Deuben und Mumsdorf ersetzen. Aufgrund der deutlich höheren Leistung und einer anzu-
nehmenden Laufzeit von 40 Jahren wäre für den wirtschaftlichen Betrieb des Kraftwerks der
Aufbruch neuer Tagebaue in Lützen bei Weißenfels erforderlich [FFU 2008]. Der Einsatz von
Technologien zur CO2-Abscheidung ist dabei bisher nicht im Gespräch. Die Bundesregie-
rung könnte das Vorhaben EU-konform mit rund 110 Mio. Euro in Form von Investitionszu-
schüssen subventionieren [BMU 2009d].
Mitte der 1990er Jahre ging in Sachsen-Anhalt eine Reihe von kleineren Erdgaskraftwerken
in Betrieb. Sie werden von Stadtwerken, Regionalversorgern oder von Industrieunternehmen
betrieben. Hervorzuheben ist, dass damit eine dezentrale Kraftwerksstruktur entstanden ist,
die sich an der Strom- und Wärmenachfrage vor Ort orientiert und zudem gut geeignet ist,
die naturgegebenen Schwankungen bei der Windstromerzeugung auszugleichen. Es handelt
sich meist um kombinierte Anlagen mit Gas- und Dampfturbinen (GuD), die einen hohen
Wirkungsgrad aufweisen.
Ein Beispiel, das die durchschnittliche Leistung dieses Kraftwerkparks widerspiegelt ist die
Anlage in Dessau. Das Kraftwerk verfügt über eine Bruttoleistung von 57 MW elektrisch und
200 MW thermisch. Es wird von den Stadtwerken Dessau als GuD-Anlage hauptsächlich mit
Erdgas betrieben. In den Wintermonaten wird teilweise auch Braunkohle mitverfeuert. Die
Stromproduktion erreichte 2007 219 GWh. An Fernwärme für Dessau wurden 323 GWh be-
reitgestellt. Die Stadtwerke verblieben nach einem Bürgerentscheid im Jahr 2004 zu 100
Prozent in der öffentlichen Hand [DVV 2008].
Eine Besonderheit stellt das Raffineriegas-Kraftwerk am Industriestandort Leuna dar. Es soll
an dieser Stelle genannt werden, auch wenn es sich nicht um eine Erdgas-Anlage handelt.
Das Nebenprodukt der Erdölraffinerie wird eingesetzt, um am Standort Strom und Wärme
bereitzustellen. Die GuD-Anlage ging 1996 in Betrieb und hat eine elektrische Leistung von
160 MW und eine Fernwärmeleistung von 208 MW.
25

Tabelle 5: Ausgewählte konventionelle Kraftwerke in Sachsen-Anhalt 2006/2007
Anlagen-
Standort
Betreiber Leistung el.
(MW)
Strommenge
(GWh)
26
Wärmemenge
(GWh)
Brennstoff Inbetriebnahme
Schkopau EON/SW Saale 980 k. A. k. A. Braunkohle 1995/1996
Deuben MIBRAG 86 479 k. A. Braunkohle 1936/1996
Mumsdorf MIBRAG 85 545 181 Braunkohle 1968/1996
Amsdorf ROMONTA 45 320 k. A. Braunkohle 1960/1995
Wählitz MIBRAG 37 260 93 Braunkohle 1994
Könnern Pfeifer&Langen 29 48 k. A. Braunkohle k. A.
Zeitz I Südzucker 20 87 315 Braunkohle k. A.
Zeitz II Südzucker 20 115 790 Braunkohle 2005
Dessau SW Dessau 57 207 356 Erdgas/Braunk. 1996
Staßfurt KW Ges. Staßfurt 134 k. A. k. A. Erdgas 1995
Leuna Leuna/Evonik 115 k. A. k. A. Erdgas 1994
Bitterfeld enviaM 114 k. A. k. A. Erdgas 1974/2000
Halle SW Halle/enviaM 83 355 237 Erdgas 1994
Stendal EON 23 120 140 Erdgas 1994
Großkayna enviaM 129 k. A. k. A. Heizöl. leicht 1994
Leuna Evonik/MIDER 158 609 294 Raffineriegas 1996
Quelle: FFU 2008, IE 2007, EEX 2009; k.A.: keine Angaben
Der Anteil erneuerbarer Energien in Sachsen-Anhalt hat mittlerweile eine bundesweite Spit-
zenposition erreicht. Bezogen auf die Nettostromerzeugung betrug der Anteil aus Wasser,
Wind, Sonne und Biomasse sowie Deponie- und Klärgas 2008 rund ein Drittel. Damit hat
sich die Erzeugungsleistung in diesem Bereich gegenüber dem Jahr 2000 verneunfacht. Be-
deutendster erneuerbarer Stromlieferant ist mit einem Anteil von fast drei Vierteln die Wind-
energie. Mitte 2009 drehten sich 2.143 Windräder im Land [DEWI 2009]. Die installierte Lei-
stung betrug 3.153 MW. Dabei nimmt Sachsen-Anhalt Platz drei im bundesweiten Vergleich
ein. Der jährliche Zubau liegt derzeit bei 278 MW. Nach Angaben der Energiestudie 2007 für
das Land Sachsen-Anhalt lastet der jetzige Ausbaustand die Eignungsgebiete für Windener-
gie größtenteils aus. Dabei wurde gegenüber Ende 2006 ein noch möglicher Zubau von rund
1.300 MW installierter Leistung angenommen. Bis Mitte 2009 waren bereits 620 MW hinzu-
gekommen. Bei etwa gleichbleibender Entwicklung wäre der prognostizierte Grenzwert Ende
2011 bei einer Installationsleistung von etwa 4.000 MW erreicht. Die Windbranche hält einen
Ausbau auf knapp 8.000 MW für machbar, wofür die flächenbezogene Leistungsdichte er-
höht werden soll, ohne dass die erforderliche Landesfläche wesentlich zunimmt [Enercon
2009]. Dabei wird vor allem auf das Repowering, größere Einzelanlagen und den Abbau von
Genehmigungshemmnissen gesetzt. Tatsächlich sind die ausgewiesenen Eignungsgebiete

für Windenergie in den Gemeinden gegenüber dem Jahr 2000 durch behördliche Eingren-
zungen wie Abstandsregelungen zur Wohnbebauung um 8.900 auf 17.400 Hektar ge-
schrumpft, was derzeit rund 0,8 Prozent der Landesfläche entspricht. Insgesamt ist festzu-
stellen, dass die derzeit restriktiven Vorgaben der regionalen Planungsverbände dem weite-
ren Ausbau der Windenergie ab 2012 trotz Repowering deutliche Grenzen setzen.
Wasserkraft liefert zwei Prozent des erneuerbaren Stroms. Er kommt aus 34 Laufwasser-
und drei Speicherkraftwerken. Derzeit liegen weitere Anträge für den Bau von kleinen Was-
serkraftanlagen vor. Dennoch kann generell davon ausgegangen werden, dass das Potential
weitgehend erschlossen ist. Hauptgründe sind das insgesamt vergleichsweise geringe Was-
serkraftangebot in Sachsen-Anhalt und die zunehmend hohen Anforderungen, die an die
Gewässerökologie gestellt werden.
Strom aus Sonnenlicht, der mittels Photovoltaik gewonnen wird, macht mit derzeit weniger
als einem Prozent an der Nettostromerzeugung nur einen geringen Anteil unter den erneuer-
baren Energien aus. Langfristig hat die moderne Halbleiter-Technik aber ein hohes Potential
und sichert in Sachsen-Anhalt schon heute eine bedeutende Zahl von Arbeitsplätzen. Im
Vergleich zum Bundesdurchschnitt gehört das Land zwar zu den Spitzenreitern bei der Pro-
duktion. Die installierte Leistung ist aber sowohl im Bezug auf die Landesfläche als auch auf
die Nettostromerzeugung im Vergleich zu anderen Bundesländern gering [DIW/ZSW 2008].
Der jährliche Zubau beträgt bundesweit derzeit 2.000 MW pro Jahr. Diese Entwicklung kann
aufgrund deutlicher Kostensenkungseffekte bei der Herstellung und verbesserter Leistungs-
merkmale auch für die kommenden Jahre fortgeschrieben werden. Aufgrund der zäsurhaften
Krise in der deutschen Photovoltaik-Industrie und zu erwartenden Neuregelungen im EEG
zum Jahr 2011, die eine drastische Absenkung der Vergütung mit sich bringen wird, ist je-
doch nicht mit einer weiter zunehmenden Wachstumsrate zu rechnen [CDU/CSU/FDP 2009].
Die Energieerzeugung aus Biomasse nimmt im Flächenland Sachsen-Anhalt eine hohe Be-
deutung ein. Bereits jetzt kommt ein Viertel des regenerativen Stroms aus den nachwach-
senden Rohstoffen. Energielieferanten zur Verstromung sind hauptsächlich Agroöle, wie
Rapsöl bzw. Biodiesel, Holz und Holzreststoffen sowie Biogas, insbesondere aus Silomais,
Gülle und Grünlandschnitt. Bei den Biogasanlagen ist der deutlichste Zuwachs zu beobach-
ten. Gegenüber 2007 ist bis Ende 2010 eine Zunahme der Stromerzeugung aus Biogas um
das Zweieinhalbfache zu erwarten [MLU 2007]. Die energetische Nutzung von Holz unter-
liegt ebenfalls einer zunehmenden Bedeutung. Altholz, Biomasse der holzverarbeitenden
Unternehmen sowie Wald- und Waldrestholz werden dabei gleichermaßen zur Strom- und
Wärmeerzeugung eingesetzt. Die größte dieser Anlagen ist das Biomasse-Kraftwerk des
Zellstoffwerks Arneburg bei Stendal. Das Kraftwerk hat eine installierte Leistung von 100 MW
und liefert bis zu 650 GWh Strom im Jahr [Thiel 2008]. Davon werden abzüglich der Eigen-
27

versorgung des Industriebetriebs mit Strom und Wärme 45 Prozent ins Netz gespeist. 20
MW der Anlage werden über das EEG gefördert.
Die Erzeugung von Agrokraftstoffen, wie Biodiesel und Bioethanol, aus Raps, Getreide und
Zuckerrüben ist in Sachsen-Anhalt nicht unerheblich. Das ist bei der Betrachtung der energe-
tischen Biomassepotentiale insgesamt, die maßgeblich von den zur Verfügung stehenden
Land- und Forstwirtschaftsflächen abhängen, zu berücksichtigen. Die weitere Entwicklung
bei der Energie-Biomasse muss dabei viel deutlicher als bisher an die Bedingungen einer
nachhaltigen Entwicklung gekoppelt werden. Im Vordergrund stehen dabei Flächenkonkur-
renzen zur Nahrungsmittelerzeugung, ein ökologisch verträglicher Anbau von Energiepflan-
zen sowie die Erfordernis nach einer möglichst energieeffizienten und klimaschonenden
Verwendung der nachwachsenden Rohstoffe. Der gleichzeitigen Strom- und Wärmeerzeu-
gung sollte dabei künftig eine höhere Bedeutung zukommen als dem vergleichsweise ineffi-
zienten Einsatz flüssiger Agrokraftstoffe zur Verbrennung in Fahrzeugmotoren.
Erdwärme zur Stromgewinnung wird derzeit in Sachsen-Anhalt nicht eingesetzt. Gleichwohl
liegen vor allem im Norden des Landes hohe Potentiale für die Nutzung der tiefen Geother-
mie. Dabei bieten sich petrothermale Systeme, auch Hot-Dry-Rock-Verfahren (HDR) ge-
nannt, an, die heißes Gestein in mehreren tausend Metern Tiefe mittels Wassererhitzung
nutzbar machen. Durch Neuregelungen im EEG sowie eine geeignete Landesförderung kann
Sachsen-Anhalt künftig in hohem Maße von tiefen Geothermie profitieren.
Tabelle 6: Nettostromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern in Sachsen-Anhalt 2007
Energieträger Strommenge (GWh) Anteil (%)
Nettostromerzeugung insgesamt 19.295 100,0
davon Erneuerbare Energien 6.200 32,1
davon Wasser (ohne Pumpspeicher) 120 0,6
Quelle: StaLa 2008
Windenergie 4.425 22,9
Photovoltaik 32 0,2
Biomasse 1.551 8,0
davon Biogas 273
Feste Biomasse 566
Flüssige Biomasse 712
Deponiegas 52 0,3
Klärgas 20 0,1
Geothermie 0 0,0
28

Nicht unerwähnt bleiben soll das Pumpspeicher-Kraftwerk Wendefurth. Es hat eine installier-
te Leistung von zweimal 40 MW und wurde 1967 gebaut. Betreiber ist der Stromkonzern Vat-
tenfall Europe. Wasserspeicher werden genutzt, um kurzfristig entstehende Lastspitzen im
Elektrizitätsnetz auszugleichen. Sie können aber auch an windreichen Tagen Strom aufneh-
men, indem sie den Wasserspeicher vollpumpen.
2.2.2 Wärmebereitstellung
Die erforderliche Wärmemenge für Heizung, Warmwasser und industrielle Prozesse hängt
an zwei wesentlichen Strukturelementen: Zum einen an den Kraftwerken, die meist auch
Strom erzeugen und die Energie über Fernwärmenetze verteilen. Zum anderen liefern de-
zentrale Einzelheizanlagen, gespeist aus fossilen und zunehmend auch erneuerbaren Ener-
gieträgern, die benötigte Wärme.
Die Fernwärmeerzeugung in Sachsen-Anhalt geht seit Jahren zurück. Während im Jahr
2000 noch 10.400 GWh Fernwärme erzeugt wurden, sank die Menge bis 2006 um 17 Pro-
zent auf 8.700 GWh. Auffällig ist, dass die industrielle Prozesswärme meist gut genutzt wird,
indem wärmeintensive Betriebe sich in unmittelbarer Nähe von Kraftwerken angesiedelt ha-
ben (Schkopau) oder selbst Energie erzeugen und Überschüsse ins öffentliche Netz abge-
ben (MIBRAG, Leuna, Mercier). Daher bleibt hier die Nachfrage weitgehend stabil. Bei priva-
ten Haushalten aber ist die für eine effiziente Energienutzung vorteilhafte Fernwärmenutzung
unverhältnismäßig stark rückläufig [IE 2007]. Die Haushalte verbrauchten 2006 elf Prozent
weniger Fernwärme als noch im Jahr 2000, obwohl gute Voraussetzungen für eine dezentra-
le Energiestruktur mit zahlreichen kleineren Energieerzeugungsanlagen, die gleichzeitig
Strom und Wärme erzeugen können, vorhanden sind. Gründe für die abnehmende Entwick-
lung der Fernwärmestruktur sind eine niedrige Besiedelungsdichte und der Trend insbeson-
dere zu ergasbefeuerten Einzelheizungen.
Tabelle 7: Fernwärmeerzeugung und Verwendung in Sachsen-Anhalt 2006
Verwendung
29
Wärmemenge (GWh)
in 2000 in 2006
Veränderung (%)
Fernwärmeerzeugung insgesamt 10.417 8.653 - 17
davon Industrie einschl. Bergbau 3.444 3.478 + 1
Gewerbe, Handel, Dienstleistungen 1.528 1.442 - 7
Private Haushalte 2.528 2.252 - 11
Quelle: StaLa 2008, IE 2007

Das einzige Großkraftwerk in Sachsen-Anhalt, Schkopau, erzeugt nur geringe Wärmemen-
gen für die benachbarte Industrie. Etwa die Hälfte der eingesetzten Braunkohle-Energie wird
über zwei Kühltürme ungenutzt in die Umgebung abgegeben.
Ein Schwerpunkt bei der Betrachtung des Wärmebereichs ist Erdgas, da fast jede zweite
Einzelheizung mit diesem Brennstoff betrieben wird und das vergleichsweise klimafreundli-
che Gas für die zukünftige Bewertung der Strom- und Wärmestruktur von besonderem Inter-
esse ist. Im Jahr 2007 wurden insgesamt 32.800 GWh Erdgas verbraucht. Unter Berücksich-
tigung witterungsbedingter Schwankungen, stellt das gegenüber 2000 einen Zuwachs von
fast einem Drittel dar. Der industrielle Einsatz von Erdgas macht 30 Prozent der Entnahme
aus und hat sich fast verdoppelt. Der Verbrauch in den Privathaushalten stieg nur leicht und
nimmt – wie die Stromerzeugung auch – rund ein Viertel des Erdgases in Anspruch. Dem
deutlichen Zuwachs bei der Erdgasverstromung um zwei Drittel steht ein Rückgang bei der
Fernwärmeabgabe aus Erdgas um ein Drittel gegenüber. Diese Entwicklung deutet auf feh-
lende Anreize für eine effiziente Nutzung des teuren Importrohstoffs hin.
In der Industrie kann der Verbrauchszuwachs bei Erdgas meist durch eine bessere Energie-
produktivität gebremst werden, indem Prozesse und Herstellungsverfahren energieeffizienter
gestaltet werden. In den Haushalten können hingegen noch erhebliche Energieeinsparpoten-
tiale gehoben werden. Der Erdgasverbrauch privater Haushalte in ostdeutschen Städten
(außer Berlin) liegt derzeit bei rund 120 kWh pro Quadratmeter im Jahr [techem 2007]. Bis
2030 kann der Wärmebedarf mittels Gebäudedämmung, moderner Heiztechnik und durch
den Einsatz erneuerbarer Energien auf 70 kWh pro Quadratmeter im Jahr gesenkt werden.
Das entspricht gegenüber heute einer eingesparten Heizleistung in den Haushalten von
3.250 GWh pro Jahr.
Tabelle 8: Erdgasverbrauch nach Sektoren in Sachsen-Anhalt 2007
Endabnehmer
30
Erdgasmenge (GWh)
2000 2005 2006 2007
Veränderung
zu 2000 (%)
Erdgasentnahme insgesamt 24.813 34.220 34.256 32.799 + 32
davon Elektrizitätserzeugung 5.101 8.113 8.449 8.618 + 69
Quelle: StaLa 2008
Fernwärmeversorgung 4.705 4.513 4.018 3.272 - 31
Industrie einschl. Bergbau 5.196 9.174 9.908 10.013 + 93
Private Haushalte 7.479 9.278 8.945 7.826 + 5

Erneuerbare Energien im Wärmebereich kommen vor allem durch Solarthermie, bodennahe
Erdwärme und Biomasse zu Anwendung. Die Solarkollektoren finden derzeit im Gebäudebe-
reich eine schnelle Verbreitung. Die Anlagen sind sowohl bei Neubauten als auch beim Alt-
bau vergleichsweise einfach zu installieren und können konventionelle Heizungen ergänzen.
Dabei sparen sie, je nach Gebäudeauslegung, zehn bis 20 Prozent der fossiler Energie ein.
Größere Anlagen können für Siedlungen in den Sommermonaten einen Saisonspeicher mit
Wärme aufladen, der die Heizenergie dann im Winter zur Verfügung stellt.
Bodennahe Erdwärme wird durch Sonden oder Flächenkollektoren dem Boden entnommen
und mittels einer Wärmepumpe nutzbar gemacht. Das Prinzip ist landesweit anwendbar,
setzt aber zur effizienten Anwendung aufgrund des vergleichsweise großen Strombedarfs
beim Betrieb hohe Wirkungsgrade bei den Wärmepumpen voraus. Derzeit werden jährlich
mehrere hundert Erdwärme-Heizungen installiert [IE 2007]. Bei richtiger Gebäudeauslegung
können sie rund 80 Prozent des Wärmebedarfs eines Hauses decken.
Im ländlichen Raum wird traditionell Holz zur Wärmeerzeugung eingesetzt. Durch die Pro-
duktion von Holzpellets gewann die Holzheizung in den letzten Jahren auch in Ortskernen
und Städten an Bedeutung. Biogas wurde bisher oft nur für die elektrische Energieerzeugung
verwendet. Durch eine Neuregelung im EEG sind die Anlagenbetreiber künftig aber zur
KWK-Nutzung verpflichtet, was die dezentrale Wärmebereitstellung aus erneuerbaren Ener-
gien deutlich verbessert.
2.3 Beschäftigungsentwicklung
Das Bundesland Sachsen-Anhalt zählte Ende 2007 rund 1,1 Mio. Erwerbstätige. Von den
815.000 sozialversicherungspflichtigen Beschäftigten gingen 734.000 Menschen innerhalb
des Landes einer Tätigkeit nach. Der Frauenanteil daran beträgt 47,3 bzw. 49,5 Prozent.
Gleichwohl leidet das Land unter einer hohen Arbeitslosigkeit. Die Quote beträgt 17,4 Pro-
zent, ist aber gegenüber den Vorjahren gesunken. Mehr als 200.000 Menschen haben der-
zeit keine Arbeit. 51,2 Prozent der Betroffenen sind Frauen. Hinzu kommen 11.350 Men-
schen, die in Kurzarbeit bzw. in Arbeitsbeschaffungsmaßnahmen oder Weiterbildungen un-
tergebracht sind. [StaLa 2008]
Der Energiesektor spielt bei der Entwicklung der Beschäftigungssituation in Sachsen-Anhalt
eine wichtige Rolle. Der Wandel, in dem sich die Energiewirtschaft befindet, entscheidet zu-
künftig auch maßgeblich über die Chancen vieler Menschen auf dem Arbeitsmarkt. Deutlich
wird die Situation an der Braunkohle im Vergleich zur Windenergiebranche.
31

Die Braunkohleverstromung im Land wird von der MIBRAG durchgeführt, die nur noch dem
Namen nach ein heimisches Unternehmen ist. Es wurde 1994 von der Treuhandanstalt an
zwei US-amerikanische Konzerne verkauft, welche es im Februar 2009 an das tschechische
Unternehmen ČEZ weiterveräußerten. Das Unternehmen besitzt kleinere Kraftwerke zur
Energieerzeugung für den Eigenbetrieb, liefert aber Braunkohle vorrangig für nichteigene
Kraftwerke [FFU 2008]. Für die MIBRAG arbeiten heute 2.525 Menschen. Das ist ein Rück-
gang um 16 Prozent gegenüber dem Jahr 2000 [Kohlenstatistik 2009b]. In Sachsen-Anhalt
beschäftigt das Unternehmen derzeit rund 1.600 Menschen in der Braunkohleförderung und
170 in den betriebseigenen Kraftwerken Wählitz, Deuben und Mumsdorf [IE 2007].
Der Hersteller für Windenergieanlagen ENERCON beteiligte sich 1998 an der SKET Maschi-
nen- und Anlagenbau GmbH in Magdeburg und baute den Standort für die Anlagenprodukti-
on aus. Heute beschäftigt ENERCON in Sachsen-Anhalt 4.000 Menschen, die alle Bereiche
der Anlagenproduktion abdecken. Das Unternehmen erzeugte dabei im Jahr 2007 ein Zulie-
fervolumen von rund 330 Mio. Euro aus dem Wirtschaftsraum Sachsen-Anhalts. Jede im
Land aufgebaute Windkraftanlage führt darüber hinaus zu einer Gewerbesteuereinnahme
von rund 115.000 Euro über eine Betriebszeit von 20 Jahren. [Brand-Schock 2009]
Weitere 3.000 neue Arbeitsplätze entstanden in den letzten Jahren in der Solarstrom-
Industrie in Sachsen-Anhalt [DIW/ZSW 2008]: Beispiele sind die Unternehmen Q-Cells mit
mehr als 2.000 [Q-Cells 2009] und First Solar mit 500 Beschäftigten [First Solar 2007]. Hinzu
kommen zahlreiche weitere Unternehmen zur Herstellung und zum Betrieb von Erneuerba-
ren-Energien-Anlagen sowie zahlreiche Handwerksbetriebe, die vom Zubau Erneuerbarer-
Energien-Anlagen profitieren. Insgesamt bieten die erneuerbaren Energien in Sachsen-
Anhalt über 20.000 Menschen Arbeit, etwa die Hälfte davon in der Windbranche.
Die klassische Energiewirtschaft beschäftigt demgegenüber heute noch 6.320 Menschen.
Gut die Hälfte davon arbeitet in der Elektrizitätsversorgung sowie je rund ein Viertel in der
Gas- und in der Fernwärmeversorgung. In den letzten zehn Jahren war die Beschäftigung in
dem Sektor um 28 Prozent rückläufig.
2.4 Klimagas-Emissionen
Der energiebedingte CO2-Ausstoß am Primärenergieverbrauch in Sachsen-Anhalt betrug
2007 insgesamt 26,5 Mio. Tonnen. Allein die Braunkohleverbrennung macht daran mit 9,6
Mio. Tonnen 36 Prozent aus. Der Zubau des geplanten Braunkohlekraftwerks Profen und
eines geplanten Steinkohlekraftwerks am Standort Arneburg mit einer jährlichen Klimagas-
emission von zusammen 13,6 Mio. Tonnen würde den landesweiten CO2-Ausstoß im Ener-
32

giesektor um fast 50 Prozent erhöhen. Damit würde Sachsen-Anhalt den wendebedingten
Vorsprung in der CO2-Minderung wieder weitgehend verspielen und auf das Niveau von
1991 zurückfallen.
Durch den Strukturwandel sank der Klimagasausstoß von 50,9 Mio. Tonnen im Jahr 1990
schlagartig auf 38,1 Mio. Tonnen im Folgejahr. Nach 1993 waren dann jedoch keine wesent-
lichen Verringerungen bei den Emissionen mehr zu verzeichnen. Ab der Jahrtausendwende
stieg der CO2-Ausstoß bis 2006 wieder um sechs Prozent an. Dem gegenüber stehen die
internationalen Verpflichtungen zur Bekämpfung der Erderwärmung sowie die Anforderun-
gen aus dem EU-Emissionshandel, den CO2-Ausstoß weiter zu senken. Das ist in Sachsen-
Anhalt im Wesentlichen nur zu erreichen, indem weniger Energie verbraucht wird, die Ener-
gieträger so effizient wie möglich genutzt werden und der Anteil erneuerbarer Energie weiter
steigt. Die Verwendung der CO2-intensiven Braunkohle muss dabei langfristig zurück ge-
drängt werden.
Tabelle 9: Energiebedingte CO2-Emissionen in Sachsen-Anhalt nach ausgewählten Bereichen
Jahr 1990 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Gesamtausstoß (Mio. t) 50,9 26,3 28,8 27,5 28,2 27,1 27,8 27,8
davon Stromerzeugung (Mio. t) 9,3 9,2 9,5 10,6 11,2 10,2 10,8 11,0
Quelle: StaLa 2008
Fernwärme (Mio. t) 4,7 2,6 2,7 2,7 2,3 2,2 2,0 2,0
Industrie (Mio. t) 17,9 3,5 3,3 3,6 3,6 3,7 4,1 4,3
Haushalte & GHD (Mio. t) 13,3 4,9 5,5 5,0 4,9 4,7 4,9 4,9
33

3 Nachhaltige Energieversorgung für Sachsen-Anhalt
Die Ausrichtung der Energieversorgung auf eine nachhaltige Entwicklung in dem Sinne, dass
die heutige Gesellschaft ihre Bedürfnisse nicht auf Kosten kommender Generationen befrie-
digt, orientiert sich an den vier Leitlinien der Nachhaltigkeitsstrategie Deutschlands [Bundes-
regierung 2002]:
� Generationengerechtigkeit,
� Lebensqualität,
� sozialer Zusammenhalt und
� internationale Verantwortung.
Diese Rahmenbedingungen umfassen mit Blick auf den Energiesektor einen schonenden
Umgang mit dem Naturhaushalt und den Ressourcen, ein größtmögliches Maß an Klimagas-
und Schadstoffminderung, aber auch den unbeschränkten und bezahlbaren Zugang zu
Energie sowie Versorgungssicherheit und die Aussicht auf gute Beschäftigung.
Ein effizienter und sparsamer Umgang mit Energie sowie der Ausbau erneuerbarer Energien
in Verbindung mit hoher regionaler Wertschöpfung stehen daher im Mittelpunkt dieser Be-
trachtung. Die Nutzung des fossilen Brennstoffs Braunkohle soll auf ein vertretbares Maß
zurück genommen werden. Die Auskohlung bestehender bzw. genehmigter Tagebaue wird
zugebilligt. Aufschlüsse neuer Braunkohlefelder bleiben unberücksichtigt. Besonders ineffi-
ziente und emissionsstarke Energieerzeugungsanlagen sollen zügig außer Betrieb gehen,
sofern dies wirtschaftlich vertretbar ist. Die Nutzung von Erdgas soll insgesamt abnehmen,
die vorhandenen Mengen sollen effizienter eingesetzt werden. Der Einsatz erneuerbarer
Energien muss konfliktarm erfolgen, auch indem die Bodennutzung nicht verschlechtert wird.
Das erfordert, auch erneuerbare Ressourcen möglichst energie- und klimaeffizient einzuset-
zen.
Unter diesen Maßgaben ist es in Sachsen-Anhalt möglich, eine Strom- und Wärmebereitstel-
lung zu entwickeln, die einen deutlichen Zuwachs der Energiemengen ermöglicht und dabei
eine weitere Minderung des Klimagas-Ausstoßes mit sich bringt. Gleichzeitig kann ein hohes
Maß an Beschäftigung und wirtschaftlicher Wertschöpfung innerhalb des Bundeslandes er-
zeugt werden. Nach der vorliegen Betrachtungen steigt der Anteil erneuerbarer Energien an
der Stromerzeugung von derzeit 40 bis 2020 auf über 60 Prozent und bis 2030 auf fast 70
Prozent. Dabei steigt die regenerativ erzeugte Strommenge im Jahr 2020 um das Zweiein-
halbfache, bzw. in 2030 um das Dreifache. Während die Lieferung elektrischer Energie aus
Braunkohle um ein Viertel bzw. um knapp ein Drittel zurückgeht, steigt die Bereitstellung aus
34

Erdgas bis 2020 um ein Fünftel und bis 2030 um ein Drittel. Insgesamt nimmt die Strom-
menge aus fossilen Anlagen über den betrachteten Gesamtzeitraum um 12 Prozent ab, wo-
bei die installierte Leistung bei niedrigeren Volllaststundenzahlen um fünf Prozent ansteigt.
Die installierte Leistung aus den erneuerbaren Energien nimmt um das 2,7fache zu.
Grafik 4: Entwicklung der Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in GWh
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
Quelle: eigene Berechnungen
0
2010 2015 2020 2025 2030
Braunkohle Erdgas Windenergie Biomasse Photovoltaik Wasserkraft Geothermie
Die dezentralere und breitere Aufstellung der Energieversorgung führt zu einem deutlich
besseren Angebot nutzbarer Wärmeenergie. Neben dem vermehrten Einsatz von Solarther-
mie und oberflächennaher Geothermie bzw. Wärmepumpen zur Speisung von Einzelheizun-
gen bieten vor allem Biomasse-Kraftwerke ein zunehmendes Wärmenutzungspotential. Der-
zeit liefern Braunkohle und Erdgas mit 8.200 GWh 70 Prozent der kraftwerksabhängigen
Wärmeenergie, Biomasse kann bereits ein Viertel des Heizangebots stellen.
Im Jahr 2020 kann gegenüber 2009 rund 36 Prozent mehr Wärme abgegeben werden, 2030
fast doppelt so viel. Dabei verschiebt sich die Energieerzeugung hin zu dezentralen Kraft-
werken. Das verbessert eine wirksame Wärmenutzung, da die Anlagen bedarfsgerecht aus-
gelegt und dort errichtet werden können, wo die Wärmenachfrage entsteht. Voraussetzung
für eine effiziente Wärmenutzung ist der Ausbau der Fernwärmenetze und die Entwicklung
einer guten Nahwärmeverteilung. In den kommenden zehn Jahren geht der kraftwerksge-
koppelte Wärmeanteil aus Braunkohle und Erdgas auf 46 Prozent zurück, während der Anteil
erneuerbarer Energien deutlich steigt. Allein Biomasse kann dann über 40 Prozent der Wär-
meenergie liefern. Bis 2030 geht die Wärmebereitstellung aus fossilen Brennstoffen der
35

Kraftwerke auf 36 Prozent zurück, wobei eine Verschiebung hin zu Erdgas zu verzeichnen
ist. Biomasse liefert dann noch 37 Prozent, da die Bedeutung von Solarthermie und tiefer
Geothermie mit jeweils rund zehn Prozent der Heizenergie zunimmt. Das enorme Wärmepo-
tential bei einer auf Energieeffizienz und erneuerbaren Energien ausgerichteten Versorgung
weist darauf hin, in welch hohem Maße fossile Brennstoffe, wie Mineralöl und Erdgas, im
Wärmebereich insbesondere bei Einzelheizungen eingespart werden können.
Grafik 5: Entwicklung der bereitgestellten Wärmemenge nach Energieträgern in GWh
25000
20000
15000
10000
5000
Quelle: eigene Berechnungen
0
2010 2015 2020 2025 2030
Braunkohle Erdgas Biomasse Solarthermie Wärmepumpen Geothermie
3.1 Windenergie – konfliktarmer Ausbau durch Repowering
Die Nutzung der Windenergie unterliegt in Sachsen-Anhalt nicht nur einem rasanten Ausbau:
In den letzten Jahren kamen pro Jahr knapp 280 MW installierte Leistung oder etwa 150 An-
lagen hinzu. Auch nehmen die raumordnerischen Konflikte um die Windräder deutlich zu.
Ohne Frage stehen die weithin erkennbaren Türme mit zum Teil deutlich über 100 Metern
Höhe und Rotordurchmesser im Mittelpunkt der Diskussion. Kritik macht sich an der Sicht-
veränderung der Kulturlandschaft, möglichen Beeinträchtigen von ökologischen Schutzge-
bieten und deren Arten sowie optischen und akustischen Belästigungen fest. In der Praxis
führt das zu Einschränken bei der Vorhabensplanung. Die Planungsverbände der regionalen
Raumordnungsregionen beschließen dazu oft pauschale Abstandsregelungen und Höhen-
begrenzungen, um der konkreten Auseinandersetzung vor Ort aus dem Weg zu gehen.
36

Am Beispiel der Planungsregion der Altmark ist der Widerspruch zwischen dem erforderli-
chen Ausbau erneuerbarer Energien und der Raumordnungspraxis deutlich erkennbar. Im
Norden Sachsen-Anhalts sind 17 Eignungsräume für Windenergie ausgewiesen, die 20 Pro-
zent der landesweiten Windflächen ausmachen. Das Ausmaß der Eignungsräume liegt damit
leicht unter dem Durchschnitt Sachsen-Anhalts. Die Ausbauzahlen zeigen gegenüber den
anderen windertragsreichen Regionen Deutschlands auch keine überdurchschnittliche Bela-
stung der Altmark durch Windräder auf. Auffällig ist lediglich die Bündelung von Anlagen in
großen Windparks, was insgesamt zu einer Entlastung der Schutzgüter und der Landschaft
führt und deshalb landesplanerisch ausdrücklich gewollt ist.
Der Regionale Entwicklungsplan Altmark zählt rund 40 einschränkende Kriterien für die
Windenergienutzung auf und macht eine auffällig kritische Haltung deutlich, die nicht immer
sachgerecht ist [RPA 2005]. So wird gleich zu Anfang auf die „Vermeidung der potentiellen
negativen Auswirkungen von Windkraftanlagen“ abgezielt, jedoch im Zusammenhang mit
dem möglichen Zubau fossiler Kraftwerke dem landschaftszerschneidenden Ausbau von
Hoch- und Höchstspannungsfreileitungen Vorrang gegeben. Gleichwohl wird als Hauptar-
gument zur Eingrenzung der Windenergienutzung der Landschaftsschutz angeführt. Es wird
unterstellt, dass Windenergie dem Erhalt der Kulturlandschaft entgegensteht. Die bis Ende
2008 vom Planungsverband beschlossenen umfassenden Beschränkungen für die Wind-
energienutzung stellen gegenüber dem Jahr 2000 faktisch eine Halbierung der ausgewiese-
nen Eignungsräume dar [RPA 2008]. Die Abstands- und Begriffsfestlegungen weisen dabei
auf eine zum Teil nicht nachvollziehbare und rechtlich fragwürdige Vorgehensweise hin:
� Abstände zur Wohnbebauung: bis zu 1.500 Meter,
� Pufferzone zu Kurgebieten und Luftkurorten: 5.000 Meter,
� Abstände zu Verkehrstraßen: 300 Meter,
� Abstände zu Hochspannungsfreileitungen: 400 Meter,
� Pufferbereich zu Waldflächen: 200 Meter,
� Abstände zwischen einzelnen Windeignungsräumen: 5.000 Meter,
� Mindestgröße für Windflächen: 20 Hektar,
� Keine Windenergienutzung auf Erholungsflächen,
� Keine Windenergienutzung auf Landwirtschaftsböden mittlerer und höherer Güte,
� Ausschluss von Windenergienutzung auf Flächen unter denen die Verbringung von
CO2 aus fossilen Großkraftwerken möglich ist.
Dieser Tenor setzt sich im ersten Entwurf für den neuen Landesentwicklungsplan weitge-
hend fort [MLV 2008]. Hier wird darüber hinaus eine eindeutige energiepolitische Richtungs-
bestimmung vorgenommen: Langfristige Nutzung der Braunkohle, raumordnerische Siche-
rung von Standorten für neue fossile Kraftwerke und weiterer Ausbau der großen Stromtras-
sen. Bleibt es bei diesen Vorraussetzungen, sind der Windkraft die Ausbaupotentiale weitge-
37

hend verstellt. Selbst das Ersetzen mehrerer älterer Anlagen durch moderne Anlagen in ge-
ringerer Stückzahl, das so genannte „Repowering“, gestaltet sich unter diesen Rahmenbe-
dingungen schwierig.
Eine besondere Rolle kommt auch der zuständigen Genehmigungsbehörde, dem Landes-
verwaltungsamt, zu [Brand-Schock 2009b]. Sie greift auch außerhalb raumplanerischer Er-
fordernisse in die Windparkauslegung ein. So wurde der Mindestabstand zwischen einzelnen
Windenergieanlagen innerhalb eines Eignungsraumes pauschal vergrößert, obwohl die Ab-
stände ausschließlich von technischen und windanalytischen Bedingungen abhängen. Die
Folge ist eine „Ausdünnung“ des Windparks durch unnötig große Abstände. Auch legt die
Behörde Anträge derzeit grundsätzlich zum Nachteil der Windenergie aus, wenn Eigentümer
von umliegenden Grundflächen nicht zu ermitteln sind. Dadurch können mehrere Vorhaben
nicht verwirklicht werden. In der aktuellen Bauordnung des Landes Sachsen-Anhalts ist die
Einbeziehung öffentlicher Straßen in die erforderlichen Abstandsflächen ausgeschlossen
[BauO LSA]. Jede Annäherung einer Windkraftanlage zu einem öffentlich gewidmeten Weg
einschließlich der darauf bezogenen Abstandsvorschriften stellt damit ein Hindernis dar. In-
nerhalb von Eignungsflächen, die Ausdrücklich für die Nutzung der Windenergie ausgewie-
sen wurden, sind derartige Regelungen jedoch wenig sachgerecht. Die Landesregierung
könnte diese Blockaden jederzeit aufheben.
Unter den genannten Bedingungen ist eine Flächenausweitung zugunsten der Windenergie
wenig realistisch. Für die weitere Entwicklung der Windenergie werden daher die bestehen-
den Eignungsräume unter Berücksichtigung verbesserter Genehmigungsbedingungen be-
trachtet. Nicht sachgerechte Hemmnisse sollen Schritt für Schritt abgebaut und konfliktmin-
dernde Maßnahmen, wie das Repowering, gezielt unterstützt werden. Dazu ist es erforder-
lich, der Raumordnung bzw. Bebauungsplanung den technischen und planerischen Fort-
schritt bei der Windenergienutzung zugrunde zu legen. Innerhalb von Windeignungsgebieten
sind Hemmnisse durch Klarstellungen gegenüber dem Landesverwaltungsamt und in der
Landesbauordnung zu beseitigen. Bezüglich begründeter Störungen und Belästigungen ge-
genüber anwohnenden Menschen und betroffenen Schutzgütern sind pauschale Eingren-
zungen durch Einzelfallprüfungen zu ersetzen.
Mit Blick auf die hohe Bedeutung der Windenergie für den Klimaschutz, das Wirtschafts-
wachstum und die Schaffung neuer Arbeitsplätze sollte grundsätzlich ein flächenbezogenes
Landesausbauziel für die Windenergie im Landesentwicklungsplan formuliert werden. Es
wird empfohlen, ein Prozent der Landesfläche oder 20.450 ha als „Flächenziel Windenergie-
nutzung“ festzulegen. Damit bleibt die Entwicklung der Windkraft im Rahmen der bereits
ausgewiesenen Flächen. Innerhalb dieser Bereiche sollte der behördliche Einfluss auf eine
sachgerechte Abwägung der Belange beschränkt sein.
38

Grafik 6: Entwicklung der Windenergie nach installierter Leistung und jährlichem Zubau in MW
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Leistung (MW) Zubau (MW)
Quellen: DEWI 2009, BWE 2009, EI 2007, eigene Berechnungen
Auf dieser Grundlage ist ein geregelter und konfliktarmer Windenergieausbau möglich. Dabei
kann die erzeugte Windstrommenge gegenüber dem derzeitigen Ausbaustand bis 2020 na-
hezu verdoppelt und bis 2030 auf das Zweieinhalbfache gesteigert werden. Die installierte
Leistung verdoppelt sich dabei im Laufe der nächsten 20 Jahre. Daraus lässt sich ablesen,
dass die durchschnittliche jährliche Volllaststundenzahl von derzeit 1.900 bis 2030 auf 2.450
zunimmt. Zunächst ist von einer Fertigstellung geplanter Vorhaben unter den bestehenden
Genehmigungsbedingungen auszugehen. Nach 2011 wird zum einen durch eine Verbesse-
rung der raumordnerischen Regelungen ein weiterer aber abnehmender Zubau bis 2020 er-
möglicht. Zum anderen greift ab 2012 die gesetzliche Regelung des Repowerings. Das Er-
setzen von Windenergieanlagen, die mindestens 10 Jahre in Betrieb waren, durch Windräder
neuesten Typs bedeutet im Durchschnitt eine Verringerung der Anlagenzahl an einem kon-
kreten Standort auf ein Viertel, wobei sich die Leistung mindestens verdoppelt. Dabei werden
auch optische und akustische Störwirkungen erheblich gemindert. Der jährliche Repowering-
Anteil bleibt aber in der Praxis gering. Aufgrund örtlicher, raumordnerischer bzw. wirtschaftli-
cher Gegebenheiten wird nur ein Zehntel aller Windenergieanlagen, die länger als zehn Jah-
re in Betrieb sind, ersetzt werden. Spätestens nach 2020 ist aufgrund der zunehmenden
Rentabilität des Windstroms von einer Abschaffung der Repowering-Regelung im EEG aus-
zugehen. Der Leistungszuwachs durch den Anlagentausch nimmt daher in den kommenden
zehn Jahren auf 130 MW pro Jahr zu und geht bis 2030 langsam auf 100 MW zurück. Ein
Drittel der bis dahin installierten Leistung unterliegt dann dem Repowering.
39

Es ist anzumerken, dass mit dem EEG auf Bundesebene überaus positive Rahmenbedin-
gungen zum weiteren Ausbau der Windenergie geschaffen wurden. Ein deutlicher Zubau von
Anlagen zur Stromerzeugung aus Wind ist in Deutschland absehbar. Ob die Investitionen der
Branche in Sachsen-Anhalt zu mehr Klimaschutz, Wirtschaftskraft und Beschäftigung führen,
liegt allein in der Hand der Landesregierung und der Landkreise.
3.2 Bioenergie – Stärkung des ländlichen Raums
Die ländlich geprägten Strukturen Sachen-Anhalts weisen auf ein hohes Potential zur ener-
getischen Nutzung von Biomasse hin. Die Beschaffenheit der Kulturlandschaft ist durchweg
von der land- und forstwirtschaftlichen Nutzung geprägt. Die Hälfte der Bodenfläche des
Bundeslandes ist Ackerland, ein Viertel von Wald bedeckt. Im Wesentlichen dienen die
Agrar- und Forstflächen der Nahrungs- und Futtermittelerzeugung, der Viehhaltung sowie
der stofflichen Nutzung. Auch die Energieerzeugung aus Biomasse nimmt einen immer grö-
ßeren Raum ein.
Um Nutzungs- und Versorgungskonflikte sowie eine Überforderung des Naturhaushaltes zu
vermeiden, kann die Bioenergienutzung nur aus frei verfügbaren oder frei werdenden Flä-
chen bzw. Masseströmen entwickelt werden. Auch muss über die im EEG festgelegten
Nachhaltigkeitskriterien hinaus ein besonderes Augenmerk auf die möglichst effiziente Ver-
wendung der Biomasse gerichtet werden, da die Ressourcen und Flächen begrenzt sind. Im
Mittelpunkt der Betrachtung stehen deshalb:
� die Erzeugung von Biogas aus Anbaupflanzen, Mahd und Gülle,
� Reststoffe und Abfälle im engeren Sinne,
� die Nutzung von Wald-, Rest-, Alt- und Industrieholz sowie
� Getreidestroh.
Dabei zeigt sich, dass Biogas und Abfälle das größte Nutzungspotential für die Strom- und
Wärmeerzeugung haben und Stroh bisher zu wenig in den Energiekreislauf eingeflossen ist.
Die nachhaltig verwendbaren Holzmengen sind hingegen weitgehend ausgeschöpft, werden
aber ineffizient genutzt. Insgesamt kann Bioenergie in zehn Jahren mehr als doppelt so viel
Strom bereitstellen wie derzeit. Nach 2020 sind die Potentiale zu einem großen Teil ausge-
schöpft, so dass sich der weitere Zuwachs bis 2030 verlangsamt und nur noch um knapp ein
Viertel zunimmt.
40

Grafik 7: Entwicklung der Strombereitstellung aus Biomasse nach installierter Leistung in MW
1200
1000
800
600
400
200
Quelle: eigene Berechnungen
0
3.2.1 Biogas
2010 2015 2020 2025 2030
Biogas Wald- / Altholz Reststoffe / Abfall Zellstoffwerk Stendal Getreidestroh
Die Inanspruchnahme landwirtschaftlicher Flächen fokussiert sich derzeit im Wesentlichen
auf die Biogas- und Agrokraftstofferzeugung. In diesem Zusammenhang ist hervorzuheben,
dass je Hektar Anbaufläche der Energieertrag aus Biogas um das Dreifache höher liegt als
bei den Biokraftstoffen [SRU 2007]. Schon jetzt werden jedoch für die Herstellung von Bio-
ethanol und Biodiesel mehr Flächen gebunden als zur Biogaserzeugung [MLU 2007]. Insbe-
sondere die Bioethanol-Herstellung orientiert sich dabei nicht an regionalen Wertschöp-
fungsketten, sondern am bundesweiten Markt zur Deckung der Biokraftstoffquote [BioKraft-
QuG] und am europaweiten E85-Markt. Lediglich die Rohstofferzeugung (Getreide, Zucker-
rübe) und ortsnah dazu die Herstellung von Bioethanol, sind die Teile der Wertschöpfungs-
kette, die an Sachsen-Anhalt gebunden sind. Das Produkt, die daran gebundenen Energie-
und Rohstoffmengen sowie ein wesentlicher Teil des Ertrags fließen in andere Regionen ab.
Ein aus der Nachhaltigkeitsbetrachtung heraus besonders nachteiliges Beispiel ist die Bio-
ethanol-Anlage der Südzucker AG in Zeitz. Zur Herstellung des biogenen Kraftstoffs wird
CO2-intensive Braunkohle eingesetzt, was zu einer negativen Klimabilanz des mit Umwelt-
vorteilen etikettierten Produktes führt.
Das ungünstige Flächen-Energie-Verhältnis sowie die ineffiziente Verbrennung in Fahr-
zeugmotoren sind der Grund für die schlechte CO2-Bilanz von Biosprit insgesamt. Es wird
empfohlen, sich zukünftig auf eine Biokraftstofferzeugung für die land- und forstwirtschaftli-
che Eigennutzung zu beschränken. Energiepflanzen für Agrokraftstoffe sollten künftig nicht
41

mehr als ein Viertel der für Bioenergie vorgesehenen landwirtschaftlichen Fläche belegen.
Auch sind sieben Prozent dieser Landwirtschaftsfläche für den Schutz des Naturhaushaltes
und der Artenvielfalt in der Kulturlandschaft zu sichern, um europäischen Verpflichtungen im
Naturschutz nachzukommen [SRU 2007].
Im Mittelpunkt der flächenbezogenen Betrachtung liegt die Erzeugung von Biogas. Es kann
dezentral zur Strom- und Wärmeerzeugung eingesetzt oder in das Erdgasnetz eingespeist
werden, um ortsfernere KWK-Kraftwerke zu befeuern. Für die Abgabe ins Netz müssen noch
die erforderlichen gesetzlichen Rahmenbedingungen geschaffen werden, damit sich die
technische Aufbereitung und Einspeisung ins Netz für die Biogasanlagenbetreiber lohnt.
Derzeit ist ein Biogaseinspeisegesetz in Vorbereitung.
Von der landwirtschaftlichen Fläche in Deutschland mit 15,8 Mio. Hektar könnten nach Un-
tersuchungen des Sachverständigenrats für Umweltfragen (SRU) unter Berücksichtigung so-
zialer und ökologischer Belange langfristig 19 Prozent oder drei Mio. Hektar für die Bioener-
gienutzung bereitgestellt werden. Bezogen auf Sachsen-Anhalt stehen für die Biogaserzeu-
gung damit 132.600 Hektar zur Verfügung. Dabei sind die Flächen des Dauergrünlandes und
des Naturschutzes ausgenommen und der Anteil für die Agrokraftstoff-Herstellung ist be-
rücksichtigt. Für die Vorausschau bis zum Jahr 2030 sind verschiedene Entwicklungen bei
den Haupteingangsstoffen der Methangewinnung zu beachten. Der Viehbestand und damit
der Gülleanteil werden langfristig zurückgehen. Damit steht für nachwachsende Rohstoffe
mehr Fläche zur Verfügung. Auch der Grünlandschnitt wird zunehmen. Dieser Flächenzu-
sammenhang hebt sich im summarischen Energiegehalt des Biogases jedoch weitgehend
wieder auf. Deshalb wird statisch mit einer erzeugbaren Strommenge von 15,8 MWh pro
Jahr und Hektar Anbaufläche gerechnet [FNR 2003]. Biogas kann damit rund 2.100 GWh
Strom bereitstellen.
3.2.2 Reststoffe und Abfälle
Ein Großteil des biogenen Abfalls bleibt derzeit energetisch ungenutzt. Der SRU verweist in
seinem Sondergutachten „Klimaschutz durch Biomasse“ darauf, dass Reststoffe und Abfälle
zusammengenommen die Hälfte des Bioenergie-Potentials ausmachen. Für die vorliegende
Untersuchung wird der Rahmen deutlich enger gefasst. So wird Gülle und Grünlandmahd
dem Biogas zugerechnet. Industrie- und Altholz sowie Pflegeschnitt der Holzverfeuerung zu-
geordnet und die energetische Nutzung von Stroh für sich betrachtet. Reststoffe und Abfälle
im hier betrachteten Sinne sind Stoffe der Siedlungsabfälle und aus der Lebensmittelproduk-
tion, die getrennt gesammelt werden, sowie Schwarzlauge, Klärschlämme und Deponie- und
Klärgase [MLU 2007]. Bei durchgängiger Erfassung und Sammlung können diese Reststoffe
42

und Abfälle im Jahr 2030 bis zu 1.900 GWh Strom liefern. Das entspricht dem Zweieinhalb-
fachen gegenüber heute.
Das eingangs erwähnte Biomasse-Kraftwerk des Zellstoffwerks Stendal bei Arneburg soll an
dieser Stelle berücksichtigt werden. Es nutzt die biogenen Neben- und Abfallprodukte der
Zellstoffherstellung zur Strom- und Wärmeerzeugung. Der Großteil des Holzrohstoffes
kommt jedoch nicht aus Sachsen-Anhalt. Allerdings stellt die Anlage mit 300 GWh pro Jahr
relevante Strommengen aus Biomasse für die allgemeine Versorgung zur Verfügung.
3.2.3 Holz
Geht man im Energiebereich von einer nachhaltigen Holznutzung aus, sind die Mengen be-
reits heute weitgehend gebunden. Holz wird vor allem der stofflichen Verwertung zugeführt,
aber auch umfänglich zur Wärme- und Stromerzeugung genutzt. Dabei ist der Anteil der
Holzentnahme aus den zahlreichen Privatwaldbereichen kaum erfasst. Eine möglichst ener-
gieeffiziente Nutzung ist aber auch hier wünschenswert. Die zunehmend stringenten Immis-
sionsschutzauflagen bei Kleinfeuerungsanlagen [1. BImSchV] lassen künftig aber eine Ein-
schätzung der zur Einzelfeuerung genutzten Mengen für den Heizbedarf zu. Von zunehmen-
der Bedeutung ist die Verwendung von Holzpellets zur Verwendung in Einzelheizungen.
Deutschlandweit wurden 2009 rund 1,6 Mio. Tonnen Pellets produziert und 1,1 Mio. Tonnen
in 125.000 Anlagen verheizt [DEPV 2009]. Allein 2009 gingen 20.000 neue Pellets-
Heizungen in Betrieb. Bis 2020 sollen es nach Branchenvorstellungen eine Millionen Anla-
gen sein. Bezogen auf die Anzahl der Haushalte in Sachsen-Anhalt beträgt der Verbrauch
landesweit derzeit etwa 33.220 Tonnen oder 67.800 Festmeter Waldholz. Bei einer ange-
strebten Vervierfachung der Pellets-Anlagen bis 2020 würde die Entwicklung eine erhebliche
Holzentnahme bedeuten. Bei dieser Verwendungsweise stünde der Rohstoff für eine effi-
ziente gleichzeitige Strom- und Wärmeerzeugung nicht zur Verfügung. Es wird daher emp-
fohlen, diesen Pfad nicht durch Landesmitteln oder Öffentlichkeitsarbeit zu fördern. Hersteller
und Besitzer von Pelletsheizungen sollten alternativ mittels eines Marktanreizprogramms auf
Landesebene bei der Verwendung von Strohpellets unterstützt werden. Bei gleichem Heiz-
wert gibt es hier noch erhebliche ungenutzte Potentiale.
Die Ermittlung der energetisch nutzbaren Waldholzmengen in Sachsen-Anhalt zeigt die be-
grenzten Potentiale und erfordert eine Lenkung hin zur effizienten Verwendung des Roh-
stoffs. Auf Grundlage der Waldzusammensetzung und der Entnahme zur energetischen
Verwendung nach Holzarten ergibt sich im Landesdurchschnitt ein mittlerer Heizwert von
2.400 kWh je Festmeter.
43

Tabelle 10: Heizwert je Festmeter Waldholz nach Baumarten und Feuchtegrad
Baumart Nutzungsanteil (%) Heizwert bei 15% Feuchte (kWh) Heizwert bei 30% Feuchte (kWh)
Fichte 23 1.925 1.860
Kiefer 20 2.189 2.116
Buche 23 2.723 2.627
Eiche 34 2.786 2.689
Durchschnitt 100 2.454 2.369
Quelle: LWF 2003, MLU 2007
Unter der Voraussetzung einer nachhaltigen Waldwirtschaft stehen in Sachsen-Anhalt je
Hektar Waldfläche im Jahr 6,65 Festmeter zur stofflichen und energetischen Verwertung zur
Verfügung [MLU 2007]. Von der Gesamtwaldfläche sind 54.200 Hektar geschützte oder
schutzwürdige Flächen auszuklammern. Künftig wird es darüber hinaus erforderlich sein, ei-
ne „Klimaschutzbevorratung“ von einem Festmeter je Hektar zu berücksichtigen, um trotz
bereits eintretender Folgen des Klimawandels eine ausreichende Stabilität der Waldökologie
zu gewährleisten. Die nachhaltig nutzbare Holzmenge beträgt damit 5,65 Festmeter je Hek-
tar im Jahr. Davon werden derzeit 1,18 Festmeter je Hektar oder 515.000 Festmeter insge-
samt zur Wärme- und Stromerzeugung genutzt, wobei die Zufuhr aus anderen Bundeslän-
dern bzw. dem Ausland nicht berücksichtigt sind. Langfristig sollten zwei Ziele festgelegt
werden: Zum einen soll die maximale Holzentnahme zur Energieerzeugung 1,65 Festmeter
je Hektar oder absolut 718.000 Festmeter nicht übertreffen. Zum anderen soll die Versor-
gung weitgehend aus landeseigener Waldbewirtschaftung erfolgen. Wird bezogen auf den
Heizwert ein Zufluss von Industrie-, Alt und Schnittholz von 50 Prozent angenommen, kön-
nen Holzkraftwerke derzeit im Jahr gut 700 GWh Strom bereitstellen. Bis 2030 kann die
Energiemenge auf 1.100 GWh gesteigert werden.
3.2.4 Getreidestroh
Die Nutzung von Getreidestroh zur Erzeugung von Wärme und elektrischer Energie ist ein
bisher zu wenig berücksichtigter Bereich. In Sachsen-Anhalt fallen nach dem Verband Deut-
scher landwirtschaftlicher Untersuchungs- und Forschungsanstalten (FDLUFA), der eine
ökologisch sensible Humusbilanz berücksichtigt, 1,3 Mio. Tonnen frei verfügbares Stroh an.
Selbst unter der Annahme, dass für den Viehbestand bis zu 5.000 Tonnen zurück gehalten
werden, ist das Potential erheblich. Wird davon ausgegangen, dass bis 2030 ein Viertel des
verfügbaren Strohs in KWK-Anlagen zur gleichzeitigen Strom- und Wärmeerzeugung ein-
setzbar ist, kann der Ernte-Reststoff dann rund 1.300 GWh elektrische Energie pro Jahr lie-
fern.
44

3.3 Solarenergie – Dezentraler Energiebaustein
3.3.1 Photovoltaik
Photovoltaik zur Stromerzeugung aus Sonnenlicht ist in Sachsen-Anhalt vorrangig durch
Produktionsstätten der Zellen- und Modulfertigung bekannt. Bei der installierten Leistung
liegt das Land im Bundesvergleich zurück [DIW/ZSW 2008]. Der Zubau von Solarstrom
hängt im Wesentlichen an der weiteren Ausgestaltung der Förderung und an der Preisent-
wicklung der Module. Das EEG vergütet die Einspeisung von Solarstrom ins Netz und nicht
die Herstellung der Anlagen. Die Krise bei einzelnen in Sachsen-Anhalt ansässigen Solarun-
ternehmen ist daher für die Entwicklung der Strombereitstellung zunächst ohne Belang.
Im Zusammenhang mit der Beschäftigungsentwicklung ist eine Betrachtung der gesamten
Wertschöpfungskette jedoch unerlässlich. Im Photovoltaik-Bereich binden der Bereich Her-
stellung und Zulieferung 56 Prozent der Arbeitskräfte. Auf das für die Montage und War-
tungsarbeiten zuständige Handwerk entfallen 35 Prozent der Beschäftigten. Knapp zehn
Prozent liegen beim Großhandel [BSW 2009a]. Derzeit kommen Solarstrommodule zuneh-
mend aus Asien. Deren Kosten liegen um bis zu 30 Prozent unter dem Herstellungsaufwand
der ostdeutschen Hersteller. Bei näherer Betrachtung sind die Probleme, die vor allem das
Thalheimer Unternehmen Q-Cells betreffen, jedoch hausgemacht. Die heimische Branche
verweist zwar auf die höheren Arbeitsplatzkosten und eine bessere Standortförderung, bei-
spielsweise in Malaysia oder China. Die Ursache für teure Solaranlagen „Made in Germany“
liegt jedoch nachweislich in einer verfehlten Rohstoffstrategie der Unternehmen. Noch vor
zwei Jahren war Silizium aufgrund der hohen Nachfrage knapp. Zellenhersteller wie Q-Cells
deckten sich damals aus Sorge vor Engpässen mit langfristigen Lieferverträgen ab [Q-Cells
2008]. Dabei gingen sie Verpflichtungen über eine Dauer von bis zu zehn Jahren ein. Am
Spotmarkt kostete polykristalines Silizium 2008 noch bis zu 500 US-Dollar je Kilogramm. Seit
2009 wird der Markt mit Rohstoff überflutet und der Preis hat sich etwa halbiert. Das rasante
Wachstum der Solarindustrie in Asien fiel mit dieser Entwicklung zusammen. Während chi-
nesische Hersteller derzeit billig einkaufen, muss Q-Cells teure Abnahmeverträge erfüllen
und Modulbauer wie Aleo Solar, die wiederum Verträge zur Abnahme der in Thalheim gefer-
tigten Zellen eingegangen sind, setzen hochpreisige Produkte zusammen. In der Folge fallen
die betroffenen deutschen Anbieter im internationalen Vergleich zurück. Q-Cells konnte die
Belegschaft jedoch bisher weitgehend durch Kurzarbeit halten. Der Silizium-Modulhersteller
Solarworld in Bonn oder das Unternehmen First Solar, das in Frankfurt (Oder) Dünnschicht-
Module ohne Silizium herstellt, können auch deshalb dem Kostendruck standhalten, weil sie
einen größeren Teil der Wertschöpfungskette kontrollieren und zunehmend in Malaysia, Chi-
na oder USA produzieren, wo sich auch die neuen Absatzmärkte befinden. Ob es in
45

Deutschland künftig wieder zu einem deutlichen Zuwachs der Beschäftigung im Bereich der
Herstellung kommt, ist fraglich, zumal derzeit mit einer Anpassung der EEG-Förderung an
die sinkenden Preise der Solarstromanlagen zu rechnen ist.
In dieser Untersuchung wird unter Berücksichtigung der zu beobachtenden Entwicklungen
ein gleichbleibender Zuwachs von Strom aus Photovoltaik angenommen. Bundesweit nimmt
die installierte Leistung um rund 2.000 MW im Jahr zu. Unter Bezugnahme auf die Flächen-
größe kann damit ein jährlicher Zubau von 114 MW in Sachsen-Anhalt als gesichert betrach-
tet werden. Die Sonnenstundenzahl lässt in dem Bundesland 900 Volllaststunden im Jahr zu.
Bis 2020 kann die Stromerzeugung aus Photovoltaik gegenüber heute auf 1.200 GWh ver-
zehnfacht werden. Unter gleichbleibenden Rahmenbedingungen ist danach bis 2030 eine
Verdoppelung der Solarstrommenge machbar. Photovoltaik macht dann fast 20 Prozent an
der installierten Leistung und sechs Prozent an der Strombereitstellung aus. Es ist davon
auszugehen, dass Photovoltaik noch vor 2020 elektrische Energie günstiger zur Verfügung
stellen kann, als Haushaltsstrom dann voraussichtlich kostet. Für private Haushalte, insbe-
sondere mit Wohneigentum, wird die Anschaffung einer dezentralen Solaranlage zur Eigen-
versorgung dadurch zunehmend wirtschaftlicher. Kleinanlagen und Großprojekte werden
sich bei der installierten Leistung etwa die Waage halten. Wird die Hälfte des Solarstromzu-
wachses durch Freiflächenanlagen verwirklicht, muss dafür eine Fläche von bis zu 3.700
Hektar zur Verfügung gestellt werden. Da nur vorversiegelte Böden zum Aufbau großer Pho-
tovoltaik-Kraftwerke genutzt werden sollen, ist es sinnvoll, verwendbare Flächen landesweit
frühzeitig in einem Kataster zu erfassen und raumordnerisch zu sichern.
3.3.2 Solarthermie
Die Wärmebereitstellung aus Sonnenenergie erlebt deutschlandweit ein durchgehendes
Wachstum von durchschnittlich 14 Prozent im Jahr. Hauptsächlich kommt Solarthermie in
dezentraler Anwendung zur Unterstützung von Einzelheizungen in Gebäuden vor. Wesentli-
che Rahmenbedingungen waren bisher die Teuerung fossiler Heizbrennstoffe, sowie das
Marktanreizprogramm der Bundesregierung, das den Bau solarthermischer Anlagen über die
Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) mit Zuschüssen fördert. Hinzu kommen nun das EE-
WärmeG auf Bundesebene sowie konkreter ausgestaltete Landesgesetze, welche künftig die
Nutzung erneuerbarer Energien im Wärmebereich zu einem Mindestanteil am Wärmebedarf
vorschreiben. Die Nutzung der Solarthermie für die Erwärmung von Brauchwarmwasser bzw.
zur Unterstützung der Gebäudeheizung ist dabei in vielen Fällen eine vergleichsweise ein-
fach umzusetzende Maßnahme. Von zunehmendem Interesse ist die Möglichkeit, größere
Saisonspeicher zur Abfrage im Winter solarthermisch über die sonnenreichen Monate aufzu-
laden, um Nahwärmenetze zu betreiben.
46

Insgesamt kann die bisherige Entwicklung aufgrund guter Rahmenbedingungen fortge-
schrieben werden. In den nächsten zehn Jahren ist demnach eine Vervierfachung der solar-
thermischen Wärmemenge zu erwarten, wobei dann 600 GWh bereitgestellt werden. Ge-
genüber 2020 kann die Wärmeleistung bis 2030 dann noch einmal um den Faktor 3,7 ge-
steigert werden. Die nutzbare Wärmemenge beträgt dann mehr als 2.200 GWh.
3.4 Geothermie – Strom und Wärme aus der Tiefe
Von besonderer Bedeutung für Sachsen-Anhalt kann die Nutzung der natürlichen Erdwärme
zur Strom- und Heizwärmeerzeugung sein. Die Altmark weist nach Veröffentlichungen des
Landesamtes für Geologie und Bergwesen besonders gute Geothermiepotentiale auf [LAGB
2009]. Grund ist der Übergang der geologischen Großstruktur in den Senkungsraum des
Norddeutschen Beckens. Dabei stehen petrothermale Verfahren, die tief liegende, trockene
Gesteinsschichten nutzen, im Vordergrund. Sie haben den Vorteil, dass im Untergrund kein
Thermalwasser vorhanden sein muss. Stattdessen wird kaltes Wasser über eine Injektions-
bohrung zugeführt, das erhitzt über eine Förderbohrung wieder an die Oberfläche gelangt.
Die Stromausbeute ist dabei stark von der Temperatur des erhitzten Wassers abhängig. In-
teressant ist der Bereich oberhalb von 150 Grad Celsius. Dazu sind Bohrtiefen von minde-
stens 4.000 Metern erforderlich.
Tabelle 11: Nutzbare Strom- und Wärmeleistung verschiedener Geothermie-Anlagen
Anlage Prozesstemperatur (°C) el. Leistung (MW) Wärmeleistung (MW) Stromanteil (%)
Neustadt-Glewe 98 0,23 7,0 3,2
Unterhaching 122 3,36 38,0 8,1
Landau 155 3,80 6,0 38,8
Quelle: BMU 2009c
Die Bedeutung der tiefen Geothermie im Energiemix mit einem hohen Anteil erneuerbarer
Energien liegt darin begründet, dass sie Strom und Wärme durchgängig als Grundlast lie-
fert. Darüber hinaus kann im Winter die Stromgestehung zugunsten einer höheren Heizwär-
mebereitstellung heruntergeregelt werden. Das ist auch dann von Interesse, wenn an kalten
Tagen eine hohe Windlast im Stromnetz anliegt.
Unter Berücksichtigung der langen Umsetzungszeiträume können in Sachsen-Anhalt die er-
sten petrothermalen Anlagen in fünf Jahren in Betrieb gehen. Bei gezielter Förderung von
Pilotvorhaben durch die Landesregierung ist bis 2020 eine installierte elektrische Leistung
47

von 30 MW zu erwarten. Wird danach die gleiche Entwicklungsgeschwindigkeit wie bei der
Windenergie angenommen, kann der Beitrag der tiefen Geothermie auf 186 MW elektrisch
ansteigen. Die erzeugte Strommenge beträgt 2020 unter Bezug auf vorhandene Lastdaten
knapp 200 GWh und steigt bis 2030 auf rund 1.200 GWh. Für die Wärmebereitstellung wird
im Verhältnis zur Stromgewinnung der Faktor zwei angenommen.
Die Realisierungsbedingungen für Geothermiekraftwerke sind aufgrund verbesserter Förder-
bedingungen gut [BMU 2009c]. Mit dem EEG 2009 erhöhte sich die Einspeisevergütung für
Strom aus Geothermie. Auch wurden ein Wärmenutzungs- sowie ein Technologiebonus ein-
geführt. Das Marktanreizprogramm des Bundes fördert Geothermie gezielt, um die Bohr- und
Fündigkeitsrisiken zu senken. Das ist von hoher Bedeutung, da über die Hälfte der Projekt-
kosten für die Bohrungen aufgebracht werden müssen. Auch das im Rahmen des Konjunk-
turpaketes geschaffene KfW-Sonderkreditprogramm fördert Geothermieprojekte noch bis
Ende 2010. Um die Anwendung der Technik besser zu unterstützen, müssen jedoch die
bergrechtlichen Bedingungen vereinheitlicht und vereinfacht werden. Vor allem sollten Geo-
thermievorhaben von der Betriebsplanpflicht befreit sein. Auch müssen vorhandene Daten
zur Beschaffenheit des Untergrundes schnell und hindernisfrei zur Verfügung gestellt wer-
den.
Ein bisher unterschätztes Risiko sind erdbebenähnliche Erschütterungen, die während der
Projektrealisierung im Umfeld von petrothermalen Geothermieanlagen auftreten können. Ei-
ne Ursache sind die sogenannten Stimulationsverfahren. Mittels hohem Drucks werden da-
bei in der Tiefe Risse und Klüfte erzeugt, die das Gestein für den Wasserdurchfluss porös
machen. Die so auftretenden Spannungen können zu Erschütterungen führen. Beim Geo-
thermieprojekt Landau in Rheinland-Pfalz kam es am 15. August 2009 zu einem Erdbeben
der Stärke 2,8. Grund war offenbar das Abschalten der Injektionspumpen, woraufhin der
aufgebaute Druck nachließ und das Gestein sich entspannte [Pfälzischer Merkur 2009]. Es
kam zwar nicht zu Schäden in der Umgebung. Gleichwohl geriet die Geothermie in die Kritik.
Das Projekt verzögerte und verteuerte sich erheblich: Die Betreiberfirma musste den Injekti-
onsdruck der Anlage senken, womit die Förderleistung und damit die Energieausbeute sin-
ken. Auch mussten ein Messnetz zur Erfassung seismischer Aktivitäten aufgebaut und die
Haftungssumme deutlich erhöht werden [GEOX 2009]. Eine sorgfältige Projektplanung und
gute Datengrundlage sowie nachvollziehbare Informationen für die Öffentlichkeit sind daher
für den Ausbau der Geothermie in Sachsen-Anhalt unabdingbar.
48

3.5 Fossile Energieträger – Klimagaseffizienz als Maßstab
Fossile Energieträger bleiben in dem betrachteten Zeitraum von hoher, aber insgesamt ab-
nehmender Bedeutung. Aufgrund des zu erwartenden Aufwuchses bei den erneuerbaren
Energien geht der prozentuale Anteil fossiler Energieträger zurück. Der Regelbedarf im Netz
wird darüber hinaus zu einem weiteren Rückgang des Braunkohlestroms führen. Ein Bedarf
für neue Braun- oder Steinkohlekraftwerke ist nicht vorhanden. Lediglich der Zubau kleinerer,
schnell regelbarer Erdgaskraftwerke, die gleichzeitig Strom und Wärme liefern, wird beför-
dert. Hinzu kommt, dass die klimagasbezogenen Kosten der Energieerzeugung in den näch-
sten zehn Jahren deutlich steigen werden. In der Folge verschieben sich die Kosten der
Stromgestehung zugunsten des Brennstoffs Erdgas, da hier der CO2-Ausstoß gegenüber
Braunkohle nur ein Drittel beträgt.
3.5.1 Erdgas-Kraftwerke
Bereits in den vergangenen Jahren fand ein bedarfsgerechter Zubau von effizienten Erdgas-
Kraftwerken statt. Sie dienen meist der gleichzeitigen Strom- und Wärmeerzeugung. Sach-
sen-Anhalt verfügt dadurch über gute Voraussetzungen für die Gestaltung einer dezentralen
und klimafreundlichen Energiewirtschaft. Nachteilig ist der Rückgang der Fernwärmeversor-
gung. Diese Fehlentwicklung hat seine Ursachen in der privatwirtschaftlichen, oligopolen
Struktur der Gaswirtschaft. Die Erhöhung des Anschlussgrades von Einzelheizungen an das
Erdgasnetz ist dabei lohnender als die Belieferung von Kraftwerken. In der Folge wird Erd-
gas zunehmend ineffizient genutzt, da es nur zur Erzeugung von Heizwärme dient. Um den
Trend umzukehren, ist es erforderlich den Ausbau des Fernwärmenetzes raumordnerisch
und durch Annreize zu fördern. Auch sollte ein Anschlussvorrang für Fernwärmenetze gel-
ten. Darüber hinaus können kommunale Energieversorgungsunternehmen, die sich in öffent-
lichem Eigentum befinden, Entscheidungen zur besseren Eigenversorgung mittels effizienter
Kraft-Wärme-Kopplung und des Ausbaus von Netzen zur Wärmeversorgung treffen.
Die bessere Ausnutzung von Erdgas zur gleichzeitigen Strom- und Wärmeerzeugung liegt
zunächst auf der Hand. Erdgas befeuerte Kraftwerke sind schnell regelbar, um Wind- und
Solarstromschwankungen jederzeit auszugleichen. Erdgas erreicht bei gleichzeitiger Strom-
und Wärmeerzeugung Wirkungsgrade von bis zu 90 Prozent und kann im Gegensatz zu
Kohlekraftwerken auch in kleinen Anlagen wirtschaftlich genutzt werden, was kommunale
Stadtwerke stärkt.
Dem gegenüber steht die Befürchtung, dass mit einem vermehrten Einsatz von Erdgas die
Abhängigkeit von großen Lieferstaaten wie Russland steigt und die Versorgungssicherheit
gefährdet wird. Die Erdgasteuerung der letzten Jahre und der wiederholte Streit zwischen
49

Russland und Ukraine über die Durchleitung von Erdgas nach Westeuropa haben die Unsi-
cherheiten verstärkt. Bei näherer Betrachtung sind die Befürchtungen gegenüber dem russi-
schen Energieriesen Gazprom jedoch unbegründet. Ziel muss es vielmehr sein, eine Ver-
brauchssteigerung zu vermeiden und den Brennstoff möglichst effizient zu nutzen. Auf der
Grundlage bestehender gesetzlicher Rahmenbedingungen ist es möglich, den Gasverbrauch
in den Haushalten bis 2030 nahezu zu halbieren und so die Verstromung bei gleichzeitiger
Wärmeauskopplung deutlich zu steigern. Durch den zusätzlichen Ausbau der Fernwärme
können dabei weitere Öl- und Gasheizungen ersetzt werden. Das führt zu sinkenden Kosten
bei den Verbraucherinnen und Verbrauchern und der Erdgasbedarf insgesamt geht zurück.
Die installierte Leistung von Erdgas-Kraftwerken steigt im betrachteten Szenario bis 2030 um
340 MW. Das entspricht dem Zubau von fünf Anlagen der derzeit durchschnittlichen Größe.
Die Strommenge steigt bei 4.200 Volllaststunden demnach um 1.400 GWh. In etwa dem
gleichen Maße kann zusätzliche Wärmeenergie bereitgestellt werden. Damit ersetzt das kli-
mafreundliche Erdgas kleinere Braunkohlekraftwerke, die alterungs- oder betriebsbedingt
außer Betrieb gehen, strommengenbezogen vollständig.
3.5.2 Exkurs: Die Abhängigkeit vom privatwirtschaftlichen Erdgasmarkt
Der wachsenden europäischen Abhängigkeit von russischem Gas steht eine wachsende
russische Abhängigkeit von europäischen Geschäftspartnern gegenüber. Anzunehmen, dass
sich diese deswegen gegenseitig ausgleichen, ist aber falsch. Da der europäische Gaspreis
an den Ölpreis gekoppelt ist, kann das Abhängigkeitsverhältnis von Produzent und Verbrau-
cher je nach Wirtschaftslage zur einen oder anderen Seite ausschlagen. So ist durch die
Wirtschaftskrise die Nachfrage nach fossilen Energieträgern deutlich zurückgegangen und
die Öl- und Gaspreise sanken.
Das Modell, wonach in der Situation mangelnder Gewinnmöglichkeiten Produzenten Investi-
tionen nicht tätigen und eine stagnierende Förderung dann wiederum erhöhte Preise nach
sich ziehen, funktioniert beim Gasmarkt nicht, da es keinen effektiven Wettbewerb gibt.
Durch langfristige Lieferverträge verpflichten sich beide Seiten bestimmte Mengen zu liefern
bzw. abzunehmen. Das heißt, der Produzent ist mehr oder weniger gezwungen unabhängig
von der Wirtschaftslage Investitionen zu tätigen, um die festgelegte Gasmenge liefern zu
können. Der Abnehmer ist im Gegenzug zur Abnahme des Gases verpflichtet, um dem Pro-
duzenten das Einkommen zu garantieren. Während der 20 bis 30 Jahre dauernden Liefer-
verträge kann auch kaum Verhandlungsdruck ausgeübt werden.
Der russisch-ukrainische Gasstreit Anfang 2007 und Anfang 2009 sorgte für eine kritische
Haltung gegenüber Russlands Zuverlässigkeit als Gaslieferant. Weitgehend unerwähnt bleibt
50

jedoch die Tatsache, dass zu diesen Zeitpunkten jederzeit ausreichende Erdgasmengen Eu-
ropa erreichten. Aufgrund einer teilweise rückständigen und wenig vernetzten Gasinfrastruk-
tur konnte es innerhalb der EU 27 jedoch nicht bedarfsgerecht verteilt werden. Gazprom
machte durch die Lieferausfälle innerhalb von 18 Tagen rund 1,5 Mrd. Dollar Verlust. Das
Unternehmen hat also ein hohes Interesse an der Einhaltung der Verträge. Vor diesem Hin-
tergrund ist die einseitige Sorge Deutschlands vor einer hohen Importabhängigkeit und vor
politischer Erpressbarkeit nicht nachvollziehbar. Entscheidend ist vielmehr die starke wirt-
schaftliche Verflechtung Gazproms mit deutschen Energiekonzernen. So beteiligen sich bei-
spielsweise die deutschen Firmen EON und BASF mit Kapital und Wissenstransfer an För-
derprojekten in Russland. Im Gegenzug erhält Gazprom Zugang zum Endkundengeschäft
und damit Anteile am Vertrieb. Ziel ist es, mehrere Bereiche der Prozesskette zu kontrollie-
ren, um die eigene Marktmacht auszubauen. Es stellt sich nicht die Frage, ob Erdgas nach
Europa geliefert wird. Vielmehr stehen die Preisbildung und die fehlende staatliche Einfluss-
nahme darauf im Mittelpunkt. Eine deutlich effizientere Nutzung des Energieträgers Gas und
gleichzeitige Verbrauchsminderungen sind deshalb unerlässlich, um den auf Nachfragezu-
wachs ausgerichteten privatwirtschaftlichen Erdgasmarkt in Grenzen zu halten und ein Ge-
gengewicht zur Konzentration in dem Sektor zu schaffen.
Deutsche Konzerne sind an der jetzigen Situation auf dem europäisch-russischen Gasmarkt
nicht unbeteiligt. Bei einem näheren Vergleich von Gasimport- und Endkundenpreisen fällt
auf, dass die Entwicklung seit dem Jahr 2000 weitgehend parallel verlief. Damit sind die
Preiserhöhungen vor allem auf höhere Importpreise zurückzuführen. Dennoch wird bereits
vor dem Import ein großer Teil des Geschäfts durch hohe Transitgebühren gemacht. Diese
werden sowohl von staatlichen Unternehmen, wie der Naftogaz in der Ukraine, als auch von
privaten international aktiven Konzernen, wie RWE Transgas in Tschechien, erhoben. Bei
Letzteren ist verstärkt die Tendenz zu erkennen, neben dem Kerngeschäft des Vertriebs die
Bereiche Transit und Förderung stärker auszubauen. Das sich in Umsetzung befindliche
Nord-Stream-Projekt (Ostsee-Pipeline), an dem die deutschen Unternehmen BASF-
Wintershall und EON-Ruhrgas beteiligt sind, ist ein gutes Beispiel dafür. Es ist hervorzuhe-
ben, dass die hohen Gebühren vor der deutschen Grenze vom Endkunden bezahlt werden.
3.5.3 Braunkohle-Kraftwerke
Die weitere Entwicklung der Braunkohleverstromung ist von verschiedenen Faktoren abhän-
gig. Die hier gewählte Herangehensweise orientiert sich am Klimaschutz und an technisch-
wirtschaftlichen Bedingungen. Insgesamt geht die Stromerzeugung gegenüber 2009 bis
2020 um 2.300 GWh und bis 2030 um 3.000 GWh zurück. Dabei gehen 200 MW installierte
Leistung vom Netz und der Volllastbetrieb nimmt ab.
51

Das große Braukohlekraftwerk Schkopau ging Mitte der 1990er Jahre in Betrieb und wird für
mindestens 40 Jahre am Netz bleiben. Einziger wesentlicher Einflussfaktor im betrachteten
Zeitraum ist die Zunahme von Strom aus fluktuierenden Quellen, insbesondere also der
Windenergie. Bereits jetzt führt eine hohe Windlast im Übertragungsnetz an einzelnen Tagen
zu einer Minderung der Volllaststundenzahl bei dem Kraftwerk. Da der Windstromanteil künf-
tig weiter zunehmen wird, muss auch Schkopau zunehmend Regelaufgaben übernehmen
und sich in der Betriebsführung auf eine abnehmende Volllaststundenzahl einstellen. Danach
geht der Jahresvollbetrieb von derzeit rund 7.700 auf fast 6.000 Stunden im Jahr 2030 zu-
rück. Die Strommenge sinkt dabei von 7.600 auf rund 5.900 GWh.
Der Neubau eines weiteren Braunkohlekraftwerks Profen und der damit zwingend verbunde-
ne Aufbruch weiterer Kohlefelder über die bestehenden Betriebspläne hinaus werden hier
nicht berücksichtigt. Neben den sozialen und ökologischen Konflikten, den neue Tagebaue
mit sich bringen, wird angenommen, dass künftige Anforderungen an den Klimaschutz sowie
die steigende Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien den wirtschaftlichen Be-
trieb eines zusätzlichen Braunkohlekraftwerks in der geplanten Dimensionierung nicht dar-
stellbar machen.
Zwar hat das Unternehmen MIBRAG angekündigt, für die Anlage in Profen die alten Be-
triebskraftwerke Deuben und Mummsdorf stillzulegen. Da sich der geplante Neubau aber
nicht unmittelbar auf dem Tagebaugelände der MIBRAG befindet, fallen für die Stromüber-
tragung zu den Betriebsanlagen in den Braunkohlefeldern über das Hochspannungsnetz der
allgemeinen Versorgung Netzgebühren an. Auch ist davon auszugehen, dass die beiden
Kraftwerke ohnehin abgeschaltet werden, da sie aufgrund ihres Alters hohe Betriebskosten
mit sich bringen. Auch im Emissionshandel könnte die MIBRAG Vorteile aus der Stilllegung
der Anlagen Deuben und Mummsdorf ziehen, da die Emissionen im Verhältnis zur erzeugten
Strommenge hoch sind. Es wird hier deshalb davon ausgegangen, dass die beiden Kraft-
werke unabhängig von Neubauplänen nach 2012 vom Netz gehen. Die von der MIBRAG er-
zeugte Strommenge sinkt dadurch von 1.400 GWh auf 250 GWh pro Jahr. Aufgrund der Un-
sicherheiten bei der Nutzbarmachung weiterer Braunkohletagebaue sowie bei der Entwick-
lung der Kosten im Emissionshandel und bei technischen Lösungen zur Klimagasminderung
(CCS) stellt sich für die MIBRAG der zunehmende Strombezug von Außen nicht generell als
nachteilig dar.
Die weiteren Braunkohleanlagen betreffen zum einen das Kraftwerk Amsdorf, das an die
Montanwachsherstellung gebunden ist. Das Betriebsende durch vollständige Auskohlung
des zugehörigen Tagebaus wird für Ende 2016 erwartet. Ein Neuaufbruch der Oberröblinger
Braunkohlenmulde könnte einen Weiterbetrieb bis Ende 2025 ermöglichen, ist aber mit Blick
auf die politischen Rahmenbedingungen eher unwahrscheinlich. Es wird davon ausgegan-
gen, dass Amsdorf nach 2016 vom Netz geht. Zum anderen versorgen die drei Kraftwerke in
52

Zeitz und in Könnern die zuckerverarbeitende Industrie. Unsicherheiten ergeben sich maß-
geblich aus der staatlich geförderten Bioethanol-Herstellung. Es wird jedoch von einem kon-
tinuierlichen Weiterbetrieb über den betrachteten Zeitraum ausgegangen.
3.6 Stromverfügbarkeit und Energiespeicher
Aufgrund des Auseinanderspreizens der Volllaststundenzahlen in dem dann breit angelegen
Erzeugungsmix ist die Frage der Verfügbarkeit von elektrischer Energie von entscheidender
Bedeutung. Derzeit stehen 11.600 GWh oder 50 Prozent der Bruttostromerzeugung deutlich
oberhalb von jährlich 5.000 Volllaststunden im Grundlastbereich zur Verfügung. Windstrom,
der etwa 2.000 Volllaststunden im Jahr aufweist, macht 28 Prozent am Strommix aus. Dieser
Anteil wird künftig deutlich wachsen, weshalb der Anteil der Regelenergie im Mittellastbe-
reich deutlich zunehmen und der Anteil des Grundlaststromes zurückgehen muss.
In diesem Zusammenhang ist es erforderlich, die Strombereitstellung künftig an der fluktuie-
renden Windenergie zu orientieren. Hier wird davon ausgegangen, dass im Jahr 2020 neben
den verbleibenden fossilen Grundlastkraftwerken eine weitere Strommenge stabil bereitge-
stellt werden soll, die das geplanten Kraftwerk Profen liefern würde. Das entspricht rund 80
Prozent der in den kommenden zehn Jahren zugebauten Windleistung. Theoretisch müssten
demnach vier Fünftel des dann erzeugbaren Windstroms an 7.500 Stunden im Netz verfüg-
bar sein. Durch den gleichzeitigen Aufwuchs anderer erneuerbarer Energien kann dies auch
tatsächlich geleistet werden, indem die einzelnen Stromlieferanten als Kombikraftwerk zu-
sammengeschaltet bzw. geregelt werden. 2020 beträgt die Volllaststundenzahl der installier-
ten Windenergieanlagen mindestens 2.200. Durch den Zubau an Erdgasanlagen mit 4.200
mittleren Volllaststunden, Biomasse- und Geothermie-Kraftwerken, die an rund 6.500 Stun-
den im Jahr voll laufen, sowie in geringerem Maße den Zuwachs an Solarstrom kann die er-
forderliche Strommenge jederzeit bereitgestellt werden.
Bis zum Jahr 2030 kann unter den selben Rahmenbedigungen sogar eine zusätzliche
Strommenge von über 8.000 GWh mit Grundlastcharakter zur Verfügung gestellt werden.
Voraussetzung ist, dass die Netzinfrastruktur nicht durch den Zubau fossiler Grundlastkraft-
werke blockiert wird. Durch die Zuhilfenahme moderner Speichertechnologien kann die
Strombereitstellung weiter verbessert werden.
53

Grafik 8: Entwicklung der Gewichtung von Volllaststunden in GWh
unter 1.000
bis 3.000
bis 5.000
bis 6.500
über 6.500
Quelle: eigene Berechnungen
Stromspeicher gewinnen beim vermehrten Einsatz erneuerbarer Energien zunehmend an
Bedeutung. Sie dienen der Aufnahme von Lastspitzen im Netz bedingt durch den schwan-
kenden Erzeugungsanteil aus Wind- und Solarenergie und können kurzfristig Strom zur Ver-
fügung stellen, um Netzengpässe zu vermeiden. Derzeit werden vorrangig Pumpspeicher-
kraftwerke genutzt, da sie bei Wirkungsgraden von bis zu 80 Prozent hohe Kapazitäten er-
reichen. Aufgrund des erheblichen Eingriffes in die Landschaft sind die Ausbaumöglichkeiten
jedoch begrenzt. Als Alternative bieten sich unterirdische Druckluftspeicher an. Dabei wird
Luft mit überschüssiger Energie in poröses Gestein oder künstlich geschaffene Hohlräume
gepresst und bei Bedarf über eine Turbine wieder entspannt. Konzepte mit Wirkungsgraden
bis 75 Prozent sind derzeit in der Erprobung, jedoch noch recht teuer. Auch können Batterie-
systeme genutzt werden. Diese eigenen sich jedoch meist nur als Kurzzeitspeicher da sie
deutlich geringere Kapazitäten aufweisen und die Kosten derzeit noch sehr hoch sind. Be-
sonders teuer mit bis zu 6.000 Euro je kWh ist auch mittelfristig noch die Realisierung von
Wasserstoffspeichern. Pumpspeicher lassen sich hingegen bereits für 600 Euro je kWh um-
setzen [ifeu 2009].
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000
2008 2020 2030
In Sachsen-Anhalt steht derzeit mit dem Pumpspeicher-Kraftwerk Wendefurth ein maximales
Arbeitsvermögen von 523 MWh zur Verfügung. Um die Kapazität von Stromspeichern zu er-
höhen, sollten die vorhandenen Braunkohletagebaue sowie einzelne Restseen in die Be-
trachtung einbezogen werden. Die MIBRAG verfügt mit ihren Tagebauen über große Felder,
die nach der Auskohlung im Rahmen der Rekultivierung auch als Pumpspeicherkraftwerke
genutzt werden könnten. Damit würde dem Braunkohleunternehmen trotz nachlassender
54

Bedeutung des Rohstoffs, eine Schlüsselrolle bei der Umsetzung einer nachhaltigen Ener-
gieversorgung zufallen. Die Realisierung großer Pumpwasserspeicher in ehemaligen Tage-
bauen hat gegenüber anderen Standorten auch einen betriebswirtschaftlichen Vorteil. Die
Kosten zum Bau der Anlagen können sich aufgrund der vorhandenen Auskohlung und der
Rekultivierungspflicht halbieren [Schulz 2009].
3.7 Beschäftigungs- und Wirtschaftsentwicklung
Mit Blick auf die Beschäftigungsentwicklung in Sachsen-Anhalt ist eine nachhaltige Energie-
politik, die auf Energieeffizienz und erneuerbaren Energien basiert von außerordentlich ho-
her Bedeutung. In kaum einem Sektor ist der technologische Wandel deutlicher an der Zahl
der Arbeitsplätze abzulesen. Bleibt die Landesregierung bei der Auffassung, den Schwer-
punkt weiter auf die kohlenstoffbasierte Energiewirtschaft zu legen, wird es kaum Zuwächse
bei der Beschäftigung geben. Selbst der Neubau von Kohlekraftwerken wird keine zusätzli-
chen Arbeitsplätze mit sich bringen. Sollte das geplante Kraftwerk Profen tatsächlich gebaut
werden, kann es für den Betrieb höchstens 50 Arbeitsplätze schaffen. In der Bauphase fin-
den höchstens 130 Menschen aus Sachsen-Anhalt arbeit, da bei Großprojekten in der Regel
nur zehn Prozent der Aufträge in der Region verbleiben. Dem gegenüber steht die Abschal-
tung der Betriebskraftwerke Deuben und Mummsdorf, für deren Betrieb aufgrund des Alters
der Anlagen ebenfalls etwa 50 Beschäftigte eingesetzt sind. Kraftwerksseitig sind durch die
Anlage in Profen deshalb keine positiven Beschäftigungseffekte zu erwarten. Selbst durch
den Neuaufbruch im Braunkohletagebau kann nicht mit einem Stellenzuwachs gerechnet
werden, da die geförderte Kohlemenge insgesamt kaum gesteigert wird. Der Leistungserhö-
hung durch eine Neuanlage in Profen steht ein sinkender Volllastbetrieb beim Kraftwerk
Schkopau gegenüber. Käme auch das Steinkohlekraftwerk Arneburg hinzu, wäre insgesamt
mit einem Beschäftigungszuwachs von 120 Stellen in dieser Anlage zu rechnen. Durch lau-
fende Auftragsvergaben könnten nach Angaben von RWE deutschlandweit noch einmal 600
indirekte Arbeitsplätze hinzukommen [RWE 2009a]. Während der fünfjährigen Bauphase ist
mit 300 zusätzlichen Stellen in Sachsen-Anhalt zu rechnen. Bestenfalls kann die klassische
Energiewirtschaft in Sachsen-Anhalt also auch langfristig nur wenige hundert Arbeitsplätze
schaffen. Gleichzeitig würde ein derart massiver Zubau von fossilen Großkraftwerken den
machbaren Ausbau der erneuerbaren Energien blockieren und damit an anderer Stelle die
Schaffung vieler neuer Arbeitsplätze verhindern.
In Bezug auf die Beschäftigung ist der Ausbau der Kohlewirtschaft daher nicht sinnvoll. Ziel
sollte es sein, die bestehenden Arbeitsplätze, insbesondere bei der MIBRAG, zu sichern und
gleichzeitig den Wandel hin zu einer nachhaltigen Energieversorgung einzuleiten. Nach dem
55

vorliegenden Konzept bleibt die Beschäftigung in der Braunkohlewirtschaft annähernd gleich.
Insbesondere durch die Außerbetriebnahme der Altkraftwerke Deuben und Mummsdorf sinkt
die Zahl der Beschäftigten bis 2020 um sieben Prozent und bleibt danach unverändert. Im
Bereich der Stadtwerke hingegen ist mit dem Zubau von dezentralen Erdgaskraftwerken ein
leichter Stellenzuwachs zu erwarten.
Die positiven Beschäftigungseffekte ergeben sich aus dem Zubau der erneuerbaren Energi-
en. Bereits jetzt hat diese Branche in Sachsen-Anhalt in den Bereichen Herstellung, Installa-
tion, Betrieb und Wartung rund 22.400 Arbeitsplätze geschaffen bzw. gesichert. Allein die
Windenergie macht dabei die Hälfte aller Stellen aus. Die rund 8.500 Arbeitsplätze im Be-
reich der Bioenergie zeigen die hohe Bedeutung zur Sicherung der Beschäftigung in den
Agrarbetrieben und im ländlichen Raum an. Trotz der krisenhaften Situation in der Photovo-
taik-Industrie sind in der Solarenergie heute mehr als 3.300 Menschen beschäftigt, davon ein
großer Teil im regionalen Handwerk.
In den kommenden zehn Jahren kann eine nachhaltige Energieversorgung im Bereich der
erneuerbaren Energien 18.400 neue Arbeitsplätze in Sachsen-Anhalt schaffen. Das ent-
spricht im deutschlandweiten Vergleich den Prognosen der Bundesregierung. Bis 2030
wächst die Zahl der Stellen gegenüber 2009 um 23.200. Die langsamere Zunahme in der
zweiten Dekade ist den erheblichen Skaleneffekten geschuldet, die nach 2020 deutlich zu
Tage treten. Durch zunehmend bessere Produktionsmethoden, Massenfertigung und den
effizienteren Betrieb nimmt die Beschäftigung bezogen auf eine hergestellte Leistungseinheit
Jahr für Jahr ab. Bei der Windenergie beträgt der jährliche Skaleneffekt ein Prozent, in der
Bioenergiebranche zwei Prozent und bei der Solarenergie sogar vier Prozent. Gleichwohl ist
auch nach 2030 noch langfristig ein Beschäftigungsaufwuchs zu prognostizieren.
Die Vorausschau auf die Arbeitsplatzeffekte bei den erneuerbaren Energien orientiert sich an
der installierten Leistung. Demnach schafft die Windenergie je Megawatt aufgerundet vier
Stellen. Im Bereich der Bioenergie wurde der Beschäftigungsanteil, der an die Erzeugung
von Biokraftstoffen gebunden ist, nicht berücksichtigt. Gleichwohl bindet ein Megawatt Anla-
genleistung im Biomassebereich 21 Arbeitsplätze. In der Solarenergie ist ein Arbeitsplatzef-
fekt von zwölf Stellen je Megawatt angegeben. Die tiefe Geothermie orientiert sich aufgrund
einer ungenügenden Datengrundlage am Bereich der Windenergie. Die Beschäftigungseffek-
te in der Branche der erneuerbaren Energien fangen damit den fortgeschriebenen Stellen-
rückgang in der herkömmlichen Energiewirtschaft auf, sichern darüber hinaus eine Vielzahl
an Arbeitsplätzen im Handwerk und in der Landwirtschaft und können die Gesamtzahl der
Beschäftigten in der Energiewirtschaft verdoppeln.
56

Grafik 9: Entwicklung der Arbeitsplätze in der Energieerzeugung in Sachsen-Anhalt
60000
50000
40000
30000
20000
10000
Quelle: eigene Berechnungen
0
2010 2015 2020 2025 2030
Bergbau Braunkohle Erdgas Windenergie Biomasse Solarenergie Wasserkraft Geothermie
Beeindruckend ist auch die zu erwartende Wirtschaftsleistung, die der konsequente Zubau
der erneuerbaren Energien mit sich bringt. Der Umsatzausblick aus dem Betrieb und den In-
vestitionen der erneuerbaren Energien lässt sich bezogen auf den Geldwert von 2008 gut
aus den Daten der Bundesregierung zur deutschlandweiten Brancheentwicklung abschätzen
[BMU 2009a]. Mit über 1,6 Mrd. Euro Umsatz im Jahr 2009 leistet die Branche in den Berei-
chen Strom- und Wärmebereitstellung bereits jetzt einen wichtigen Beitrag zum Bruttoin-
landsprodukt Sachsen-Anhalts. Bis 2020 kann der jährliche Branchenumsatz um 86 Prozent
auf 3,0 Mrd. Euro und bis 2030 um das Zweieinhalbfache auf 4,1 Mrd. Euro steigen. Allein
die Investitionen der kommenden zehn Jahre zur Errichtung von Anlagen der erneuerbaren
Energien betragen jährlich im Durchschnitt 930 Mio. Euro. Zum Vergleich: Das Unternehmen
MIBRAG investierte 2008 rund 42 Mio. Euro bei einem Umsatz von 360 Mio. Euro. Es zeigt
sich, dass die Branche der erneuerbaren Energien zur wichtigsten Triebfeder der Wirtschaft
in Sachsen-Anhalt werden kann.
Tabelle 12: Umsatz aus Betrieb und Neuerrichtung von Anlagen der erneuerbaren Energien
Umsatz 2010 (Mio. EUR) 2015 (Mio. EUR) 2020 (Mio. EUR) 2025 (Mio. EUR) 2030 (Mio. EUR)
Anlagenbetrieb 1.005 1.609 2.144 2.564 2.979
Neuerrichtung 835 954 897 945 1.117
Summe 1.840 2.563 3.041 3.509 4.096
Quellen: BMU 2009a, BSW 2009b
57

3.8 Klimaschutz durch nachhaltige Energiepolitik
Bei der Entwicklung der energiebedingten Klimagas-Emissionen in Sachsen-Anhalt müssen
entscheidende Rahmenbedingungen berücksichtigt werden: Zum einen ist der überwiegende
Beitrag zur CO2-Minderung wendebedingt dem massiven Rückgang der Braunkohleverfeue-
rung geschuldet. Zum anderen ist der größte Teil des heutigen CO2-Ausstoßes an das
Braunkohlekraftwerk Schkopau und die Betriebsanlagen der MIBRAG zur Aufrechterhaltung
des Tagebaus gebunden. Sowohl das Großkraftwerk als auch der Braunkohleabbau werden
über den Betrachtungszeitrum weiterbetrieben. Weitere Klimagas-Minderungen ergeben sich
deshalb nur aus einer Reduzierung der Volllaststunden von Schkopau und der Abschaltung
von zwei kleineren Betriebskraftwerken der MIBRAG. Gleichzeitig muss eine leichte Zunah-
me der CO2-Minderung durch den Zubau dezentraler Erdgaskraftwerke berücksichtigt wer-
den. Auch der Einsatz von Biomasse zur Strom- und Wärmeerzeugung ist nicht vollständig
klimaneutral. Hier wird angenommen, dass die CO2-Minderung gegenüber dem klimafreund-
lichsten fossilen Energieträger Erdgas 50 Prozent beträgt. Insgesamt führt die vorgeschlage-
ne Entwicklung im Energieerzeugungssektor bis 2020 zu einer Senkung des Treibhausgas-
Ausstoßes um zehn Prozent auf 11 Mio. Tonnen gegenüber dem Jahr 2009. Danach ist
durch den Zuwachs von Biomasse- und Erdgas-Anlagen zunächst nur noch ein geringer
Rückgang auf 10,8 Mio. Tonnen im Jahr 2030 zu verzeichnen. Die braunkohlebedingten
CO2-Emissionen für sich betrachtet liegen 2020 gegenüber heute um fast ein Viertel und bis
2030 um nahezu ein Drittel niedriger.
Grafik 10: Entwicklung der CO2-Emissionen in der Energieerzeugung in Mo. Tonnen
14,00
12,00
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
Quelle: eigene Berechnungen
2010 2015 2020 2025 2030
Braunkohle Erdgas Biomasse
58

Die vorhandene Struktur der Strom- und Wärmeerzeugung in Sachsen-Anhalt weist im Be-
reich der Klimagase darauf hin von welcher Tragweite die Entscheidung über den Zubau von
Kohlekraftwerken ist. Ein hoher CO2-Ausstoß über eine Betriebsdauer von mindestens 40
Jahren wäre nicht zu vermeiden. Bei einer Inbetriebnahme im Jahr 2015 würde das Braun-
kohlekraftwerk Profen zu einem Anstieg der Emissionen in der Energieerzeugung um 36
Prozent bedeuten. Ginge das Steinkohlekraftwerk Arneburg ans Netz, stiege der CO2-
Ausstoß sogar um 80 Prozent. Zusammen hätten die beiden Anlagen einen jährlichen CO2-
Ausstoß von 13,6 Mio. Tonnen. Nur ein Verzicht auf neue Kohlekraftwerke schafft in Sach-
sen-Anhalt also den erforderlichen Spielraum für eine nachhaltige am Klimaschutz orientierte
Energieversorgung.
59

4. Folgen des Ausbaus der Kohlenstoff-Energiewirtschaft
Neben der Entwicklung einer dezentralen Energieversorgung, die auf erneuerbaren Energien
und effizienten KWK-Anlagen gründet, ist auch der Ausbau der kohlenstoffbasierten Strom-
wirtschaft vorstellbar. Der MIBRAG-Eigentümer ČEZ prüft den Bau eines Braunkohlekraft-
werks mit einer Bruttoleistung von 660 MW am Standort Profen. Die abgegebene Strom-
menge würde bei 7.500 Volllaststunden 4.500 GWh betragen. Abzüglich der Abschaltung
älterer Betriebskraftwerke stiege die Grundlaststrommenge um 3.350 GWh. Die von der MI-
BRAG erzeugte Strommenge würde um annähernd das Zweieinhalbfache zunehmen. Der zu
erwartende CO2-Ausstoß wird mit 4,7 Mio. Tonnen pro Jahr angegeben.
Des Weiteren plant der Energieversorger RWE ein Steinkohlekraftwerk mit einer Bruttolei-
stung von 1.600 MW am Standort Arneburg bei Stendal. Die bereitstellbaren Strommengen
betragen 11.500 GWh im Grundlastbereich, die zu erwartenden CO2-Emissionen bis zu 8,9
Mio. Tonnen jährlich. Gemeinsam würden die beiden geplanten fossilen Kraftwerke die
Strommenge und auch die Klimagas-Emissionen aller vorhandenen fossilen Anlagen in
Sachsen-Anhalt übertreffen. Eine Integration der Anlagen in eine nachhaltige Energieversor-
gung ist damit kaum vorstellbar.
4.1 Geplantes Steinkohlekraftwerk Arneburg
Mitte 2008 stellte der Energiekonzern RWE im Stadtrat der Stadt Arneburg im Landkreis
Stendal während einer nicht öffentlichen Sitzung das Konzept zum Bau eines Steinkohle-
kraftwerks mit einer installierten Bruttoleistung von 1.600 MW auf dem Industriegelände am
Standort Arneburg vor [Arneburg 2008]. Es handelt sich dabei offensichtlich um die Anlage,
die ursprünglich im saarländischen Ensdorf gebaut werden sollte, dort aber am Widerstand
der Bürgerinnen und Bürger scheiterte [Ensdorf 2007]. Den technischen Daten nach ist die
Anlage baugleich mit den bereits in Errichtung befindlichen Kraftwerksblöcken D und E am
Standort Westfalen in Nordrhein-Westfalen, die 2012 ans Netz gehen werden [RWE 2009a].
Die möglichen Auswirkungen der Anlage auf die betroffene Region in der Altmark können
daher sehr gut nachvollzogen werden.
Zur Absicherung der Pläne hat sich der Essener Konzern bereits die vollständigen Eigen-
tumsrechte des Grundstück in Arneburg gesichert [Dow Jones 2009]. Für die Umsetzung des
Vorhabens waren wesentliche Änderungen des Bebauungsplans erforderlich, womit die Ent-
scheidung über die Verwirklichung des Kraftwerks prinzipiell in der Hand des Stadtrates von
Arneburg lag. Obwohl es sich bei dem Kraftwerksvorhaben um eine für die Stadt und die
60

Altmark weitreichende Entscheidung handelt, fand hier zunächst keine Beschlussfassung
statt. Die notwendigen Änderungen am Bebauungsplan wurden nur von einem untergeord-
neten Gremium, dem Planungsverband Industrie und Gewerbepark Altmark, beschlossen [BI
Arneburg]. Das führte zu erheblichen Rechtsunsicherheiten, weshalb die erforderlichen Vor-
aussetzungen zugunsten des Kohlekraftwerks mittels Neufassung des Flächennutzungs-
plans geschaffen werden sollten. Tatsächlich wurde in dem Planentwurf den Vorgaben von
RWE entsprochen. Eine Beschlussfassung kam 2009 aufgrund von Formfehlern bei der öf-
fentlichen Auslegung nicht mehr zustande. Aufgrund der Gemeindeneuordnung, bei der Ar-
neburg mit anderen Gemeinden zusammengefasst wird, ist erst Ende 2010 mit einem neuen
Flächennutzungsplan für Arneburg zu rechnen. Die anfängliche Ausklammerung der Öffent-
lichkeit und die einseitige Ausrichtung des Entwurfs für die Neufassung des Flächennut-
zungsplans Arneburg zugunsten des Großvorhabens führen in der Altmark zu einer intensi-
ven Auseinandersetzung um den Bau eines Steinkohlekraftwerks. Bisher hält RWE jedoch
an dem Vorhaben fest und wird auch vom Bürgermeister der Stadt unterstützt.
Als Gründe für das Kraftwerk werden die durch Bau und Betrieb entstehenden Arbeitsplätze,
eine Aufwertung des Industrie- und Gewerbeparks Altmark Arneburg sowie damit verbunde-
ne Gewerbesteuereinnahmen angeführt. Ein wesentlicher Grund für den Bau des Großkraft-
werks in der Altmark ist auch die Option, das bei der Verstromung anfallende CO2 durch spä-
tere Nachrüstungen zum Teil abzuscheiden und in der Region unterirdisch in ehemalige
Erdgasfelder zu verbringen. Von Bedeutung ist auch, dass die Schienenanbindung zum Ge-
lände von der Stadt Arneburg gepachtet wurde, so dass eine Befahrung zur Steinkohleanlie-
ferung einfacher erscheint als über den Elbeweg, zumal der Fluss durch ausgeprägte Som-
merniedrigwasser gekennzeichnet ist. Um die Elbe an den Betrieb des Kraftwerks anzu-
schließen, müssen dennoch die Kanäle zur Wasserentnahme und die Hafenanbindung er-
weitert werden.
Folgenden Daten sind zu dem geplanten Steinkohlekraftwerk bekannt:
� Elektrische Bruttoleistung: 1.600 MW (2x 800 MW),
� Elektrische Nettoleistung: 1.530 (2x 765 MW),
� Volllastbetrieb: 7.000 bis 7.500 Stunden pro Jahr (Grundlast),
� Wirkungsgrad: bis zu 46%,
� Nettostromerzeugung: 10.700 bis 11.500 GWh pro Jahr,
� Betriebsdauer: 40 Jahre,
� Kohlebedarf: bis zu 3,6 Mio. Tonnen pro Jahr,
� CO2-Ausstoß pro Jahr: 8,3 bis 8,9 Mio. Tonnen,
� CO2-Ausstoß über 40 Betriebsjahre: 332 bis 356 Mio. Tonnen,
� Höhe der zwei Kühltürme: 165 Meter,
� Wasserentnahme aus der Elbe: 15 Mio. Kubikmeter pro Jahr,
61

� Arbeitsplätze: 120, während der Bauarbeiten bis zu 3.000 Arbeitskräfte,
� Baubeginn: 2011, Bauzeit: 4 bis 5 Jahre,
� Auftragsvolumen: 1,2 Mrd. Euro, anteiliger Verbleib in Sachsen-Anhalt: 10%,
� An- und Abtransport über die Bahn: 13 Zugpaare pro Tag für Kohle, Kalksteinmehl,
Flugasche, Gips und Ammoniak,
� Stromeinspeisung ins Höchstspannungsnetz der Vattenfall Europe AG,
� Regelbrennstoff: Import-Steinkohle, Petrokoks.
Als nachteilig bezüglich des Kraftwerksprojektes werden gesundheitliche und ökologische
Beeinträchtigungen in der Umgebung, insbesondere durch den Ausstoß großer Mengen von
Luftschadstoffen und die erhebliche Wasserentnahme aus der Elbe genannt. Auch ist das
Vorhaben kaum in die bestehende und sich derzeit dezentral entwickelnde Versorgungs-
struktur für Strom und Wärme einzugliedern. Die Verwirklichung des Kraftwerks in Arneburg
würde daher die Einspeisung erneuerbarer Energien erheblich beeinträchtigt und deren Aus-
bau bremsen. Das führt zu erheblichen Einnahmeausfällen und Beschäftigungshemmnissen
in der Region, da die Wertschöpfung bei Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in der
Regel vor Ort stattfindet.
Auch wird aus dem Bau des RWE-Doppelblocks kein klimapolitischer Vorteil erkennbar. Für
das neue Kraftwerk werden keine alten CO2-intensiveren Anlagen vom Netz gehen, da RWE
eigene Anlagen nicht vorzeitig abschaltet und auch Marktkonkurrenten nicht zwingen kann,
alte Kohleblöcke herunter zu fahren. Das einzige fossile Großkraftwerk in Sachsen-Anhalt,
Schkopau, ist erst Mitte der 1990er Jahre in Betrieb gegangen und wird noch für mindestens
25 Jahre Strom aus Braunkohle liefern und dabei jährlich rund sieben Mio. Tonnen CO2 aus-
stoßen [Dehst 2008]. Der Klimagas-Ausstoß wird deshalb insgesamt deutlich steigen. In der
Folge des für die Energiestruktur des Landes ungünstigen Kraftwerksvorhabens steigen
auch die Strompreise für private und gewerbliche Kunden in Ostdeutschland [BNA 2007] und
der monopolartige Charakter der Energiewirtschaft mit wenigen dominierenden Marktteil-
nehmern verfestigt sich. Insgesamt ist festzustellen, dass die konkreten Planungen für das
fossile Großkraftwerk und raumordnerische Ausrichtungen zugunsten der Anlage einer
nachhaltigen Energieversorgung im Wege stehen.
4.2 Netzunverträglichkeit von großen Grundlastkraftwerken
Zu diskutieren ist im Zusammenhang mit den Steinkohlekraftwerk Arneburg die offensichtli-
che Erfordernis, für das geplante RWE-Kraftwerk das Höchstspannungsnetz auf der 380-kV-
Ebene auszubauen. Die Anlage würde als Grundlastkraftwerk soviel Strom ins Netz einspei-
62

sen, wie derzeit alle Kraftwerke Sachsen-Anhalts für die allgemeine Versorgung bereitstellen
[StaLa 2008]. Der Neubau ist nicht geeignet, den hohen Anteil schwankender Windlasten
auszugleichen. Dazu sind dezentrale Kraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung auf Erdgas-
oder Biomassebasis erforderlich. Bereits in der Vergangenheit meldete das Land Sachsen-
Anhalt der Bundesnetzagentur starke Netzauslastungen, die sich zeitweise aus dem hohen
Anteil erneuerbarer Energien ergeben [BNA 2006].
Die zusätzliche Strommenge von bis zu 11.500 GWh entspricht fast dem bis 2030 realisier-
baren Zuwachs an Wind- und Solarstrom von dann 12.300 GWh im Jahr. Eine langsame Zu-
nahme der Strommenge in Netz aus erneuerbaren Energien kann zu einem großen Teil auf
der 110-kV-Ebene mittels Erdkabelverlegung sowie durch eine last- und temperaturorientier-
te Netzsteuerung aufgefangen werden. In Bezug auf das geplante Großkraftwerk in Arne-
burg muss von der Durchsetzung einer zusätzlichen 380-kV-Freileitungstrasse ausgegangen
werden. Mit Blick auf eine angestrebte Inbetriebnahme im Jahr 2015 ist dies nur unter der
Zurücknahme von Beteiligungsrechten bei den betroffenen Gemeinden und Menschen
durchsetzbar.
Nach dem aktuellen Entwurf des Landesentwicklungsplans Sachsen-Anhalt sind in der Alt-
mark lediglich der Ausbau einer 110-kV-Freileitung zwischen Güssefeld und Stendal West
und die Ertüchtigung der 220-kV-Höchstspannungstrasse von Lubmin bei Greifswald in
Mecklenburg-Vorpommern nach Magdeburg auf 380 kV vorgesehen [MLV 2008]. Selbst
nach der Leistungserhöhung ist die Nord-Süd-Verbindung durch die Altmark jedoch bereits
ausgelastet. Grund ist neben dem zu erwartenden Zuwachs der landseitigen Windenergie
und der Offshore-Windplanung in der Ostsee der Zubau mehrerer fossiler Großkraftwerke
am Standort Lubmin bei Greifswald. Die Betrachtung der konkreten Netzplanungen durch die
Vattenfall Europe und der Daten zur Netzauslastung in der Region lässt nur den Schluss zu,
dass ein 1.600-MW-Steinkohlekraftwerk bei Stendal lediglich wirtschaftlich betrieben werden
kann, wenn der Anteil der erneuerbaren Energien nicht weiter wächst bzw. sogar zurück geht
oder eine zusätzliche Höchstspannungstrasse Richtung Magdeburg, Hannover oder Berlin
gebaut wird.
4.3 Auswirkungen auf Gesundheit und Umwelt
Der Neubau eines fossilen Großkraftwerks kann erhebliche gesundheitliche und ökologische
Beeinträchtigungen in der Umgebung mit sich bringen. Hauptgründe sind der durchgehende
Schadstoffausstoß und die erhebliche Wasserentnahme über einen Zeitraum von minde-
stens 40 Jahren. Langfristig ist auch mit einer Verschlechterung der Lebensbedingungen in
63

der Region aufgrund der Folgen des Klimawandels zu rechnen, wenn die kohlenstoffintensi-
ve Energieerzeugung fortgeführt wird.
Im Mittelpunkt der Betrachtung müssen die zusätzlichen Luftschadstoffe liegen, die von ei-
nem neu zu errichtenden Kohlekraftwerk ausgehen. Dabei ist zu berücksichtigen, dass am
Standort Arneburg keine Altanlage ersetzt wird. Es kommt in der Umgebung also zu deutli-
chen Mehrbelastungen durch Luftschadstoffe. Auch würde eine theoretische Erweiterung der
Anlage zur Abtrennung und unterirdischen Verbringung von CO2 aufgrund des technologie-
bedingten Mehrbedarfs an Energie den Kohleeinsatz und damit auch die Luftschadstoff-
Emissionen noch einmal um etwa 50 Prozent erhöhen. Die Auswirkungen des Großkraft-
werks widersprechen somit generellen Zielen der Luftreinhaltung und des Klimaschutzes.
Obwohl ein Kohlekraftwerk der geplanten Dimension nach derzeitiger Rechtslage eine Ge-
nehmigung erhalten kann, trägt die Anlage über die Rauchgase aufgrund der Größe erhebli-
che Schadstoffmengen in die Umgebung. Bereits im saarländischen Ensdorf wurde von
RWE für eine baugleiche Anlage eine Umweltverträglichkeitsuntersuchung eingeleitet. Auf
dieser Grundlage muss davon ausgegangen werden, dass das Kraftwerk Arneburg pro Jahr
mindestens 6.500 Tonnen Stickoxide, 5.900 Tonnen Schwefeldioxid und 330 Tonnen Fein-
staub abgibt [Winkler 2009]. Daneben sind der Ausstoß von einer Tonne Quecksilber und bis
zu 17,5 Tonnen Schwermetalle, wie Arsen, Blei, Chrom, Nickel, Vanadium und Zinn zulässig
[TÜV Nord 2007]. Diese Stoffe sind, sofern sie über die Lungen oder das Trinkwasser bzw.
die Nahrung aufgenommen werden, teilweise krebserregend, organschädigend und erbgut-
verändernd. Ärzte warnen trotz der Einhaltung gesetzlicher Grenzwerte vor Entwicklungsstö-
rungen bei Kindern sowie einer Zunahme von Lungenkrankheiten und des Allergierisikos
[Ärzteverband 2007].
Tabelle 13: Voraussichtliche Emissionsmengen des KW Arneburg nach Grenzwerten der 13. BImSchV
Schadstoff Tagesmittelwert pro Stunde 7.000 Volllaststunden
Gesamtstaub 20 mg/m³ 100 kg 700.000 kg
Schwefeldioxid 200 mg/m³ 1.000 kg 7.000.000 kg
Stickoxide 200 mg/m³ 1.000 kg 7.000.000 kg
Quecksilber 0,03 mg/m³ 150 g 1.050 kg
Cadmium, Thallium 0,05 mg/m³ 250 g 1.750 kg
Antimon, Arsen, Blei, Chrom,
Cobalt, Kupfer, Mangan,
Nickel, Vanadium, Zinn
Quelle: Winkler, TÜV Nord, 5.000.000 m³ Abgas/h, 7.000 Volllaststunden
0,50 mg/m³ 2.500 g 17.500 kg
64

Ein besonderes Problem stellt Petrokoks dar, der zusammen mit der Steinkohle als „Regel-
brennstoff“ verfeuert werden soll, jedoch ein Abfallprodukt der Erdölindustrie darstellt. Petro-
koks enthält wesentlich mehr Schwermetalle als Kohle. Bei einzelnen dieser Schadstoffe ist
der Wert im Vergleich zu Steinkohle um das zehnfache höher [Winkler 2009]. Die gefährli-
chen Stoffe setzen sich auf Feinstaubpartikeln fest und sind dadurch auch lungengängig.
Darüber hinaus werden die Schwermetalle mit den Feinstäuben weit in die Umgebung getra-
gen und beeinflussen so über den Eintrag auf Böden und in Gewässer auch die Tier- und
Pflanzenwelt.
Das Ökosystem Elbe wird durch den Bau eines zusätzlichen Kondensationskraftwerks am
Standort Arneburg weiter beeinträchtigt. Nach Angaben der Internationalen Kommission zum
Schutz der Elbe (IKSE) handelt es sich um ein Fließgewässer mit ausgeprägten Niedrigwas-
serständen in den Sommer- und Herbstmonaten [IKSE 2008]. Aufgrund der zahlreichen
Stoffeinträge und Wasserentnahmen bzw. Einleitungen ist die Gewässerbelastung trotz der
guten Gesamtbewertung in diesen Monaten erheblich. Es würden der Elbe durch das ge-
plante Kohlekraftwerk pro Stunde zusätzlich 2.140 Kubikmeter Wasser entnommen. Das
entspricht dem Tagesbedarf an Trinkwasser von rund 17.000 Einwohnern. Die Folgen sind
eine Verlangsamung der Abfließgeschwindigkeit und damit einhergehend eine höhere Nähr-
und Schadstoffansammlung sowie weitere Temperaturanstiege. Auch geht das Potsdam In-
stitut für Klimafolgenforschung (PIK) davon aus, „dass die Niedrigwasserhäufigkeit in den
kritischen Sommermonaten in Zukunft noch weiter zunimmt“ [PIK 2006]. Das Vorhaben in
Arneburg steht damit dem Ziel entgegen, die Gewässergüte dauerhaft deutlich zu verbes-
sern. Eine Abnahme der Gewässergüte und lokal das Ansaugen von Flusswasser gefährdet
auch die sich derzeit erholenden Fischbestände. Mit Blick auf den Schutzstatus der Elbe als
UNESCO-Biosphärenreservat ist derzeit anzuzweifeln, ob in den Monaten Juli bis Oktober
eine durchgehende Wasserentnahme für den Volllastbetrieb des geplanten Kraftwerks ge-
nehmigungsfähig ist.
Gesundheitliche und ökologische Folgen hätte auch der Ausbau einer weiteren Höchstspan-
nungstrasse, um die erzeugten Strommengen bei gleichzeitigem Ausbau erneuerbarer Ener-
gien und weiterer Kraftwerke abzuleiten. Bei einer 380-kV-Freileitung werden je Kilometer
Trasse 100 Hektar Kultur- bzw. Naturlandschaft beeinträchtigt oder in ihrer Funktion gestört.
Die Beeinträchtigung des Landschaftsbildes durch gradlinige Landschaftszerschneidung bei
Sichthöhen von 60 Metern ist erheblich. Nachteilig im Höchstspannungsbereich sind aber vor
allem die starken elektrischen und magnetischen Felder. Bei Menschen, die in Trassennähe
leben, können diese zu gesundheitlichen Beeinträchtigungen führen. Die Auswirkung der
Felder stellen sich dann als Kopfschmerzen, Schlafstörungen, Müdigkeit und Konzentrati-
onsstörungen dar. Die damit verbundene Stresszunahme kann auch Ursache für ernste kör-
perliche Erkrankungen, wie Herz-Kreislauf-Störungen, sein. Einige Studien schreiben ma-
65

gnetischen Feldern auch ein erhöhtes Krebsrisiko zu. Das Bundesamt für Strahlenschutz
fordert deshalb, „die niederfrequenten Felder, denen die Bevölkerung ausgesetzt sind, soll-
ten so gering wie möglich sein“ [BfS 2008].
4.4 Exkurs: Abscheidung und unterirdische Verbringung von CO2 (CCS)
Der Energiekonzern RWE, der den Bau eines 1.600-MW-Steinkohlekraftwerks bei Arneburg
erwägt, weist bei der Standortwahl auf die räumlich günstige Nähe zu einem weitgehend
ausgebeuteten Erdgasfeld der Altmark hin. Dieses könnte für den Zeitraum nach 2020 prin-
zipiell für die unterirdische Einlagerung von CO2, das im Kraftwerk anfällt, genutzt werden.
Generell solle das Kraftwerk deshalb „Capture ready“ gemacht werden, das heißt, so ausge-
legt sein, dass eine spätere Abscheidung des Klimagases möglich ist [Arneburg 2008]. Bis-
herige Untersuchungen zu der Thematik zeigen jedoch, dass es sich dabei um ein derzeit
nicht einlösbares Technologie-Versprechen handelt. Da die Abscheidung und unterirdische
Einlagerung, auch CCS (Carbon Dioxide Capture and Storage) genannt, bei der Standort-
wahl und für die Diskussion um die Erreichung erforderlicher Ziele im Klimaschutz eine hohe
Bedeutung hat, soll dieser Sachverhalt näher betrachtet werden.
Das Verfeuern fossiler Brennstoffe in Kraftwerken ist eine der Hauptursachen für den Klima-
wandel. CCS wird derzeit in diesem Zusammenhang als eine Möglichkeit diskutiert, die
energiebedingten CO2-Emissionen zu senken. Zur Regelung des Rechtsrahmens findet sich
derzeit eine Richtlinie der EU-Kommission in der nationalen Umsetzung. Des Weiteren er-
gründen mehrere Forschungsvorhaben die Machbarkeit bzw. Beherrschbarkeit der Techno-
logie im Bereich der Abscheidung und der unterirdischen Einlagerung von Klimagasen. So
untersucht das Unternehmen Vattenfall an einer Pilotanlage am Kraftwerksstandort Schwar-
ze Pumpe ein Verfahren zur CO2-Abtrennung im Energieprozess [IE 2007]. Die Speicherung
des Klimagases in wasserführenden Gesteinsschichten wird derzeit in Ketzin bei Potsdam im
Auftrag der Bundesregierung untersucht [TAB 2007].
Drei Verfahren zur Abscheidung von Kraftwerks-CO2 sind derzeit unter großtechnischen Be-
dingungen vorstellbar: Das Herausfiltern aus den Abgasen (Post-Combustion), das Heraus-
trennen des Kohlenstoffs aus dem Brennstoff bereits vor der Verfeuerung (Pre-Combustion)
sowie die Verbrennung von Kohle oder Erdgas in einer reinen Sauerstoffumgebung, um
möglichst reines CO2-Abgas zu erzeugen (Oxyfuel). Für Steinkohlekraftwerke, die nachgerü-
stet werden sollen, kommt nur das Post-Combustion-Verfahren in Frage. Das bestätigt auch
RWE auf der unternehmenseigenen Internetseite [RWE 2009b]. Die Technologie steht aber
erst nach 2020 zur Verfügung.
66

Lediglich die nachgeschaltete Rauchgasbehandlung ist bei bestehenden Anlagen mit ver-
tretbarem Aufwand vorstellbar. Dabei wird das CO2 in einer flüssigen Lösung gebunden und
so von anderen Abgasen, wie Stickoxiden, getrennt. Durch Erhitzen wird das CO2 dann wie-
der herausgelöst, anschließend verdichtet, zu einer Lagerstätte transportiert und abschlie-
ßend unterirdisch verklappt. Entscheidende Nachteile des Verfahrens sind der enorme Ener-
gieaufwand und die hohen Kosten. Eine nachgeschaltete CO2-Abscheidung vermindert den
Wirkungsgrad des Kraftwerks um bis zu 14 Prozentpunkte. Bezieht man die nachgeordnete
Kette mit Gasaufbereitung, Transport und Einlagerung mit ein, kann der Wirkungsgrad um
über 20 Prozent sinken. Der energetische Mehraufwand muss durch einen mindestens 50
Prozent höheren Kohleeinsatz ausgeglichen werden. Die Stromerzeugungskosten können
sich unter Einbeziehung der gesamten CCS-Kette mehr als verdoppeln. Auch sind derzeit
noch keine Anlagen für den großtechnischen Einsatz erprobt oder verfügbar [TAB 2007].
Unter dem Strich sinkt der Wirkungsgrad moderner Kohlekraftwerke auf das Niveau der
1950er Jahre, wobei die Kosten der CO2-Vermeidung bei einer Verwirklichung des Verfah-
rens nach 2020 höher liegen als bei der Nutzung erneuerbarer Energien [BMU 2008a]. Be-
zogen auf das geplante Kraftwerk Arneburg würde eine nachgeschaltete CO2-Abtrennung
und Einlagerung im 3.500 Meter tiefen Erdgasfeld der Altmark über einen Zeitraum von 30
Jahren, also ab 2025, Zusatzkosten von 633 bis 679 Mio. Euro pro Jahr verursachen. Die
Vermeidung einer Tonne CO2 würde nach derzeitigem Kenntnisstand 102 Euro kosten. Un-
ter Einbeziehung der Weltmarktpreisentwicklung von Steinkohle stiege der Preis auf über 12
Cent je Kilowattstunde. Im Vergleich zum Kraftwerksbetrieb ohne CCS über eine Betriebszeit
von 40 Jahren würden der Atmosphäre auch nur höchstens 60 Prozent des kraftwerksbe-
dingten CO2 entzogen. Die Stromerzeugungskosten liegen zum Zeitpunkt der Verwirklichung
einer Klimagasabscheidung also deutlich höher als bei einem Mix aus Erdgaskraftwerken
und erneuerbaren Energien – bei deutlich geringerer CO2-Minderung.
Tabelle 14: Aufwand der Abscheidung und unterirdischen Verbringung von Kraftwerks-C02
Prozess-Schritt CCS-Kosten (EUR/t CO2) Wirkungsgradrückgang (%-Punkte)
CO2-Abscheidung 58,0 14,0
Gaskonditionierung 5,0 5,0
Transport (Pipeline) 12,0 2,0
Einlagerung (Erdgasfeld) 6,1 2,0
Lager-Monitoring 10,0 -
Haftung 10,6 -
Summe 101,7 23,0
Quelle: TAB 2007, BMU 2008a, eigene Berechnungen
67

Da heute weder die technische noch die wirtschaftliche Machbarkeit von CCS im Nach-
schaltverfahren belegbar ist, werden die derzeit geplanten Steinkohlekraftwerke auch nicht
im technischen Sinne „Capture ready“ gemacht. Vielmehr wird lediglich ein Bauplatz für mög-
liche zusätzliche Komponenten einer CO2-Abscheidung vorgesehen. Tatsächliche Investitio-
nen in CCS-Technologien sind bei den derzeit geplanten Kraftwerken auch nicht vorgesehen
[Arneburg 2008]. Aktuelle Untersuchungen sagen übereinstimmend aus, dass die Möglich-
keiten zur Nachrüstung einer CO2-Abscheidung äußerst begrenzt sind. Sofern das Verfahren
künftig für den kommerziellen Einsatz angewandt wird, kann es aus wirtschaftlicher Sicht
dann sogar günstiger sein, ein herkömmliches Kraftwerk abzuschalten und zurück zu bauen,
um es durch einen Neubau mit vorgelagerter oder integrierter Klimagasabscheidung zu er-
setzen [TAB 2007].
Sollte CCS dennoch in Erwägung gezogen werden, müssen auch die erheblichen Risiken
dieser Technologie erörtert werden. Bei der Abscheidung, der Verdichtung, dem Transport
und der Einlagerung von CO2 wird mit großen Mengen des Klimagases hantiert. Allein beim
Kraftwerk Arneburg ginge es insgesamt um bis zu 267 Mio. Tonnen CO2. Der Transport und
die Einlagerung würde bei mindestens 73 bar stattfinden. Das Austreten größerer Gasmen-
gen muss aber in jedem Fall verhindert werden. Da CO2 schwerer ist als Luft, sammelt es
sich in Bodensenken. Breits ab einem Anteil von 10 Prozent in der Atmosphäre ist es tödlich.
Im Bereich der Abscheidung am Kraftwerk müssen hohe Sicherheitsvorkehrungen getroffen
werden, um das Kraftwerkspersonal und Menschen in unmittelbarer Umgebung nicht zu ge-
fährden. Die Transportröhren müssen neben dem Pipelinebau selbst, der möglicherweise
ökologische Schutzgebiete beeinträchtigen kann, einen hohen Korrosionsschutz aufweisen,
um mögliche Leckagen zu vermeiden. Das höchste und bisher kaum bekannte Risiko be-
steht aber bei der unterirdischen Einlagerung. Die Lager zur CO2-Verklappung müssen über
einen Zeitraum von bis zu 10.000 Jahren gasdicht sein. Die jährliche Verlustrate darf 0,01
Prozent nicht übersteigen. Gasaustritte an die Oberfläche dürfen nie punktuell auftreten.
Entscheidend ist daher das Deckgestein über der Lagerstätte. Zwar haben Erdgasfelder im
Prinzip eine erwiesene Dichtigkeit, da sie über lange Zeit natürliches Gas gespeichert hatten.
Dennoch ist ihre Eignung derzeit nicht abschätzbar. Eine unmittelbare Gefahr geht von nicht
bekannten oder unzureichend abgedichteten Bohrlöchern aus. Da das CO2-Wasser-
Gemisch gegenüber Metallen sehr aggressiv ist, kann es bei ungeeigneter Versiegelung der
Öffnungen zu plötzlichen Gasaustritten kommen. Ein weiteres Problem ist die Senkung des
Deckgesteins eines Gasfeldes nach der Erdgasentnahme. Durch die Wiederbefüllung mit
CO2 unter hohem Druck wird der Untergrund dann erneut verändert. Dadurch kann es zum
Auftreten und zur Weitung von Rissen im Deckgestein kommen. Auch reagiert CO2 chemisch
mit bestimmten Mineralien bis hin zu deren Auflösung. Derzeit kann deshalb nicht davon
68

ausgegangen werden, dass bei einer Verklappung von Klimagasen über mehrere tausend
Jahre eine Gefahr für Mensch und Umwelt auszuschließen ist.
Ein weiteres Problem stellt die Konkurrenz zu anderen Nutzungen des Untergrundes dar. Mit
Blick auf die Versorgungssicherheit der Bundesrepublik und angrenzender Staaten mit Erd-
gas haben ausgebeutete Erdgasfelder eine hohe Bedeutung als Reservespeicher. Dabei gel-
ten für die Eignung im Prinzip die gleichen Kriterien, wie für die CO2-Lagerung: Hohe Dich-
tigkeit, gute Zugänglichkeit, ausreichende Aufnahmekapazität, gute Porösität. Derzeit wird
eine Vergrößerung der Gasreserven in Deutschland, auch in Kooperation mit Nachbarstaa-
ten wie Polen, angestrebt. Eine Vorrangnutzung für CCS ist deshalb mit Blick auf die Versor-
gungsstabilität im Gassektor kritisch zu betrachten.
Erhebliche Nachteile aus der unterirdischen Verbringung von CO2 unter dem Gebiet Sach-
sen-Anhalts ergeben sich auch für die Nutzung erneuerbarer Energien. Tatsächlich ist in der
regionalen Raumordnung der Altmark der Ausschluss der Windenergienutzung auf Flächen
vorgesehen, unter denen die Einbringung von CO2 aus fossilen Großkraftwerken möglich
sein soll. Sollte diese Regelung fortbestehen, wird die Windenergienutzung in der Region
eher zurückgehen. Es stellt sich diesbezüglich auch die Frage, ob diese Vorgehensweise auf
Freiflächen-Solarstromkraftwerke und Biogasanlagen ausgeweitet wird. Rechtlich ist diese
Regelung ohnehin angreifbar und erklärungsbedürftig.
Starke Einschränkungen wären auch bei der Geothermienutzung hinzunehmen. Aufgrund
der guten geothermischen Bedingungen im Untergrund könnten im Norden Sachsen-Anhalts
hohe Potentiale zur Strom- und Wärmeerzeugung nicht erschlossen werden, sollte die Auf-
suchung und Nutzbarmachung von CCS-Erdspeichern einen rechtlichen Vorrang bekom-
men. Bei den anzuwendenden Verfahren zur Nutzbarmachung tiefer Geothermie werden in
bis zu 4.000 Meter Tiefe mittels eines mechanischen Vorgangs Risse erzeugt, um die
Durchgängigkeit des Gesteins für die Wassererhitzung zu erhöhen. Wo CO2-Verbringung
Vorrang bekommen würde, ist im weiträumigen Umfeld die Geothermienutzung deshalb
ausgeschlossen. Ein großer Teil der Altmark stünde dafür dann nicht zur Verfügung.
Auch die Nutzung von Druckluftspeichern, die zur Pufferung des fluktuierenden Windstroms
künftig von Bedeutung sein können, treten möglicherweise in Konkurrenz zu CCS. Eine Ein-
seitige Bevorzugung der CO2-Einlagerung würde also insgesamt der angestrebten nachhal-
tigen Entwicklung entgegensehen.
69

5. Handlungsempfehlungen
Die Energieversorgungsstruktur in Sachsen-Anhalt ist in einem ungeordneten Zustand. Die
zentral organisierte Stromversorgung mit Braunkohle ist weitgehend auf das Kraftwerk
Schkopau beschränkt. Parallel entwickelt sich eine dezentrale und bedarfsgerechte Struktur
von Erdgas-Kraftwerken. Durch den zügigen Aufwuchs der erneuerbaren Energien, insbe-
sondere der Windkraft, wurde die Stromproduktion im Land nach dem Jahr 2000 erheblich
gesteigert. Es sind dabei Versäumnisse bei der Entwicklung der Infrastruktur zu Tage getre-
ten. Der Ausbau der Netze im Mittellast- sowie Hoch und Höchstspannungsbereich orientiert
sich kaum am erheblichen Zuwachs erneuerbaren Stroms. Im privatwirtschaftlich organisier-
ten Stromsektor stehen die verschiedenen Interessen der Akteure konkurrierend zueinander.
Die Trennlinie läuft augenscheinlich zwischen den Energieversorgern, deren Angebot auf
fossilen Brennstoffen basiert, sowie den Betreibern von Anlagen erneuerbarer Energien.
Die derzeitige Entwicklung ist weitgehend durch Entscheidungen der Energieunternehmen
auf der einen und das ungenügende Handeln der Landes- bzw. Bundesregierung auf der
anderen Seite geprägt. Ein schlüssiges Energiekonzept fehlt. Politische Entscheidungen ori-
entieren sich zumeist an Einzelfragen. Das Kraftwerk Schkopau wurde mit hohen öffentli-
chen Subventionen des Bundes ermöglicht. Die Netzinfrastruktur, die größtenteils aus regio-
nalen Privatmonopolen besteht, ist Folge der bundesweiten Strommarktliberalisierung aus
dem Jahr 1998. Eine wirksame staatliche Aufsicht über die Netzbetreiber wurde erst 2005
etabliert. Dem gegenüber steht aber die Abschaffung der staatlichen Strompreisaufsicht
durch den damaligen Bundeswirtschaftsminister Michael Glos (CSU) Mitte 2007. Daneben
hat das EEG, insbesondere in seiner Fassung von 2004, zu einem Boom der erneuerbaren
Energien geführt. Das KWKG macht dezentrale Erdgas-Kraftwerke wirtschaftlicher. Die Fol-
ge ist ein nebeneinander von klassischer und neuer Energiewirtschaft.
Im weitgehend importorientierten Gassektor wurde mit EON Ruhrgas ein künstliches Mono-
pol mit marktbeherrschendem Charakter geschaffen. In der Folge organisierte sich auch der
ostdeutsche Gasmarkt neu. Derzeit findet hier eine weitere private Marktkonzentration statt,
welche die Position öffentlicher Stadtwerke schwächt. Ein hoher Anschlussgrad von Gebäu-
den ans Erdgasnetz bei gleichzeitigem Rückgang der Fernwärmenutzung weist darauf hin,
dass ein effizienter Energieeinsatz betriebwirtschaftlichen Interessen der Gasversorger un-
tergeordnet wird. Gleichzeitig aber bieten wirksame Förderprogramme des Bundes zur
Wärmedämmung sowie die Verschärfung der Energieeinsparungsverordnung (EnEV) die
Möglichkeit, erhebliche Brennstoffmengen beim Heizen einzusparen.
70

Auf Landesebene wurde die Entwicklung weitgehend reaktiv begleitet. Eine politische Ge-
wichtung zugunsten der zentralen und fossil befeuerten Versorgungsstruktur ist dabei un-
übersehbar. Der Ausbau erneuerbarer Energien wird zwar raumordnerisch gelenkt, bezieht
sich in der Regel aber nur auf die Windkraft und macht hier meist Einschränkungen. Konkre-
te Vorhaben und Planungen betreffen dadurch in der Regel die kommunale Ebene bzw.
werden den regionalen Planungsverbänden überlassen. Die Genehmigungen von Anlagen
sind daher häufig konfliktreich und nicht immer sachgerecht. Nach wie vor gibt es keine fest-
geschriebenen Landesausbauziele für die einzelnen Bereiche der erneuerbaren Energien.
Eine Harmonisierung zwischen den Interessen von Braunkohlewirtschaft, Stadtwerken, Indu-
strieunternehmen und Betreibern Erneuerbarer-Energien-Anlagen mit dem Ziel einer guten
allgemeinen Versorgung mit Strom und Wärme fand bisher kaum statt. Zunehmende Ineffi-
zienzen in der Energiebereitstellung trotz moderner Anlagentechnik sowie steigende Kosten
in allen Bereichen der Versorgungskette sind die Folge. So treten bei hohen Windlasten kriti-
sche Lastsituationen im Netz auf und das Kraftwerk Schkopau verzeichnet einen zurück ge-
henden Volllastbetrieb, was sich wiederum auf die Betriebssituation im Braunkohletagebau
auswirkt.
Das Potential, das sich zur Netzstabilisierung aus schnell regelbaren Erdgas-Kraftwerke, ge-
regeltem Biomasse-Einsatz und Stromspeichern ergibt, wird nicht konsequent gefördert. Auf
den zu erwartenden Zubau im Bereich der erneuerbarer Energien, insbesondere durch
Windkraft und Biomasse, wird insbesondere im Netzbereich nicht angemessen reagiert. Die
Entwicklung von Speichersystemen für den Strombereich ist völlig ungenügend. Positiv ist
die Erprobung von Kombikraftwerken zum verbesserten Einsatz verschiedener erneuerbarer
Energien unter Einbeziehung von Biogas- und Wasserstoffspeichern.
Energiepolitik
Festlegung konkreter Ziel für den Klimagasausstoß, den Ausbau der erneuerbaren
Energien und die Steigerung der Energieeffizienz im Strom- und Wärmebereich für das
Jahr 2020:
� Senkung der kraftwerksseitigen CO2-Emissionen im Strom- und Wärmesektor
um mind. 10 Prozent gegenüber 2010.
� Steigerung des Anteils der Energiebereitstellung aus erneuerbaren Energien im
Strombereich auf mind. 60 Prozent, im Wärmesektor auf mind. 40 Prozent.
� Verbesserung der Energieeffizienz gegenüber 2010 um 20 Prozent.
Im Wesentlichen entstehen die kraftwerksbedingten Klimagasemissionen durch die Braun-
kohleverstromung. Eine Minderung ist zunächst nur durch die Außerbetriebnahme der älte-
71

sten Betriebskraftwerke sowie durch eine angemessene Absenkung der Betriebsstunden
beim Kraftwerk Schkopau erreichbar. Entscheidend ist es jedoch, einen massiven Anstieg
der CO2-Emissionen durch den möglichen Zubau des Braunkohlekraftwerks Profen sowie
des Steinkohlekraftwerks Arneburg bei Stendal im Blick zu haben.
Die Zunahme der Strommenge aus erneuerbaren Energien bis 2020 entspricht bei gezielter
Weiterentwicklung etwa der Stromproduktion des geplanten Steinkohlekraftwerks Arneburg.
Durch eine zum Teil dezentrale Einspeisung unterhalb der 380-kV-Ebene und einen schritt-
weisen Ausbau innerhalb der nächsten zehn Jahre kann das Strom- und Wärmenetz gut an-
gepasst werden.
Die Verbesserung der Energieeffizienz sollte den anzunehmenden Verbrauchsanstieg über-
treffen. Sie ist Voraussetzung für eine stabile, klimafreundliche und bezahlbare Versorgung
mit Strom und Wärme. Fossile Brennstoffe, insbesondere Erdgas, sollten für eine hohe Effi-
zienz weitestgehend zur gleichzeitigen Strom- und Wärmeerzeugung eingesetzt werden.
Das gilt auch für die begrenzten Biomasse-Ressourcen.
Schaffung einer arbeitsfähigen Landesenergieagentur mit dem Ziel, verbindliche Kli-
maschutz- und Energieeffizienzziele sowie den geregelten Ausbau erneuerbarer Ener-
gien voran zu treiben.
Weitere Aufgaben sind die Öffentlichkeitsarbeit und Umweltbildung im Bereich erneuerbare
Energien und Klimaschutz sowie die Erfassung erforderlicher statistischer Daten.
Vorgeschlagener Haushaltsansatz: 5 Mio. EUR pro Jahr
Stromnetze
Einrichtung einer ständigen Arbeitsgruppe „Netze und Erzeugung“ der Landesregie-
rung unter Mitwirkung der einzelnen Stadtwerke und Regionalversorger in öffentlicher
Hand, der privaten Energiewirtschaft, der Industriebetreiber, Betreiber erneuerbarer
Energien sowie der Verbraucherschutz- und Umweltverbände.
Für eine stabile Netzinfrastruktur sollten auf Landesebene dezentrale Erzeugungsstrukturen
und der Ausbau von Stromspeichern gezielt gefördert werden. Der Schwerpunkt liegt dabei
unterhalb der 380-kV-Ebene und im Ausbau der Fernwärme. Dabei ist insbesondere die Rol-
le öffentlich geführter Stadtwerke hervorzuheben sowie die intensive Einbindung der Indu-
striebetriebe erforderlich. Ziel muss es sein, den Ausbau der Erzeugung besser am regiona-
len bzw. betrieblichen Strom- und Wärmebedarf auszurichten. Im Bereich der erneuerbaren
72

Energien sollte das Konzept der Kombikraftwerke weiter unterstützt und auf den Bedarf von
Stadtwerken und Unternehmen abgestimmt werden.
Selbst die Ertüchtigung der 220-kV-Trasse auf 380 kV sowie ein Ausbau des 110 kV-Netzes
führen nicht zu einer Entlastung des Übertragungsnetzes in Sachsen-Anhalt. In den näch-
sten zehn Jahren ist mit dem Zubau mehrer tausend Megawatt installierter Kraftwerkslei-
stung durch fossile Anlagen und Offshore-Windenergie an der Ostseeküste zu rechnen. Die
Abführung der elektrischen Energie erfolgt zu einem großen Teil über Sachsen-Anhalt nach
Süden. Der Zubau eines Steinkohlekraftwerks in Arneburg bei Stendal würde nicht nur die
kritische Netzsituation im Land verschärfen, sondern auch den Zubau einer weiteren 380-kV-
Trasse bis tief in andere Bundesländer hinein erforderlich machen, was zeitnah kaum reali-
sierbar ist. Ein wirtschaftlicher Betrieb des bestehenden Braunkohlekraftwerks, geschweige
denn einer zusätzlichen Anlage, wäre kaum noch darstellbar. Die Einbindung hinzukommen-
der erneuerbarer Energien gestaltet sich dann zunehmend schwierig.
Keine zusätzlichen Haushaltsausgaben, Zuständigkeit im Titel Landesenergieagentur.
Stromspeicher
Aufbau von Stromspeichern mit einer Leistung von 250 MW bis 2020, insbesondere
unter Einbeziehung ausgekohlter Braunkohletagebaue der MIBRAG.
Eine wichtige Aufgabe für eine nachhaltige Energieversorgung ist die Verwirklichung von
Stromspeichern. Dabei kann der MIBRAG eine besondere Rolle zufallen. Im Rahmen der
Rekultivierung sollen in den Tagebauen Pumpspeicher-Kraftwerke gebaut werden. Das Land
muss dazu die rechtlichen Rahmenbedingungen schaffen und Pilotvorhaben anstoßen.
Daneben sollen weitere Speichersysteme auf Druckluft-, Batterie- und Wasserstoffbasis ge-
fördert werden. Biomasse als gespeicherte Energie ist ebenfalls im Zusammenhang der
Stromspeicherung zu betrachten und gezielt zu fördern.
Zielgrößen: 100 MW Tagebau-Pumpspeicher, 100 MW andere innovative Stromspeicher, 50
MW Biomasse-Speicher.
Vorgeschlagener Haushaltsansatz: 80 Mio. EUR bis 2020 (max. 10 Mio. EUR pro Jahr)
Braunkohle
Der wirtschaftliche Betrieb des Kraftwerks Schkopau wird sichergestellt. Diese Ent-
scheidung muss Vorrang vor dem Bau eines weiteren Braunkohlekraftwerks haben.
73

Schkopau wird auch ohne weitere Kraftwerkskapazität künftig mit einem abnehmenden Voll-
lastbetrieb auskommen müssen. Das ergibt sich aus dem faktischen Zubau erneuerbarer
Energien und der Netzsituation auf der Höchstspannungsebene. Ziel sollte es sein, die Be-
schickung Schkopaus aus bestehenden Tagebauen über einen Betriebszeitraum von 40
Jahren zu organisieren.
Verhandlungen und Vereinbarungen mit der MIBRAG erforderlich.
Windenergie
Festschreibung von einem Prozent der Landesfläche oder 20.450 ha als „Flächenziel
Windenergienutzung“ innerhalb der bereits ausgewiesenen Flächen. In Windeig-
nungsgebieten soll der behördliche Einfluss auf eine sachgerechte Abwägung der Be-
lange beschränkt sein.
In den bestehenden Eignungsräumen für Windenergienutzung sind die Genehmigungsbe-
dingungen zu verbessern. Nicht sachgerechte Hemmnisse sollen Schritt für Schritt abgebaut
und konfliktmindernde Maßnahmen, insbesondere das Repowering, gezielt unterstützt wer-
den. Dazu ist es erforderlich, der Raumordnung bzw. Bebauungsplanung den technischen
und planerischen Fortschritt bei der Windenergienutzung zugrunde zu legen. Innerhalb von
Windeignungsgebieten sind Klarstellungen gegenüber dem Landesverwaltungsamt und in
der BauO LSA erforderlich. Bezüglich begründeter Störungen und Belästigungen gegenüber
anwohnenden Menschen und betroffenen Schutzgütern sind pauschale Eingrenzungen
durch Einzelfallprüfungen zu ersetzen. Die Landesregierung sollte Bürgerwindparks, bei de-
nen sich Anwohner und Gemeinden an Projekten beteiligen können, gezielt fördern.
Keine zusätzlichen Haushaltsausgaben, Zuständigkeit im Titel Landesenergieagentur.
Photovoltaik
Erstellung einer öffentlich zugänglichen Datenbank über ein landesweites Flächennut-
zungskataster für Photovoltaik auf Freiflächen. Ausweisungsziel 5.000 Hektar.
Da nur vorversiegelte Böden zum Aufbau großer Photovoltaik-Kraftwerke genutzt werden
sollen, ist es sinnvoll, nutzbare Flächen landesweit vollständig zu erfassen und raumordne-
risch zu sichern. Die Daten sollen öffentlich zugänglich sein und die Flächen in öffentlichen
Ausschreibungen vergeben werden.
Keine zusätzlichen Haushaltsausgaben, Zuständigkeit im Titel Landesenergieagentur.
74

Problemfall EEG
Die Landesregierung muss sich für eine innovationsfördernde Ausgestaltung des EEG
im Photovoltaikbereich einsetzen, um mehrere tausend Arbeitsplätzen in Sachsen-
Anhalt zu sichern.
Die Förderung eingespeisten Solarstroms im EEG wird derzeit überarbeitet. Dabei sollen die
Vergütungssätze erheblich abgesenkt werden. Die Neuregelung könnte die Photovoltaik-
Unternehmen und viele tausend Arbeitsplätze in Ostdeutschland gefährden. Eine Lösung
des Problems kann die Verknüpfung der Einspeisevergütung in bisheriger Höhe an techno-
logische Innovationen sein. Wird die Höhe der Förderung an einen anspruchsvollen Modul-
wirkungsgrad gekoppelt, profitieren heimische Hersteller mit ihrem qualifizierten Personal
und die PV-Innovation wird beschleunigt. Eine Beibehaltung des derzeitigen Fördergerüstes
gilt dann nur für Module, die einen entsprechenden Wirkungsgrad erreichen. Das EEG würde
damit vor allem neue Ideen unterstützen und die Masse in den Wettbewerb entlassen.
Mitwirkung bzw. Initiative im Bundesrat erforderlich
Bioenergie
Unterstützung einer möglichst effizienten Verwendung der Biomasse mit den Schwer-
punkten Biogas, Reststoffe und Abfälle, Wald- und Gebrauchtholz sowie Getreide-
stroh.
Die Einspeisung von Biogas ins Erdgasnetz soll gezielt gefördert werden. Die Sammlung von
Bioabfall zur energetischen Verwendung ist in Zusammenarbeit mit Kommunen zu unterstüt-
zen. Die begrenzten Holzressourcen sollen landesweit gezielt erfasst werden. Die Strohnut-
zung zur Strom- und Wärmeerzeugung ist durch die Förderung von Pilotprojekten zu unter-
stützen.
In der Landesplanung sollten Ausbauziele für die einzelnen Biomassebereiche formuliert
werden. Dazu sind auch der raumordnerische Vorrang für die Errichtung von effizienten
Biomasse-Anlagen, die Biomasselagerung sowie dazugehörige Wärmenetze und die Ein-
speisung von Biogas ins Erdgasnetz zu sichern. Es wird darüber hinaus empfohlen, die Bio-
dieselerzeugung auf die land- und forstwirtschaftliche Eigennutzung zu begrenzen. Energie-
pflanzen für Agrokraftstoffe sollten künftig nicht mehr als ein Viertel der für Bioenergie vorge-
sehenen landwirtschaftlichen Fläche belegen. Hersteller und Besitzer von Pelletsheizungen
sollten mittels eines Marktanreizprogramms auf Landesebene bei der Verwendung von
Strohpellets unterstützt werden. Im Vordergrund soll die gleichzeitige Strom- und Wärmeer-
zeugung in KWK-Anlagen statt der Einzelfeuerung stehen. Die Landesregierung muss die
75

schnelle Umsetzung eines Biogaseinspeisegesetzes auf Bundesebene befördern. Abnah-
meverträge für Biogas durch Einrichtungen des Landes können diese Entwicklung unterstüt-
zen.
Haushaltstitel: 50 Mio. EUR bis 2020 (5 Mio. EUR pro Jahr)
Geothermie
Die tiefe Geothermie soll durch die Förderung von einzelnen Pilotvorhaben unterstützt
werden. Die Landesregierung erstellt ein landesweites und öffentlich zugängliches
Standort- und Nutzungskataster für die tiefe Erdwärme. Im Landesentwicklungsplan
muss der Technik Vorrang vor anderen Nutzungen, insbesondere der möglichen CO2-
Speicherung (CCS), gegeben werden.
Schwerpunkt kann die Altmark sein, wo besonders günstige Bedingungen für die Nutzung
der tiefen Geothermie mittels Anwendung petrothermaler Systeme vorliegen. Darüber hinaus
sollen Forschungs- und Entwicklungsvorhaben für Stimulationsverfahren unterstützt werden,
die Erschütterungen im Untergrund vermindern bzw. vermeiden.
Haushaltstitel: 20 Mio. EUR bis 2015 (max. 5 Mio. EUR pro Jahr)
Erneuerbare Energien im Wärmebereich
Einführung eines Landeswärmegesetzes zur Förderung erneuerbarer Energien im
Wärmebereich, das den Gebäudebestand mit einbezieht.
Vom Zubau bei Solarwärmeanlagen und effizienten Wärmepumpen profitieren in hohem
Maße die Handwerksbetriebe vor Ort. Das gilt auch für die Nahwärmeversorgung aus Bio-
energie sowie den Ausbau des Fernwärmenetzes. Klimaschutz stärkt hier die regionale
Wertschöpfung und schafft neue Arbeitsplätze in den Kommunen bei bestehenden Unter-
nehmen. Ziel muss es sein, den Gebäudebestand in die Nutzung erneuerbarer Wärme ein-
zubinden. Ein Vorbild kann das Klimaschutzgesetzes des Landes Berlin sein. Darüber hin-
aus sollte eine solare Bauordnung von Landesseite unterstützt werden.
Keine zusätzlichen Haushaltsausgaben, Zuständigkeit im Titel Landesenergieagentur.
76

6. Verzeichnisse und Anhänge
6.1 Abkürzungsverzeichnis
AG Aktiengesellschaft
AKW Atomkraftwerk
BASF BASF SE, ehem. Badische Anilin- und Soda-Fabrik
BImSchG Bundesimmissionsschutzgesetz
BImSchV Bundesimmissionsschutzverordnung
BIP Bruttoinlandsprodukt
B-Plan Bebauungsplan
CCS Carbon Dioxide Capture and Storage (Kohlendioxid-Abscheidung und Einlagerung)
ČEZ ČEZ A.S., tschechisches Energieunternehmen
CO2
Kohlendioxid
Dehst Deutsche Emissionshandelsstelle
E85 Kraftstoffgemisch, 85% biogenes Ethanol, 15% mineralisches Benzin
EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz
EEWärmeG Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz
Eon E.ON AG, Energiekonzern-Holding
EU Europäische Union
FDLUFA Verband Deutscher landwirtschaftlicher Untersuchungs- und Forschungsanstalten
FNR Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V.
GuD Gas- und Dampfdruck-Kraftwerk
GW Gigawatt
GWh Gigawattstunden (1 GWh = 1 Mio. kWh)
ha Hektar (Fläche von 100 x 100 Metern)
HDR Hot-Dry-Rock, Verfahren zur Gewinnung von Energie aus Erdwärme
IKSE Internationale Kommission zum Schutz der Elbe
J&T J&T Finance Group A.S., slowakisch-tschechische Finanzgruppe
KfW Bankengruppe öffentlichen Rechts, ehem. Kreditanstalt für Wiederaufbau
kWh Kilowattstunde
KWK Kraft-Wärme-Kopplung
KWKG Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz
Mio. Millionen
MIBRAG Mitteldeutsche Braunkohlegesellschaft mbH
Mrd. Milliarden
MW Megawatt
77

MWh Megawattstunden (1 MWh = 1.000 kWh)
PEV Primärenergieverbrauch
PIK Potsdam Institut für Klimafolgenforschung
RWE RWE AG, ehem. Rheinisch-Westfälischen Elektrizitätswerken AG
SRU Sachverständigenrat für Umweltfragen
t Tonnen
TWh Terrawattstunden (1 TWh = 1 Mrd. kWh)
UNESCO United Nations Educational, Scientific and Cultural Organization (Organisation der
Vereinten Nationen für Bildung, Wissenschaft, Kultur und Kommunikation)
78

6.2 Verzeichnis der Grafiken und Tabellen
Titel Bildernachweis: Schering/Hill/Enercon 1
Grafik 1 Entwicklung der installierten Leistung nach Energieträgern in MW 7
Grafik 2 Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in Deutschland 2008 10
Grafik 3 Wärme-Endenergieverbrauch nach Energieträgern in Deutschland 2007 14
Grafik 4 Entwicklung der Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in GWh 35
Grafik 5 Entwicklung der bereitgestellten Wärmemenge nach Energieträgern in GWh 36
Grafik 6 Entwicklung der Windenergie nach installierter Leistung und jährlichem Zu-
bau in MW
Grafik 7 Entwicklung der Strombereitstellung aus Biomasse nach installierter Lei-
stung in MW
Grafik 8 Entwicklung der Gewichtung von Volllaststunden in GWh 54
Grafik 9 Entwicklung der Arbeitsplätze in der Energieerzeugung in Sachsen-Anhalt 57
Grafik 10 Entwicklung der CO2-Emissionen in der Energieerzeugung in Mio. Tonnen 58
Tabelle 1 Endenergieverbrauch des Wärmesektors in Deutschland nach Anwen-
dungsbereichen
Tabelle 2 CO2-Emissionen in Deutschland nach ausgewählten Bereichen 1990 bis
2006
Tabelle 3 Bodennutzung in Sachsen-Anhalt 2007 20
Tabelle 4 Bevölkerung, Bruttoinlandsprodukt und Primärenergieverbrauch in Sach-
sen-Anhalt
Tabelle 5 Ausgewählte konventionelle Kraftwerke in Sachsen-Anhalt 2006/2007 26
Tabelle 6 Nettostromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Sachsen-Anhalt 2007 28
Tabelle 7 Fernwärmeerzeugung und Verwendung in Sachsen-Anhalt 29
Tabelle 8 Erdgasverbrauch nach Sektoren in Sachen-Anhalt 2007 30
Tabelle 9 Energiebedingte CO2-Emissionen in Sachsen-Anhalt nach ausgewählten
Bereichen
Tabelle 10 Heizwert je Festmeter Waldholz nach Baumart und Feuchtegrad 44
Tabelle 11 Nutzbare Strom- und Wärmeleistung verschiedener Geothermie-Anlagen 47
Tabelle 12 Umsatz aus Betrieb und Neuerrichtung von Anlagen der erneuerbaren
Energien
Tabelle 13 Voraussichtliche Emissionsmengen des KW Arneburg nach Grenzwerten
der 13. BImSchV
Tabelle 14 Aufwand der Abscheidung und unterirdischen Verbringung von Kraftwerks-
CO2
79
39
41
15
19
22
33
57
64
67

6.3 Quellenverzeichnis
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Oktober 2007.
AGEB 2009: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V.: Energieverbrauch in Deutschland im Jahr
2008; Berlin, Januar 2009.
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nes Kohlekraftwerks, Protokollauszug; Arneburg, Juni 2008.
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kraftwerken, Betriebsergebnisse Kernkraftwerke 2008, Presseerklärung; Berlin, 16. Januar 2009.
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plant, Anlagen ab 20 Megawatt Leistung, Anlage zur Presseinformation „Strom- und Gasverbrauch in
Deutschland gesunken“; Berlin, 20. April 2009
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und Stromverbrauch weiter rückläufig, Presseinformation, Berlin, 5. August 2009.
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Energien-Branche – Stromversorgung 2020, Wege in eine moderne Energiewirtschaft; Berlin, Januar
2009.
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gegen die 4. Änderung des Bebauungsplans IG-Altmark beim Oberverwaltungsgericht Magdeburg,
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Ausbaustrategie Erneuerbare Energien – Leitstudie 2008; Berlin, Oktober 2008.
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neuerbaren Energien in Deutschland im Jahr 2008, Grafiken und Tabellen; Berlin, Juni 2009.
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regierung über ein Konzept zur Förderung, Entwicklung und Markteinführung von geothermischer
Stromerzeugung und Wärmenutzung; Berlin, Mai 2009.
80

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netzagentur, Protokollauszug, Februar 2006.
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http://www.techem.de/Deutsch/Unternehmen/Presse/Pressearchiv/Archiv_2007_N/Heizenergie-
Verbrauchsstudie/index.phtml (Abruf am 23.09.09); Eschborn, 30. August 2007.
Thiel 2008: Thiel: Größtes Biomassekraftwerk Deutschlands steht in Arneburg,
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TÜV Nord 2007: TÜV Nord Systems: Umweltverträglichkeitsuntersuchung KW Ensdorf, Emissions-
grenzwerte und Emissionskonzentrationen nach 13./17. BImSchV, Oktober 2007.
UBA 2007: Umweltbundesamt: Indikator Energieproduktivität, http://www.umweltbundesamt-umwelt-
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gieträger? Kurzstudie im Auftrag des Umweltbundesamtes, Wuppertal, Oktober 2004.
Winkler 2009: Winkler, IGU-Bexbach: E-Mail-Verkehr am 16. und 27. Februar 2009, Daten zur Um-
weltverträglichkeitsuntersuchung (UVU) zum Kraftwerk Ensdorf und zum Bürgerentscheid, Bewertung
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Gesetze und Verordnungen
1. BImSchV: Erste Verordnung zur Durchführung des Bundesimmissionsschutzgesetzes (Verordnung
über kleine und mittlere Feuerungsanlagen), Fassung vom 26. Januar 2010.
AtG: Gesetz über die friedliche Verwendung der Kernenergie und den Schutz gegen ihre Gefahren
(Atomgesetz), Fassung vom 17. März 2009.
BioKraftQuG: Gesetz zur Einführung einer Biokraftstoffquote durch Änderung des Bundesimmissi-
onsschutzgesetzes und zur Änderung energie- und stromsteuerrechtlicher Vorschriften (Biokraftstoff-
quotengesetz), Fassung vom18. Dezember 2006.
BauO LSA: Bauordnung des Landes Sachsen-Anhalt, Fassung vom 16. Dezember 2009.
EEG: Gesetz für den Vorrang Eneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz), Fassung vom
29. Juli 2009.
EEWärmeG: Gesetz zur Förderung Erneuerbarer Energien im Wärmebereich (Erneuerbare-Energien-
Wärmegesetz), Fassung vom 15. Juli 2009.
KWKG: Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung
(Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz), Fassung vom 21. August 2009.
SteinkohleFinG: Gesetz zur Finanzierung der Beendigung des subventionierten Steinkohlebergbaus
zum Jahr 2018 (Steinkohlefinanzierungsgesetz), Fassung vom 20. Dezember 2007.
85

6.4 Anhänge
Anhang 1: Entwicklung einer nachhaltigen Energieversorgung in Sachsen-Anhalt nach installierter
elektrischer Leistung in Megawatt (MW)
Energieträger / Jahr 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Braunkohke KW Schkopau 980 980 980 980 980 980 980
Braunkohle KW Mibrag 208 208 208 37 37 37 37
Braunkohle KW sonstige 114 114 114 114 114 114 114
Braunkohle 1302 1302 1302 1131 1131 1131 1131
Erdgas 1007 1023 1039 1055 1071 1087 1103
Windenergie 3570 3848 4052 4262 4472 4681 4877
Biomasse 432 472 524 572 619 666 706
Solarenergie 196 306 420 534 648 762 876
Wasserkraft 22 22 22 22 22 22 22
Geothermie 0 0 0 0 0 5 10
Summe erneuerbare Energien 4220 4648 5018 5389 5761 6136 6491
Summe fossile Anlagen 2309 2325 2341 2186 2202 2218 2234
SUMME installierte Leistung 6529 6973 7359 7575 7963 8354 8725
Energieträger / Jahr 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Braunkohke KW Schkopau 980 980 980 980 980 980 980
Braunkohle KW Mibrag 37 37 37 37 37 37 37
Braunkohle KW sonstige 69 69 69 69 69 69 69
Braunkohle 1086 1086 1086 1086 1086 1086 1086
Erdgas 1119 1135 1151 1167 1183 1199 1215
Windenergie 5056 5221 5375 5510 5642 5775 5909
Biomasse 746 786 826 866 886 906 927
Solarenergie 990 1104 1218 1332 1446 1560 1674
Wasserkraft 22 22 22 22 22 22 22
Geothermie 15 20 25 30 36 43 52
Summe erneuerbare Energien 6829 7153 7466 7760 8032 8307 8584
Summe fossile Anlagen 2205 2221 2237 2253 2269 2285 2301
SUMME installierte Leistung 9034 9374 9703 10013 10301 10592 10885
Energieträger / Jahr 2004 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Braunkohke KW Schkopau 980 980 980 980 980 980 980
Braunkohle KW Mibrag 37 37 37 37 37 37 37
Braunkohle KW sonstige 69 69 69 69 69 69 69
Braunkohle 1086 1086 1086 1086 1086 1086 1086
Erdgas 1231 1247 1263 1279 1295 1311 1327
Windenergie 6037 6160 6280 6397 6510 6618 6721
Biomasse 947 967 987 1007 1028 1048 1065
Solarenergie 1788 1902 2016 2130 2244 2358 2472
Wasserkraft 22 22 22 22 22 22 22
Geothermie 62 75 90 107 129 155 186
Summe erneuerbare Energien 8856 9126 9395 9664 9932 10200 10466
Summe fossile Anlagen 2317 2333 2349 2365 2381 2397 2413
SUMME installierte Leistung 11173 11459 11744 12029 12313 12597 12879
86

Anhang 2: Entwicklung einer nachhaltigen Energieversorgung in Sachsen-Anhalt nach Bruttostrom-
erzeugung in Gigawattstunden (GWh)
Energieträger / Jahr 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Braunkohke KW Schkopau 7546 7455 7366 7278 7190 7104 7019
Braunkohle KW Mibrag 1394 1394 1394 248 248 248 248
Braunkohle KW sonstige 570 570 570 570 570 570 570
Braunkohle 9510 9419 9330 8095 8008 7922 7837
Erdgas 4229 4297 4364 4431 4498 4565 4633
Windenergie 6961 7599 8104 8630 9168 9712 10243
Biomasse 2808 3069 3409 3715 4022 4329 4589
Photovoltaik 176 275 378 481 583 686 788
Wasserkraft 110 110 110 110 110 110 110
Geothermie 0 0 0 0 0 32 64
Summe erneuerbare Energien 10055 11054 12001 12936 13884 14869 15794
Summe fossile Anlagen 13739 13716 13693 12526 12506 12487 12469
SUMME erzeugte Strommenge 23794 24769 25694 25463 26390 27356 28263
Energieträger / Jahr 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Braunkohke KW Schkopau 6935 6851 6769 6688 6608 6528 6450
Braunkohle KW Mibrag 248 248 248 248 248 248 248
Braunkohle KW sonstige 345 345 345 345 345 345 345
Braunkohle 7527 7444 7362 7281 7200 7121 7043
Erdgas 4700 4767 4834 4901 4969 5036 5103
Windenergie 10743 11226 11691 12122 12553 12994 13443
Biomasse 4849 5109 5369 5629 5760 5892 6023
Photovoltaik 891 994 1096 1199 1301 1404 1507
Wasserkraft 110 110 110 110 110 110 110
Geothermie 96 128 160 192 230 276 332
Summe erneuerbare Energien 16689 17566 18426 19252 19955 20676 21415
Summe fossile Anlagen 12227 12211 12196 12182 12169 12157 12146
SUMME erzeugte Strommenge 28916 29778 30623 31434 32124 32833 33561
Energieträger / Jahr 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Braunkohke KW Schkopau 6373 6296 6221 6146 6072 5999 5927
Braunkohle KW Mibrag 248 248 248 248 248 248 248
Braunkohle KW sonstige 345 345 345 345 345 345 345
Braunkohle 6965 6889 6813 6739 6665 6592 6520
Erdgas 5170 5237 5305 5372 5439 5506 5573
Windenergie 13885 14323 14758 15192 15623 16048 16466
Biomasse 6154 6286 6417 6548 6679 6811 6923
Photovoltaik 1609 1712 1814 1917 2020 2122 2225
Wasserkraft 110 110 110 110 110 110 110
Geothermie 398 478 573 688 826 991 1189
Summe erneuerbare Energien 22157 22908 23673 24455 25258 26082 26912
Summe fossile Anlagen 12136 12126 12118 12111 12104 12098 12094
SUMME erzeugte Strommenge 34293 35034 35791 36566 37362 38180 39006
87

Anhang 3: Entwicklung einer nachhaltigen Energieversorgung in Sachsen-Anhalt nach abgegebener
Wärmemenge in Gigawattstunden (GWh)
Energieträger / Jahr 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Braunkohke KW Schkopau 755 746 737 728 719 710 702
Braunkohle KW Mibrag 446 446 446 79 79 79 79
Braunkohle KW sonstige 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850
Braunkohle 4051 4041 4033 3657 3648 3640 3631
Erdgas 4229 4297 4364 4431 4498 4565 4633
Biomasse 3370 3683 4090 4458 4827 5195 5507
Solarthermie 162 185 211 240 274 312 356
Wärmepumpen 287 337 387 437 487 537 601
Geothermie 0 0 0 0 0 64 128
Summe erneuerbare Energien 3819 4205 4688 5136 5587 6108 6592
Summe fossile Anlagen 8280 8338 8396 8088 8147 8205 8264
SUMME abgegebene Wärme 12099 12543 13084 13224 13734 14313 14856
Energieträger / Jahr 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Braunkohke KW Schkopau 693 685 677 669 661 653 645
Braunkohle KW Mibrag 79 79 79 79 79 79 79
Braunkohle KW sonstige 1725 1725 1725 1725 1725 1725 1725
Braunkohle 2498 2489 2481 2473 2465 2457 2449
Erdgas 4700 4767 4834 4901 4969 5036 5103
Biomasse 5819 6131 6443 6755 6912 7070 7227
Solarthermie 406 463 527 601 685 781 891
Wärmepumpen 665 730 794 858 917 975 1034
Geothermie 192 256 320 384 461 553 664
Summe erneuerbare Energien 7082 7579 8084 8598 8975 9379 9815
Summe fossile Anlagen 7198 7256 7315 7375 7434 7493 7552
SUMME abgegebene Wärme 14279 14835 15399 15972 16409 16872 17368
Energieträger / Jahr 2004 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Braunkohke KW Schkopau 637 630 622 615 607 600 593
Braunkohle KW Mibrag 79 79 79 79 79 79 79
Braunkohle KW sonstige 1725 1725 1725 1725 1725 1725 1725
Braunkohle 2442 2434 2426 2419 2412 2404 2397
Erdgas 5170 5237 5305 5372 5439 5506 5573
Biomasse 7385 7543 7700 7858 8015 8173 8307
Solarthermie 1015 1157 1319 1504 1715 1955 2228
Wärmepumpen 1092 1151 1208 1265 1323 1380 1437
Geothermie 796 956 1147 1376 1651 1981 2378
Summe erneuerbare Energien 10289 10806 11374 12003 12704 13489 14350
Summe fossile Anlagen 7612 7671 7731 7791 7851 7910 7970
SUMME abgegebene Wärme 17901 18478 19105 19794 20554 21399 22320
88

Anhang 4: Entwicklung der Kohlendioxid-Emissionen nach Bruttostromerzeugung in Tonnen (CO2/t)
Energieträger / Jahr 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Braunkohle 9,61 9,52 9,43 8,18 8,10 8,01 7,92
Erdgas 1,99 2,02 2,06 2,09 2,12 2,15 2,18
Biomasse 0,66 0,72 0,80 0,87 0,94 1,01 1,07
SUMME CO2-Emissionen 12,26 12,26 12,29 11,14 11,16 11,17 11,18
Energieträger / Jahr 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Braunkohle 7,61 7,53 7,44 7,36 7,28 7,20 7,12
Erdgas 2,21 2,25 2,28 2,31 2,34 2,37 2,40
Biomasse 1,13 1,20 1,26 1,32 1,35 1,38 1,41
SUMME CO2-Emissionen 10,96 10,97 10,98 10,99 10,97 10,95 10,93
Energieträger / Jahr 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Braunkohle 7,04 6,96 6,89 6,81 6,74 6,66 6,59
Erdgas 2,44 2,47 2,50 2,53 2,56 2,59 2,63
Biomasse 1,44 1,47 1,50 1,53 1,56 1,59 1,62
SUMME CO2-Emissionen 10,92 10,90 10,89 10,88 10,86 10,85 10,84
89

Anhang 5: Entwicklung der Arbeitsplätze in der Energiebereitstellung in Sachsen-Anhalt
Energieträger / Jahr 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Bergbau 1617 1617 1617 1617 1617 1617 1617
Braunkohle-Kraftwerke 276 276 276 139 139 139 139
Erdgas-Kraftwerke 201 205 208 211 214 217 221
Windenergie 12455 13291 13857 14428 14990 15531 16022
Biomasse 8887 9520 10361 11067 11742 12384 12866
Solarenergie 3159 3235 4263 5203 6061 6843 7552
Wasserkraft 43 43 43 43 43 43 43
Geothermie 0 0 0 0 0 20 40
Summe Erneuerbare Energien 24544 26089 28523 30742 32836 34821 36523
Summe fossile Anlagen 2094 2097 2101 1967 1970 1973 1977
SUMME Beschäftigte 26638 28186 30624 32709 34806 36795 38499
Energieträger / Jahr 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Bergbau 1617 1617 1617 1617 1617 1617 1617
Braunkohle-Kraftwerke 135 135 135 135 135 135 135
Erdgas-Kraftwerke 224 227 230 233 237 240 243
Windenergie 16441 16811 17133 17387 17625 17860 18093
Biomasse 13323 13756 14167 14556 14598 14632 14659
Solarenergie 8193 8771 9290 9753 10164 10527 10844
Wasserkraft 43 43 43 43 43 43 43
Geothermie 60 80 100 120 144 173 207
Summe Erneuerbare Energien 38060 39461 40733 41859 42574 43235 43846
Summe fossile Anlagen 1975 1979 1982 1985 1988 1991 1995
SUMME Beschäftigte 40036 41440 42715 43844 44562 45226 45841
Energieträger / Jahr 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Bergbau 1617 1617 1617 1617 1617 1617 1617
Braunkohle-Kraftwerke 135 135 135 135 135 135 135
Erdgas-Kraftwerke 246 249 253 256 259 262 265
Windenergie 18300 18487 18657 18814 18954 19077 19180
Biomasse 14679 14692 14699 14700 14695 14684 14627
Solarenergie 11119 11355 11554 11719 11853 11957 12033
Wasserkraft 43 43 43 43 43 43 43
Geothermie 249 299 358 430 516 619 743
Summe Erneuerbare Energien 44390 44876 45312 45706 46061 46380 46626
Summe fossile Anlagen 1998 2001 2004 2007 2011 2014 2017
SUMME Beschäftigte 46387 46877 47316 47713 48071 48393 48643
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