Die strategische Rolle von Erdgas im globalen Energiemix

Erdgaskraftwerke liefern derzeit etwa ein Viertel der weltweiten Stromerzeugung und sind damit in vielen Regionen die zweitgrößte Stromquelle nach Kohle. Ihre Betriebsflexibilität ermöglicht es ihnen, schnell hoch und runter zu fahren, was sie zu einer natürlichen Ergänzung zu variablen erneuerbaren Quellen wie Wind und Sonne macht. Im Gegensatz zu Kohlekraftwerken, die Stunden zur Leistungsanpassung benötigen, können moderne Gasturbinen mit kombiniertem Gaskreislauf in weniger als 30 Minuten von minimaler Last auf volle Leistung gehen. Diese Reaktionsfähigkeit hat Erdgas zum bevorzugten Brennstoff für den Ausgleich von Netzen gemacht, da die Verbreitung von erneuerbaren Energien zunimmt.

Das Umweltargument für Erdgas beruhte in der Vergangenheit auf seiner geringeren Kohlenstoffintensität. Wenn Erdgas in einem modernen Kombikraftwerk verbrannt wird, emittiert es ungefähr 350-400 Kilogramm CO2 pro Megawattstunde, verglichen mit 800-900 Kilogramm für Kohle. Diese ungefähr 55-prozentige CO2-Reduktion pro Einheit Strom hat viele Länder dazu gebracht, Erdgas als Übergangskraftstoff zu verwenden, der Kohle verdrängen kann, während die erneuerbare Infrastruktur sich vergrößert. Der US-Stromsektor zum Beispiel reduzierte seine CO2-Emissionen zwischen 2005 und 2012 um etwa 15 Prozent, hauptsächlich aufgrund der Brennstoffumstellung von Kohle auf Erdgas, nach der Energy Information Administration.

Dennoch ist die Klimarechnung um Erdgas komplexer als ein einfacher Vergleich mit Kohle. Erdgas ist in erster Linie Methan, das ein globales Erwärmungspotenzial hat, das etwa 80 Mal größer ist als CO2 über einen Zeitraum von 20 Jahren. Methanlecks entlang der Lieferkette vom Brunnenkopf bis zur Brennerspitze von Kraftwerken können den Klimavorteil des Wechsels von Kohle erheblich untergraben oder sogar eliminieren. Studien des Environmental Defense Fund haben festgestellt, dass Leckageraten in einigen produzierenden Regionen Erdgas für das Klima schlechter machen würden als Kohle über kürzere Zeithorizonte. Diese Realität hat die Suche nach Technologien intensiviert, die Emissionen auf Anlagenebene eliminieren können, anstatt sich ausschließlich auf vorgelagerte Minderung zu verlassen.

Emissionsprofil eines Erdgaskraftwerks

Eine herkömmliche Erdgas-Kombikraftwerke erzeugt drei Emissionskategorien, die für den emissionsfreien Betrieb berücksichtigt werden müssen: Die Primäremission ist Kohlendioxid, das etwa 7-8 % des Abgasstroms in einer typischen Anlage ausmacht. Die zweite Kategorie umfasst Kriterien wie Schadstoffe wie Stickoxide und Schwefeloxide, die zu Smog und saurem Regen beitragen, aber bereits durch selektive katalytische Reduktion und andere Verschmutzungskontrollen kontrolliert werden. Die dritte Kategorie ist unverbranntes Methan aus unvollständiger Verbrennung, das einen kleinen, aber ökologisch signifikanten Ausrutscher von hochwirksamen Treibhausgasen darstellen kann.

Der emissionsfreie Betrieb erfordert die gleichzeitige Eliminierung aller drei Kategorien: Kohlendioxid muss vor der Freisetzung abgeschieden werden, die Verbrennung muss so gesteuert werden, dass kein oder nahezu kein NOx entsteht, und der Methanschlupf muss auf vernachlässigbare Werte reduziert werden. Neue Technologien gehen diese Anforderungen aus verschiedenen Blickwinkeln an, wobei einige sich auf die CO2-Abscheidung nach der Verbrennung konzentrieren und andere den Verbrennungsprozess selbst neu gestalten.

Technologien zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung

Nachverbrennungsabscheidung

Die Abscheidung von CO2 aus dem Abgasstrom nach der Verbrennung des Erdgases ist eine ausgereifte Methode, bei der chemische Lösungsmittel, typischerweise Verbindungen auf Aminbasis, die selektiv CO2 aus dem Rauchgas absorbieren, verwendet werden. Das Lösungsmittel wird dann erhitzt, um einen konzentrierten CO2-Strom freizusetzen, der komprimiert und zur Lagerung oder Verwertung transportiert werden kann. Mehrere kommerzielle Projekte haben eine Abscheidung auf Aminbasis in Erdgasanlagen in Kanada und den Vereinigten Staaten nachgewiesen, wobei Abscheidungsraten von 90 Prozent oder mehr erreicht wurden.

Die größte Herausforderung bei der Abscheidung nach der Verbrennung ist die Energiestrafe. Die zur Regeneration des Lösungsmittels erforderliche Wärme reduziert die Nettostromproduktion der Anlage um etwa 8 bis 12 Prozent, und die zusätzliche Ausrüstung bringt erhebliche Investitionskosten mit sich. Niederdruckrauchgas aus Erdgasanlagen enthält auch etwa 4 bis 5 Prozent CO2, niedriger als die 12 bis 15 Prozent in Kohlerauchgas, was bedeutet, dass größere Gasmengen verarbeitet werden müssen, um die gleiche Masse CO2 abzuscheiden. Fortgeschrittene Lösungsmittel, die in der Entwicklung sind, einschließlich Phasenwechselmaterialien und enzymbasierte Systeme, zielen darauf ab, die Regenerationsenergie zu reduzieren und gleichzeitig eine höhere Abscheidungseffizienz zu erreichen.

Pre-Combustion Capture und Allam Cycle

Die Abscheidung vor der Verbrennung erfolgt auf einem anderen Weg, indem Erdgas vor der Verbrennung in ein Gemisch aus Wasserstoff und CO2 umgewandelt wird, dann das CO2 getrennt und nur der Wasserstoff verbrannt wird. Das Erdgas wird mit Dampf zu Synthesegas reformiert, das einer Wasser-Gas-Shift-Reaktion unterzogen wird, um die Wasserstoffkonzentration zu erhöhen. Das CO2 wird dann mit physikalischen Lösungsmitteln oder Membranen abgeschieden, wobei ein wasserstoffreicher Brennstoffstrom verbleibt, der ohne zusätzliche CO2-Produktion verbrannt werden kann. Dieser Weg kann Abscheidungsraten von über 95 Prozent erreichen, erfordert jedoch eine deutlich andere Anlagenkonfiguration als herkömmliche Kombisysteme.

Der Allam-Fetvedt-Zyklus stellt eine radikalere Abkehr von der konventionellen Verbrennung dar. Dieses System verwendet Oxy-Combustion - das Verbrennen von Erdgas mit fast reinem Sauerstoff anstelle von Luft - und arbeitet mit überkritischem CO2 als Arbeitsfluid anstelle von Dampf. Der Abgasstrom besteht fast ausschließlich aus CO2 und Wasser, wobei das CO2 leicht abgetrennt, komprimiert und zur Lagerung geschickt werden kann, während ein Teil durch die Turbine recycelt wird. Der Zyklus erreicht einen hohen thermischen Wirkungsgrad, während ein Pipeline-fähiger CO2-Strome unter hohem Druck erzeugt wird, wodurch die Notwendigkeit einer separaten Kompressionsanlage vermieden wird. Eine 50-Megawatt-Demonstrationsanlage in Texas hat die Technologie im kommerziellen Maßstab validiert, und größere Projekte sind in der Entwicklung.

Wasserstoff als Null-Kohlenstoff-Weg

Wasserstoffverbrennung in Gasturbinen

Die Verbrennung von Wasserstoff anstelle von Erdgas eliminiert CO2-Emissionen am Verbrennungsort, sofern der Wasserstoff selbst durch kohlenstoffarme Verfahren erzeugt wird. Moderne Gasturbinen, die für Erdgas entwickelt wurden, können für den Umgang mit Wasserstoffkraftstoffgemischen modifiziert werden, und mehrere Hersteller haben Turbinen mit einer Betriebszahl von 100 Prozent Wasserstoff eingeführt. Zu den Herausforderungen gehören das Management höherer Flammengeschwindigkeiten und Temperaturen, die die NOx-Bildung erhöhen können, sowie die Behandlung von Materialversprödung in Bauteilen, die Wasserstoff unter Druck ausgesetzt sind.

Die Verbrennungsdynamik unterscheidet sich auch wesentlich von Wasserstoff. Die höhere Flammengeschwindigkeit und der größere Brennbarkeitsbereich von Wasserstoff erfordern Änderungen am Brennerdesign, um Rückschläge zu verhindern, bei denen sich die Flamme stromaufwärts in die Brennstoffdüse ausbreitet. Trockene Verbrennungssysteme mit niedrigem NOx-Gehalt, die für Erdgas entwickelt wurden, funktionieren möglicherweise nicht effektiv bei hohen Wasserstoffanteilen. Hersteller wie General Electric, Mitsubishi Power und Siemens Energy haben jeweils Verbrennungssysteme entwickelt, die in der Lage sind, Wasserstoffgemische von 30 bis 100 Prozent zu handhaben, wobei an mehreren Standorten in Europa und Nordamerika umfassende Demonstrationen durchgeführt werden.

Grüne, blaue und türkisfarbene Wasserstoffproduktion

Die Auswirkungen der Wasserstoffverbrennung auf die Emissionen hängen vollständig davon ab, wie der Wasserstoff erzeugt wird. Grüner Wasserstoff wird durch Elektrolyse unter Verwendung von erneuerbarem Strom erzeugt, was zu Nullemissionen entlang der gesamten Wertschöpfungskette führt. Blauer Wasserstoff wird aus Erdgas durch Dampfmethanreformierung oder autotherme Reformierung mit Kohlenstoffabscheidung erzeugt, wobei Wasserstoff mit 60 bis 85 Prozent geringeren CO2-Emissionen als die direkte Erdgasverbrennung erhalten wird. Türkis-Wasserstoff verwendet Methanpyrolyse, um Wasserstoff und festen Kohlenstoff zu erzeugen, wobei die CO2-Produktion vollständig vermieden wird, wenn die Prozesswärme aus erneuerbaren Quellen stammt oder der Kohlenstoff dauerhaft gespeichert wird.

Die derzeitige Wirtschaft begünstigt blauen Wasserstoff, der zu etwa 2 bis 3 US-Dollar pro Kilogramm produziert werden kann, verglichen mit 5 bis 8 US-Dollar pro Kilogramm für grünen Wasserstoff. Allerdings verringern sinkende Kosten für erneuerbaren Strom und die Verbesserung der Effizienz des Elektrolyseurs diese Lücke schnell. Das Hydrogen Shot-Programm des US-Energieministeriums hat sich innerhalb eines Jahrzehnts ein Ziel von 1 US-Dollar pro Kilogramm für sauberen Wasserstoff gesetzt, was die Wasserstoffverbrennung wirtschaftlich wettbewerbsfähig machen würde mit direkter Erdgasverbrennung auf Kosten-pro-MWh-Basis.

Blending und Infrastruktur-Übergang

Eine praktische kurzfristige Strategie beinhaltet die Beimischung von Wasserstoff in bestehende Erdgaspipelines und Verbrennungssysteme mit allmählich steigenden Konzentrationen. Die meisten Studien zeigen, dass Mischungen mit bis zu 20 Volumenprozent Wasserstoff minimale Änderungen an Rohrleitungen, Dichtungen und Endverbraucherausrüstung erfordern. Dieser Ansatz ermöglicht es Gasturbinen, sofort mit der Emissionsreduzierung zu beginnen, während die Wasserstoffproduktion skaliert wird und eine eigene Infrastruktur aufgebaut wird. Mehrere europäische Gasübertragungsnetzbetreiber haben erfolgreiche Tests mit 20 Prozent Wasserstoffgemischen in Hochdrucknetzen abgeschlossen, und Projekte im Vereinigten Königreich zielen auf eine 100-prozentige Wasserstoffumwandlung in ausgewählten Verteilernetzen bis Mitte der 30er Jahre.

Aufkommende Technologien auf Verbrennungs- und Systemebene

Festoxid-Brennstoffzellen integriert mit Gasturbinen

Festoxid-Brennstoffzellen wandeln Erdgas oder Wasserstoff direkt durch elektrochemische Reaktionen statt Verbrennung in Elektrizität um und erreichen elektrische Wirkungsgrade von über 60 Prozent - deutlich höher als die für einfache Gasturbinen typischen 40 bis 45 Prozent. Wenn sie in eine Gasturbine in einer Hybridkonfiguration integriert sind, arbeitet die Brennstoffzelle bei hohen Temperaturen und Druck, und die Wärme und der nicht umgesetzte Brennstoff aus ihren Abgasen werden in der Turbine verbrannt, um zusätzliche Leistung zu erzeugen. Diese Hybridsysteme können Gesamtwirkungsgrade von 70 Prozent erreichen und einen hochkonzentrierten CO2-Strom erzeugen, der leichter zu erfassen ist als verdünnte Turbinenabgase.

Mehrere Demonstrationsprojekte haben dieses Konzept im Megawatt-Bereich validiert. Die Technologie steht vor Herausforderungen in Bezug auf Zellhaltbarkeit, thermische Zyklen und Kosten, aber die Hersteller gehen davon aus, dass integrierte Brennstoffzellen-Gasturbinensysteme mit einer Volumenproduktion bis Ende der 2020er Jahre Kostenparität mit herkömmlichen Kombikraftwerken erreichen könnten, während sie nahezu Null Emissionen ermöglichen.

Verbrennung von chemischen Schlaufen

Die Verbrennung von chemischen Kreisläufen stellt einen anderen Ansatz dar, bei dem CO2 während des Verbrennungsprozesses von Natur aus getrennt wird. Das System verwendet einen Metalloxid-Sauerstoffträger, der zwischen zwei Reaktoren zirkuliert. Im Brennstoffreaktor setzt das Metalloxid Sauerstoff frei, um das Erdgas zu verbrennen, wodurch CO2 und Wasserdampf entstehen. Das reduzierte Metalloxid wird dann in einen Luftreaktor zurückgeführt, wo es mit Luft reoxidiert wird, wo es Wärme erzeugt, die eine Turbine antreiben kann. Da sich der Brennstoff und die Luft niemals vermischen, wird der CO2-Strom aus dem Brennstoffreaktor nicht mit Stickstoff verdünnt, was eine direkte Kompression und Speicherung ohne teure Trennvorrichtung ermöglicht.

Tests im Labor- und Pilotmaßstab haben gezeigt, dass chemische Schleifen mit einer Vielzahl von Sauerstoffträgermaterialien, einschließlich Eisen-, Kupfer- und Nickeloxiden, verwendet werden. Zu den technischen Herausforderungen gehören die Aufrechterhaltung der mechanischen Integrität der Sauerstoffträgerpartikel über Tausende von Zyklen und die Skalierung der Reaktorsysteme von der Pilot- auf die kommerzielle Größe. Forschungsprogramme in Europa und Asien zielen auf Demonstrationsmaßstab in den nächsten fünf Jahren ab.

Wirtschaftlicher und politischer Rahmen für emissionsfreie Gasanlagen

Kapital- und Betriebskostenbetrachtungen

Die Wirtschaftlichkeit der Nachrüstung bestehender Erdgasanlagen für den emissionsfreien Betrieb variiert je nach Technologieweg erheblich. Die CO2-Abscheidung nach der Verbrennung fügt den Stromgestehungskosten einer Kombikraftwerks nach Angaben der Internationalen Energieagentur geschätzte 60 bis 90 US-Dollar pro Megawattstunde hinzu. Der Allam-Zyklus und die Wasserstoffverbrennungspfade erfordern derzeit eine Neubauanlage, deren Investitionskosten 20 bis 40 Prozent höher sind als bei herkömmlichen Kombikraftwerken, aber mit geringeren zusätzlichen Betriebskosten. Die Kosten für den CO2-Transport und die CO2-Speicherung erhöhen je nach Entfernung und Geologie weitere 10 bis 30 US-Dollar pro Megawattstunde.

Steuergutschriften und Mechanismen zur CO2-Bepreisung sind unerlässlich, um die Kostenlücke zu schließen. Die Steuergutschrift nach US-Section 45Q, die 85 US-Dollar pro Tonne CO2 bereitstellt, das dauerhaft in geologischen Formationen gespeichert wird, kann einen erheblichen Teil der Abscheidungskosten ausgleichen. Das EU-Emissionshandelssystem mit CO2-Preisschwankungen in den letzten Jahren im Bereich von 60 bis 100 US-Dollar pro Tonne verbessert in ähnlicher Weise die Wirtschaftlichkeit der Abscheidung im Vergleich zur Zahlung von Emissionszertifikaten. Eine Analyse der Clean Air Task Force legt nahe, dass mit der bestehenden politischen Unterstützung neue emissionsfreie Gasanlagen bis 2030 Kostenparität mit unkontrollierten Gasanlagen in Regionen mit Kohlenstoffbeschränkungen erreichen könnten.

Regulierungs- und Infrastrukturanforderungen

Die Vereinigten Staaten haben etwa 5.000 Meilen CO2-Pipelines, die hauptsächlich für verbesserte Ölgewinnungsoperationen dienen, aber ein nationales CO2-Transportnetz von 50.000 bis 100.000 Meilen wäre erforderlich, um einen signifikanten Einsatz von Abscheidungen zu unterstützen. Mehrere Staaten, darunter Illinois, Indiana und North Dakota, entwickeln aktiv regulatorische Rahmenbedingungen für die CO2-Pipeline-Standortierung und den Porenraumbesitz für die geologische Speicherung.

Wasserstoff-Infrastruktur stellt ähnliche Herausforderungen dar. Es müssen dedizierte Wasserstoff-Pipelines, Speicherkavernen und Endverbraucher-Ausrüstung gebaut werden, um Anlagen zu unterstützen, die mit reinem Wasserstoff betrieben werden. Die europäische Wasserstoff-Backbone-Initiative hat einen Plan für den Bau von 40.000 Kilometern Wasserstoff-Pipelines bis 2040 skizziert, die Produktionszentren mit Nachfragepunkten einschließlich Kraftwerken verbinden. In den Vereinigten Staaten hat das Energieministerium sieben regionale saubere Wasserstoff-Hubs für die Finanzierung im Rahmen des Infrastructure Investment and Jobs Act ausgewählt, von denen einige Pläne zur Versorgung von Gaskraftwerken mit Wasserstoff beinhalten.

Der Weg nach vorne: Integration von Technologien für ein dekarbonisiertes Netz

Keine einzelne Technologie wird Erdgaskraftwerke allein in emissionsfreie Anlagen umwandeln. Das wahrscheinlichste Szenario ist ein Portfolio von Lösungen, die entsprechend den regionalen Bedingungen und Anlagenmerkmalen eingesetzt werden. Bestehende Anlagen in der Nähe geeigneter CO2-Speicherspeicher werden wahrscheinlich mit Nachverbrennungsabscheidungssystemen nachgerüstet. Neue Anlagen in Regionen mit sich entwickelnder Wasserstoffinfrastruktur werden von Anfang an für die Wasserstoffverbrennung ausgelegt und möglicherweise mit Erdgas betrieben, wobei während einer Übergangszeit Kohlenstoff abgeschieden wird. Die Allam-Zyklus- und Brennstoffzellen-Hybriden werden um Neubauanwendungen konkurrieren, bei denen ein hoher Wirkungsgrad und eine nahezu vollständige CO2-Abscheidung geschätzt werden.

Der Zeitplan für die Kommerzialisierung beschleunigt sich. Das Net Zero-Szenario der Internationalen Energieagentur bis 2050 sieht vor, dass die meisten neuen Gaskraftwerke, die nach 2030 in Betrieb gehen, so konzipiert sind, dass sie CO2-abscheidungsfähig oder wasserstofffähig sind. Bis 2040 verlangt das Szenario, dass im Wesentlichen alle verbleibenden Gaskraftwerke mit CO2-Abscheidung ausgestattet werden, die mit kohlenstoffarmem Wasserstoff betrieben werden, oder beides. Um diesen Weg zu erreichen, sind nachhaltige Investitionen in Forschung und Entwicklung, unterstützende politische Rahmenbedingungen und der Bau von Transport- und Speicherinfrastruktur in einem Ausmaß erforderlich, das mit dem heutigen Erdgaspipeline-Netzwerk vergleichbar ist.

Die Chance ist groß. Erdgaskraftwerke stellen eine erhebliche bestehende Investition in zuverlässige Erzeugungskapazitäten dar. Wenn diese Anlagen dekarbonisiert werden können, anstatt vorzeitig ausgemustert zu werden, sinken die Kosten der Energiewende erheblich und die Zuverlässigkeit der Elektrizität wird aufrechterhalten, während die erneuerbaren Kapazitäten weiter ausgebaut werden. Aufkommende Technologien, von fortschrittlichen Lösungsmitteln und chemischen Schleifen bis hin zu Hochtemperatur-Brennstoffzellen und überkritischen CO2-Kreisläufen, machen diese Dekarbonisierung technisch machbar. Die verbleibenden Herausforderungen sind in erster Linie wirtschaftliche und institutionelle – und sie werden durch eine Kombination aus politischer Innovation und Technologielernen angegangen, die bereits die Kosten schnell gesenkt hat.

Erdgas wird jahrzehntelang Teil des Elektrizitätssystems bleiben, aber seine Form wird sich ändern. Das Gaskraftwerk von 2040 wird wenig Ähnlichkeit mit heutigen Anlagen haben. Es wird wahrscheinlich sein CO2 einfangen oder Wasserstoff verbrennen, Netto-Null- oder sogar Netto-Negativ-Emissionen erreichen, wenn es mit Biomasse in Hybridkonfigurationen kombiniert wird. Es wird in engerer Abstimmung mit erneuerbaren Energien arbeiten und feste Kapazitäten bereitstellen, wenn die Sonne nicht scheint und der Wind nicht weht. Und es wird dies tun, ohne die Klimaziele zu beeinträchtigen, die die Transformation des globalen Energiesystems vorantreiben.