SIEMENS

Das goldene Zeitalter des Erdgases stünde nun bevor, prophezeite die Internationale Energie-Agentur (IEA) drei Monate nach dem Unfall im japanischen Kernkraftwerk Fukushima Daiichi. Im Jahr 2035, so die IEA, werde Erdgas ein Viertel der weltweiten Energieversorgung sicherstellen, heute ist es erst ein Fünftel. Den Energieträger Kohle könnte Gas bereits im Jahr 2030 überholen, während der Anteil der Kernkraft rückläufig ist.

Wenn es so käme, dann wäre das gut für das Weltklima. Denn Strom aus Erdgas zu gewinnen, ist mit deutlich geringeren Kohlendioxid-Emissionen verbunden als die weltweit dominierende Kohleverstromung. Ein modernes Gas-und-Dampfturbinen-(GuD)-Kraftwerk setzt pro Kilowattstunde nur rund 330 Gramm CO₂ frei. Selbst bei den derzeit besten Kohlekraftwerken ist es mehr als das Doppelte. Auch Siemens würde von einem neuen Gas-Boom profitieren. Das Unternehmen bietet technische Lösungen von der Gewinnung des Energieträgers bis zum Bau kompletter Kraftwerke an.

Doch wie wahrscheinlich ist ein solches Szenario? „Alle Faktoren sprechen dafür, dass Erdgas künftig tatsächlich eine noch wichtigere Rolle im Energiemix spielen wird“, erläutert Dr. Volkmar Pflug, oberster Marktanalyst des Energiesektors von Siemens. Seine Überzeugung basiert auf Szenarien für den künftigen Energiemix, die jährlich gemeinsam mit Kunden in 55 Ländern erarbeitet werden. Die Internationalität solcher Untersuchungen ist wichtig, denn die Gründe, warum Energieversorger sich für den Bau von GuD-Kraftwerken engagieren, unterscheiden sich von Region zu Region.

Wo ein hoher Anteil erneuerbarer Energien vorherrscht, schätzt man vor allem die hohe Flexibilität von Gaskraftwerken, denn ihre Leistung lässt sich sehr schnell heraufregeln, wenn Sonnenschein oder Wind nachlassen. So kann der von Siemens errichtete Block 4 im Kraftwerk in Irsching nahe Ingolstadt seine Leistung innerhalb einer einzigen Minute um 35 Megawatt (MW) steigern. Solche Laständerungsgradienten erreichen zwar auch moderne Kohlekraftwerke – aber nur, wenn sie bereits warm gelaufen sind, was Stunden dauern kann. In Irsching stehen dagegen zehn Minuten nach einem Stillstand von sechs bis acht Stunden 350 MW zur Verfügung. Dies ist möglich, weil die trägere Dampfturbine zunächst ausgekoppelt und die Gasturbine allein betrieben wird. Sobald ausreichend Abwärme zur Verfügung steht, fährt das Kraftwerk dann im kombinierten Betrieb.

In den Boomnationen Asiens wie zum Beispiel in Indien oder Vietnam, aber auch in den USA, steht dagegen der Aspekt der Versorgungssicherheit im Vordergrund: Man will sich nicht von einem Energieträger abhängig machen, auch wenn Kohlestrom heute in der Regel noch günstiger ist. Ein anderes Beispiel ist Südkorea. Das Land verfügt über geringe eigene Energiereserven und ist weltweit der zweitgrößte Importeur von verflüssigtem Erdgas (LNG). Den eingekauften Brennstoff will man so effizient wie möglich nutzen. So wird im Sommer 2013 in Südkorea das erste GuD-Kraftwerk ans Netz gehen, bei dem eine Gasturbine der H-Klasse zum Einsatz kommt, jene Turbine also, die beim GuD-Kraftwerk in Irsching einen Weltrekord-Wirkungsgrad von 60,75 Prozent erreicht hat. Mittlerweile konnte Siemens bereits sieben dieser Gasturbinen nach Südkorea verkaufen.

Unkonventionelle Quellen. In den USA steht vor allem der niedrige Gaspreis hinter dem Boom der Gaskraftwerke. Das Erdgas stammt hier zunehmend aus sogenannten „unkonventionellen Quellen“. Das sind Methanvorkommen, die sich nicht wie herkömmliches Gas in großen Hohlräumen, sondern in Sedimenten aus feinkörnigem Gestein oder Kohleflözen durch den Abbau organischen Materials gebildet haben. In der Vergangenheit galt die Ausbeutung solcher unkonventioneller Quellen als unwirtschaftlich. Technische Fortschritte machen die Erschließung mittlerweile aber rentabel. Zum einen können nun „gerichtete“ Bohrungen auch in einem Kilometer Tiefe waagrecht in die oft nur wenige Meter dicken Schichten vordringen. Zum anderen lässt sich das Gas auch aus den Gesteinsporen herausdrängen, indem Wasser mit einem hohen Druck bis zu 1.000 bar hineinpumpt wird – ein Verfahren, das die Fachleute „Fracking“ nennen. In den USA wurden bislang rund 100.000 Schiefergas-Bohrungen durchgeführt – mit dem Ergebnis, dass es momentan finanziell attraktiver ist, in Gas- als in Kohlekraftwerke zu investieren. International steht dieser Boom noch bevor, bis zu einer Million Bohrungen erwartet die IEA bis 2035, denn fast überall auf der Welt befinden sich Ressourcen unkonventioneller Erdgasquellen. Allerdings sind diese Bohrungen nicht unumstritten – Umweltschützer befürchten unter anderem eine Verunreinigung des Grundwassers durch die beim Fracking zugesetzten Chemikalien. Fachleute argumentieren hingegen damit, dass der Bohrschacht auszementiert wird und so keine Schadstoffe in die durchquerten grundwasserführenden Schichten gelangen können.

„Wie erfolgreich GuD-Kraftwerke letzten Endes sein werden, hängt aber auch maßgeblich von politischen Rahmenbedingungen ab“ erläutert Pflug. Zum Beispiel in Deutschland: Hier sollen neue Gaskraftwerke vor allem die Lücken füllen, die entstehen, wenn Solar- oder Windenergie einmal nicht im benötigten Umfang zur Verfügung stehen. Im Zug der Energiewende will Deutschland seine Erneuerbaren bis 2035 auf etwa 50 Prozent Anteil am Strommix ausbauen – bis 2050 sollen es gar 80 Prozent sein. Dann kommen Gaskraftwerke aber unter Umständen nur noch auf Laufzeiten von 1.500 bis 2.000 Volllaststunden im Jahr. Zum Vergleich: Üblicherweise werden Gaskraft- werke in der Mittellast betrieben – das heißt, sie erreichen etwa 4.000 bis 5.000 Volllaststunden im Jahr.

Damit sich die Investition trotzdem lohnt, bedarf es eines neuen Marktdesigns. In diesem sollten die Kosten verursachungsgerecht verteilt werden. Das heißt, dann müssen die durch fluktuierende erneuerbare Energien entstehenden Kosten, die zur Absicherung einer stabilen Versorgung anfallen, auch von den Erneuerbaren getragen werden. In jedem Fall müssen die in künftigen Energiesystemen verwendeten Kraftwerkstypen auf extreme Flexibilität ausgelegt werden. Schon heute baut der Versorger E.on in Großbritannien bestehende GuD-Kraftwerke so um, dass sie nach einem Kaltstart auch ohne Dampfprozess betrieben werden können – eine technische Voraussetzung, die moderne GuD-Kraftwerke von Siemens ohnehin mitbringen. Auch in den USA spielt die Politik eine wichtige Rolle bei den Entscheidungen über neue Kraftwerke. So wird derzeit eine Obergrenze von 450 Gramm CO₂ diskutiert, die bei der Produktion einer Kilowattstunde Strom entstehen dürfen.

Kohlekraftwerke können dieses Limit nur einhalten, wenn sie mit CO₂-Abscheidung und -speicherung betrieben werden – eine Technik, die Siemens ebenfalls erprobt, die aber den Wirkungsgrad und damit die Wirtschaftlichkeit von Kohlekraftwerken etwas senkt. Auch die Fähigkeit zu raschen Laständerungen wird durch den Einsatz dieser Technik vermutlich beschränkt. GuD-Kraftwerke hingegen unterschreiten diese Emissionsgrenze auch ohne CO₂-Abscheidung.

Abwärme nutzen. Der Wirkungsgrad von GuD-Kraftwerken kann auch durch eine andere Maßnahme weiter nach oben getrieben werden. Wird die im Verbrennungsprozess entstehende Abwärme genutzt, um Haushalte und Wohnungen oder auch Industrieanlagen mit Wärme zu versorgen, lässt sich der energetische Gesamtnutzungsgrad des Brennstoffes auf mehr als 80 Prozent steigern. Für die kommenden Jahrzehnte, in denen fossile Energieträger noch nicht durch Erneuerbare vollständig ersetzt werden können, lässt sich auf diese Weise eine zuverlässige Energieversorgung sicherstellen – bei zugleich geringen CO₂-Emissionen. Schon im Jahr 2004 forderte daher das EU-Parlament die Mitgliedstaaten auf, individuelle Planungen für den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) vorzulegen. Deutschland erklärte daraufhin, bis 2020 den KWK-Anteil auf 25 Prozent verdoppeln zu wollen – ein ehrgeiziges Ziel. Denn um die Wärme effektiv nutzen zu können, muss das Kraftwerk möglichst nah an seinen Verbrauchern und somit einer Stadt stehen.

Dass diese Voraussetzungen durchaus gegeben sein können, zeigt ein aktuelles Beispiel aus Düsseldorf. Hier konnte Siemens im Juli 2012 einen Auftrag über die schlüsselfertige Errichtung des neuen GuD-Kraftwerks „Lausward F“ bekanntgeben. Wenn das Kraftwerk im Düsseldorfer Hafen in Betrieb geht, soll es auf Anhieb in drei Disziplinen den Weltrekord erringen. Erstens wird die elektrische Leistung mit 595 MW für einen einzelnen GuD-Kraftwerksblock eine neue Bestmarke darstellen. Zweitens steigt der Stromwirkungsgrad auf mehr als 61 Prozent und der Gesamtnutzungsgrad des Brennstoffs Erdgas gar auf rund 85 Prozent. Und drittens wurden nie zuvor 300 MW Fernwärmeleistung aus einem einzelnen GuD-Block im KWK-Betrieb ausgekoppelt.

Die Verbesserungen an elektrischer Leistung und des Wirkungsgrads von über 60 Prozent, wie sie im Kraftwerk Irsching erreicht werden, auf mehr als 61 Prozent mögen auf den ersten Blick gering erscheinen. „Aber die Brennstoffkosten machen drei Viertel der Gesamtkosten des Betreibers aus“, gibt Lothar Balling zu bedenken, der bei Siemens den Vertrieb von GuD-Anlagen in Zentraleuropa und Asien verantwortet. So können bereits mit einem 0,25 Prozent höheren elektrischen Wirkungsgrad pro Jahr rund 15 Millionen Kilowattstunden Strom mehr produziert werden – und das bei gleichen Brennstoffkosten und identischen CO₂-Emissionen.

Unabhängig davon, für welchen Einsatzzweck und in welcher Region neue GuD-Kraftwerke geplant werden, Siemens dürfte davon profitieren. In den letzten Jahren wurde das Fertigungsnetz für Gasturbinen konsequent globalisiert. So hat Siemens jüngst mehr als 350 Millionen Dollar in das US-Werk in Charlotte investiert. Zu den bestehenden 1.400 Arbeitsplätzen kamen dadurch 700 neue Jobs hinzu. Künftig soll dort auch für den Export produziert werden. In Saudi-Arabien ist ein neues Fertigungszentrum für Gasturbinen für den dortigen Markt in Planung. Und Ende 2011 unterzeichnete Siemens einen Vertrag für ein Gemeinschaftsunternehmen, das ab 2014 auch in Sankt Petersburg in Russland Gasturbinen produzieren soll – gute Voraussetzungen also für ein goldenes Gas-Zeitalter.