Endliche Welt – Saubere Kohle

Keine Schadstoffe und kein Kohlendioxid aus dem Kamin – der Traum vom abgasfreien Steinkohlekraftwerk könnte bald Realität werden.

Erdgas oder Kohle? In Bezug auf Investitionskosten und Effizienz fällt den Energieversorgern die Entscheidung leicht, wenn der Bau eines neuen Kraftwerks ansteht. So genannte GuD-Kraftwerke – Gasturbinen kombiniert mit Dampfturbinen – liefern einen Wirkungsgrad von etwa 58 %, während Steinkohlekraftwerke den Brennstoff nur zu gut 48 % ausnutzen. Mit Investitionskosten von 400 €/kW Kraftwerksleistung sind GuD-Anlagen zudem deutlich billiger als Kohlekraftwerke, für die der Investor über 700 €/kW kalkulieren muss.

Kein Wunder, dass in den USA in den vergangenen vier Jahren nur GuD-Kraftwerke gebaut wurden. Auch die EU-Studie "World Energy, Technology and Climate Policy Outlook", die bis 2020 weltweit eine Verdreifachung bei der Stromerzeugung aus Erdgas prophezeit, bestätigt den Trend zu GuD. Dennoch hat vor allem in den USA ein Umdenken eingesetzt. "Es zeichnet sich neuerdings ein Interesse für saubere Kohlekraftwerke ab", sagt Frank Bevc, Direktor für neue Technologien bei Siemens Power Generation (PG) in den USA. Der Grund: Die Preise für Erdgas seien nach dem 11. September 2001 stark gestiegen – von 2,60 auf 5,60 US-$/GJ. Im Gegensatz zu Deutschland, wo bis 2020 Kraftwerke mit rund 40 GW Leistung zu erneuern sind, müssen die USA wegen Überkapazitäten frühestens 2006 wieder verstärkt in neue Kraftwerke investieren. Setzen die Investoren dann weiter auf Erdgas, würde man um den Import nicht herumkommen. Während die Amerikaner heute ihr Erdgas fast vollständig selbst fördern, sagen Prognosen für 2030 einen Importanteil von mindestens 25 % voraus. Das Gas müsste dann verflüssigt von anderen Kontinenten herantransportiert werden – zu höheren Kosten und mit der Gefahr von Terroranschlägen.

Kohle hingegen gibt es in den USA und auch weltweit genug. Die genannte EU-Studie prognostiziert bis 2030 stabile Kohlepreise. Das US-Energieministerium hat deshalb 2002 eine Clean Coal Power Initiative0 gestartet, die zehn Jahre lang die Hälfte der Investitionskosten neuer Kohlekraftwerke egal welcher Technik trägt, wenn diese strenge Umweltbestimmungen und Effizienzanforderungen erfüllen. "Siemens ist gewappnet, wenn die Nachfrage nach Kohlekraftwerken wieder anzieht", sagt Dr. Georg Rosenbauer, Energieexperte in der strategischen Planung von Siemens Power Generation (PG). Besonders ermutigend ist, dass die bereits erprobte Vergasungstechnik der Steinkohle den Zugang zum Gasturbinen- beziehungsweise GuD-Prozess ermöglicht. Bei der Reduzierung der Schadstoffemissionen kann diese Technik selbst mit den sauberen und hocheffizienten GuD-Kraftwerken auf Erdgasbasis mithalten.

Kohle in Gas verwandeln. Die Kombination aus Vergasung und GuD-Anlage bezeichnen Fachleute als "Integrated Gasification Combined Cycle" (IGCC). Dabei wird ein flüssiger oder fester Brennstoff – etwa Steinkohle – in Gas umgewandelt, das dann in der Gasturbine verbrannt wird. Der Vorteil: Schadstoffe werden schon vor der Verbrennung abgetrennt oder entstehen gar nicht erst. Zwar sind IGCC-Kraftwerke mit Steinkohle heute noch nicht so wirtschaftlich wie konventionelle Dampfkraftwerke. "Doch diese im Vergleich zum Dampfkraftwerk junge Technik birgt noch erhebliches technisches und wirtschaftliches Verbesserungspotenzial", verspricht Jürgen Karg, bei PG zuständig für das IGCC-Marketing.

Einen Trumpf spielen IGCC-Anlagen, die in Europa im Kraftwerksbereich und in der petrochemischen Industrie schon betrieben werden, bereits heute aus: Sie sind wahre Allesfresser. Ob Mischungen aus Kohle und Biomasse wie im niederländischen Buggenum, Kohle und Petrolkoks wie im spanischen Puertollano oder flüssige Raffinerierückstände (etwa Asphalt) wie im italienischen Priolo – ihr heißer Bauch verdaut fast jeden Brennstoff und erzeugt daraus ein wasserstoffreiches Synthesegas, das sich zum Betrieb einer geeigneten Gasturbine oder für Brennstoffzellen eignet. Zudem kann in Raffinerien aus dem Synthesegas auch Wasserstoff für deren Eigenbedarf erzeugt werden.

Nach Marktuntersuchungen von Siemens PG könnten IGCC-Anlagen in den nächsten Jahren zur Nutzung von Raffinerierückständen an Bedeutung gewinnen, zumal die Vergasung flüssiger Rückstände auch deutlich kostengünstiger ist als die Kohlevergasung. PG-Fachleute schätzen, dass für die Nachrüstung von bestehenden und bis 2010 neu zu errichtenden Raffinerien weltweit ein Leistungspotenzial für IGCC von etwa 120 GW besteht. Treibende Faktoren sind die verschärften Umweltvorschriften und die gestiegenen Anforderungen an die Qualität der Produkte. Bei der Verarbeitung des Rohöls anfallende Rückstände müssen umweltfreundlich entsorgt oder weiter verarbeitet werden. Einen Lösungsweg bietet die Vergasungs- und IGCC-Technik. Für die Leistungsklasse um 500 MW, für die ein besonderer Bedarf identifiziert wurde, hat Siemens PG mit Partnern ein Konzept für eine standardisierte IGCC-Anlage entworfen. Siemens steuert den Kraftwerksteil bei, die Partnerfirmen sind für die Vergasung und nachfolgende Reinigung des Gases verantwortlich.

Ob und wann sich auch IGCC-Kraftwerke auf Kohlebasis zur reinen Stromerzeugung rechnen, hängt von den gesetzlichen Anforderungen an den Schadstoffausstoß ab. Sind sie restriktiv, spielt das den IGCC-Befürwortern in die Hände, andernfalls wären auch herkömmliche Kohlekraftwerke interessant, die pulverisierte Kohle verbrennen und die Abgase anschließend reinigen. Bei IGCC lassen sich Stoffe wie Schwefel oder Vanadium bereits aus dem Synthesegas abscheiden, anreichern und wieder verwenden. Das gleiche gilt für Kohlendioxid, das sich aus dem komprimierten Synthesegas leichter abscheiden lässt als aus dem Rauchgas (siehe  Eingesperrtes Kohlendioxid). Georg Rosenbauer rechnet allerdings damit, dass IGCC-Kraftwerke mit CO₂-Abscheidung erst nach 2020 konkurrenzfähig sind.

Auf Rekordjagd beim Wirkungsgrad. Bis dahin versuchen die Ingenieure, den Wirkungsgrad herkömmlicher Kraftwerke schrittweise zu steigern. Werden alte Anlagen durch neueste Technik ersetzt, besteht allein in Deutschland ein CO₂-Minderungspotenzial von 40 Mio. t pro Jahr – 13 % der CO₂-Emissionen deutscher Kraftwerke. Bei der Braunkohle, die unter den fossilen Energieträgern mit 26 % den größten Anteil zur deutschen Stromerzeugung beisteuert, ist die Erneuerung bereits weit vorangeschritten. In Mittel- und Ostdeutschland sind neue hocheffiziente Kraftwerke im Einsatz. Nun wird dies auch im Rheinland vorangetrieben: Seit Ende 2002 betreibt der RWE-Konzern in Niederaußem das größte Braunkohlekraftwerk der Welt mit einer Siemens-Dampfturbine, das bei einer Nettoleistung von 965 MW einen Wirkungsgrad von über 43 % erreicht. Das Kraftwerk spart damit nicht nur Kosten für den Brennstoff, sondern stößt pro Jahr drei Millionen Tonnen weniger Kohlendioxid aus – bezogen auf die Technik im 600-MW-Block von 1974, die nur 35 % Wirkungsgrad erreicht.

Niederaußem ist aber erst der Startschuss für das so genannte Braunkohlenkraftwerk mit optimierter Anlagentechnik, kurz BoA. Bis 2020 soll der Wirkungsgrad mit zwei Maßnahmen auf über 50 % steigen:

Neue Werkstoffe für effizientere Turbinen. Die Physik gibt vor, dass der Wirkungsgrad umso höher ist, je höher die Temperaturdifferenz zwischen ein- und ausströmendem Dampf ist. In Niederaußem strömt der Dampf mit 600 °C und einem Druck von knapp 300 bar in die Hochdruckturbine. Das Problem: "Bei Temperaturen über 620 °C wird es schwierig mit konventionellen Werkstoffen”, sagt Uwe Hoffstadt, bei Siemens PG in Mülheim an der Ruhr für das Turbinendesign zuständig.

Im Projekt Komet 650, das 2002 endete, suchten mehrere deutsche Firmen und Universitätsinstitute nach Werkstoffen, die eine 50 Grad höhere Temperatur aushalten. Dazu wurde im VEW-Kraftwerk Westfalen eine Hochtemperatur-Teststrecke eingebaut. "In 16 500 Volllaststunden haben sich vor allem Werkstoffe auf Nickelbasis bewährt”, sagt Christian Stolzenberger vom VGB Powertech, des europäischen Fachverbandes für Stromerzeugung mit Sitz in Essen, der das Projekt koordinierte. Noch anspruchsvollere Ziele, nämlich Temperaturen von 700 °C, hat sich das europäische Projekt AD700 gesetzt, das ab 2004 in eine VGB-Initiative mündet.

Auch die Vision eines CO₂-freien Braunkohle-Kraftwerks wird bei RWE untersucht. Doch die Wirkungsgradeinbußen und damit die Stromerzeugungskosten sind sehr hoch. Für Dr. Johannes Ewers, bei der RWE Power AG für die Weiterentwicklung der Kraftwerkstechnik verantwortlich, ist deshalb die Strategie für die nächsten Jahre klar: "Wirkungsgradsteigerung steht ganz oben auf unserer Agenda."

Tim Schröder

Die Umwandlung eines flüssigen oder festen Brennstoffs – etwa Steinkohle oder Raffinerierückstände – in ein Synthesegas läuft in mehreren Schritten ab: