2010 entfielen etwa 40 % der weltweiten CO2-Emissionen von 31 Mrd. t auf die Stromerzeugung [1]. Daran war die Kohle zu etwa drei Vierteln beteiligt. Angesichts dieser Zahlen stehen der Kraftwerkssektor und dort insbesondere die Stromerzeugung aus Kohle im Fokus der klimapolitischen Diskussion.

Zur Einordnung sind folgende Fakten zu berücksichtigen:

• Auf Kohle basieren 41 % der weltweiten Stromerzeugung. Damit ist Kohle der mit Abstand wichtigste Energieträger für die Stromversorgung. An der globalen Stromversorgung aus fossilen Energieträgern ist die Kohle sogar mit mehr als 60 % beteiligt [1].
• Die in vielen Medien genannten Zahlen zu den CO2-Emissionen fossiler Energieträger in der Stromerzeugung beschränken sich meist auf die Umwandlung in elektrische Energie und berücksichtigen jedoch nicht die gesamte Wertschöpfungskette, zu der auch Gewinnung, Verarbeitung und Transport von Kohle und Erdgas gehören.
• Transportbedingte direkte CO2-Emissionen innerhalb der Versorgungskette bis zur Stromerzeugung werden häufig den Handels- oder Transportsektoren und nicht dem Endprodukt Strom zugeordnet.
• Darüber hinaus sind weitere indirekte Emissionen anderer klimarelevanter Spurengase, insbesondere Methan, ausgeblendet. Die Klimawirkung eines Methan-Moleküls ist im Vergleich zu CO2 jedoch um ein Vielfaches größer.

Im Hinblick auf zukünftige mögliche Bezugsquellen und Transportrouten fossiler Energieträger zur Verstromung werden die wesentlichen Hebel zur Minderung der gesamten Emissionen von Treibhausgasen bewertet.

Grundannahmen des Carbon Footprint

Die CO2-Emissionen („Carbon Footprint“), die durch die Nutzung fossiler Energieträger zur Stromerzeugung entstehen, werden nur sachgerecht bewertet, wenn die gesamte Wertschöpfungskette berücksichtigt wird und alle relevanten Klimagase in die Betrachtung einbezogen werden (Abb. 1).

Die Grundannahmen der Carbon Footprint-Bestimmung sind dabei sowohl unabhängig von ökonomischen Kenngrößen, als auch von den vereinbarten Zielen zur Emissionsreduzierung einzelner Länder getroffen. Sie lauten im Wesentlichen:

• Berücksichtigt werden alle Emissionsquellen entlang der gesamten Versorgungskette, also sowohl die durch den Bedarf an energiebedingten als auch die durch Leckagen verursachten Emissionen.
• Es werden die primären klimarelevanten Gase Kohlendioxid (CO2) und Methan (CH4) mit einbezogen.
• Die Betrachtungszeiträume werden wegen der unterschiedlichen Verweilzeiten in der Atmosphäre auf die Horizonte 20 und 100 Jahre festgelegt.
• Bei Kohleszenarien werden die Abbaumethode (Tagebau bzw. untertägige Förderung) sowie Art und Länge der Transportwege berücksichtigt.
• Für den Einsatz von Erdgas wird differenziert nach konventioneller und unkonventioneller Fördermethode, hier insbesondere Schiefergas aus den USA (Shale Gas), nach dem Bezugsland und der Transportart (Pipeline oder LNG), sowie nach der Länge der Transportwege.
• Es werden modernste Erdgas- und Kohlekraftwerkstechnologien hinsichtlich ihrer Wirkungsgrade berücksichtigt.
• Als weiterer wesentlicher Hebel zur Reduzierung der energiebedingten Treibhausgasemissionen wird die Abscheidung von CO2 am Kraftwerk und dessen Speicherung angesetzt. Soweit dies gegeben ist, spielen die Wirkungsgradeinbußen und der Abscheidegrad eine Rolle für die Bemessung der dann noch verbleibenden CO2-Emissionen.

Unter dieser Prämisse wurden eine umfassende Literaturrecherche durchgeführt und entsprechende Emissionsbilanzen erstellt. Die Angaben bezüglich Treibhausgasemissionen der einzelnen Stufen basieren auf der allgemein akzeptierten GEMIS Datenbank [1].

Der Betrachtungszeitraum ist insbesondere im Falle von Methan wichtig. Bei einem Zeitraum von 100 Jahren ist die Menge des emittierten Methans zur Umrechung in das „Global Warming Potential“ in CO2-Äquivalente mit dem Faktor 25 zu multiplizieren, bei einem Zeitraum von 20 Jahren sogar mit dem Faktor 72 [3]. Dieser Unterschied ist darin begründet, dass Methan in der Atmosphäre eine durchschnittliche Verweildauer von nur 10 Jahren besitzt und somit bei kürzeren Betrachtungszeiträumen ein größerer Treibhauseffekt zu beachten ist.

Unter Berücksichtigung dieser Parameter wird ein Vergleich vorgenommen, der exemplarisch Aussagen trifft für Erdgas, untertägig geförderte Steinkohle mit weiten Transportrouten und im Tagebau geförderte Stein- bzw. Braunkohle mit einer Verstromung in unmittelbarer Nähe, d. h. ohne Ferntransporte. Die gewählten Fälle beziehen sich auf Europa, sind allerdings mit geringen Abweichungen in Abhängigkeit von der Länge der Transportwege prinzipiell auch auf andere Kontinente übertragbar. Der Emissionsvergleich erfolgt hier nicht mit Bezug auf bestehende, sondern auf künftig zu bauende Kraftwerke, damit die Anwendung der CCS-Technologie im zeitlichen Kontext bewertet werden kann. Dazu wird das Jahr 2030 als Referenz gewählt.

Entsprechend werden moderne Kraftwerkstechnologien mit einem Wirkungsgrad von 65 % bei Erdgas sowie 50 % bei Stein- und Braunkohle zugrundegelegt. Neben einer Darstellung der CO2-äquivalenten Emissionen bei Kraftwerksprozessen ohne CCS werden auch die Ergebnisse unter Berücksichtigung der Abscheidung und Speicherung von CO2 dargestellt. Für die Stromerzeugung aus Erdgas ist ein Abschlag beim Wirkungsgrad von 8 % und ein Abscheidegrad von 86 % zu unterstellen. Bei Kohle werden CCS-bedingte Wirkungsgradeinbußen in Höhe von 10 % und ein Abscheidegrad von 90 % angesetzt. Der etwas geringere Abscheidegrad ist bei Erdgas auf die geringere Menge von CO2 im Rauchgas und der damit verbundenen energetischen Optimierung zurückzuführen.

Insgesamt werden vier Erdgasszenarien mit möglichen zukünftigen Herkunftsländern und den damit verbundenen Transportrouten konstruiert. In zwei Szenarien wird ein reiner Pipelinetransport für konventionell gefördertes Erdgas aus Russland und Norwegen betrachtet. Für den Fall von konventionellem Erdgasbezug aus größeren Entfernungen wird ein LNG-Transport aus Ägypten, Katar und Nigeria angenommen. Als Sonderfall wird Shale Gas mit LNG-Transport aus den USA diskutiert.

Carbon Footprint ohne CCS

Unter Einbeziehung der vorgelagerten Prozesskette sowie von Methan und einem Betrachtungszeitraum von 100 Jahren sind die CO2-äquivalenten Emissionen der Stromerzeugung bei konventionellem Erdgas in etwa halb so hoch wie bei Kohle (Abb. 2). Dieser Vorteil ergibt sich für Pipelinegas ebenso wie für LNG. Diese Lücke verringert sich beim Vergleich des Shale Gas mit den Kohleszenarien. Bei Shale Gas ist allerdings die Unsicherheit über das Ausmaß der vorgelagerten Emissionen besonders groß, weil für die Erschließung einer Shale Gas-Bohrung die hydraulische Stimulation der Kohlenwasserstofflagerstätte (das sog. Frac-Verfahren) Anwendung findet. Dabei werden in der Bohrung in sehr großer Tiefe Gaswegsamkeiten im Lagerstättengestein erzeugt.

In der Literatur differieren die Aussagen zu zusätzlichen Methanemissionen, die mit der Stimulation in Verbindung stehen. Umfassende Studien zur Bilanzierung der Emissionen vorgelagerter Prozesse des in den USA geförderten Shale Gas weichen signifikant voneinander ab. Während eine Studie von Howarth et al. [4] ein hohes Maß an stimulationsbedingten Methanemissionen ausweist, steht die Arbeit von Jiang et al. [5] im direkten Widerspruch dazu. Die Spanne, die sich bei Berücksichtigung dieser beiden Studien für Shale Gas auftut, wird in Abb. 2 mit der Darstellung bis zu den maximalen Emissionen aus der Howarth-Studie (schraffierte Fläche im Säulendiagramm) gezeigt und wird als Extremfall erachtet.

Wenn bei der Förderung von Shale Gas in den USA der Treibhausaspekt durch technische Maßnahmen, wie durch ein kontrolliertes heißes Abfackeln von Methan, betrachtet wird, dann ist es möglich, dass die Treibhausgasemissionen bei Shale Gas nicht oder nicht wesentlich höher sind als bei der konventionellen Erdgasförderung. Zu einem entsprechenden Ergebnis kommt die Veröffentlichung einer eher qualitativen Bewertung von IHS CERA [6].

Bei einem Betrachtungszeitraum von 20 Jahren und dem damit steigenden Treibhauseffekt des emittierten Methans verändert sich das Ergebnis dahingehend, dass die Anteile prozessbedingter Methanemissionen stärker ins Gewicht fallen. Nur im Falle einer Verstromung von im Tagebau geförderter Stein- bzw. Braunkohle tritt keine Änderung ein. Trotz dieses geringfügigen Vorteils zugunsten der Kohleszenarien verbleibt ein deutlicher Vorteil in der Gesamtbilanz für konventionelles Erdgas (Abb. 3). Im Shale Gas-Szenario gehen allerdings die Gesamtemissionen unter Umständen sogar über die Werte der Kohleszenarien hinaus.

Hebel zur Minderung der Treibhausgasemissionen

Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, ob ein zukünftiger Ersatz von Kohle durch Erdgas in der Stromerzeugung ein relevanter Hebel zur Klimavorsorge sein kann. Aus den Zahlen des World Energy Outlook 2011 [1] ergibt sich im New Policy Scenario folgendes Bild zur zukünftigen Stromerzeugung (Abb. 4):

• Die gesamte globale Stromerzeugung steigt bis 2030 um 67 % und bis 2035 sogar um 81 % – jeweils im Vergleich zum Jahr 2009.
• Die Anteile CO2-freier Energien, also erneuerbare Energien und Kernenergie, nehmen von 33 % im Jahr 2009 auf 44 % im Jahr 2035 zu. Das heißt, auch 2035 wird voraussichtlich noch mehr als die Hälfte der Stromversorgung auf fossilen Energieträgern basieren.
• In absoluten Größen nimmt die fossil basierte Stromerzeugung bis 2035 um 52 % zu. Dabei werden sowohl Kohle als auch Erdgas deutliche absolute Zuwächse realisieren.

Im Energiesektor werden neben dem Ausbau CO2-freier Stromerzeugung zwei weitere Hebel zur Minderung der Treibhausgasemissionen und der damit verbundenen Einhaltung anspruchsvoller Klimaziele zum Tragen kommen: Zum einen die Effizienzsteigerung fossil gefeuerter Kraftwerke zukünftiger modernster Kraftwerkstechnologien mit hohen Wirkungsgraden. Zum anderen besteht die zweite Hebelwirkung im Einsatz der CCS-Technologie sowohl an Kohle- als auch an Gaskraftwerken.

Carbon Footprint mit CCS

In der Darstellung der gesamten Treibhausgasbilanz unter Berücksichtigung von CCS lassen sich für einen Betrachtungszeitraum von 100 Jahren folgende Erkenntnisse ableiten (Abb. 5):

• Unter Einbeziehung der Vorkette, bei der eine Abscheidung von CO2 oder Methan nicht in Betracht kommt, können die gesamten CO2-äquivalenten Emissionen mit CCS im Vergleich zu Stromerzeugungsprozessen ohne CCS um 65 bis 85 % gesenkt werden. Die in absoluten Größen stärkste Reduktionsmöglichkeit ergibt sich für die Kohleszenarien. Dort liegt die Minderung auf Basis der Kraftwerkstechnik von 2030 zwischen etwa 600 und 700 g CO2-Äquivalenten pro erzeugter kWh Strom.
• Beim Vergleich der Emissionen zwischen den verschiedenen fossilen Energieträgern zeigt sich, dass durch CCS Stein- und Braunkohle nahe der Bezugsquelle ähnlich klimaverträglich verstromt werden können wie Erdgas. Gegenüber einem Shale Gas-Import über LNG-Transportrouten ergibt sich sogar ein Vorteil für die Kohleszenarien.

Bei einem Betrachtungszeitraum des Global Warming Potential von 20 Jahren und Anwendung von CCS gilt für konventionelles Gas und für Kohle der gleiche Befund (Abb. 6). Es bestehen keine signifikanten Unterschiede in der Klimarelevanz zwischen den verschiedenen fossilen Energieträgern. Im Falle von Shale Gas liegen die CO2-äquivalenten Emissionen mit CCS bereits unter Annahme niedriger Verlustraten über den Werten von Kohle. Beim Ansatz der Extremwerte gemäß [4] liegen die Gesamtemissionen sogar bei über dem Dreifachen der Kohle- bzw. konventionellen Erdgasszenarien.

Auf Technologie setzen

Erdgas weist in den Gesamtbilanzen auch unter Berücksichtigung ferner Bezugsrouten geringere CO2-äquivalente Emissionen auf als verschiedene Kohleszenarien. Dies liegt an den geringeren Emissionen bei der Verstromung im Kraftwerk. Bei Einbeziehung der Vorkette und der Methanemissionen nähert sich die Klimarelevanz der verschiedenen fossilen Energieträger einander an. Die Differenzen werden jedoch kleiner – insbesondere bei einem Betrachtungszeitraum von 20 Jahren oder bei Berücksichtigung von künftig vermutlich vermehrt genutztem Shale Gas. Gleichwohl bleibt unter CO2-Aspekten ein Vorteil für Erdgas erhalten.

Im globalen Ausblick zeigt sich, dass zur Gewährleistung einer ausreichenden und sicheren Versorgung auf fossile Energieträger in der Stromerzeugung nicht verzichtet werden kann. Zur Erreichung weltweiter Klimaziele sind daher Effizienzsteigerungen und ggf. der Einsatz von CCS  in neu zu bauenden Kraftwerken wichtige Hebel. Die Bewertung der Gesamtbilanz der Treibhausgasemissionen zeigt keinen signifikanten Nachteil für die Nutzung von Kohle als Energieträger zur Stromerzeugung – gleichgültig welcher Betrachtungszeitraum unterstellt wird. Die lokale Verstromung von Kohle weist in Kombination mit zukünftiger CCS-Technologie sogar den größten Beitrag zur Reduzierung klimarelevanter Treibhausgasemissionen auf und ist vergleichbar mit verschiedenen Bezugsszenarien von konventionell gefördertem Erdgas aus benachbarten europäischen Ländern. Im Vergleich zu Shale Gas aus den USA wird sogar eine günstigere Bilanz für Kohleszenarien deutlich.

Damit wird klar, dass nicht in der Substitution fossiler Energieträger, namentlich der Ersatz von Kohle durch Erdgas, der Schlüssel zum Klimaschutz liegt, sondern im Einsatz modernster Technologie. Dazu gehören fortgesetzte Effizienzsteigerungen der Kraftwerksprozesse ebenso wie die Einbindung von CCS.

Anmerkungen

Dr. J. Lambertz, CEO, Dr. T. Thielemann, CO2 F&E, RWE Power AG, Essen/Köln; Dr. H.-W. Schiffer, Allgemeine Wirtschaftspolitik/Wissenschaft, Dr. M. Voß, Konzern F&E Technologien, RWE AG, Essen
thomas.thielemann@rwe.com

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