Erdgas
Definition: ein hauptsächlich aus Methan bestehendes brennbares Gas aus fossilen Quellen
Allgemeiner Begriff: Brenngas
Spezifischere Begriffe: L-Gas, H-Gas, Schiefergas, Fracking-Gas, Kohleflözgas, Flüssigerdgas
Englisch: natural gas
Kategorien: Energieträger, Fahrzeuge, Haustechnik, Kraftmaschinen und Kraftwerke, Wärme und Kälte
Autor: Dr. Rüdiger Paschotta
Wie man zitiert; zusätzliche Literatur vorschlagen
Ursprüngliche Erstellung: 12.03.2010; letzte Änderung: 20.08.2023
Erdgas ist ein brennbares Gas (Brenngas), welches aus unterirdischen Quellen gefördert wird. Es besteht hauptsächlich aus dem Kohlenwasserstoff Methan (CH4), kann aber auch diverse andere Gase enthalten, insbesondere Kohlendioxid, Stickstoff, Ethan, Ethen, Propan, Butan und geringe Mengen von (teils nutzbaren) Edelgasen.
Erdgas variiert je nach Herkunft und Aufbereitung deutlich in der Zusammensetzung und im Heizwert. Sogenanntes H-Gas (high caloric gas) enthält mindestens 87 % Methan und hat einen höheren Heizwert als L-Gas.
Typischerweise liegt der Heizwert von Erdgas zwischen 32 MJ/kg (L-Gas) und 45 MJ/kg (H-Gas). 1 m3 (Kubikmeter) hat einen Heizwert zwischen 31 MJ = 8,6 kWh (L-Gas) und 41 MJ = 11,4 kWh (H-Gas). (Erdgas-Mengen werden häufig in Norm-Kubikmetern (Nm3) angegeben, d. h. nach dem Volumen bei 0 °C und einem Druck von 101325 Pa.) Zum Vergleich liefert ein Liter Heizöl ca. 36 MJ = 10 kWh, also etwas weniger als 1 m3 H-Gas.
Der Brennwert von Erdgas liegt um jeweils ca. 10 % höher. Der Unterschied zwischen Brennwert und Heizwert liegt bei Erdgas höher als bei Heizöl, da der Wasserstoffanteil höher ist, somit auch der Anteil des Wasserdampfs bei der Verbrennung.
Bezogen auf den Heizwert ist die Wärmeerzeugung mit Erdgas mit spezifischen Kohlendioxid-Emissionen von ca. 200 g/kWh belastet. Mit voller Brennwertnutzung sind es im Idealfall ca. 180 g/kWh, aber da auch moderne Gasheizungen gewisse Energieverluste aufweisen, kann bei ihnen mit CO2-Emissionen von rund 200 g/kWh gerechnet werden. Dies ist ca. 25 % weniger als mit Heizöl.
Zusätzliche Hinweise zu H- und L-Gas
Es wurde bereits oben erwähnt, dass Erdgas je nach Verkaufsort bzw. Herkunft in verschiedenen Gasqualitäten verfügbar ist. Beispielsweise wird in Deutschland häufig H-Gas aus GUS-Staaten oder aus der Nordsee verkauft, das zwar je nach Herkunft eine deutlich unterschiedliche Zusammensetzung haben kann, aber grundsätzlich einen relativ hohen Heizwert aufweist; an anderen Orten dagegen wird L-Gas mit deutlichen niedrigerem Heizwert aus anderen Quellen verwendet.
Für die öffentliche Gasversorgung in Deutschland erfolgt die Einstufung in hochkalorisches Gas (H-Gas) oder niederkalorisches Gas (L-Gas) gemäß dem DVGW-Arbeitsblatt G 260 "Gasbeschaffenheit". Die von den Verbrauchern eingesetzten Geräte (z. B. Gasbrenner) müssen für die jeweilige Gasqualität geeignet sein. Unter Umständen müssen sie von einer Fachperson auf die jeweilige Erdgasqualität eingestellt werden (durch Anpassung des Mischungsverhältnisses von Gas und Verbrennungsluft), oder sie passen sich automatisch darauf an, etwa mithilfe einer Lambdasonde. Normalerweise wird Gas mit einer fast konstanten Qualität für viele Jahre vom gleichen Abnehmer bezogen. Gelegentlich müssen aber Kunden von einer Gasqualität auf eine andere umgestellt werden, was dann einen erheblichen Aufwand verursachen kann, soweit sich die Geräte nicht automatisch darauf einstellen können. In Deutschland werden derzeit etliche Verbraucher von L-Gas auf H-Gas umgestellt.
Die Eignung von Gasgeräten für bestimmte Erdgasqualitäten wird in Prüflabors mit genau definierten Prüfgasen kontrolliert, deren Beschaffenheit heute allerdings nach der europäischen Richtlinie für Gasverbrauchseinrichtungen (90/396/EWG) festgelegt wird. Diese Richtlinie verwendet andere Bezeichnungen für die Gase; die dort auftretenden Bezeichnungen H-Gas und L-Gas entsprechen leider nicht denen des oben genannten in Deutschland verwendeten DVGW-Arbeitsblatts. Dem deutschen H-Gas entspricht in der europäischen Richtlinie der Typ E, und dem L-Gas entspricht Typ LL.
Formen, in denen Erdgas geliefert werden kann
Der größte Teil des Erdgases, der beispielsweise in Deutschland verbraucht wird, wird kleinen Verbrauchern auf einem niedrigen Druckniveau von nur knapp über dem Atmosphärendruck geliefert. Bei Großverbrauchern erfolgt die Lieferung häufig auf einem höheren Druckniveau, z. B. im Mitteldruck- (unter 1 bar Überdruck) oder Hochdruckbereich (> 1 bar).
Ferner gibt es Flüssigerdgas, d. h. durch Tiefkühlung verflüssigtes Erdgas. In dieser Form (mit ca. 600 mal höherer Dichte als bei atmosphärischen Bedingungen) wird Erdgas oft über lange Strecken mit Tankern transportiert, um es am Zielort wieder in eine Pipeline einzuspeisen. In manchen Fällen wird Flüssigerdgas aber auch direkt an bestimmte Verbraucher geliefert (etwa mit Binnenschiffen oder speziellen Tankwagen).
Erdgasfahrzeuge verfügen über einen Drucktank, der mit entsprechend hohem Druck von z. B. 200 bar befüllt werden muss. Hier spricht man von komprimiertem Erdgas (CNG = compressed natural gas). Die Kompression vom geringeren Druck aus dem Verteilungsnetz auf das benötigte Niveau erfolgt mit einem Kompressor an der Tankstelle.
Anwendungen
Erdgas wird in großen Mengen für verschiedene Zwecke verwendet, und zwar nicht nur im Energiesektor, sondern auch für chemische Prozesse. Die Hauptanwendungen im Energiesektor sind der Betrieb von Wärmekraftmaschinen wie Gasturbinen und Gasmotoren (Otto- oder Dieselmotoren) sowie die Gewinnung von Wärme durch Verbrennung in Heizkesseln. Bei der Verwendung in Ottomotoren (z. B. in Erdgasfahrzeugen) ist die hohe Klopffestigkeit des Methans vorteilhaft, weil sie (in eigens für den Erdgasbetrieb konstruierten Gasmotoren) einen hohen Kompressionsgrad (ein hohes Verdichtungsverhältnis) zulässt.
Besonders effizient ist die Herstellung elektrischer Energie in Gas-und-Dampf-Kombikraftwerken, insbesondere wenn zusätzlich die Abwärme genutzt werden kann, also Kraft-Wärme-Kopplung betrieben wird. Diese Kraftwerke haben ebenfalls den Vorteil, in der Leistung relativ schnell und in einem weiten Bereich regelbar zu sein. Deswegen gelten Gas-Kombikraftwerke als eine gute Ergänzung für erneuerbare Energie (deutlich besser als etwa Kohlekraftwerke), um Schwankungen von deren Produktion auszugleichen.
Es ist auch möglich, flüssige Energieträger wie Dieselkraftstoff oder Methanol synthetisch aus Erdgas herzustellen (→ Gas-to-Liquids-Verfahren, GtL). Auch ohne chemische Umwandlung ist eine Verflüssigung durch Tiefkühlen bei mäßigem Druck möglich (Flüssigerdgas, siehe unten), anders als bei Wasserstoff. Die Verflüssigung erleichtert den Transport, verursacht jedoch einen erheblichen Verlust an Energie, was die Kosten erhöht und die Ökobilanz verschlechtert.
Ebenfalls ist es möglich, aus Erdgas durch Dampfreformierung Wasserstoff herzustellen. Bis heute wird der größte Teil des verwendeten Wasserstoffs auf diese Weise erzeugt.
Eine zunehmend wichtige Erdgas-Anwendung ist die Direktreduktion von Eisen als eine Alternative zum Betrieb konventioneller Hochöfen. Hiermit ist eine wesentliche Reduktion der CO2-Emissionen der Eisenherstellung möglich. Sogar eine komplett klimafreundliche Eisen- und Stahlherstellung wäre möglich, wenn aus Erdgas "blauer" Wasserstoff erzeugt würde und dieser dann für die Direktreduktion von Eisen verwendet würde.
Ökologische Aspekte
Die Förderung von Erdgas (siehe unten) kann je nach den Umständen unproblematisch sein oder auch stark umweltbelastend (insbesondere mit gewissen nicht-konventionellen Fördermethoden).
Erdgas kann ohne großen technischen Aufwand recht sauber verbrannt werden. Es bildet sich dabei fast kein Ruß, und ebenfalls enthält das Abgas praktisch keine unverbrannten Kohlenwasserstoffe. Schwefeldioxid (SO2) entsteht fast nicht, da (gereinigtes) Erdgas kaum Schwefel enthält. Jedoch entstehen giftige Stickoxide; diese Emissionen können durch eine optimierte Verbrennungstechnik niedrig gehalten werden. Im Wesentlichen kommt es darauf an, dass die Flammengase nicht in zu kurzer Zeit von einer sehr hohen auf eine niedrige Temperatur abgekühlt werden.
Das bei der Verbrennung von Erdgas entstehende Kohlendioxid (CO2) ist klimaschädlich. Allerdings sind die CO2-Emissionen pro erzeugter Kilowattstunde bei Erdgas deutlich niedriger als bei allen anderen fossilen Brennstoffen. Dies gilt insbesondere bei der Stromerzeugung in Gas-und-Dampf-Kombikraftwerken, da nicht nur weniger CO2 pro kWh Wärme entsteht, sondern auch der Wirkungsgrad des Kraftwerks besonders hoch ist. Dieser Klimaschutz-Vorteil z. B. gegenüber Kohlekraftwerken besteht allerdings nur, wenn Methan-Emissionen weitestgehend vermieden werden:
Erdgas sollte niemals unverbrannt in die Atmosphäre gelangen. Sein Hauptbestandteil Methan (CH4) ist nämlich sehr klimaschädlich – über 20 mal mehr als das Kohlendioxid, das bei seiner Verbrennung entstünde, wenn der Klimaeffekt über 100 Jahre betrachtet wird. Rechnet man für nur 25 Jahre, dann ist die Klimaschädlichkeit sogar 84 mal höher.
Leider gelangen durch Leckagen z. B. von Erdgaspipelines ständig erhebliche Mengen von Methan in die Atmosphäre [4]. Außerdem gibt es gescheiterte Erdöl- und Erdgasbohrungen (z. B. in der Nordsee), aus denen schon viele Jahre lang große Mengen von Methan ausströmen. Besonders schlimm ist oft die Erdgas-Förderung mit Fracking, weil bei einer Vielzahl kleiner Förderanlagen so etwas schwer zu verhindern ist als bei wenigen großen konventionellen Anlagen. Zudem gibt es bei manchen Erdgasnutzungen einen gewissen Methanschlupf. Diese Umstände verschlechtern die effektive Klimabilanz des Erdgases erheblich. Der vielleicht schlimmste Fall ist, wenn Fracking-Gas aus den USA verflüssigt wird (mit hohem Energieaufwand) und dann mit Tankern über den Atlantik nach Europa transportiert wird, um dort Kraftwerke und Heizungen zu versorgen. Dies dürfte wesentlich klimaschädlicher sein als die Verwendung von Heizöl, vermutlich sogar schlimmer als Kohle. Verlässliche Daten sind allerdings schwer zu bekommen, da das Interesse der daran direkt Beteiligten meist eher gering ist.
Gefahren bei der Anwendung
Gemische von Erdgas und Luft sind bei einem Erdgas-Anteil von z. B. 10 % (was nahe dem stöchiometrischen Anteil liegt) sehr explosiv. Allerdings ist Erdgas etwa im Gegensatz zu Flüssiggas deutlich leichter als Luft, steigt bei Leckagen zumindest im Freien also relativ schnell nach oben, was die Explosionsgefahr reduziert.
Das Eindringen von Luft in Erdgas-Leitungsnetze muss unbedingt verhindert werden, da das Gas sonst in den Leitungen explodieren kann. Wenn eine solche primäre Explosion Leitungen aufreißt, kann es in der Folge zu einem katastrophalen Verlauf kommen. Entsprechende Unfälle können spektakulär sein, sind jedoch bei Verwendung moderner Installationen sehr selten.
Für Gasleitungen innerhalb geschlossener Räume, etwa zur Versorgung einer Gasheizung in einem Heizkeller, muss die Leckrate ziemlich klein gehalten werden, um Explosionsgefahren zu vermeiden. In Deutschland gilt eine Leckrate bis zu einem Liter pro Stunde normalerweise als in Ordnung, vorausgesetzt dass das entweichende Gas nicht in kleinere Hohlräume mit ungenügender Belüftung eindringen kann. Erhöhte Leckraten können durch alternde Dichtungen entstehen, beschleunigt durch mechanische Beanspruchung der Leitungen (wenn etwas schwere Gegenstände mit Haken an einer Gasleitung aufgehängt werden, was man tunlichst unterlassen sollte), durch Korrosion oder im Extremfall durch Anbohren, was schnell eine erhebliche Gefahr verursachen kann, vor allem wenn das Leck nicht schnell entdeckt wird.
Deutlich reduziert werden die Gefahren durch Lecks dadurch, dass dem Erdgas Geruchsstoffe zugesetzt werden (Odorierung), die bereits weit unter der Explosionsgrenze einen charakteristischen Geruch verursachen. Dadurch können kleinere Lecks meist erkannt werden, bevor sie gefährlich werden. Beispielsweise sollte man den Haupthahn (direkt nach Eintritt ins Haus) sofort abstellen, wenn man einen deutlichen "Gasgeruch" wahrnimmt, und die Lage von einer Fachperson überprüfen lassen, bevor die Gaszufuhr wieder aktiviert wird.
Bei den Verbrauchern ankommendes Erdgas ist (ganz im Gegensatz zu Stadtgas) im Wesentlichen ungiftig. (Vor der Reinigung kann das Gas noch erhebliche Mengen giftiger Gase wie z. B. Schwefelwasserstoff (H2S), Quecksilberdampf sowie radioaktive Substanzen enthalten, die aber vor der Einspeisung in das Verbrauchernetz weitestgehend entfernt werden.) Bei der Verbrennung von Erdgas entstehen hauptsächlich das ungiftige Kohlendioxid (CO2) und Wasserdampf, mit typischerweise deutlich geringeren Schadstoffgehalten des Abgases als bei anderen Brennstoffen. Jedoch kann bei Verbrennung unter Sauerstoffmangel das sehr giftige Kohlenmonoxid (CO) entstehen.
Wenn eine Erdgasinstallation in einem Gebäude eine gerade noch erlaubte Leckrate von einem Liter pro Stunde aufweist (siehe unten), kann die dadurch bestehende Klimabelastung wie folgt abgeschätzt werden:
- Pro Jahr entweichen 8760 Liter Erdgas, und bei einem Methangehalt von beispielsweise 90 % (H-Gas) bedeutet dies 7884 Liter Methan bei Normaldruck, die 5,66 kg wiegen.
- Wenn wir das relative Treibhauspotenzial von Methan als 21 ansetzen – dies gilt für einen Betrachtungszeitraum von 100 Jahren – entspricht diese Methanmenge von der Klimaschädlichkeit her einer Menge von knapp 120 kg Kohlendioxid. (Bei einem kürzeren Betrachtungszeitraum von 25 Jahren erhält man ein wesentlich höheres relatives Treibhauspotenzial von 84, siehe den Artikel über Methan.)
- Die erhaltenen 120 kg pro Jahr wiederum können wir vergleichen mit den CO2-Emissionen der Gasheizung. Wenn diese beispielsweise für ein Einfamilienhaus 15 000 kWh Wärme pro Jahr erzeugt, entstehen CO2-Emissionen von ca. 3000 kg. Es bedeutet, dass die Klimaschädlichkeit der Heizungsanlage durch die Gaslecks signifikant, aber nicht dramatisch erhöht wird, nämlich um ca. 4 %. Für einen Betrachtungszeitraum von 25 Jahren wären es allerdings bereits 16 %.
- Die genannten 120 kg entsprechend andererseits 1000 km Fahrt mit einem relativ sparsamen Auto. Die Vermeidung einer solchen Zusatzbelastung wäre also durchaus wünschenswert.
Nun werden allerdings die meisten Gasinstallationen vermutlich deutlich unterhalb der maximal erlaubten Leckrate liegen. Das wesentlichste Problem vom Lecks liegt also eher in möglichen größeren Methanverlusten bei der Erdgasförderung (v. a. bei nichtkonventioneller Förderung mit Fracking) und evtl. beim Langstreckentransport, etwa durch Lecks an Pipelines.
Gewinnung von Erdgas
Konventionell förderbares Erdgas
Erdgas wird aus unterirdischen Quellen gefördert, die nach vorherrschender wissenschaftlicher Meinung ähnlich wie Erdöllagerstätten weitestgehend durch die Zersetzung biologischer Stoffe unter sauerstoffarmen Bedingungen entstanden sind. Somit gehört Erdgas zu den fossilen Energieträgern.
Die wichtigsten und am leichtesten auszubeutenden Erdgas-Lagerstätten sind sogenannte Erdgasfallen unter undurchlässigen Gesteinsschichten. Nach seiner Bildung in tieferen Schichten ist das Erdgas nach oben gewandert, bis es auf eine undurchlässige Deckschicht stieß und dadurch darunter eingeschlossen blieb. Zum Teil liegt das Erdgas direkt über einer Erdöllagerstätte (als Begleitgas). Andere Lagerstätten enthalten nur Erdgas ohne flüssige Anteile (dry gas wells) oder auch Erdgas vermischt mit Gaskondensat (nasses Erdgas, wet gas).
Konventionelle Erdgaslagerstätten stehen oft unter hohem Druck, so dass die Förderung relativ einfach ist. Vor allem bei großen Gasfeldern, die mehrere Jahrzehnte lang betrieben und dabei insgesamt mehrere tausend Milliarden Kubikmeter Gas abgeben können, ist dies sehr rentabel.
Leider ist die Erzeugung von Erdbeben als Folge der Gasförderung nicht ungewöhnlich. Insbesondere wenn ein großes Gasfeld stark ausgebeutet wird, können die veränderten Druckverhältnisse im Boden auch zu Recht starken Erdbeben führen. Dies wird beispielsweise in der Gegend von Groningen (Niederlande) beobachtet. Eine vorzeitige Drosselung der Förderung wurde dort durch die hohen Schäden und Widerstände in der Bevölkerung erzwungen.
Unkonventionell förderbares Erdgas
Diverse andere Arten von Erdgaslagerstätten sind weniger ergiebig und/oder schwerer auszubeuten:
- In manchen Fällen hat das Speichergestein im Laufe der Zeit seine Gasdurchlässigkeit verloren. Die Förderung des dann sogenannten Tight Gas ist erheblich erschwert; sie erfordert nicht-konventionellen Methoden, bei denen die Gasdurchlässigkeit durch hydraulisches Aufbrechen (Fracking) erhöht wird.
- Betreffend die Förderung gilt Ähnliches für Schiefergas ("shale gas"); auch hier wird Fracking benötigt. Das Schiefergas ist jedoch anders als Tight Gas im selben Gestein (einer Art von Tongestein) entstanden, welches von Anfang an gasundurchlässig war.
- In Kohleflözen kann Erdgas an die poröse Kohle adsorbiert sein; es wird als Kohleflözgas bezeichnet. Auch hier ist für die Förderung das Fracking nötig.
- Unter anderem in Meeresböden gibt es Lager von Methanhydrat. Wie diese gefördert werden könnten und wie groß die Gefahren z. B. großer Methan-Ausbrüche wären, ist noch nicht klar.
Ein großer Nachteil der nicht-konventionellen Förderung z. B. von Schiefergas und Tight Gas ist, dass pro Vorkommen nur relativ geringe Mengen von Gas gewonnen werden können. Entweder sind nämlich die Vorkommen räumlich stark begrenzt, oder das Fracking erlaubt ihre Nutzung nur in einem begrenzten Bereich. Deswegen erfordert die Förderung großer Gasmengen, dass man sehr viele Bohrungen vornimmt. Die einzelnen Förderstätten können oft nur wenige Jahre lang genutzt werden, da ihre Vorkommen rasch erschöpft werden, während konventionelle große Gaslagerstätten über viele Jahre oder sogar Jahrzehnte ergiebig sind. Die Folge davon ist, dass z. B. in den USA große Landstriche mit Bohrungen und Abwasserteichen durchsetzt und häufig geradezu verwüstet werden. Zudem erhöht die Vielzahl der Bohrungen die Gefahr des Austritts von klimaschädlichem Methan in die Atmosphäre. Der Artikel über Fracking enthält hierzu mehr Details.
Angesichts der Erschöpfung vieler konventioneller Erdgasfelder werden zunehmend auch sehr viel aufwendigere neue Techniken für die Gewinnung von "unkonventionellem Erdgas" angewandt. Die höheren Kosten werden akzeptiert, wenn der Gaspreis genügend hoch ist. Da die unkonventionellen Vorkommen meist klein und stark verstreut sind, müssen ständig neue Bohrungen gemacht werden, während alte große Gaslagerstätten über viele Jahre oder sogar Jahrzehnte ergiebig waren. Der Energieverbrauch und die Umweltbelastungen durch die Förderung sind in der Regel erheblich größer als bei konventionellem Erdgas.
Weitere Verarbeitung des Erdgases; Quecksilber und andere Schadstoffe im Rohgas
Das geförderte Rohgas muss vor der Verwendung in der Regel noch in speziellen Erdgasaufbereitungsanlagen aufbereitet werden. Insbesondere müssen diverse Gase wie Wasserdampf, Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff vom Rohgas abgetrennt werden.
Beispielsweise wird Schwefelwasserstoff aus sogenanntem Sauergas (schwefelhaltigem Rohgas) häufig in sogenannten Claus-Anlagen abgetrennt, und es wird dabei reiner elementarer Schwefel gewonnen, der industriell genutzt werden kann. Ein erheblicher Teil der Schwefelbedarfs wird so gedeckt. Quecksilberdampf kann mit speziellen Filtern abgeschieden werden.
Manche Lagerstätten produzieren ein Magergas, das nur z. B. 30 % Methan enthält und ansonsten viel Kohlendioxid. Durch die Aufbereitung gewinnt man daraus aber gewöhnliches Erdgas z. B. auch in H-Gas-Qualität, nur eben in entsprechend geringerer Menge.
Helium kann als wertvolles Nebenprodukt anfallen; das Gas mancher Lagerstätten enthält mehrere Prozent Helium. Es stammt aus dem Alpha-Zerfall radioaktiver Substanzen, beispielsweise von Radium. Auch im Erdgas selbst kommen radioaktive Substanzen vor, beispielsweise Radium 226 und Radon 222, und im oft mit geförderten Lagerstättenwasser können weitere Substanzen wie Radium 228 und Thorium 228 vorkommen. Auch wenn ihre Konzentrationen gering sind, können sich aufgrund der großen geförderten Mengen große Mengen ansammeln. Deren Entsorgung scheint vielerorts nicht zufriedenstellend geregelt und überwacht zu sein.
Je nach Lagerstätte kann das Gas auch erhebliche Mengen von Quecksilberdampf enthalten; in manchen Fällen liegt die Quecksilberkonzentration bei mehreren Milligramm pro Kubikmeter, d. h. in der Größenordnung der Sättigungskonzentration. Das bedeutet, dass durch den Jahresverbrauch eines einzigen Haushaltes bereits etliche Kilogramm Quecksilber anfallen können. Mit modernen Filteranlagen kann das Quecksilber praktisch vollständig vom Gas abgetrennt werden, und im Idealfall wird das Quecksilber in nutzbarer Form gewonnen, ohne dass etwas davon in die Umwelt kommt. Leider geschieht dies in der Praxis nicht überall so. Beispielsweise führte die Erdgasförderung in der Altmark (DDR) zwischen ca. 1970 und 2005 zu starken, auch erheblich gesundheitsschädlichen Quecksilberbelastungen insbesondere für beteiligte Arbeiter (denen dann aber Entschädigungen vorenthalten wurden), und die ökologische Sanierung des Förderfelds verschlang hunderte von Millionen Euro vor allem aus Steuermitteln. Zeitweise wurde auch den Verbrauchern stark mit Quecksilber verseuchtes Erdgas geliefert, was vor allem bei Verwendung in Gasherden gefährlich war. Auch die Förderung von Schiefergas in den letzten Jahren hat offenbar an einigen Standorten zu Quecksilber-Verseuchungen des Erdreichs geführt. Ob heute z. B. bei der Gasförderung in Sibirien so etwas zuverlässig unterbunden wird, ist schwer nachprüfbar.
In sehr geringen Mengen werden wie oben bereits erwähnt dem Erdgas Geruchsstoffe (Odorierungsstoffe) zugesetzt (in der Regel erst vom örtlichen Gasversorger), damit austretendes Gas bemerkt werden kann.
Erdgas wird häufig zusammen mit Erdöl angetroffen, d. h. als Erdölbegleitgas. In manchen Fällen wird es vor Ort abgefackelt, wenn unzureichende Mengen oder große Entfernungen eine Nutzung unwirtschaftlich machen. Angesichts begrenzter Ressourcen und des entstehenden klimaschädlichen Kohlendioxids ist das Abfackeln zunehmend umstritten und in etlichen Ländern verboten. In der Nordsee beispielsweise spielt das Abfackeln heute praktisch keine Rolle mehr.
Transport und Speicherung von Erdgas
Erdgas-Pipelines
Erdgas lässt sich gut in Pipelines (Rohrleitungen) unter hohem Druck (z. B. 90 bar) transportieren. Große Pipelines transportieren große Gasmengen, die extrem hohen Leistungen entsprechen. Bei einem großen Rohrdurchmesser von z. B. einem Meter können mehr als 15 Gigawatt übertragen werden, was mehreren der stärksten Hochspannungsleitungen entspricht.
Gasverluste durch Leckagen können dabei klein gehalten werden. Jedoch ist ein gewisser Energieaufwand nötig, um das Erdgas für den Transport zu komprimieren; beispielsweise wird nach jeweils ca. 150 bis 200 km eine weitere Verdichterstation benötigt, die den Druck wieder erhöht. (Reibungsverluste in der Pipeline lassen den Druck entlang der Strecke abfallen; anders gesagt ist eine gewisse Druckdifferenz nötig, um den Erdgas-Strom gegen die Reibung anzutreiben.) Die Kompressoren werden in der Regel mit einem Teil des Erdgases betrieben. So entsteht ein Erdgas- bzw. Energieverlust von z. B. 2 % pro 1000 km.
Das komprimierte Erdgas hat in Fernleitungen einen Druck von z. B. 90 bar und wird bei Verteilung in kleinere Netze zunehmend auf niedrigere Drucke entspannt. Die Druckminderung geschieht meist an einfachen Drosselventilen. Da sich das Gas bei der Entspannung abkühlt, muss es vor den Drosselventilen vorgewärmt werden, um eine Vereisung der Leitungen zu vermeiden. Hierzu wird oft Wärme durch Verbrennung eines Teils des Erdgases erzeugt. Besser ist natürlich die Nutzung von Abwärme für diesen Zweck. Energetisch noch wesentlich günstiger ist es, eine Erdgas-Entspannungsanlage mit einer Entspannungsturbine zu realisieren, die über einen Generator elektrische Energie erzeugt, und die Vorwärmung mit Hilfe von anderweitig nicht nutzbarer Abwärme vorzunehmen.
Für große Erdgaslieferung bieten Erdgaspipelines die kostengünstigste Art des Transports. Sie schaffen allerdings eine gegenseitige Abhängigkeit: Damit versorgte Kunden können meist nicht unmittelbar auf andere Lieferanten umstellen, und die Lieferanten auch nicht andere, noch nicht erschlossene Kunden erreichen.
Flüssigerdgas
Erdgas kann auch in verflüssigter Form als Flüssigerdgas (LNG = liquefied natural gas, nicht zu verwechseln mit LPG = Flüssiggas) transportiert werden, insbesondere in großen Tankschiffen. Die Kompression auf ca. 1/600 des Volumens ist für den Transport sehr vorteilhaft, jedoch ist eine Kühlung auf etwas unter −160 °C nötig. Für die Verflüssigung müssen ca. 10 bis 25 % des Heizwerts des Erdgases aufgewandt werden. Deswegen ist der Transport als Flüssigerdgas nur für große Transportdistanzen (Tausende von Kilometern) wirtschaftlich, und natürlich nur wo keine Pipelines verfügbar sind.
Die Bindung der Käufer an bestimmte Lieferanten und umgekehrt ist naturgemäß wesentlich schwächer als bei Pipelines, da Erdgastanker jeweils auch aus anderen Richtungen bestellt bzw. zu anderen Abnehmern geschickt werden können. Eine Voraussetzung ist jedoch die Existenz von Entladeterminals genügend nahe bei den Kunden, bzw. mit einer Pipelineverbindung zu neuen Kunden.
Speicherung
Erdgas lässt sich in oberirdischen und unterirdischen Druckbehältern speichern. Besonders große Volumina können in ausgedienten Salzstöcken sowie in Erdöl- und Erdgaslagerstätten gespeichert werden. Ebenfalls möglich ist die Verwendung der Transportpipelines für Speicherzwecke, wenn der Betriebsdruck variiert werden kann.
Bei unterirdischen Gasspeichern unterscheidet man Kavernenspeicher, die ein völlig offenes Volumen für das Gas haben (z. B. ehemalige Salzstöcke in Norddeutschland), von Porenspeichern, bei denen das Gas in einem porösen Gestein gespeichert wird. Hohe Ein- und Ausspeiseleistungen sind mit Kavernenspeichern möglich, kaum dagegen mit Porenspeichern. Kavernen können Felskavernen sein, entstehen aber auch z. B. als ausgesolte Steinsalzkavernen. In Deutschland sind Kavernenspeicher und Porenspeicher mit einem Arbeitsgasvolumen von jeweils insgesamt knapp 13 Milliarden Normkubikmetern verfügbar. Insgesamt ist die Speicherkapazität mehr als 25 Milliarden Normkubikmeter, entsprechend einer Energiemenge von über 250 Milliarden Kilowattstunden = 250 Terawattstunden (TWh). Dies entspricht rund einem Viertel des Jahresverbrauchs.
Oberirdische Speicher wurden früher häufig als zylinderförmige Gasometer gebaut. Heute sind kugelförmige Speicher, die mit hohem Druck von z. B. 10 bar betrieben werden können, gebräuchlicher. Sie weisen typischerweise viel geringere Volumina auf als unterirdische Gasspeicher und dienen zur lokalen Pufferung kurzfristiger Verbrauchsspitzen.
Übrigens weisen auch lange Erdgaspipelines selbst schon eine bedeutende Speicherkapazität auf.
Konkurrenz von Erdgas und Erdöl
Erdgas kann insbesondere Heizöl ersetzen. Häufig kann sogar der gleiche Heizkessel verwendet werden, und nur der Brenner muss ausgetauscht werden. Viele Heizungsanlagen wurden von Heizöl auf Erdgas umgestellt, was verschiedene Gründe hat:
- Oft sind die Preise für Erdgas niedrigerer. Allerdings können steigende Ölpreise auch zu höheren Erdgaspreisen führen.
- Erdgas-Heizkessel sind tendenziell etwas effizienter, was insbesondere für Gas-Brennwertkessel zutrifft, die auch preisgünstiger als Heizöl-Brennwertkessel gebaut werden können.
- Die Abgase eines Gas-Heizkessels enthalten deutlich weniger Kohlendioxid und meist auch weniger giftige Schadstoffe. Ignoriert wird häufig aber, dass die Klimabelastung bei der Förderung größer ist.
- Eine Gasheizung benötigt keinen Tankraum, was bei der Errichtung eines Hauses viel Geld spart. Allerdings verzichtet man so auf die Möglichkeit, den Brennstoff zu Zeiten niedriger Preise einzukaufen, und zusätzliche Kosten entstehen beim Anschluss an das Erdgasnetz.
- Langfristig dürfte Erdgas besser verfügbar sein. Die kurzfristige Verfügbarkeit kann jedoch stärker gefährdet sein, etwa bei politischen Spannungen oder technischen Defekten.
Auch manche Verbrennungsmotoren (insbesondere Ottomotoren) lassen sich relativ einfach auf den Betrieb mit Erdgas umrüsten, erreichen allerdings häufig nicht gleich hohe Wirkungsgrade wie speziell für Erdgas optimierte Motoren. (Umgerüstete Dieselmotoren sind diesbezüglich besser.) Auch in Motoren werden die Abgase tendenziell weniger umweltbelastend als bei Betrieb mit Benzin, und Erdgas ist preisgünstiger als Benzin. Bei mobilen Anwendungen (in Erdgasfahrzeugen) ist aber nachteilig, dass das Gas in schweren und voluminösen Druckbehältern transportiert werden muss, was zu höherem Fahrzeuggewicht, kleinerer Reichweite und oft auch vermindertem Stauraum führt. Außerdem sind Erdgastankstellen nicht überall anzutreffen.
Als Brennstoff für Kraftwerke konkurrenziert Erdgas vor allem Steinkohle im Bereich der Mittellast. Es kann aber auch in Spitzenlast-Kraftwerken mit Gasturbinen an Stelle von Kerosin oder Schweröl verwendet werden.
Handel mit Erdgas
Die Endverbraucher werden von Energieversorgungsunternehmen (EVU), hier auch als Gasversorger bezeichnet, beliefert. Diese kaufen das Erdgas von großen Produzenten (meist im Ausland) oder von anderen EVU und sorgen für die Feinverteilung an die einzelnen Haushalte und Unternehmen über ihre Verteilungsnetze. Ebenfalls sind sie verantwortlich für die Zwischenspeicherung, um Verbrauchsspitzen decken zu können.
Preise und Steuern
Erdgas wird je nach Verwendung (in Heizungen, als Kraftstoff oder in Kraftwerken) unterschiedlich hoch mit der Erdgassteuer belegt. Es wird vielerorts tiefer besteuert als Heizöl und Benzin, weil sein vermehrter Einsatz zum Ersatz dieser anderen Brenn- und Kraftstoffe umweltpolitisch und energiepolitisch wünschenswert ist. Jedoch steigt der Erdgaspreis langfristig etwa parallel zum Ölpreis, insbesondere weil Erdgas und Heizöl in direkter Konkurrenz stehen. Diese Ölpreisbindung wurde vielfach sogar in Verträgen festgelegt, verliert allerdings zunehmend an Bedeutung. Abweichungen vom langfristigen Preisverhältnis führen aber an verschiedenen Orten zu Verschiebungen des Verbrauchs, etwa durch Umstellung von Gasfeuerung auf Ölbetrieb oder umgekehrt.
Erdgasvorräte
Die globalen Vorräte an Erdgas sind deutlich höher als die von Erdöl. Beim heutigen Verbrauch und vor allem mit zukünftigen Verbrauchssteigerungen dürfte eine erhebliche globale Verknappung von Erdgas trotzdem spätestens in wenigen Jahrzehnten eintreten. Problematisch ist zudem, dass ein steigender Anteil des verbleibenden Erdgases aus politisch schwierigen Ländern kommt.
Schon heute wird Erdgas in manchen Regionen spürbar knapper. In Nordamerika hat die Förderung von Schiefergas die Marktlage vorläufig stark entspannt; allerdings stoßen neue Vorhaben wegen der eingetretenen Umweltbelastungen (siehe oben) zunehmend auf Widerstände in der Bevölkerung. Für Europa ist aus verschiedenen Gründen nicht zu erwarten, dass Schiefergas in großem Umfang das konventionelle Erdgas z. B. aus Russland ersetzen wird: Die Vorkommen sind schlechter untersucht, vermutlich auch kleiner und weniger günstig verteilt, das Land ist stärker besiedelt, und die Umweltvorschriften sind strenger als in den USA.
Große konventionelle Gasvorräte liegen im Nahen Osten, benötigen aber zur großräumigen Nutzung umfangreiche Investitionen in weitere große Pipelines und Installationen zur Verflüssigung und für den Transport von Flüssigerdgas.
Erdgasversorgung in Europa
Die europäischen Länder beziehen ihr Erdgas zu einem erheblichen, aber abnehmenden Teil aus eigener Förderung, insbesondere in der Nordsee. Norwegen weist dort die größte Förderung auf, gefolgt von den Niederlanden. Kleinere Mengen werden gewonnen in Großbritannien, Dänemark und Deutschland. In 2007 wurden noch ca. 39 % des Verbrauchs aus europäischen Quellen gedeckt, aber dieser Anteil sinkt stetig, da die Gasfelder in der Nordsee zunehmend erschöpft werden und durch Neufunde nicht ausgeglichen werden können. Dadurch werden die Importe aus Russland immer wichtiger. (Deutschland bezog in 2012 38 % des Erdgases von Russland, in 2019 bereits 51 %.) Um die politisch sehr heikle Abhängigkeit von Russland zu reduzieren, versucht man auch Lieferungen aus anderen Ländern zu beziehen; beispielsweise könnten zukünftig wesentliche Mengen von Flüssigerdgas aus den USA und aus Algerien mit Tankschiffen transportiert werden.
Der Erdgasverbrauch in Europa ist in den vergangenen Jahrzehnten stark angestiegen. Der Bedarf für Heizungsanlagen ist zwar inzwischen relativ stabil, da zwar einerseits viele zusätzliche Gasheizungen gebaut werden, andererseits aber der Wärmebedarf vielerorts durch verbesserte Wärmedämmung rückläufig ist. Im Stromsektor nimmt die Bedeutung von Erdgas jedoch zu, teilweise weil flexible Gaskraftwerke die fluktuierende Einspeisung aus erneuerbaren Energien gut ausgleichen können, auch mit immerhin deutlich geringeren CO2-Emissionen als bei Kohlekraftwerken.
In Deutschland wurden in 2020 36 % des Erdgases von der Industrie verbraucht, 31 % von Haushalten (hauptsächlich für Heizungszwecke), 12 % vom Gewerbe, 14 % von Gaskraftwerken (inkl. dezentrale Blockheizkraftwerke) und 7 % für Fernwärme. Der Verbrauch im Verkehr ist mit 0,2 % marginal. Wenn der Wärmebedarf von Gebäuden weiter reduziert wird, entsteht ein zusätzlicher Spielraum für den Einsatz von Erdgas in Kraftwerken.
Einspeisung von Biomethan
In Erdgas-Pipelines kann auch Biomethan (aus Biogas hergestelltes Gas in Erdgasqualität) eingespeist werden. Es gibt einen Handel von "Öko-Gas" ähnlich wie der von Ökostrom: Interessierte Verbraucher bezahlen gezielt für eingespeistes Biogas, obwohl sie materiell gesehen das gleiche Gemisch von Erd- und Biogas wie die Bezüger von "normalem" Gas am gleichen Ort beziehen. Auf diese Weise kann die Erzeugung von Biogas gefördert werden mit der Perspektive, dass längerfristig ein größerer Teil des Erdgases durch Biogas ersetzt wird. Allerdings ist das Potenzial für die Erzeugung von Biogas recht begrenzt.
Biogas ist nicht zu verwechseln mit EE-Gas, welches mit Hilfe elektrischer Energie aus erneuerbaren Quellen gewonnen wird ohne Verwendung biologischer Prozesse. Außerdem lässt sich synthetisches Erdgas durch Kohlevergasung herstellen, was aber eine besonders klimaschädliche Art der Versorgung ist.
Einspeisung von Wasserstoff
Im Zusammenhang mit dem Konzept Power to Gas könnte zukünftig Wasserstoff, der durch Elektrolyse mit Hilfe von zeitweise anfallender überschüssiger elektrischer Energie (als EE-Gas) erzeugt wird, in Erdgaspipelines eingespeist werden. Solange der Wasserstoffanteil deutlich unterhalb von 10 % bliebe, wäre das relativ problemlos möglich. Bei höheren Beimischungen ergeben sich allerdings Probleme daraus, dass die volumetrische Energiedichte des Wasserstoffs viel geringer ist als die von Methan, was unter anderem zu Abrechnungsproblemen führt: Gaszähler erfassen das Volumen, und bei schwankender Energiedichte lässt sich daraus nicht mehr die gelieferte Energiemenge ermitteln. Auch die Transport- und Speicherkapazität der Leitungen wäre reduziert. Zudem sind viele ältere Kompressoren für Wasserstoff nicht geeignet, und Ähnliches gilt für die Materialien mancher älterer Leitungen. Deswegen wäre anstatt höherer Beimischungen voraussichtlich eine Methanisierung nötig, d. h. die Herstellung von Methan aus Wasserstoff und Kohlendioxid, was leider einen deutlichen Energieverlust bewirkt.
Literatur
[1] | Blog-Artikel: "Erdgas: deutlich klimaschädlicher als gedacht" |
[2] | Daten zu Erdgas von Agenda 21, http://www.agenda21-treffpunkt.de/daten/erdgas.htm |
[3] | "Das Desaster vor der Tür. Seit fast 20 Jahren strömen aus einem Bohrloch in der Nordsee große Mengen des Treibhausgases Methan", http://www.zeit.de/2010/24/Nordsee-Bohrloch-Methan, ZEIT online |
[4] | T. Traber und H.-J. Fell, "Erdgas leistet keinen Beitrag zum Klimaschutz", Studie der Energy Watch Group (2019), http://energywatchgroup.org/wp-content/uploads/EWG_Erdgasstudie2019.pdf |
Siehe auch: Methan, Biogas, EE-Gas, synthetisches Erdgas, Schiefergas, Tight Gas, Fracking, Gaskondensat, Brennstoff, Kraftstoff, Erdgasfahrzeug, Gasheizung, Brennwertkessel, Erdöl, fossile Energieträger, Versorgungssicherheit, Abfackelung, Biomethan
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