Gaskraftwerke

Erdgas erzeugte 2025 rund 6.900 TWh, etwa 22 % des weltweiten Stroms, und liegt damit nur hinter der Kohle. In den meisten Stromsystemen ist es der Brennstoff für den Ausgleich: GuD-Kraftwerke liefern große Energiemengen, schnell startende Turbinen und Motoren decken Spitzen, und in vielen Märkten bestimmt Gas über weite Teile des Jahres den Großhandelspreis. Gaskraftwerke sind flexibel, billig im Bau und stoßen pro kWh etwa halb so viel CO₂ aus wie Kohlekraftwerke. Dagegen stehen schwankende Brennstoffpreise, eine hohe Importabhängigkeit vieler Länder und Methan, das entlang der Lieferkette entweicht.

So funktioniert es

Pipelinegas besteht überwiegend aus Methan (CH₄, meist 85–95 %) mit etwas Ethan, Propan, Stickstoff und CO₂. Kraftwerke verbrennen es auf drei Arten.

Gasturbinen (Joule-Prozess). Ein Verdichter presst Luft auf das 15- bis 25-Fache des Atmosphärendrucks (in modernen Maschinen bis etwa 30). In der Brennkammer verbrennt das Gas bei Temperaturen, die in Maschinen der H- und J-Klasse inzwischen über 1.500 °C liegen. Das heiße Gas entspannt sich in der Turbine, die Verdichter und Generator antreibt. Das Abgas tritt mit rund 450–650 °C aus.

Gas-und-Dampf-Prozess. In einem GuD-Kraftwerk (CCGT) strömt dieses Abgas durch einen Abhitzekessel. Dessen Dampf treibt eine Dampfturbine an (Clausius-Rankine-Prozess), die ohne zusätzlichen Brennstoff rund 50 % mehr Strom liefert. Übliche Anordnungen sind eine Gasturbine mit einer Dampfturbine („1×1“) oder zwei Gasturbinen, die eine Dampfturbine speisen („2×1“).

Gasmotoren. Große Otto- oder Dual-Fuel-Motoren mit je 5–20 MW, wie sie Wärtsilä, MAN und Jenbacher bauen, werden zu Kraftwerken mit Dutzenden bis Hunderten Megawatt zusammengeschaltet. Sie starten in unter fünf Minuten und halten ihren Wirkungsgrad auch in Teillast. Damit passen sie gut auf Inseln, in Bergwerke und in Netze mit viel schwankender erneuerbarer Erzeugung.

Kraftwerksingenieure geben den Wirkungsgrad als Heat Rate an, also als Brennstoffenergie pro gelieferter kWh:

US-Daten beziehen sich auf den Brennwert (Hs). Europäische Angaben und Herstellerdaten nutzen meist den Heizwert (Hi), wodurch dieselbe Anlage rund 10 % effizienter aussieht, weil der Heizwert von Erdgas etwa 90 % seines Brennwerts beträgt. Der Rechner für den Energiegehalt von Brennstoffen rechnet zwischen Kubikmetern, Therm, MMBtu und MWh Gas um.

Die wichtigsten Bauarten

Den Wirkungsgradrekord für GuD-Kraftwerke halten Maschinen der H-Klasse in Japan und Frankreich mit knapp über 63–64 % (Hi). Selbst dann verlassen rund 37 % der Brennstoffenergie das Kraftwerk als Niedertemperaturwärme, die Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen für Fernwärme oder Industrie nutzen.

Wirkungsgrad und Kapazitätsfaktor

Der Kapazitätsfaktor von Gaskraftwerken hängt von ihrer Rolle und vom Gaspreis ab. In den USA lagen GuD-Anlagen in den letzten Jahren im Schnitt bei rund 55–60 % (EIA). Schiefergas war so billig, dass sie in manchen Jahren mehr liefen als Kohlekraftwerke. Offene Gasturbinen kommen meist auf 5–15 % und starten nur bei Lastspitzen, Ausfällen oder windarmen Abenden. In Europa sind GuD-Kraftwerke geringer und unregelmäßiger ausgelastet: Sie laufen mehr, wenn Gas einschließlich CO₂-Kosten günstiger ist als Kohle, und weniger, wenn Gas teuer ist oder viel Wind- und Solarstrom im Netz ist. Was diese Stunden für die Jahreserzeugung bedeuten, zeigt der Kapazitätsfaktor-Rechner.

Gaskraftwerke gehören zu den flexibelsten thermischen Erzeugern. Moderne GuD-Anlagen fahren mit 30–80 MW pro Minute hoch, Motoren und aeroderivative Turbinen starten aus dem Kaltzustand in Minuten. Deshalb stellen sie einen Großteil der Leistung für die Spitzenlast, die Betriebsreserve und die Absicherung von Wind und Solar. Der Haken: Häufiges An- und Abfahren erhöht die Wartungskosten und senkt den Wirkungsgrad.

Kosten

Gaskraftwerke sind billig im Bau und teuer im Betrieb, genau umgekehrt wie erneuerbare Energien und Kernkraft.

• Lazard LCOE+ 2024 (USA, ohne Förderung): GuD 45–108 $/MWh, Gas-Spitzenlast 110–228 $/MWh. Die Spannen gehen von US-Gaspreisen von einigen Dollar pro MMBtu und Kapazitätsfaktoren von 30–90 % (GuD) bzw. 10–15 % (Spitzenlast) aus.
• IEA/NEA Projected Costs 2020: GuD-Median von rund 71 $/MWh bei 7 % Kalkulationszins, einschließlich eines angenommenen CO₂-Preises von 30 $/t. Die regionalen Brennstoffpreise sorgen für eine große Streuung.
• NREL ATB und EIA AEO beziffern die reinen Baukosten neuer GuD-Anlagen auf rund 1.000–1.300 $/kW, Gasturbinen pro kW etwas niedriger.

Am Ende zählt der Brennstoff. Bei einer Heat Rate von 6,5 MMBtu/MWh verschiebt jeder Dollar pro MMBtu beim Gaspreis die Erzeugungskosten um rund 6,5 $/MWh. Bei US-Preisen am Henry Hub von 2–4 $/MMBtu kostet der Brennstoff 13–26 $/MWh. Zu den TTF-Preisen von 2022, als die Monatsmittel kurzzeitig über 200 €/MWh Gas lagen (rund 60 $/MMBtu), kostete allein der Brennstoff rund 350 € pro MWh Strom. Ein CO₂-Preis von 80 €/t verteuert GuD-Strom um rund 28–32 €/MWh. Rechne mit dem LCOE-Rechner selbst nach. Stell den Kapazitätsfaktor auf 10 %, dann siehst du, warum Spitzenlastkraftwerke pro MWh so teuer sind, obwohl sie wenig kosten.

LNG und der Weltgasmarkt

Länder ohne Pipelineanschluss importieren Flüssigerdgas (LNG), das auf rund −162 °C gekühlt und per Tanker verschifft wird. Verflüssigung, Transport und Regasifizierung verbrauchen rund 10–15 % der Energie des Gases und kosten mehrere Dollar pro MMBtu zusätzlich. Je nach Route erhöhen sie die Lebenszyklusemissionen außerdem um 10–40 %. Die USA wurden 2023 zum größten LNG-Exporteur der Welt, vor Katar und Australien. LNG hat die früher regionalen Gasmärkte teilweise miteinander verbunden: Ein kalter Winter in Asien treibt heute die Strompreise in Europa.

Fläche, Wasser und Material

Das Kraftwerk selbst braucht wenig Platz, ein GuD-Kraftwerk im Gigawattmaßstab oft nur wenige Hektar. Bohrstellen, Sammelleitungen und Pipelines in der Vorkette belegen viel mehr Fläche, vor allem in Schiefergasregionen. GuD-Anlagen brauchen pro MWh nur etwa ein Drittel des Kühlwassers von Kohle- oder Kernkraftwerken, weil der Gasturbinenteil seine Wärme über das Abgas abgibt. Die Auswertung des NREL (Macknick et al., 2012) nennt für GuD mit Kühlturm einen Medianverbrauch von rund 200 US-Gallonen pro MWh, bei Kohle und Kernkraft etwa 700. Luftgekühlte Kondensatoren senken das fast auf null, bei leichten Einbußen im Wirkungsgrad. Offene Gasturbinen brauchen fast gar kein Wasser.

CO2-Emissionen über den Lebenszyklus

Der Schornstein erzählt nur einen Teil der Geschichte. Methanlecks an Bohrlöchern, Verdichtern, Pipelines und LNG-Anlagen fallen stark ins Gewicht, denn das Treibhauspotenzial von Methan liegt über 100 Jahre bei rund 30 und über 20 Jahre bei rund 80 (IPCC AR6).

• IPCC AR5 WGIII Annex III (2014): GuD-Median 490 gCO2e/kWh, Spanne 410–650.
• UNECE 2021: GuD 403–513 gCO2e/kWh ohne Abscheidung. Mit CCS sinkt die Spanne auf rund 90–220 gCO2e/kWh, begrenzt durch Abscheideraten und Methan aus der Vorkette.
• Offene Gasturbinen emittieren wegen ihres geringeren Wirkungsgrads pro kWh 50–60 % mehr als GuD-Anlagen.

Wie viel tatsächlich entweicht, ist umstritten. Alvarez et al. (Science, 2018) maßen in der US-Lieferkette Emissionen von rund 2,3 % der Bruttoförderung, etwa 60 % mehr als das offizielle Inventar der EPA. Der Global Methane Tracker der IEA kommt zu dem Ergebnis, dass sich rund 40 % des Methans aus Öl und Gas ohne Nettokosten vermeiden ließen. Lebenszyklusstudien sehen den Punkt, an dem Gas auf 20 Jahre gerechnet seinen Klimavorteil gegenüber Kohle verliert, bei Leckraten im niedrigen einstelligen Prozentbereich. Auf 100 Jahre behält Gas bei den meisten realistischen Leckraten einen klaren Vorteil. Satelliten, die Großemittenten aufspüren, Programme zur Leckerkennung und -reparatur und die EU-Methanverordnung (die auch Importe erfasst) setzen genau hier an.

Sicherheit und Gesundheit

Gas verbrennt fast ohne Schwefeldioxid, Feinstaub oder Quecksilber. Stickoxide entstehen trotzdem; sie werden mit Trocken-Low-NOx-Brennern und selektiver katalytischer Reduktion begrenzt. Pro Energieeinheit schadet Gas der Gesundheit weit weniger als Kohle oder Öl. Markandya & Wilkinson (Lancet, 2007) schätzten für europäisches Gas rund 4 Todesfälle pro TWh. Die Zusammenstellung von Our World in Data kommt auf rund 2,8 Todesfälle pro TWh, gegenüber etwa 24,6 bei Kohle und 0,03 bei Kernkraft, Wind und Solar. Zu den Risiken der Lieferkette zählen Pipelineexplosionen, Blowouts an Bohrlöchern und Störfälle in Speichern wie Aliso Canyon (Kalifornien, 2015–2016) sowie lokale Belastungen von Luft und Wasser in der Nähe von Schiefergasförderung.

Wege zur Dekarbonisierung

CO₂-Abscheidung. Die Abscheidung mit Aminwäsche nach der Verbrennung ist bei GuD-Anlagen schwieriger als bei Kohle, weil das Abgas verdünnt ist (rund 4 % CO₂ gegenüber 12–14 % bei Kohle). Sie kostet 7–10 Prozentpunkte Wirkungsgrad. Das britische Projekt Net Zero Teesside Power (rund 740 MW, Investitionsentscheidung Ende 2024) soll das erste Gaskraftwerk mit CCS im kommerziellen Maßstab werden, mit einer Abscheiderate von bis zu 95 %.

Wasserstoffbeimischung. Die meisten neuen Turbinen können 30–50 Volumenprozent Wasserstoff verbrennen, die Hersteller peilen 100 % bis etwa 2030 an. Wasserstoff hat pro Volumen nur etwa ein Drittel der Energie von Methan; eine Beimischung von 30 Volumenprozent senkt das CO₂ deshalb nur um rund 10 %, und der Wasserstoff muss selbst CO₂-arm sein. Wie viel Strom dafür nötig ist, zeigt der Rechner für grünen Wasserstoff. Die Wirtschaftlichkeit erklärt die Seite zu grünem Wasserstoff.

Biomethan aus der anaeroben Vergärung kann fossiles Gas direkt ersetzen, das Angebot ist aber im Vergleich zum Bedarf des Stromsektors begrenzt.

Ausblick

Wohin sich Gaskraftwerke entwickeln, hängt von der Region ab. In den USA hat Schiefergas zwischen 2008 und 2024 die Kohle verdrängt; Gas liefert heute rund 40 % des US-Stroms. Der Strombedarf von Rechenzentren hat die Bestellungen neuer Turbinen wiederbelebt, und die Lieferzeiten für große Maschinen lagen 2025 bei mehreren Jahren. In Europa hat der Preisschock von 2022 den Ausbau erneuerbarer Energien und die Effizienz vorangetrieben, der Gaseinsatz zur Stromerzeugung ist gesunken. Gas bleibt aber die wichtigste Absicherung für dunkle, windstille Phasen und verdient Geld über Kapazitätsmärkte. Der Nahe Osten, Südostasien und Teile Afrikas bauen weiterhin große GuD-Flotten.

In einem klimaneutralen System verkaufen Gaskraftwerke am Ende eher Leistung als Energie. Sie laufen weniger Stunden als gesicherte Reserve neben Batteriespeichern und Windkraft und nutzen irgendwann CCS, Wasserstoff oder Biomethan. Welche Länder am stärksten von Gas abhängen, zeigt die Weltenergiekarte; der Technologievergleich stellt Kosten und Emissionen den Alternativen gegenüber.