Strom aus der Kohlegrube

RAG plant 25 bis 30 Grubengas-BHKW auf Steinkohlezechen

Die RAG Aktiengesellschaft will flächendeckend in stillgelegten und aktiven Steinkohlebergwerken Grubengas verstromen. Dazu wurden mit Partnern die Minegas GmbH und die Mingas-Power GmbH gegründet. In 25 bis 30 BHKW-Anlagen sollen schon bald rund 450 Mio. kWh elektrische Energie jährlich erzeugt werden. Die erste Anlage ging in Lünen in Betrieb.

23. November 2001

Grubengas ist gefährlich. Für die Kumpel unter Tage stellt das explosive und schwer kontrollierbare Methan-Luft-Gemisch eine Bedrohung dar und muss mittels aufwändiger Belüftungssysteme ständig abgesaugt werden. Zudem ist Methan ein so genanntes Treibhausgas: Entweicht es unkontrolliert in die Atmosphäre, trägt das Gas mit 21-fach stärkerer spezifischer Wirkung als Kohlendioxid zum Treibhauseffekt in der Erdatmosphäre bei.

Grubengas ist aber auch nützlich und kann als Energieträger eingesetzt werden. Die RAG Aktiengesellschaft, Essen, will das im Steinkohlenbergbau anfallende Grubengas in großem Stil zur Energiegewinnung nutzen. Aus stillgelegten und aktiven Bergwerken sollen an 25 bis 30 Standorten mittels Verbrennung in Blockheizkraftwerken (BHKW) Strom und Wärme erzeugt werden.

Der Startschuss für das Grubengas-Projekt fiel im Juni 2001 auf dem Gelände der ehemaligen Zeche Gneisenau in Lünen. 112 Jahre lang wurde dort Steinkohle abgebaut, zu Spitzenzeiten mehr als 4 Mio. t/a mit knapp 6.000 Beschäftigten. 1985 wurde Gneisenau geschlossen, der Schacht Kurl III jedoch weiter zur Versorgung des benachbarten Bergwerks Aden genutzt, bevor dieser 1998 verfüllt wurde. Nun nutzt die RAG den ehemaligen Seilfahrt- und Materialschacht wieder auf wirtschaftliche Weise, indem sie das vor Ort anfallende Grubengas absaugt. Zwei Deutz-Motoren mit je 1.350 kW elektrischer Leistung wandeln es in einer Containeranlage in elektrische Energie um, die ins Netz der Stadtwerke Lünen eingespeist wird. In Kürze soll ein drittes Modul gleicher Größe in Betrieb gehen.

Die Minegas GmbH mit Sitz in Herne, ein Joint-Venture der RAG (74,8 % der Anteile), der G.A.S. Energietechnik GmbH, Krefeld, und der Lambda Gesellschaft für Deponiegastechnik mbH, Wuppertal (beide je 12,6 %), soll die Grubengasverstromung in stillgelegten Bergwerken kommerziell betreiben. Für die Nutzung von Grubengas aus aktiven Zechen an der Ruhr und in Ibbenbüren wird nach Freigabe durch das Bundeskartellamt die Mingas-Power GmbH verantwortlich sein, ein Gemeinschaftsunternehmen der RAG (60 %) und der RWE Power AG (40 %). Die Bergwerke an der Saar sind von den Aktivitäten beider Unternehmen nicht berührt. Die RAG Saarberg AG betreibt ein lokales Leitungsnetz in Eigenregie, in das die Bergwerke Grubengas zur Verwertung in naheliegenden Stahlwerken, Kraftwerken und Fernwärmerzeugungsanlagen einspeisen.

In den nächsten zwei Jahren soll im Ruhrgebiet auf Grubengasbasis ein Park fernüberwachter dezentraler Blockheizkraftwerke mit einer elektrischen Leistung von rund 50 MW entstehen, in dem laut RAG-Kalkulation jährlich etwa 450 Mio. kWh Strom erzeugt werden können. Dies entspricht dem Elektrizitätsverbrauch von rund 140.000 Haushalten. Die jährliche CO2-Entlastung durch die Grubengasverstromung beziffern die RAG-Experten auf ein Äquivalent von rund 2,5 Mio. t/a.

Die Investitionskosten für ein BHKW-Modul mit 1,25 MW elektrischer Leistung liegen laut RAG bei rund 2,5 Mio. DM. Wirtschaftlich darstellbar wurde die Grubengasverstromung erst durch die Entscheidung der Bundesregierung, Strom aus Grubengas den regenerativen Energien gleichzustellen und zu fördern. Gemäß § 4 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) unterstützt der Bund die Erzeugung mit 15 Pf/kWh für die ersten 0,5 MW Leistung einer jeden Anlage und mit 13 Pf/kWh für darüber hinaus gehende Leistungskapazität. Das EEG gewährt für diese Regelung einen Bestandsschutz von 20 Jahren vom Zeitpunkt der Inbetriebnahme an gerechnet. Elektrizität aus Grubengas lässt sich als „grüner Strom“ vermarkten. An Standorten mit geeigneten Abnehmern soll die anfallende Wärme ausgekoppelt und ebenfalls genutzt werden.

Mit der EEG-Förderung sind die Risiken der Grubengasverstromung allerdings noch nicht komplett vom Tisch. Grundsätzlich erwartet man bei der RAG zwar Gashöffigkeit bis ins nächste Jahrzehnt, doch ob der Methangehalt des abgesaugten Gas-Luft-Gemischs stabil bleibt, ist ebenso ungewiss wie die hydrogeologische Entwicklung der Lagerstätten. Diese Faktoren gilt es bei jedem Projekt im Vorfeld möglichst genau abzuschätzen.

„Die Energieversorgung der Zukunft verlangt von uns kreative, flexible und innovative Lösungen“, sagte RAG-Chef Karl Starzacher bei der Einweihung der Anlage in Lünen. Mobile BHKW zur Grubengasverstromung seien auf Fragen nach der Energiezukunft eine mögliche und vielversprechende Antwort. Im nächsten Schritt strebe sein Unternehmen an, Steinkohlegruben auch zur Gewinnung von Erdwärme zu nutzen.

Langfristig soll die Methangas-Initiative keineswegs auf Deutschland beschränkt bleiben. Bei der international aufgestellten RAG sieht man weltweit erhebliche Potenziale für das in Lünen erstmals realisierte Technologiekonzept, insbesondere in Osteuropa. In Wyoming/USA wird das in Steinkohlenlagerstätten enthaltene Methan auf mehreren Feldern mit Hilfe von rund 100 Förderbrunnen gewonnen und ins lokale Erdgasnetz eingespeist. Mittelfristig soll die Zahl der Brunnen erhöht werden. In Pennsylvania und im australischen Queensland befinden sich darüber hinaus weitere Projekte in der Entwicklung.

Erschienen in Ausgabe: 10/2001