Erdgastechnologien für den Ausbau der Stromerzeugungskapazität

Eine Gasturbine erzeugt Strom, anschließend treibt ihr 500–600 °C heißes Abgas einen Abhitzedampferzeuger und eine Dampfturbine an und liefert so eine zweite Erzeugungsrunde aus demselben Brennstoff. Maschinen der H-Klasse überschreiten 64% Nettowirkungsgrad; damit ist CCGT die effizienteste verfügbare thermische Erzeugung und die Standardwahl, wenn ein Versorger große Blöcke gesicherter, regelbarer Leistung braucht.

Eine Gasturbine ohne nachgeschalteten Dampfprozess. Der geringere Wirkungsgrad ist der Preis für Schnelligkeit in zweierlei Hinsicht: Aeroderivative Einheiten erreichen die Volllast in weniger als zehn Minuten, und sie lassen sich weit schneller genehmigen und errichten als ein GuD-Kraftwerk. Diese Technik bauen Versorger zu, wenn die Restriktion in den Spitzenstunden oder der Reserveleistung liegt und nicht in der Jahresarbeit.

Blöcke aus großen Gasmotoren statt einer einzelnen Turbine. Der Wirkungsgrad bleibt im Teillastbetrieb stabil, wo Turbinen abfallen, die Einheiten erreichen die Volllast in weniger als fünf Minuten, und die Leistung kommt in kleinen Schritten — so lässt sich eine Anlage auf das tatsächliche Lastwachstum auslegen statt auf eine Zehnjahresprognose. Der Ausfall eines Motors kostet einen Bruchteil der Anlage, nicht die ganze.

Keine eigene Antriebsmaschine, sondern eine Konfiguration: Die Wärme, die jede der obigen Technologien abgibt, wird aufgefangen und als Wärme verkauft. Der Gesamtbrennstoffnutzungsgrad steigt über 90%, sobald die Wärme einen Abnehmer hat. Für den Kapazitätsausbau zählt das, weil so nutzbare Energie hinzukommt, ohne dass mehr Brennstoff eingesetzt wird — das günstigste Megawatt ist das, das ohnehin schon weggeworfen wird.

Eine lineare Reaktion treibt einen Magneten durch eine Spule statt einer Kurbelwelle oder Turbine — ohne Verbrennungsflamme, sodass die Maschine mit Erdgas, Biogas, Ammoniak oder Wasserstoff läuft und ohne Hardwareänderung zwischen ihnen wechselt. Laständerungsraten im Sekundenbereich und niedrige NOx-Werte ohne Abgasnachbehandlung machen sie gut geeignet für Campus-Standorte, die der Last folgen oder auf Abrufsignale des Netzes reagieren müssen.

Elektrochemische Umwandlung statt Verbrennung, was die thermodynamische Obergrenze umgeht, die Motoren und Turbinen begrenzt — SOFC erreicht 51–61% elektrischen Wirkungsgrad in überschaubaren Größenordnungen, wo eine Turbine gleicher Leistung kaum 40% schaffen würde. Nahezu keine NOx- und SOx-Emissionen vereinfachen die luftrechtliche Genehmigung an innerstädtischen Standorten, und das heiße Abgas passt gut zur Fernwärmeauskopplung.

Eine Turbine, die von Tag eins an für wechselnde Erdgas-Wasserstoff-Gemische ausgelegt ist und ohne Austausch der Maschine auf 100% Wasserstoff umgestellt werden kann. Leistung, die 2026 zugebaut wird, läuft 2060 immer noch, sodass die Brennstofffrage in Wahrheit eine Frage gestrandeter Vermögenswerte ist. Die wasserstofffähige Auslegung kostet heute wenig und nimmt dieses Risiko heraus.

Oxyfuel-Verbrennung mit überkritischem CO₂ als Arbeitsmedium, die einen reinen, pipelinefähigen CO₂-Strom als systemimmanentes Produkt liefert statt als nachgerüsteten Abscheidungsschritt. Es ist der einzige Gasprozess, der regelbare Leistung bei nahezu null Emissionen bereitstellt, ohne einen Wirkungsgradverlust, der die Abscheidung unwirtschaftlich machen würde — kommerziell noch ein Erstprojekt seiner Art, aber die glaubwürdigste Antwort auf gesicherte Leistung unter einem Netto-Null-Auftrag für das Netz.

Erzeugung hinter dem Zähler

Ein Campus mit 300 MW, der seine eigene Erzeugung baut, ist eine Last von 300 MW, die der Versorger nie bedienen muss. Aus Sicht des Versorgers ist das nicht davon zu unterscheiden, 300 MW Leistung zuzubauen — nur dass sie in 18–24 Monaten statt in 5–7 Jahren da ist und den Versorger nichts kostet.

Regelbare Last

AI-Rechenleistung ist eine der wenigen großen Lasten, die sich innerhalb von Sekunden wirklich abwerfen und wieder zuschalten lässt. Zusammen mit Speichern wird ein Campus zu einer Ressource, die der Versorger in der Spitze abrufen kann, statt zu einer Belastung, um die herum er planen muss — das setzt bestehende Kapazität frei, statt neue zu bauen.

Wärmeauskopplung

Zurückgewonnene Wärme mit 50 °C, die in ein Fernwärmenetz eingespeist wird, ersetzt Gaskessel in den versorgten Gebäuden. Das ist Wärmebedarf, der dauerhaft aus dem System verschwindet, und es ist der Grund, warum ein Rechenzentrum für ein angespanntes Netz unter dem Strich ein Zugewinn sein kann statt einer Entnahme.