Kohleflözgas – Aufstieg eines Energieträgers - RDB eV

Bergbau
Kohleflözgas – Aufstieg eines Energieträgers
Kohleflözgas ist ein Methanreiches
Gas aus Kohle, dessen
Nutzung weltweit steigt. Dank des
weltweit zunehmenden Energiebedarfs
ist die Förderung von
Kohleflözgas, welches zu den
nicht-konventionellen Gasen
gerechnet wird, wirtschaftlich
interessant. Diese nicht-konventionellen
Gase hatten 2007 bereits
einen Anteil an der Welt-Erdgasförderung
von 6 %, mit ansteigendem
Trend. 2007 wurden weltweit
45,7 Mrd. m³ Kohleflözgas
gefördert (Bild 1). Dies entspricht
einem Energieinhalt von 39 Mio. t
SKE. Kohleflözgas wird noch über
sehr lange Zeiträume als Energieträger
zur Verfügung stehen, da
es kohlebürtig ist und die weltweite
Kohleversorgung mindestens
bis 2100 aus geowissenschaftlicher
Sicht unkritisch ist [1].
Gase aus Kohlen unterscheiden
sich in Herkunft und Zusammensetzung.
Daher sind folgende Begriffe üblich:
Kohlegas ist ein Oberbegriff
für natürlich gebildete Gase aus
der Kohle sowie für über die technische
Kohlevergasung erzeugte
Gase.
Kohleflözgas ist der Oberbegriff
für alle natürlichen Gase aus der
Kohle, wie Flözgas und Grubengas
(Bild 2). Flözgas ist das
aus Kohleflözen in unverritztem
Dr. Thomas Thielemann, Köln*
Gebirge etwa durch eine Bohrung
freigesetzte Gas, im Englischen
coalbed methane (CBM) genannt.
Das durch Bergbautätigkeit im
Grubengebäude unmittelbar oder
nach Jahren austretende Kohle-
flözgas wird als Grubengas bezeichnet.
Es gliedert sich in das coalseam
methane (CSM), welches aus
dem aktiven Bergbaubetrieb
durch Absaugung und Grubenbewetterung
entfernt wird, und in
das coalmine methane (CMM),
das im stillgelegten Bergwerk
noch über Jahre aus den Flözen
entweichen kann.
Kohleflözgas ist in allen Kohlelagerstätten
zu erwarten, deren Kohlen das Reifestadium
der Flammkohle bzw. „high volatile
bituminous B coal“ (d. h. 0,7 % VRr,
VR = Vitrinitreflexion) erreicht oder überschritten
haben, so dass es zu einer umfangreichen
Methanbildung kam. Daneben
müssen die Versenkungsgeschichte der
Lagerstätte und die heutige geologische
Situation eine Gasspeicherung erlauben.
Die höchsten Gasinhalte sind in Fett- bis
Magerkohlen zu erwarten, während sich
die hohe Inkohlung des Anthrazits negativ
auf die Gasführung auswirken kann.
Braunkohlelagerstätten sind aufgrund ihrer
geringen Maturität für eine Kohleflözgasnutzung
nicht relevant.
*Dr. Thomas Thielemann,
RWE Power AG, Abt. PBT-M
Stüttgenweg 2, 50935 Köln
Tel.: 0221/4800
email: thomas.thielemann@rwe.com
1 Entwicklung der weltweiten Kohleflözgasförderung von 1970 bis
2007 Grafik: RWE Power AG
Reserven und Ressourcen
Nach heutigem Kenntnisstand verfügen
78 Staaten über Kohleflözgasressourcen.
Derzeit sind in 56 Staaten die Bedingungen
so günstig, dass neben den Ressourcen ein
weiterer Teil der Vorkommen als wirtschaftliche
Reserven ausgewiesen wurde. Diese
Reserven haben eine statische Reichweite
von mindestens 23 Jahren. Die Gewinnung
von Kohleflözgas erfolgt derzeit vor allem in
den USA, in Australien, Kanada, China, Indien,
Deutschland, Großbritannien, Polen,
Russland und der Ukraine.
Die Kohleflözgasressourcen der Welt
beliefen sich 2007 auf 235 T.m³ (ca. 201
Gt SKE). Davon verfügt Russland mit 80 T.
m³ (= Billionen m³) über die größten Ressourcen,
gefolgt von Kanada mit durchschnittlich
54,5 T.m³, China (35 T.m³), Australien
(14 T.m³), der Ukraine (12 T.m³), den
USA (11 T.m³) und Indien (4 T.m³). Zu den
Ressourcen sind noch 1,051 T.m³ an wirtschaftlich
gewinnbaren Reserven zu addieren.
Das hohe Ressourcen:Reserven-
Verhältnis von 221:1 deutet auf den noch
geringen Explorationsgrad dieses Rohstoffes
hin. Folglich ist in den kommenden
Jahren mit einer steigenden Nutzung von
Kohleflözgas zu rechnen.
In Russland, Kanada und China führte
eine umfangreiche Exploration zu Reserven
von jeweils über 130 G.m³ (= Milliarden
m³; Bild 3). In den USA, dem Land mit seit
30 Jahren ausgedehnten Explorationstätigkeiten,
ließen diese Aktivitäten die Reserven
sogar auf gut 480 G.m³ ansteigen. Das lässt
den Schluss zu, dass die weltweit zunehmende
Exploration auf Kohleflözgas die Reserven
in den nächsten Jahren weiter steigern
wird. Länder mit kleineren, aber umfangreich
genutzten Reserven sind z.B. Tschechien
(3,5 G.m³), Deutschland (2,2 G.m³), Polen
(1,9 G.m³) und Großbritannien (1 G.m³).
2 Gliederungsübersicht für Kohleflözgas. Entsprechend ihrer Herkunft
enthalten die Gase unterschiedliche Gehalte an Einzelsubstanzen.
KWs = Kohlenwasserstoffe. [2]
bergbau 2/2008 63

Bergbau
Förderung, Handel und
Verfügbarkeit
Die globale Förderung von Kohleflözgas
zur Wärme- und Stromproduktion
stieg in den letzten Jahren deutlich. Waren
es 1984 noch 23 G.m³ [3], stieg diese
Zahl bis 2001 um 84 % auf etwa 42,3 G.
m³ [4]. Bis 2007 nahm die Produktion noch
einmal um 8 % auf 45,7 G.m³ zu (Bild 1).
Dieser Trend zeigt die besonders in einigen
Industrieländern rasante Entwicklung
der Kohleflözgasnutzung. Daneben
werden jedoch jedes Jahr in der gleichen
Größenordnung Methanmengen aus dem
Kohlebergbau ungenutzt in die Atmosphäre
freigesetzt. Hier ist noch viel zu tun.
Die Kohleflözgasförderung ist weiterhin
besonders dominiert von den USA. 88,7 %
der Weltförderung 2007 entfallen auf dieses
Land (40,5 G.m³). 2001 waren es noch
93,7 %. Dieses zeigt, dass auch andere
Staaten eine steigende Kohleflözgasproduktion
aufweisen. Hinter den USA folgen
Australien mit 2,2 % (1,1 G.m³), China mit
1,5 % (0,69 G.m³), und Deutschland mit
1,3 % (0,57 G.m³).
Für nicht-konventionelle Erdgase wie
das Kohleflözgas ist es charakteristisch,
dass ihre Nutzung nur nach technischen
Neuerungen oder steuerlichen Vergünstigungen
wirtschaftlich wird. In den USA gab
es seit den 1980er Jahren steuerliche Anreize,
Kohleflözgas zu nutzen („section 29
tax credits“). Die Resonanz war in den ersten
Jahren zurückhaltend. Ende der 1980er
und zu Beginn der 1990er Jahre kam es zu
einem Anstieg der Bohrtätigkeit [5], da diese
Vergünstigungen nur für Bohrungen galten,
die bis Ende 1992 niedergebracht worden
waren. Im Gesetz gab es die Auflage,
diese steuerlich geförderten Bohrungen bis
Ende 2002 in Produktion bleiben zu lassen.
Dass es ab 2003 nicht zu einem Einbruch
in der US-Produktion kam, ist ein weiteres
Zeichen dafür, dass die Kohleflözgasproduktion
wirtschaftlich ist.
In Russland könnte Kohleflözgas in den
nächsten Jahren noch interessanter werden,
da Russland den eigenen Kohlebedarf
durch Ersatzbrennstoffe drosseln möchte.
Erdgas scheidet als Ersatz aus, da es verstärkt
als Devisenbringer exportiert werden
soll. Viele russische Kohlegruben könnten
mit Grubengas anstelle von Kohle einen
Teil ihres Energiebedarfs decken. Nach [6]
können im Kusnetsk-Becken je nach Grube
zwischen 5 und 50 % der benötigten
Energie aus dem bisher kaum genutzten
Grubengas gewonnen werden.
China ist eines der kohlereichsten Länder
und verfügt über die drittgrößten Kohleflözgasreserven
der Welt (139,4 G.m³). Die
hohe Bevölkerungsdichte sowie die rasante
industrielle Entwicklung bei gleichzeitig
ineffizienter und umweltbelastender Kohleindustrie
machen eine rasche Erschließung
64 bergbau 2/2008
3 Verteilung der globalen Kohleflözgasreserven 2007 von 1.051 G.m³ (Mrd. m³)
Grafik: RWE Power AG
des Kohleflözgaspotenzials erforderlich.
Die chinesische Regierung engagiert sich
in der Entwicklung von Flözgasvorkommen
und gründete 1995 die China Coalbed Methane
Corporation. Ihr Ziel war, mit Hilfe
ausländischer Firmen die Kohleflözgasförderung
bis zum Jahr 2000 auf 1 G.m³ zu
steigern. Vor allem begrenzte finanzielle
Mittel und eine marode Infrastruktur führten
dazu, dass im Jahr 2000 nur 40 % und
auch 2007 nur 70 % dieses Ziels erreicht
wurden.
Kohleflözgasnutzung in
Deutschland
Im 20. Jahrhundert wurden die abgesaugten
Gase zunehmend energetisch genutzt.
Ab 1908 verwertete man Grubengas
(CSM) im Saarland für die Dampferzeugung.
1948 wurde in der Grube Hirschbach
die erste CSM-Gasabsauganlage in Betrieb
genommen. Bis 1954 kamen 12 weitere
Anlagen hinzu. Inzwischen existiert im
Saarland ein 93 km langes Grubengasverbundnetz,
welches ein Stahlwerk, die chemische
Industrie, eine Kokerei, Kraftwerke
und Wärmezentralen mit Gas versorgt. Im
Ruhrgebiet wird seit 1943 testweise [7] und
seit 1948 dauerhaft Gas (CSM) abgesaugt
[8] und verwertet. Der Anteil der Verwertung
stieg bis 2000 auf etwa 80 % und verbleibt
auf diesem hohen Niveau.
Seit Anfang der 1990er Jahre gab es
in Deutschland Versuche, Flözgas (CBM)
zu fördern. Ein Konsortium aus der Ruhrkohle
AG, der Ruhrgas AG und der amerikanischen
Conoco teufte bis 1997 im
Münsterland 2 Bohrungen (Rieth, Natarb)
im Erlaubnisfeld „Sigillaria“ ab, gab das
Projekt jedoch aufgrund geringer Gasförderung
auf. Im Saarland brachte die DSK
AG (ehem. Saarberg AG) ebenfalls 2 Boh-
rungen (Aspenhübel in 1997, Weiher 1
in 1999) bis in flözführendes Oberkarbon
nieder. Die Gasführung war höher als im
Ruhrgebiet. Die CBM-Produktionssituation
am Standort Aspenhübel im Sommer 1998
zeigt Bild 4. Doch selbst in der gasreichsten
Bohrung Weiher 1 lag die anfängliche
maximale Förderrate nur bei 2500 m³/d
und fiel bis auf 200 m³/d nach 6 Monaten
ab. Für einen wirtschaftlichen Betrieb
wären mindestens 6000 m³/d erforderlich
gewesen. Damit waren auch die CBM-
4 Flözgasproduktion (CBM) am Standort Aspenhübel
im Saarland (August 1998)
Foto: T. Thielemann
Projekte im Saarland nicht wirtschaftlich.
Günstig sieht die Situation beim Grubengas
aus. Dieser Energieträger wird in
Deutschland bereits seit 1908 genutzt. Im
Jahr 2001 wurden in Deutschland 237,5
Mio. m³ Kohleflözgas aus aktiven und stillgelegten
Bergwerken (CSM und CMM)
verwertet. Davon stammten 145,3 Mio. m³
aus dem Saarland, 72,1 Mio. m³ aus Ibbenbüren
und 63,2 Mio. m³ aus dem Ruhrrevier
(Bild 5).
Seit dem Inkrafttreten des Erneuerbare-
Energien-Gesetzes (EEG) am 01.04.2000
wird verstärkt auch Grubengas aus stillgelegten
Gruben gefördert. Aus Grubengas

5 Grubengasförderung (CSM) an der aktiven Grube Prosper bei
Bottrop (April 2004) Foto: T. Thielemann
wird erfolgreich Wärme und Strom produziert.
Zur Bündelung der Betreiberinteressen
wurde am 31.10.2001 in Oberhausen
die „Grubengasinitiative NRW“ gegründet.
Inzwischen sind die „claims“ im Inland abgesteckt
und die Betreiber eruieren Aktivitäten
im Ausland.
Nach Angaben des Interessenverbandes
Grubengas e. V. (IVG) wurden in NRW
im Jahr 2007 im stillgelegten Bergbau 48,7
Mio. m³ Grubengas gefördert. Daraus wurden
etwa 71 GWh Strom und 33,7 GWh
Wärme erzeugt und so gut 313000 t an
CO2-Emissionen vermieden (http://www.
grubengas.de).
Beispiele für die Gasförderung (CMM)
aus stillgelegten Grubenbauen zeigen die
Bilder 6 und 7.
6 Grubengasförderung (CMM) am Standort
LÜNTEC in Lünen-Brambauer (November
2002) Foto: T. Thielemann
Recht
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)
garantiert dem Produzenten von Grubengasstrom
eine Einspeisevergütung. Sie
betrug nach §4 EEG ab dem 01.04.2000
0,15 DM (0,08 €)/kWh und für Strom aus
Anlagen über 500 MW ab diesem Anteil
höherer Leistung 0,13 DM (0,07 €)/kWh.
Neuanlagen erhalten nach §9 EEG einen
Bestandsschutz über 20 Jahre. Die Höhe
der Einspeisevergütung ist variabel und
wird nach §12 EEG alle 2 Jahre Ende Juni
überprüft und ggf. zum 01. Januar des
Folgejahres angepasst. Die energetische
Nutzung von Grubengas wirft juristische
Fragen auf: Wer hat die Nutzungsrechte
an dem Grubengas? Muss der alte Bergbautreibende
oder der neue Grubengasproduzent
für Bergbaufolgeschäden aufkommen?
Denn der neue Nutzer profitiert
von dem vergangenen – und eventuell
Bergschäden verursachenden – Steinkohlebergbau,
da erst durch die Kohlegewinnung
das Grubengas zugänglich wurde.
Andererseits ist die Grubengasnutzung
im gesellschaftlichen Interesse, da sie
die Nettoemissionen von Treibhausgasen
(hier: Methan) reduziert und somit
dem Leitgedanken der Nachhaltigkeit entspricht.
Folglich wird die Grubengasnutzung
im EEG honoriert.
Bei der Grubengasnutzung sind Belange
aus dem Bergrecht, dem Immissionsrecht,
dem Bodenschutzrecht sowie dem
Polizei- und Ordnungsrecht betroffen. Die
Rechtssprechung wird bei [9] sowie [10]
dargelegt.
Auf internationaler Ebene wird die Nutzung
von Grubengas als Teil des Emissionshandels
gesehen. Jener Teil des an
einem stillgelegten Bergwerk produzierten
Methans, der durch die natürliche Ausgasung
innerhalb weniger Jahrzehnte auch
ohne menschlichen Eingriff in die Atmosphäre
entwichen wäre (sog. Referenzfall),
kann vom Grubengasproduzenten in
Form von Emissionszertifikaten genutzt
werden. Denn die Verbrennung von Methan
zu CO2 senkt den Treibhauseffekt
dieses Gases um den Faktor 23.
Sowohl vom Exekutivrat des Clean Development
Mechanisms als auch von dem
für JI-Projekte zuständigen Aufsichtsgremium
(Joint Implementation Supervisory
Bergbau
7 Grubengasförderung (CMM) am stillgelegten Schacht Westfalen 6
bei Ahlen (April 2004) Foto: T. Thielemann
Committee) werden internationale Projekte
der Grubengasnutzung so behandelt.
Nur die deutsche Emissionshandelsstelle
(DEHSt) ist derzeit nicht bereit, deutsche
Grubengasprojekte nach international anerkannten
Standards im Emissionshandel
anzuerkennen. Dieses ist bedauerlich,
da so einer der (international gängigen)
Anreize für die Anwendung dieser relativ
klimafreundlichen Technologie in Deutschland
entfällt.
Literatur
[1] Thielemann, T., Schmidt, S., Gerling, J.P.
(2007): Braun- und Steinkohle: Energielieferanten
für den Weltbedarf bis in das Jahr 2100 -
ein Ausblick. – Glückauf, 143 (3): 116 bis 123;
Essen.
[2] Thielemann, T. (2002): Kohleflözgas in
Deutschland. – BGR Commodity Top News, 17:
4 Seiten; Hannover (http://www.bgr.de/b121/
ctn1702.pdf).
[3] Bibler, C.J., Marshall, J.S. & Pilcher, R.C.
(1998): Status of worldwide coal mine methane
emissions and use. – Int. J. Coal Geol., 35: 283
bis 310; Amsterdam.
[4] BGR (2003): Rohstoffwirtschaftliche Länderstudien.
Heft XXVIII, Reserven, Ressourcen
und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2002
(„Energiestudie 2002“). – 426 Seiten, Hannover.
[5] GRI (1999): North American Coalbed Methane
Resource Map. – Gas Research Institute,
1 Karte; Chicago.
[6] EPA (2003): Reducing methane emissions
from coal mines in Russia: A handbook for expanding
coalbed methane recovery and use in
the Kuznetsk coal basin. – EPA 430-D 95-001:
64 Seiten; Washington (Environmental Protection
Agency).
[7] Weddige, A. & Bosten, J. (1944): Künstliche
Ausgasung eines Abbaufeldes und Nutzbarmachen
des Methans für die Gasversorgung. –
Glückauf, 80(23/24): 241 bis 250; Essen.
[8] Mende, H. & Trösken, K. (1950): Einrichtung
einer Methanabsaugeanlage auf der Zeche
Hansa unter Tage. – Glückauf, 86(1/2): 1 bis 11;
Essen.
[9] Kremer, E. & Neuhaus gen. Wever, P. (2001):
Bergrecht. – Studienbücher Rechtswissenschaft,
170 Seiten; Stuttgart (Kohlhammer).
[10] Frenz, W. (2001): Bergrecht und Nachhaltige
Entwicklung. – Schriften zum Öffentlichen
Recht, Band 841, 111 Seiten; Berlin (Duncker
& Humblot).
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