Der richtige Zeitpunkt für fettverbrennende Motoren

Seit 2011 sammelt das GHGRP der EPA jährliche Emissionsdaten von fast 8000 großen Industrieanlagen. (Foto: Adobe.)

Die Erdgasproduktion in den USA lag im Oktober und November bei durchschnittlich über 100 Milliarden Kubikfuß pro Tag (Bcf/d). Das Jahr 2022 dürfte mit einem Rekorddurchschnitt von 98,0 Bcf/d in die Geschichte eingehen. Die US-Energiebehörde (EIA) prognostiziert für 2023 ein Produktionswachstum von rund 2 % auf durchschnittlich 100 bis 101 Bcf/d .

Die Zusage der USA, zusätzlich 530 Milliarden Kubikfuß Flüssigerdgas (LNG) an europäische Länder zu liefern, um deren Bemühungen zum Ausbau der Gasversorgung zu unterstützen, führte im Jahr 2022 zu Rekordmengen an US-amerikanischem LNG, das nach Europa floss. Eine Studie des American Petroleum Institute (API) und der International Association of Oil and Gas Producers (IOGP) prognostiziert einen Anstieg der europäischen LNG-Nachfrage um 150 % im Zeitraum von 2021 bis 2040.

Parallel dazu wächst die Erkenntnis, dass die Welt die Auswirkungen des Klimawandels begrenzen muss. Methan, nach Kohlendioxid das zweithäufigste Treibhausgas, steht dabei im Fokus. Investoren, Aktionäre, Regierungen und die Bevölkerung prüfen gleichermaßen die Kohlenstoffintensität der fossilen Brennstoffproduktion. Dies treibt Energieerzeuger an , neue und innovative Wege zur Reduzierung ihrer Methanemissionen zu suchen.

Erdgasbetriebene Motoren, auch als Antriebsmaschinen bekannt, die die Kompressoren entlang der 4,8 Millionen Kilometer langen Pipelines in den kontinentalen USA mit mechanischer Energie versorgen, werden üblicherweise in drei Klassen unterteilt: Zweitakt-Magerverbrennung, Viertakt-Magerverbrennung und Viertakt-Fettverbrennung mit einer Lebensdauer von 50 bis 60 Jahren. Warum ist diese Unterscheidung wichtig?

Treibhausgas-Berichtsprogramm (GHGRP)

Diese Änderungen sind von Bedeutung, da die US-Umweltschutzbehörde (EPA) Änderungen an bestimmten Bestimmungen des Treibhausgas-Berichtsprogramms (GHGRP) vorschlägt, um die Qualität der im Rahmen des Programms erhobenen Daten zu verbessern. Seit 2011 erfasst das GHGRP der EPA jährliche Emissionsdaten von fast 8.000 großen Industrieanlagen und anderen Emittenten in den USA, die jährlich 25.000 Tonnen CO₂-Äquivalent (mtCO₂e) oder mehr ausstoßen. Laut EPA würden die vorgeschlagenen Änderungen die Datenqualität der Quellkategorie „Erdöl- und Erdgasversorgungssysteme“ (Unterabschnitt W) weiter verbessern, sodass das GHGRP weiterhin sowohl der EPA als auch der Öffentlichkeit als Instrument dient, um die Emissionen dieses Sektors zu verstehen.

Die in der vorgeschlagenen GHGRP-Regelung zitierten Studien weisen darauf hin, dass ein erheblicher Teil der Emissionen auf unverbranntes Methan zurückzuführen ist, das im Abgas von Erdgasverdichtermotoren mitgeführt wird – auch als „Verbrennungsschlupf“ oder „Methanschlupf“ bezeichnet. Die Studien belegen weiterhin, dass die im GHGRP berücksichtigten Emissionen von Erdgasverdichtermotoren deutlich unterschätzt werden, da der Verbrennungsschlupf nicht berücksichtigt wird.

Die EPA schlägt daher vor, die Methoden zur Bestimmung der Verbrennungsemissionen von Kompressormotoren zu überarbeiten und den Verbrennungsschlupf zu berücksichtigen. Berichtende sollen die für die neue Tabelle W-9 vorgeschlagenen Emissionsfaktoren gemäß Unterabschnitt W nach Motorbauart (z. B. Zweitakt-Magerverbrennung, Viertakt-Magerverbrennung, Viertakt-Fettverbrennung oder andere) verwenden. Im ursprünglichen Vorschlag gab die EPA an, dass die Änderungen am 1. Januar 2023 in Kraft treten und von den Berichtenden ab dem Berichtsjahr 2023 angewendet werden sollten, die bis zum 1. April 2024 einzureichen sind. Zum Zeitpunkt dieser Veröffentlichung ist noch unklar, wann die neuen Emissionsfaktoren in Kraft treten werden. Abbildung 1 zeigt einen Vergleich der aktuellen mit den vorgeschlagenen Emissionsfaktoren.

Abbildung 1: Aktuelle GHGRP-Emissionsfaktoren im Vergleich zu Tabelle W-9 zu Unterabschnitt W von Teil 98 vorgeschlagene Standard-Methanemissionsfaktoren für erdgasbetriebene Kompressorantriebe.

Wie aus den vorgeschlagenen Emissionsfaktoren hervorgeht, emittieren Viertaktmotoren mit fetter Verbrennung prinzipiell weniger Methan. Diese Motoren arbeiten nahe dem stöchiometrischen Luft-Kraftstoff-Verhältnis (16:1), bei dem theoretisch 100 % des Kraftstoffs und Sauerstoffs vollständig verbrannt werden. In der Praxis entspricht dies einem Verbrennungswirkungsgrad von etwa 99,7 % und führt zu einer Reduzierung der Methanemissionen um mehr als 90 %. Mit geeigneten Abgasnachbehandlungssystemen gleichen sich die Emissionswerte so an, dass für magere und fette Motoren nahezu identische Bedingungen erreicht werden können.

Inflationssenkungsgesetz (IRA)

Eine weitere Parallele dazu: Im August 2022 unterzeichnete Präsident Joe Biden den Inflation Reduction Act (IRA), der eine Abgabe auf Methanemissionen ausgewählter Unternehmen der Öl- und Gasindustrie vorsieht. Diese Abgabe betrifft Anlagen, die ihre Treibhausgasemissionen im Rahmen des GHGRP melden müssen. Ab dem 1. Januar 2024 beträgt die Abgabe zunächst 900 US-Dollar pro Tonne Methan und steigt nach zwei Jahren auf 1500 US-Dollar, was 36 bzw. 60 US-Dollar pro Tonne Kohlendioxidäquivalent entspricht.

Die IRA-Methanabgabe gilt für eine Teilmenge der Anlagen des Erdöl- und Erdgassystems, die zur Meldung von Treibhausgasemissionen verpflichtet sind, einschließlich mehrerer Midstream-Anwendungen: Onshore- und Offshore-Erdöl- und Erdgasförderung, Onshore-Erdgasverarbeitung, Onshore-Erdgastransportkompression, Untergrundspeicher, Onshore-Erdöl- und Erdgasgewinnung und -förderung sowie Transportpipelines.

Der Umfang der abgabepflichtigen Emissionen basiert auf den von der Anlage gemäß dem GHGRP der EPA gemeldeten Emissionen und einem Emissionsschwellenwert, der je nach Anlagentyp variiert:

• Bei Erdöl- und Erdgasförderanlagen gilt die Gebühr nur für die Anzahl der gemeldeten Tonnen Methan, die 0,2 % des von einer solchen Anlage zum Verkauf gelieferten Erdgases übersteigen.
• Bei Anlagen, die nicht der Produktion dienen, wie z. B. Sammel- und Förderanlagen, gilt die Gebühr für Methanemissionen, die 0,05 % des von der Anlage zum Verkauf gelieferten Erdgases übersteigen.
• Bei Erdgasfernleitungen gilt die Gebühr für Methanemissionen, die 0,11 % des zum Verkauf aus der Anlage gelieferten Erdgases überschreiten.

Mit den vorgeschlagenen Änderungen am GHGRP zur genaueren Berücksichtigung des Methanschlupfs im Motorabgas, kombiniert mit der Methanfüllung des IRA, bei der die Methanemissionen um 90 % reduziert werden , können fettverbrennende Motoren den wachsenden Bedarf der fossilen Brennstoffproduktion nachhaltig decken, sodass jetzt der „richtige Zeitpunkt für fettverbrennende Motoren“ gekommen ist.