Aardgascentrale: hoe werkt het en welke rol speelt het nog in de energietransitie?
Een aardgascentrale is een elektriciteitscentrale die aardgas verbrandt om stroom op te wekken. Denk aan een enorme versie van een straalmotor die niet een vliegtuig voortstuwt, maar een generator laat draaien: de hete verbrandingsgassen jagen een turbine rond, de turbine drijft een generator aan, en die generator zet de draaibeweging om in elektriciteit die via het net bij je stopcontact komt.
In Nederland en de rest van Europa vormen aardgascentrales al decennia een belangrijk deel van het elektriciteitspark. Ze zijn minder vervuilend dan kolencentrales, maar stoten nog altijd broeikasgassen uit. Juist daarom staan ze volop in de belangstelling: moeten ze verdwijnen nu zon en wind goedkoper worden, of blijven ze nodig als back-up voor de dagen dat het niet waait en de zon niet schijnt? En kunnen ze ombouwen op waterstof, zodat ze in de toekomst zonder CO2-uitstoot kunnen draaien?
Wat is het precies?
De meeste moderne aardgascentrales zijn zogeheten STEG-centrales, kort voor Stoom- en Gasturbine-centrale (in het Engels: CCGT, Combined Cycle Gas Turbine). Dat 'combined cycle' zit hem in twee stappen die na elkaar worden benut.
In de eerste stap wordt aardgas onder hoge druk verbrand in een gasturbine, een machine die in de kern lijkt op een straalmotor. De hete, snel uitzettende verbrandingsgassen duwen tegen de schoepen van een turbine, die daardoor gaat draaien. Die draaiende as is gekoppeld aan een generator, die de mechanische energie omzet in elektriciteit.
De uitlaatgassen van die gasturbine zijn nog altijd erg heet, vaak rond de 600 graden Celsius. In plaats van die warmte zomaar weg te blazen, leidt een STEG-centrale de hete gassen langs een ketel waarin water verdampt tot stoom. Die stoom drijft op zijn beurt een tweede turbine aan, een stoomturbine, die weer een eigen generator laat draaien. Zo wordt de restwarmte van de eerste stap alsnog benut voor extra stroomproductie.
Door deze combinatie halen moderne STEG-centrales een elektrisch rendement van ruim 55 tot circa 63 procent: dat percentage van de energie in het aardgas komt uiteindelijk als elektriciteit beschikbaar. Ter vergelijking: een simpele gasturbine zonder stoomcyclus (open cycle) haalt doorgaans maar 35 tot 40 procent, en oudere kolencentrales zaten rond de 35 tot 45 procent. Het hoge rendement van STEG-centrales is precies waarom ze relatief efficiënt zijn en, per opgewekte kilowattuur, minder CO2 uitstoten dan kolen- of oudere gascentrales.
Wat wil men ermee bereiken?
Aardgascentrales zijn nooit bedoeld geweest als eindpunt van de energievoorziening, maar wel als praktische tussenoplossing en aanvulling. Drie doelen spelen daarbij een rol.
Ten eerste flexibiliteit. Zon- en windenergie leveren stroom wanneer de natuur dat toelaat, niet wanneer wij daar behoefte aan hebben. Een aardgascentrale kan, anders dan een kerncentrale of kolencentrale, binnen enkele minuten tot een half uur op- en afgeschakeld worden. Daarmee vangt ze de schommelingen op wanneer wind en zon tekortschieten, bijvoorbeeld op een koude, windstille winteravond.
Ten tweede was aardgas lange tijd de 'schoonste' fossiele brandstof: bij verbranding komt per opgewekte eenheid energie beduidend minder CO2 vrij dan bij kolen, en vrijwel geen fijnstof of zwavel. Daarom werd gas gezien als een brug tussen kolen en een volledig duurzaam systeem.
Ten derde is er de ambitie om bestaande gascentrales geschikt te maken voor waterstof of om de uitgestoten CO2 af te vangen en op te slaan (CCS, Carbon Capture and Storage). Als dat lukt, kan een deel van het bestaande centralepark relevant blijven in een klimaatneutraal energiesysteem, zonder dat alles gesloopt en opnieuw gebouwd hoeft te worden.
Voorbeelden uit de praktijk
De Claus C-centrale in Maasbracht, in bedrijf sinds 2011 en eigendom van energiebedrijf RWE, geldt als een van de efficiëntste STEG-centrales van Nederland, met een elektrisch rendement dat richting de 60 procent gaat.
De Enecogen-centrale in de Rotterdamse haven, eveneens sinds 2011 operationeel en voortgekomen uit een samenwerking tussen Eneco en de voorloper van Uniper, levert stroom met een vermogen van enkele honderden megawatt en draait vooral in perioden van hoge vraag.
De Magnum-centrale in de Eemshaven is een bijzonder geval: ze werd oorspronkelijk ontworpen om ook kolen of biomassa via vergassing te kunnen verstoken, maar draait in de praktijk op aardgas. Eigenaar RWE onderzoekt en test hoe (een deel van) deze centrale kan overschakelen op waterstof, in combinatie met de grootschalige groene-waterstofplannen voor Noord-Nederland, zoals het NortH2-initiatief.
In het Verenigd Koninkrijk werd de Keadby 2-centrale, van energiebedrijf SSE Thermal en in gebruik genomen in 2022-2023, gepresenteerd als een van de meest efficiënte gasgestookte centrales ter wereld, met een claim van ruim 60 procent rendement dankzij de nieuwste generatie gasturbines.
Ook het Net Zero Teesside-project in het noordoosten van Engeland is illustratief: hier wordt gewerkt aan een nieuwe gascentrale die vanaf de start is uitgerust om CO2 af te vangen en op te slaan onder de Noordzee, met olie- en energiebedrijven als BP en Equinor als betrokken partners. Dit project bevindt zich in de bouw- en opstartfase en moet in de loop van de jaren twintig operationeel worden.
Hoe ver is de techniek?
De basistechniek van STEG-centrales is volwassen: dit soort centrales draait al sinds de jaren tachtig en negentig van de vorige eeuw en is wereldwijd op grote schaal toegepast. De laatste ontwikkelingen zitten vooral in twee sporen: nog hogere rendementen door betere turbinematerialen en -ontwerpen, en geschiktheid voor waterstof.
Turbinefabrikanten testen en leveren inmiddels 'hydrogen-ready' of waterstofgeschikte gasturbines, die op een mengsel van aardgas en waterstof kunnen draaien, met bijmengpercentages die in proefprojecten oplopen tot enkele tientallen procenten. Volledig op 100 procent waterstof draaien is technisch complexer, onder meer omdat waterstof anders verbrandt dan aardgas (sneller, met een andere vlamtemperatuur), wat aanpassingen aan branders en veiligheidssystemen vergt. Dit is nog grotendeels in de demonstratie- en pilotfase, niet in reguliere grootschalige toepassing.
Het afvangen van CO2 bij gascentrales (CCS) is technisch aangetoond, maar nog duur en pas op enkele plekken ter wereld operationeel of in aanbouw op centrale-schaal. De belangrijkste obstakels zijn de hoge investeringskosten, de noodzaak van CO2-opslaglocaties (vaak lege gasvelden onder de zeebodem) en de vraag wie deze extra kosten betaalt: de energieprijs, de belastingbetaler, of een combinatie via subsidies en CO2-beprijzing.
Daarnaast staat de toekomst van aardgascentrales onder druk door de dalende kosten van batterijopslag en andere flexibiliteitsopties, die op termijn een deel van de balanceringsrol van gascentrales kunnen overnemen. Hoe snel dat gaat, is onzeker en verschilt sterk per land en per elektriciteitsmarkt.
Wie werken eraan?
Grote Europese energiebedrijven als RWE, Vattenfall, Uniper, Engie en Eneco exploiteren aardgascentrales in Nederland en omliggende landen en investeren in de ombouw naar waterstof of CO2-afvang. In het Verenigd Koninkrijk is SSE Thermal een belangrijke speler, samen met partijen als BP en Equinor bij CCS-projecten zoals Net Zero Teesside.
Aan de technologiekant leveren fabrikanten als GE Vernova (voorheen onderdeel van General Electric), Siemens Energy en Mitsubishi Power de gasturbines en werken zij actief aan waterstofgeschikte turbines en hogere rendementen.
In Nederland houdt onderzoeksinstituut TNO zich bezig met de technische en systeemkant van de energietransitie, waaronder de rol van gascentrales en waterstof, terwijl Gasunie een centrale rol speelt in de aanleg van waterstofinfrastructuur die gascentrales in de toekomst van waterstof zou moeten voorzien. Ook de Rijksoverheid en de Rijksdienst voor Ondernemend Nederland (RVO) zijn betrokken via beleid, subsidies en vergunningverlening voor de ombouw en verduurzaming van bestaande centrales.