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Hintergrund: Die Bezugsquellen und Transportwege von fossilem Erdgas werden sich in den kommenden beiden Dekaden diversifizieren. Veränderungen der Lieferstruktur, verbunden mit weiteren Transportentfernungen und dem Neubau von Pipelines sowie der verstärkte Einsatz von verflüssigtem Erdgas (LNG - Liquefied Natural Gas) sind zu erwarten. Entsprechend werden sich auch die vorgelagerten Prozessketten und die damit verknüpften THG-Emissionen verändern. Im Sinne einer korrekten und ganzheitlichen Bilanzierung der Lebenszyklusemissionen und weitgehender Treibhausgasminderungsziele, sind die vorgelagerten Emissionen eine nicht zu vernachlässigende Größe. Gleichzeitig wird Biomethan als Beimischung zum fossilen Erdgas an Bedeutung gewinnen. Obwohl seine Verbrennung als klimaneutral gewertet wird, sind die Prozesse zur Herstellung von Biomethan mit Emissionen verbunden.
Die Treibhausgasemissionen (THG) der Vorketten von in der EU eingesetzten Energieträgern werden in der neuen EU-Kraftstoffqualitätsrichtlinie (vom Dez. 2008) reguliert. Ihre Höhe und ihre Entwicklung wird für die klimapolitischen Diskussionen und politische Entscheidungen somit immer wichtiger.
Ziel: Vor dem Hintergrund der angesprochenen Aspekte sollen die zukünftige Entwicklung der Gasversorgung in Deutschland und die Veränderungen der vorgelagerten THG-Emissionen von Erdgas und Biomethan ermittelt werden. In zwei Szenarien werden die mit der Herstellung und dem Transport von Erdgas und Biomethan verknüpften Emissionen bis zum Jahr 2030 einschließlich des zu erwartenden technischen Optimierungspotenzials bilanziert. Mittels dieser Analyse können Einschätzungen der zukünftigen Emissionspfade und der durchschnittlichen Emissionen (Klimaqualität) des eingesetzten Gases (als Mischung fossiler und biogener Gase einschließlich der damit verbundenen Prozesskettenemissionen) gegeben werden. Diese können als Grundlage für energie- und klimapolitische Entscheidungen dienen.
Ergebnisse und Diskussion: Nach Erläuterung der Prozesskette von Biomethan werden die zu erwartenden technischen Entwicklungen der einzelnen Prozessschritte (Substratbereitstellung, Fermentierung, Aufbereitung, Gärrestnutzung) diskutiert und die Höhe der hiervon zu erwartenden Emissionen bilanziert. Basis sind Ergebnisse der wissenschaftlichen Begleitforschung des Wuppertal Instituts zur Einspeisung von Biomethan ins Erdgasnetz. Dabei gehen wir davon aus, dass die nächste Anlagengeneration "optimierte Technik" das aus heutiger Sicht bestehende Optimierungspotenzial des heutigen Stands der Technik ausschöpfen wird, sodass sich die spezifischen, auf den Heizwert des Biomethan bezogenen, THG-Emissionen der Vorkette von aktuell 27,8 t CO2-Äq/TJ auf 14,8 t CO2-Äq/TJ in 2030 fast halbieren werden.
Die zu erwartenden Emissionen der Erdgasprozesskette wurden in einem Vorgängerartikel bereits im Detail analysiert. Bei der Förderung und der Transportinfrastruktur ist ebenfalls eine Optimierung der Technik zu erwarten. Die dadurch erzielte Verringerung der spezifischen THG-Emissionen kann die aus den künftig längeren Transportstrecken und aufwendigen Produktionsprozessen resultierende Erhöhung ausgleichen.
Abschließend werden zwei Szenarien (Hoch- und Niedrigverbrauch) der künftigen Gasversorgung Deutschlands bis 2030 aufgestellt. Im Hochverbrauchszenario wird damit gerechnet, dass der Gaseinsatz in Deutschland um 17 % steigen wird. Im Niedrigverbrauchszenario wird er dagegen um etwa 17 % sinken. Gleichzeitig wird der Anteil von Biomethan am eingesetzten Gas auf 8 bzw. 12 % ansteigen. Die - direkten und indirekten - Treibhausgasemissionen der Gasnutzung in Deutschland werden im Niedrigverbrauchszenario um 25 %, d. h. überproportional von 215,4 Mio. t CO2-Äq auf 162,4 Mio. t CO2-Äq zurückgehen. Im Hochverbrauchsszenario steigen die Gesamtemissionen leicht um 7 % (auf 230,9 Mio. t CO2-Äq) an.
Schlussfolgerungen: Gasförmige Energieträger werden in den kommenden beiden Dekaden eine zentrale Säule der deutschen Energieversorgung bleiben. Insgesamt zeigt sich, dass die THG-Emissionen der Nutzung von Erdgas v. a. von den Verbrauchsmengen der Gasversorgung abhängig sind. Das heißt, dass sowohl aus klima- als auch aus energiepolitischer Sicht die Steigerung der Energieeffizienz ein zentraler Faktor ist. Daneben bestehen sowohl in der verstärkten Nutzung von Biomethan als auch in der weiteren Investition in emissionsoptimierte Technologien entlang der Vorketten signifikante Emissionsminderungspotenziale. Hierdurch kann die "Klimaqualität", d. h. die spezifische Treibhausgasemissionshöhe über alle Prozessstufen, des eingesetzten Gases deutlich verbessert werden. Die spezifischen Gesamtemissionen pro TJ eingesetzten Gases werden hierdurch um ca. 9 % von heute 63,3 t CO2-Äq pro TJ auf etwa 54,5 t/TJ sinken. Entscheidend ist hierfür der verstärkte Einsatz von Biomethan, dessen Verbrennung aufgrund der biogenen Herkunft des Kohlenstoffs weitgehend klimaneutral ist (im Vergleich zu direkten Emissionen von 56 t CO2/TJ bei der Verbrennung von Erdgas oder 111 t CO2/TJ bei z. B. Braunkohle). Die Vorteile der gasförmigen Energieträger in der Klimaqualität und effizienten Nutzung werden - insbesondere auch in der künftig zu erwartenden Beimischung von Biomethan - auch zukünftig Bestand haben.
Vorteil für Erdgas
(2005)
Ziel - In diesem Beitrag sollen die mit der Erdgasbereitstellung für den deutschen Markt verbundenen Treibhausgasemissionen entlang der gesamten Prozesskette dargestellt werden, um eine Gesamtbewertung der mit seiner Nutzung verbundenen Treibhausgasemissionen und einen Vergleich mit den entsprechenden Emissionen anderer Energieträger zu ermöglichen. Dabei werden die in bis 2030 zu erwartenden dynamischen Veranderungen sowohl der Gasherkunft, als auch der Technik bei Förderung, Aufbereitung und Transport detailliert berücksichtigt. Ein besonderer Schwerpunkt liegt auf den Emissionen der Erdgasbereitstellung aus Russland, das seine Rolle als führender Erdgaslieferant ggf. noch weiter ausbauen wird.
Ergebnisse und Diskussion - Die Analysen dieses Beitrags zeigen, dass sich die Bezugsstrukturen für Erdgas in den nächsten zwei Jahrzehnten signifikant verändern werden. Die Förderung in der EU wird deutlich zurückgehen und der Anteil russischen und norwegischen Erdgases sowie von verflüssigtem Erdgas LNG (z.B. aus Algerien und Ägypten) wird zunehmen. Obwohl hierdurch die Emissionssituation potentiell ungünstiger wird, können steigende Emissionen durch die erforderlichen umfangreichen Investitionen teilweise kompensiert werden, weil ältere und ineffizientere Technik durch den aktuellen Stand der Technik ausgetauscht wird. Im Ergebnis werden sich die gegenläufigen Trends in etwa aufheben und die Treibhausgasemissionen der Erdgasbereitstellung - je nach Investitionsumfang - leicht sinken, d.h. bei etwa 12% der direkten Treibhausgasemissionen liegen. Für die beiden hier berechneten Szenarien-Varianten wird eine Senkung der gesamten Vorketten-Emissionen des in Deutschland genutzten Gases von rund 23 Mio. t CO2-Äquivalent (2005) auf 19,5 bzw. 17,6 Mio. t CO2-Äquivalente bis 2030 angenommen. Bei der ersten Variante können trotz steigenden Gasverbrauchs die Emissionen mittels technischer Verbesserungen reduziert werden, während bei der zweiten Variante der erhebliche Rückgang des Gasimports Hauptgrund für die Emissionsreduktion ist.
Schlussfolgerungen - Derzeit liegen die indirekten Treibhausgasemissionen der Erdgasbereitstellung etwa auf dem Niveau der anderen fossilen Energieträger, Öl und Steinkohle. Beim Erdgas wird diese Höhe in den nächsten Jahrzehnten sogar stark absinken, wenn die großen Optimierungspotentiale konsequent umgesetzt werden. Allerdings sind für die Sicherstellung der Erdgasversorgung umfangreiche Investitionen erforderlich. Diese sollten mit der aus Emissionssicht jeweils best verfügbaren - und damit langfristig auch wirtschaftlichsten - Technik erfolgen. Erdgas wird unter diesen Voraussetzungen auch in Zukunft - als relativ sauberer fossiler Energieträger - eine wichtige Übergangsfunktion zur regenerativen Energieversorgung übernehmen können.
Natural gas makes an increasing contribution to the European Union's energy supply. Due to its efficiency and low level of combustion emissions this reduces greenhouse gas emissions compared to the use of other fossil fuels. However, being itself a potent greenhouse gas, a high level of direct losses of natural gas in its process chain could neutralise these advantages. Which effect will finally prevail depends on future economical as well as technical developments. Based on two different scenarios of the main influencing factors we can conclude that over the next two decades CH4 emissions from the natural gas supply chain can be significantly reduced, in spite of unfavourable developments of the supply structures. This, however, needs a substantial, but economically attractive investment into new technology, particularly in Russia.