Zukünftige Energie- und Industriesysteme
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Die Bundesregierung verfolgt das ambitionierte Ziel einer Beschleunigung des Ausbaus der erneuerbaren Energien auf 80 % bis 2030 bzw. einer nahezu vollständig erneuerbaren Stromversorgung 2035. Im Zuge der avisierten Elektrifizierung anderer Sektoren wie Wärme und Mobilität im Rahmen der Sektorenkopplung nimmt die Bedeutung des Stromsektors weiter zu. Angesichts der aktuellen geopolitischen Umwälzungen und den sich abzeichnenden Knappheiten für fossiles Gas wird in einer Kurzstudie evaluiert, welchen Platz Biogas in einem langfristig zukunftsfähigen Energiesystem einnehmen kann.
Der hier vorliegende Klimaschutz-Aktionsplan 2030 für die Stadt Mannheim beschreibt Maßnahmen und Reduktionspfade für eine Minderung der Treibhausgasemissionen auf Mannheimer Stadtgebiet zur Erreichung der Klimaneutralität im Jahr 2030. Die Basis hierfür bildet die Energie- und CO2-Bilanz aus dem Jahr 2020.
In einem ersten Schritt wurden mit dem wissenschaftlichen Begleitkreis mögliche Reduktionspfade in den verschiedenen Sektoren und eine Definition für den Begriff der Klimaneutralität diskutiert. Mit dem Lenkungskreis wurden im nächsten Schritt acht Handlungsfelder festgelegt, für die in einzelnen Strategiegruppen die Maßnahmen entwickelt wurden. Weitere Vorschläge kamen aus der begleitenden öffentlichen Beteiligung. In diesem breit angelegten Beteiligungsprozess sind letztlich 81 Maßnahmen in acht thematischen Handlungsfeldern entstanden, von denen 34 als Maßnahmen von besonderer Priorität definiert wurden.
Unvermeidbare Emissionen aus der Abfallbehandlung : Optionen auf dem Weg zur Klimaneutralität
(2022)
Auch die thermische Abfallbehandlung in Deutschland kann zu einem Baustein des klimaneutralen Wirtschaftens werden. Allerdings sind dafür noch verschiedene Voraussetzungen zu schaffen. Technisch sind neben den bereits bekannten weitere innovative Verfahren in der Entwicklung; nicht zu vernachlässigen ist zudem die anspruchsvolle Aufgabe des CO2-Handlings. Hier ist zum einen der Aufbau der benötigten Infrastruktur zu nennen. In Bezug auf die Nutzung des abgetrennten CO2 ist auch die Industrie gefragt, um sektorübergreifende, klimafreundliche Use-Cases und Geschäftsmodelle rund um CCU und die weitmöglichste Schließung von Kohlenstoffkreisläufen zu entwickeln. Entsprechende Regularien und Marktanreize sind politisch zu setzen.
Der Oberbürgermeister der Stadt Wuppertal hat in seinem 100-Tage-Programm das Ziel ausgegeben, die Stadt bis 2035 auf den Weg Richtung Klimaneutralität zu bringen. Das Wuppertal Institut hat in einer Sondierungsstudie die zentralen Handlungsfelder zusammengestellt und hebt hervor, welche Herausforderungen damit verbunden sind. Deutlich wird: Wuppertal alleine kann das nicht schaffen. Es braucht dazu veränderte Rahmenbedingungen auch auf Landes- und Bundesebene, die dieses ambitionierte Ziel unterstützen. Doch bis dahin kann auch die Stadt selbst einiges anstoßen.
Die Stadt Mannheim kann spätestens bis zum Jahr 2050 vollständig klimaneutral werden und damit einen maßgeblichen Beitrag zur Umsetzung der Ziele des Pariser Klimaabkommens auf kommunaler Ebene leisten. Das ist das zentrale Ergebnis der vorliegenden "Energierahmenstudie Mannheim", die das Energieunternehmen MVV in Abstimmung mit der Stadt beim Wuppertal Institut in Auftrag gegeben hat. Die Studie untersucht und beschreibt die Handlungsmöglichkeiten und Umsetzungsvoraussetzungen in den Bereichen Strom, Wärme, Verkehr und Industrie.
Transformative Innovationen : die Suche nach den wichtigsten Hebeln der Großen Transformation
(2021)
Der hier vorliegende Zukunftsimpuls soll den Grundgedanken der Transformativen Innovationen und ihre Notwendigkeit beschreiben sowie erste Kandidaten für solche Transformativen Innovationen aus diversen Arbeitsbereichen des Wuppertal Instituts vorstellen. Er dient vor allem als Einladung, gemeinsam mit dem Wuppertal Institut über solche Innovationen zu diskutieren, die irgendwo zwischen den großen Utopien und kleinen Nischenaktivitäten liegen. Denn es braucht nicht immer den ganz großen Wurf, um Veränderungen in Gang zu setzen.
Transformation zur "Grünsten Industrieregion der Welt" - aufgezeigt für die Metropole Ruhr : Studie
(2021)
Industrieregionen stehen vor besonderen Herausforderungen für eine nachhaltige und klimagerechte Entwicklung, sie müssen zu "grünen Industrieregionen" werden. Doch was macht eine "grüne Industrieregion" überhaupt aus? Die vorliegende Studie des Wuppertal Instituts verdeutlicht, worauf es besonders ankommt, wie Fortschritte gemessen werden können und welche Maßnahmen die erforderliche Transformation beschleunigen können. Das Autorenteam schätzt die Vorreiterpotenziale der Metropole Ruhr für sieben Indikatoren ein, die besonders deutlich bei der Umweltwirtschaft und der Entwicklung der Grün- und Erholungsflächen herausstechen.
Industrial demand response can play an important part in balancing the intermittent production from a growing share of renewable energies in electricity markets. This paper analyses the role of aggregators - intermediaries between participants and power markets - in facilitating industrial demand response. Based on the results from semi-structured interviews with German demand response aggregators, as well as a wider stakeholder online survey, we examine the role of aggregators in overcoming barriers to industrial demand response. We find that a central role for aggregators is to raise awareness for the potentials of demand response, as well as to support implementation by engaging key actors in industrial companies. Moreover, we develop a taxonomy that helps analyse how the different functional roles of aggregators create economic value. We find that there is considerable heterogeneity in the kind of services that aggregators offer, many of which do create significant economic value. However, some of the functional roles that aggregators currently fill may become obsolete once market barriers to demand response are reduced or knowledge on demand response becomes more diffused.
In order to ensure security of supply in a future energy system with a high share of volatile electricity generation, flexibility technologies are needed. Industrial demand-side management ranks as one of the most efficient flexibility options. This paper analyses the effect of the integration of industrial demand-side management through the flexibilisation of aluminium electrolysis and other flexibilities of the electricity system and adjacent sectors. The additional flexibility options include electricity storage, heat storage in district heating networks, controlled charging of electric vehicles, and buffer storage in hydrogen electrolysis. The utilisation of the flexibilities is modelled in different settings with an increasing share of renewable energies, applying a dispatch model. This paper compares which contributions the different flexibilities can make to emission reduction, avoidance of curtailment, and reduction of fuel and CO2 costs, and which circumstances contribute to a decrease or increase of overall emissions with additional flexibilities. The analysis stresses the rising importance of flexibilities in an energy system based on increasing shares of renewable electricity generation, and shows that flexibilities are generally suited to reduce carbon emissions. It is presented that the relative contribution towards the reduction of curtailment and costs of flexibilisation of aluminium electrolysis are high, whereby the absolute effect is small compared to the other options due to the limited number of available processes.
Das Ziel der Energiewende - ein sicheres, umweltverträgliches und ökonomisch erfolgreiches Energiesystem - birgt diverse Herausforderungen. Diese umfassen die Erreichung der Klimaneutralität, den Umstieg auf erneuerbare Energieträger in allen Sektoren (inkl. Schwerlast- und Flugverkehr sowie industrielle Prozesswärme) als auch deren gegenseitige Integration. Bioenergie kann hierzu einen multiplen Beitrag leisten, sowie negative Emissionen bereitstellen und darüber hinaus auch Beiträge jenseits des Energiesystems erbringen, wie Naturschutz, ländliche Entwicklung, oder die Bereitstellung von biogenem CO2 als Rohstoff für die chemische Industrie. Somit ist Bioenergie ein unverzichtbarer Bestandteil für die Lösung der Herausforderungen in der Transformation zu einem nachhaltigen Energiesystem.
Gegenwärtig stellt Bioenergie mit dem größten Anteil an erneuerbaren Energien im Primärenergieverbrauch (60 %) als auch im Endenergieverbrauch (53 %), mehr als alle anderen erneuerbaren Energieträger zusammen. Dabei bestehen Unterschiede zwischen den Endenergiesektoren: während Bioenergie in der Bruttostromerzeugung 24 % des erneuerbaren Stroms deckt, dominiert sie die erneuerbare Bereitstellung von Wärme mit 86 % als auch den erneuerbaren Endenergieverbrauch im Verkehrssektor mit 88 % in 2018. Aufgrund der Bedeutung von Bioenergie heute werden Beispiele vorgestellt, welche einen zukünftigen multipleren Systembeitrag von Bioenergie fokussieren.
Die Emscher-Lippe Region ist seit vielen Jahren von einer intensiven wirtschaftlichen Transformation geprägt. Die fortschreitende De-Industrialisierung bzw. die Neuorientierung der Industrie nach dem Wegfall der Kohle- und Stahlindustrie stellt regionale Entscheidungsträger vor große Herausforderungen, wenn es darum geht, der hohen Arbeitslosenquote zu begegnen, Beschäftigungsquoten zu sichern, mit der prekären Finanzsituation in den kommunalen Haushalten umzugehen und den Wirtschaftsstandort zu stabilisieren und neu aufzustellen. Der Strukturwandel der Region ist mit Schließung der letzten Steinkohle-Zeche Ende 2018 nicht abgeschlossen, sondern geht mit dem Kohleausstieg im Energiesektor in eine zweite Phase. Dies sollte auch als Chance verstanden werden, den Wirtschaftsstandort Emscher-Lippe mit seinen energiereichen Industrien innovativ neu zu gestalten und die Region sowohl energetisch, als auch stofflich von der Nutzung fossiler Träger abzukoppeln.
Eine wichtige Säule der regionalen Wirtschaftsförderung besteht darin, strategische Netzwerke und regionale Wertschöpfungsketten zu stärken, um die in der Region ansässigen (mittelständischen) Unternehmen zu unterstützen und den Strukturwandel innerhalb der dominierenden Industrien aus den Bereichen Energieerzeugung und chemischer Industrie zu begleiten.
Die vorliegende Studie bereitet auf, welche Bedeutung die Wasserstoffwirtschaft in der Emscher-Lippe Region in diesem Zusammenhang derzeit spielt und zukünftig spielen könnte.
Was ist synthetisches Gas?
(2019)
Diese Studie untersucht Notwendigkeiten und Möglichkeiten, Wasserstoff und Strom zu nutzen, um den Verkehrssektor in Deutschland perspektivisch zu dekarbonisieren. Basis der Untersuchung ist das Dekarbonisierungsszenario des Wuppertal Instituts von 2017, welches den Verkehrssektor Deutschlands unter der Maßgabe dekarbonisiert, dass Deutschland einen adäquaten Beitrag dazu leistet, den Klimawandel auf 1,5 °C mittlere Temperaturerhöhung gegenüber dem vorindustriellen Zeitalter zu begrenzen.
Das Dekarbonisierungsszenario nimmt eine ambitionierte Verkehrswende an, um dieses Politikziel zu erreichen. Es zeichnet sich durch eine besonders effiziente Mobilität aus, indem es umfangreiche Vermeidungs- und Verlagerungsmaßnahmen vorsieht und dadurch der Energieverbrauch besonders gering bleiben kann. Dennoch werden selbst in diesem Klimaschutzszenario signifikante Mengen erneuerbaren Stroms für den Verkehrssektor benötigt.
Es findet eine möglichst "direkte Elektrifizierung" statt, also ein Strombezug von batterie-elektrischen Pkw aus dem Netz, sowie über Oberleitungen für die Schiene und für große Lkw auf Bundesautobahnen. Es ist aber auch eine "indirekte Elektrifizierung" nötig, indem aus erneuerbarem Strom unter der Hinnahme von Wirkungsgradverlusten Wasserstoff (H2) und als Folgeprodukt auch synthetische Kraftstoffe hergestellt werden. Diese strombasierten Produkte werden im Dekarbonisierungsszenario für große Pkw und Lkw verwendet.
Die vorliegende Studie berechnet zusätzlich den H2- bzw. PtX-Bedarf des internationalen Flug- und Seeverkehrs. Sie bestimmt außerdem das Lastprofil für eine ungesteuerte Ladung von Elektro-Pkw im Zieljahr. Die Berechnungen verdeutlichen, dass die Dekarbonisierung des Verkehrssektors in Zukunft sehr viel stärker mit dem Stromsystem wechselwirkt. Für Klimaschutz im Verkehr bedarf es neben einer drastischen Energieverbrauchssenkung und einem beschleunigten Ausbau erneuerbarer Energien auch die Infrastruktur für Strom und strombasierte Produkte.
Technologiebericht 4.3 Power-to-liquids/-chemicals innerhalb des Forschungsprojekts TF_Energiewende
(2018)
Flexibilitätspotenziale und -perspektiven in einer Rohstoffschmelzanlage für Feuerfestmaterialien
(2018)
Behälterglasherstellung
(2018)
Im Forschungsprojekt "Landscaping" untersuchte das Wuppertal Institut die für Nordrhein-Westfalen aus heutiger Sicht denkbaren Technologieansätze, die dafür nötigen politischen Rahmenbedingungen sowie mögliche Innovationen entlang der Wertschöpfungsketten. Bestandteil des Berichts sind Steckbriefe, in denen die möglichen Technologien für treibhausgasneutrale Industrieprozesse samt offener Forschungsfragen und Infrastrukturbedarfe dargestellt sind. Das Projekt entstand im Auftrag des Ministeriums für Wirtschaft, Innovation, Digitalisierung und Energie des Landes Nordrhein-Westfalen.
Zur Realisierung der europäischen Klimaschutzziele muss der Industriesektor, besonders die energieintensive Grundstoffindustrie, seine Treibhausgasemissionen stark reduzieren. Obwohl in der Vergangenheit bereits große Fortschritte erzielt wurden, sind in Zukunft weitere, teils bahnbrechende Innovationen und der Aufbau der dafür benötigten Infrastruktur erforderlich. Im Rahmen dieses Projekts stellt das Wuppertal Institut für die "European Climate Foundation" den aktuellen Wissensstand zum Thema zusammen, diskutiert diesen vor dem Hintergrund der aktuellen Situation für Nordrhein-Westfalen (NRW), erstellt konsistente mögliche Zukunftsszenarien für NRW und leitet Schlüsselfragen und weiteren Forschungsbedarf für die Region ab.
Energy of the future? : Sustainable mobility through fuel cells and H2 ; Shell hydrogen study
(2017)
Over the years Shell has produced a number of scenario studies on key energy issues. These have included studies on important energy consumption sectors such as passenger cars and commercial vehicles (lorries and buses) and the supply of energy and heat to private households, as well as studies on the state of and prospects for individual energy sources and fuels, including biofuels, natural gas and liquefied petroleum gas.
Shell has been involved in hydrogen production as well as in research, development and application for decades, with a dedicated business unit, Shell Hydrogen. Now, in cooperation with the Wuppertal Institute in Germany, Shell has conducted a study on hydrogen as a future energy source. The study looks at the current state of hydrogen supply path- ways and hydrogen application technologies and explores the potential and prospects for hydrogen as an energy source in the global energy system of tomorrow. The study focuses on the use of hydrogen in road transport and specifically in fuel cell electric vehicles (FCEVs), but it also examines non-automotive resp. stationary applications.
Energie der Zukunft? : Nachhaltige Mobilität durch Brennstoffzelle und H2 ; Shell Wasserstoff-Studie
(2017)
Wasserstoff ist ein Element, das viel Beachtung erhält: Es gilt als Basis einer nachhaltigen Energiezukunft. Allerdings ist Wasserstoff nicht allein, er konkurriert mit anderen Energien und ihren Nutzungstechnologien. Es stellt sich die Frage, ob Wasserstoff im globalen Energiesystem der Zukunft eine tragende Rolle spielen kann bzw. wird. Shell ist schon seit Jahrzehnten in der Wasserstoff-Forschung und -Entwicklung aktiv. In Zusammenarbeit mit dem Wuppertal Institut hat Shell jetzt eine Energieträger-Studie erstellt, die sich mit dem aktuellen Stand und den langfristigen Perspektiven der Wasserstoffnutzung, insbesondere für Energie- und Verkehrszwecke, befasst.
Die Shell Wasserstoff-Studie diskutiert zunächst natürliche Vorkommen, Eigenschaften sowie historische Sichtweisen des Elements Wasserstoff. Anschließend werden aktuelle sowie künftige Verfahren und Ausgangsstoffe zur Erzeugung von Wasserstoff untersucht; dabei werden die Herstellungspfade in puncto Energieaufwand, Treibhausgasemissionen sowie Bereitstellungskosten miteinander verglichen. Weiterhin werden Fragen der Wasserstofflogistik untersucht. Dazu gehören zum einen heutige und künftige Speichermethoden, zum anderen die verschiedenen Transportoptionen und ihre jeweiligen Vorzüge einschließlich Fragen der Transportökonomie.
Es folgt eine Darstellung der unterschiedlichen Nutzungsmöglichkeiten von Wasserstoff. Unterschieden wird zwischen stofflichen und energetischen Nutzungen. Die Analyse der energetischen Wasserstoffnutzung fokussiert auf die Brennstoffzelle - und nicht auf Wärmekraftprozesse. Auf der Anwenderseite werden energetische stationäre Anwendungen für die Back-up-Stromerzeugung sowie die Hausenergieversorgung - und diese einschließlich Wirtschaftlichkeit - untersucht.
Den Schwerpunkt der Studie bilden (auto)mobile Wasserstoffanwendungen. Hierfür werden zunächst technologischer Stand und Perspektiven mobiler Anwendungen - von der Raumfahrt über Material Handling bis hin zum Pkw - erörtert. Anschließend wird die Wirtschaftlichkeit von wasserstoff-betriebenen Brennstoffzellen-Pkw (FCEV) mit Hilfe eines vereinfachten Autokosten-Vergleichs analysiert. Es schließt sich eine Diskussion des Aufbaus einer Wasserstoff-Tankstelleninfrastruktur für den Straßenverkehr an. Abschließend werden in Anlehnung an das ambitionierte 2DS-Wasserstoffszenario der Internationalen Energieagentur mögliche Auswirkungen von Brennstoffzellen-Pkw auf Kraftstoffverbrauch und Treibhausgasemissionen in ausgewählten Regionen bis 2050 diskutiert.
Schon seit dem 19. Jahrhundert gilt Wasserstoff als Basis einer nachhaltigen Energiezukunft. Auch wenn sich noch keine kommerzielle Nutzung etabliert hat, sind Wasserstofftechnologien in den vergangenen Jahren deutlich weiterentwickelt worden. In Zusammenarbeit mit dem Wuppertal Institut hat Shell untersucht, welchen Beitrag Wasserstoff zu einer nachhaltigen Energieversorgung - vor allem im Verkehr - künftig leisten kann.
In der vorliegenden Arbeit sind die verfügbaren Potenziale an Biomethan auf Basis nachwachsender Rohstoffe in Deutschland mit den ökologischen und ökonomischen Kenndaten (THG-Emissionsfaktoren und Gas-Gestehungskosten) sowohl statisch für das Bezugsjahr 2010 als auch im mittel- bis langfristigen Ausblick untersucht worden (Teilmodell I). Zudem ist ein Abgleich der verschiedenen Einsatzbereiche von Biomethan erfolgt, um vor dem Hintergrund des sich ebenfalls dynamisch entwickelnden Energiesystems zu ermitteln, durch welchen der Nutzungspfade (KWK, Strom, Wärme, Kraftstoff, Ersatz von Erdgas) sich der höchstmögliche Beitrag zum Klimaschutz durch die maximale Einsparung von Treibhausgasen (THG) erzielen lässt (Teilmodell II). Teilmodell 1: Die Produktion von Biogas und Biomethan sollte generell immer nach dem jeweils besten Stand der Technik betrieben werden, um THG-Emissionen etwa durch offene Gärrestlager, zu hohe diffuse Methanemissionen aus dem Fermenter oder Methanverluste bei der Aufbereitung zu vermeiden. Der Anbau der Substrate sollte zudem in regional angepassten Fruchtfolgen erfolgen. Nach dem Stand der Technik (Bezugsjahr 2010) kann Biomethan auf Basis nachwachsender Rohstoffe in großmaßstäblichen, industriell geführten Anlagen mit einem THG-Emissionsfaktor von durchschnittlich rund 84 g CO2Äq/kWh Methan erzeugt werden, wenn Substrate aus regional angepassten Fruchtfolgen verwendet werden. Dieser Wert liegt um rund 20 % höher, als es bei Einsatz von ausschließlich Mais als gängigstem Substrat mit den geringsten THG-Emissionen der Fall wäre. Im Gegensatz zu einer "Monokultur Mais" ist die Erzeugung von Biogassubstraten in regional angepassten Fruchtfolgen aber nicht mit zusätzlichen negativen Folgen im Vergleich zur konventionellen Landwirtschaft verbunden. Die Erzeugung der Substrate ist der Teil der technischen Prozesskette Biomethan, der die meisten THG-Emissionen verursacht. Auf Basis einer eine Technologie-Lernkurve mit dem Lernfaktor FLCA wird abgeschätzt, dass sich der THG-Emissionsfaktor von Biomethan im Ausblick bis 2050 auf rund 40 % des Wertes von 2010 (2030: ca. 56 %) bzw. bis auf 34 g CO2Äq/kWh Methan (2030: 47 g CO2Äq/kWh Methan) reduziert. Ausgehend von einer Einspeisekapazität von 0,25 Mrd.m3 Methan/a in 2010 können in 2050 über 20 Mrd.m3 Methan/a eingespeist werden. Die Mengenziele der Gasnetz-Zugangsverordnung werden mit 2,2 Mrd.m3 Methan/a in 2020 und 6,2 Mrd.m3 Methan/a in 2030 allerdings zunächst verfehlt. Die erheblichen Steigerungen im Ausblick sind dabei unter anderem auf die angenommenen Ertragssteigerungen sowohl der konventionellen Landwirtschaft zur Nahrungs- und Futtermittelproduktion als auch für Energiepflanzen zurückzuführen. Teilmodell 2: Bei der Erzeugung von Biomethan werden zunächst Treibhausgase freigesetzt. Durch den Ersatz von anderen, fossilen Energieträgern kann der Einsatz von Biomethan aber zum Klimaschutz durch THG-Vermeidung beitragen. Dies gilt in unterschiedlichem Maße, abhängig von den ersetzten Referenz-Technologien. Je höher die Emissionen, die durch das Referenzsystem verursacht werden, desto höher ist das Vermeidungspotenzial durch eine emissionsärmere Technik. Die Wahl des Bezugssystems beeinflussen insbesondere im Ausblick das Ergebnis und damit die Einsatzpriorität. Durch geschickte Wahl des Referenzsystems ist es möglich, das Ergebnis der Einsatzpriorität für Biomethan mindestens in seiner Eindeutigkeit zu beeinflussen. In der wissenschaftlichen Debatte ist daher besonderer Wert auf Transparenz der Annahmen zu legen. Das gilt insbesondere für das Zusammenspiel der Strom- und Wärme-Referenz. Der gezielte Einsatz von Biomethan in verschiedenen Sektoren unterscheidet sich deutlich positiv von dem reinen Ersatz von Erdgas als Energieträger. Das schlägt sich auch in den absoluten THG-Minderungen der Mengengerüste bis 2050 nieder: wird das zusätzliche Biomethan in KWK verstromt, können insgesamt rund 733 Mio. t CO2äq an Treibhausgasen über den Betrachtungszeitraum bis 2050 gespart werden, bei reinem Erdgasersatz sind es mit rund 600 Mio. t CO2äq etwa 20 % weniger. Mittelfristig (bis etwa 2030) hat bei konsistentem Ansatz der Einsatz von Biomethan in der KWK die höchste Priorität, da hier die höchsten THG-Minderungen erreicht werden können; an zweiter Stelle steht der Einsatz als Kraftstoff. Sowohl die reine Verstromung ohne Wärmenutzung als auch die reine Wärmenutzung erzielen THG-Vermeidungen in sehr ähnlicher Größenordnung wie der Ersatz des Energieträgers Erdgas durch Biomethan. Langfristig (ab 2030 bis 2050) ist die Einsatzpriorität von KWK und Kraftstoffnutzung vertauscht. Die ungekoppelte Wärmebereitstellung bleibt vor dem Ersatz von Erdgas als Energieträger; die ungekopplte Stromerzeugung ist die schlechteste Option zur THG-Minderung.
On behalf of the Port of Rotterdam Authority, the Wuppertal Institute developed three possible pathways for a decarbonised port of Rotterdam until 2050. The port area is home to about 80 per cent of the Netherlands' petrochemical industry and significant power plant capacities. Consequently, the port of Rotterdam has the potential of being an international leader for the global energy transition, playing an important role when it comes to reducing CO2 emissions in order to deliver on the EU's long-term climate goals.
The three decarbonisation scenarios all built on the increasing use of renewables (wind and solar power) and the adoption of the best available technologies (efficiency). The analysis focuses on power plants, refineries and the chemical industry, which together are responsible for more than 90 per cent of the port area's current CO2 emissions.
The decarbonisation scenarios describe how CO2 emissions could be reduced by 75 to 98 per cent in 2050 (compared to 2015). Depending on the scenario, different mitigation strategies are relied upon, including electrification, closure of carbon cycles or carbon capture and storage (CCS). The study includes recommendations for local companies, the Port Authority as well as policy makers. In addition, the study includes a reference scenario, which makes it clear that a "business as usual" mentality will fall well short of contributing adequately to the EU's long-term climate goals.
The increasing rate of renewable energies poses new challenges for industries: the amount of wind and solar energy is by far more subject to fluctuations than that of fossil based energy. Large production facilities from the aluminium, cement, steel or paper industry, however, depend on a highly secure energy supply. To which amount is a limitation of fluctuations possible? This was the key question of the project "Flexibilisation of Industries Enables Sustainable Energy systems", which was realised by the Wuppertal Institute in cooperation with the polymers company Covestro last year. In the final report, authors around project co-ordinator Karin Arnold not only show which technological and economic parameters have been considered, but also present possible business models to promote "flexibility products".
Renewable energy plays a key role in the sustainable pathway towards a low carbon future and, despite new supply capacities, the transformation of the energy system also requires the adoption of a method which allows for the integration of increasing amounts of renewable energy. This requires a transition to more flexible processes at an industrial level and demand side management (DSM) is one possible way of achieving this transition. Currently, increased shares of variable renewable energy can cause the electricity supply to become more volatile and result in changes to the electricity market. In order to develop a new dynamic equilibrium to balance supply and demand, sufficient flexibility in demand is required. As adequate storage systems are not available in the short to medium term, the potential for large electricity consumers to operate flexibly is an attractive, pragmatic and feasible option. Recent studies in Germany suggest that there is significant potential for DSM in so-called "energy-intensive industries". However, the figures (which fall in the approximate range of 1,250-2,750 MW positive and 400-1,300 MW negative shiftable load) should be interpreted with caution. The range of industrial processes considered are diverse and vary from plant to plant, with the result that it is difficult to provide accurate calculations of the accumulated potential for Germany or the EU as a whole. Based on extensive surveys and panel discussions with representatives from energy-intensive industries (aluminum, cement, chemicals, iron & steel, pulp & paper), which together account for approximately one third of the industrial electricity demand in Germany, our paper provides an overview of both the opportunities and the barriers faced by DSM. One of the key findings is the possible loss in energy efficiency due to DSM: in order to decrease or increase production depending on the stability needs of the electricity system, plants and processes may no longer operate at their optimum levels. The effects on downstream production must also be taken into account in order to gain a more complete understanding of the overall effects of industrial DSM.
Energy intensive industries are one of the fields in which strong increases of energy efficiency and deep decarbonisation strategies are particularly challenging. Although European energy intensive industries have already achieved significant energy and greenhouse gas reductions in the past, much remains to be done to make a significant contribution to achieving European as well as national climate mitigation targets of greenhouse gas emission reductions by -80% or more (compared to the baseline of 1990). North Rhine-Westphalia (NRW) is a European hotspot for coping with this challenge, accommodating more than 10% of the energy intensive industries of the EU28. It is also the first German state to have adopted its own Climate Law, enacting state-wide CO2 emission reductions by 80% until 2050 compared to 1990. The state government initiated the project "Platform Climate Protection and Industry North-Rhine Westphalia" to identify and develop the necessary far-reaching low carbon innovation strategies for energy intensive industries. Heart of the project was a dialogue process, which involved a broad spectrum of stakeholders from steel, chemical, aluminium, cement, glass and paper producing industries. Besides enhancing and broadening the knowledge on high efficiency and low-carbon technologies within industries, the aim was to explore possible pathways and preconditions for the application of these technologies in energy intensive industries as well as to strengthen the motivation of companies for initiatives and investments in technologies with lower CO2 emissions. The results of the dialogue shall provide a basis for a possible low-carbon industry roadmap NRW and may also serve as an example for other industrialized regions in the EU and globally. The paper sketches the structured dialogue process with the stakeholders from companies as well as industrial associations and presents the learnings regarding the engagement of energy intensive industries into ambitious climate policies on a regional level. These include existing limitations as well as chances in the respective sectors on the state level, regarding their economic and technical structures as well as their innovation systems. The findings are based on more than a dozen stakeholder workshops with industry companies and more than 150 individual representatives of NRW's energy intensive industries as well as on background research in the initial phase of the project.
Im Auftrag des Bundesforschungsministeriums hat das Wuppertal Institut eine Studie zur systemischen Betrachtung und Modellierung der Bioökonomie erstellt. Sie zeigt Wege auf, die komplexen sozio-ökonomischen Zusammenhänge und Umweltauswirkungen der Bioökonomie zu erfassen und soll als Grundlage für den Aufbau eines kontinuierlichen Monitorings dienen. Die Autor(inn)en erfassten Indikatoren und Modellierungsmethoden mit Bezug zur Bioökonomie und weisen auf bestehende Lücken hin: Diese finden sich vor allem bei der Erfassung neuer technologiegetriebener Sektoren, der systemischen Betrachtung eines nachhaltigen Konsums und bei der Modellierung der Zusammenhänge zwischen Innovationen, Wirtschaftswachstum und Ressourcenverbrauch (insbesondere die Landnutzung).
Zur Umsetzung eines systemischen Monitorings empfiehlt die Studie das folgende Vorgehen: Unter Zuhilfenahme des DPSIR-Konzeptes (Analyse von Wirkungsbeziehungen nach Driving forces, Pressures, States, Impacts und Responses) sollten Schlüsselindikatoren und Nachhaltigkeitsziele in einem Indikatoren-"Dashboard" zusammengeführt werden. Benötigt wird zudem ein Werkzeugkasten von Methoden, der vor allem integrierte Analyse- und Bewertungsmodelle sowie ein systemisch konzipiertes Metamodell umfasst.
The CO2 utilisation is discussed as one of the future low-carbon technologies in order to accomplish a full decarbonisation in the energy intensive industry. CO2 is separated from the flue gas stream of power plants or industrial plants and is prepared for further processing as raw material. CO2 containing gas streams from industrial processes exhibit a higher concentration of CO2 than flue gases from power plants; consequentially, industrial CO2 sources are used as raw material for the chemical industry and for the synthesis of fuel on the output side. Additionally, fossil resources can be replaced by substitutes of reused CO2 on the input side. If set up in a right way, this step into a CO2-based circular flow economy could make a contribution to the decarbonisation of the industrial sector and according to the adjusted potential, even rudimentarily to the energy sector.
In this study, the authors analyse potential CO2 sources, the potential demand and the range of applications of CO2. In the last chapter of the final report, they give recommendations for research, development, politics and economics for an appropriate future designing of CO2 utilisation options based upon their previous analysis.
CCS und Biomasse
(2015)
Für die Umsetzung der Energiewende und speziell den Ausbau erneuerbarer Energien sind nicht nur energiewirtschaftliche oder Klimaschutz-Kriterien maßgeblich. Zu einer umfassenden Nachhaltigkeitsbewertung gehört unter anderem auch die Ressourcenbewertung. Hier ist unstrittig, dass die Gesamt-Ressourceninanspruchnahme eines Energiesystems generell erheblich niedriger ist, wenn dieses nicht auf fossilen, sondern auf erneuerbaren Energien basiert (und dabei nicht hauptsächlich auf Biomasse ausgerichtet ist). Bisher wurde jedoch insbesondere der Verbrauch und die langfristige Verfügbarkeit der mineralischen Rohstoffe, die in der Regel zur Herstellung von Energiewandlern und Infrastruktur benötigt werden, wenig untersucht.
Im Rahmen des Projekts KRESSE wurde daher erstmals analysiert, welche "kritischen" mineralischen Rohstoffe für die Herstellung von Technologien, die Strom, Wärme und Kraftstoffe aus erneuerbaren Energien erzeugen, bei einer zeitlichen Perspektive bis zum Jahr 2050 in Deutschland relevant sind. Die Einschätzung als "kritisch" umfasst dabei die langfristige Verfügbarkeit der identifizierten Rohstoffe, die Versorgungssituation, die Recyclingfähigkeit und die Umweltbedingungen der Förderung. Die Studie macht deutlich, dass die geologische Verfügbarkeit mineralischer Rohstoffe für den geplanten Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland grundsätzlich keine limitierende Größe darstellt. Dabei kann jedoch möglicherweise nicht jede Technologievariante unbeschränkt zum Einsatz kommen.
Ackerfrüchte in den Tank?
(2011)
Biogas and bio-methane that are based on energy crops are renewable energy carriers and therefore potentially contribute to climate protection. However, significant greenhouse gas emissions resulting from agricultural production processes must be considered, mainly resulting from agricultural production processes, as fertilizer use, pesticide etc.
This paper provides an integrated life cycle assessment (LCA) of biogas (i.e. bio-methane that has been upgraded and injected into the natural gas grid), taking into account the processes of fermentation, upgrading and injection to the grid for two different types of biogas plants thus examining the current state of the art as well as new, large-scale plants, operated by industrial players. Not only technical and engineering aspects are taken into account here, but also the choice of feedstock which plays an important role as to the overall ecological evaluation of bio-methane.
The substrates evaluated in this paper - aside from maize - are rye, sorghum, whole-crop-silage from triticale and barley, and the innovative options of agricultural grass (Landsberger Gemenge, a mixture of hairy vetch (vicia villosa), crimson clover (trifolium incarnátum) and Italian ryegrass (lolium multiflorum)) as well as a combination of maize and sunflower.
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.
Das vorliegende Diskussionspapier leistet einen Beitrag zur Bewertung der Option "Biomethan zur Einspeisung ins Erdgasnetz", indem die Treibhausgasbilanz der Prozesskette sowie die Umwelteffekte durch den Anbau der Substrate detailliert untersucht werden. Die Ergebnisse werden durch laufende weitere Arbeiten der Autoren in den größeren Kontext der umfassenden Untersuchung und Bewertung der Rolle von Biomethan im zukünftigen Energiesystem eingeordnet. Die Kenntnis der Klima- und Umwelteffekte von Biomethan bildet einen wichtigen Baustein in der ganzheitlichen Bewertung. Biogas kann aus Fermentation verschiedener feuchter Biomasse erzeugt werden. Nach der Aufbereitung (im Wesentlichen bestehend aus Entschwefelung, Trocknung und CO2-Abtrennung) spricht man von Biomethan, das als vollständiges Erdgas-Substitut ins Erdgasnetz eingespeist werden kann, um für alle Erdgasanwendungen zur Verfügung zu stehen.
Im Rahmen der hier vorgestellten Arbeiten sind für fünf Standorte in Deutschland regional angepasste Fruchtfolgen untersucht worden, in denen neben gängigen Ackerfrüchten auch Biogassubstrate angebaut werden können. Die betrachteten Substrate umfassen neben Mais auch Futterroggen und Futterhirse, Ganzpflanzensilage aus Wintergerste und Wintertriticale, ein Gemisch aus Mais und Sonnenblumen sowie das Ackergras Landsberger Gemenge. An den Standorten wurden die Auswirkungen auf die Humusbilanz, die Bodenbedeckung (Erosionsschutz) sowie die Biodiversität betrachtet. Im Ergebnis sind durch die Erzeugung von Biogassubstraten nach guter landwirtschaftlicher Praxis keine negativen Umweltwirkungen zu erwarten.
Für die Ermittlung der Treibhausgasemissionen der Biomethanbereitstellung wird zwischen zwei Anlagentypen unterschieden: (1) einer großmaßstäblich geführten Anlage nach heutigem "Stand der Technik", die eine durchschnittlich effektive Biogasanlage im Jahr 2008 im industriellen Maßstab abbildet und (2) einer Anlage, die als "Optimierte Technik" das aus heutiger Sicht und für die nahe Zukunft denkbare Optimierungspotenzial so weit wie möglich ausschöpft. Im Vergleich zum erstgenannten Anlagentyp können die THG-Emissionen durch die optimierte Technik um rund 30 % von 97 g CO2äq/kWh auf 67 g CO2äq/kWh reduziert werden. Kleinere und ältere Biogasanlagen sind im Rahmen dieser Arbeiten nicht näher untersucht worden; ihre Emissionsfaktoren können durchaus von den hier vorgestellten Ergebnissen abweichen.
Im mittelfristigen Ausblick bis 2030 kann aus der Betrachtung des bereits erzielten Fortschritts von der Anlagenkonfiguration nach dem heutigen Stand der Technik zur optimierten Technik eine THG-Bilanz der großmaßstäblichen und industriellen Biomethanerzeugung von rund 53 g CO2äq/kWh abgeschätzt werden. Das Optimierungspotenzial liegt dabei hauptsächlich noch im übergreifenden Prozessmanagement.
Biogas and bio-methane that are based on energy crops are renewable energy carriers and therefore potentially contribute to climate protection. However, significant greenhouse gas (GHG) emissions resulting from agricultural production processes must be considered. Among those, the production and use of fertilizer, and the resulting leaching of nitrous oxide (N2O), are crucial factors. This article provides an integrated life cycle assessment (LCA) of biogas (i.e. bio-methane that has been upgraded and injected into the natural gas grid), taking into account the processes of fermentation, upgrading and injection to the grid for two different types of biogas plants. The analysis is based on different feedstocks from crop rotation systems for different locations in Germany. A special focus is on the sensitivity of assumptions of nitrous oxide emissions to overall GHG emissions. Much research exists on the measurement or modeling of the actual N2O emissions that result from farming processes. Since there is as yet no precise regional data, most analyses use tier-1 data from the IPCC national GHG inventories as a default. The present article coincides with recent research in indicating that this data varies at the regional level. However, it is not the scope of the article to evaluate the quality of existing data for N2O emissions, but to show the effects of different assumptions on the LCA of GHGs from bio-methane. Thus, a link between the provision of emission data and the practical implementation of biogas technology is provided. The main result is that the supply chain of substrates from agricultural processes appears to contribute the most to the GHG emissions of bio-methane. The "worst case" scenario where 5% of the nitrogen fertilizer used is emitted in form of N2O shows that the GHG mitigation potential of bio-methane versus natural gas is very small, so there is not much margin for error in the plant technology.