Die Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG plant auf dem Betriebsplatz Höver die Errichtung einer Hochtemperaturfackel im diskontinuierlichen Betrieb. Mit der Bodenfackel sollen die Pendelgase bei der TKW-Verladung sowie die Verbrennung von Prozessgasen im Zuge von Wartungsarbeiten. Der Standort des Vorhabens liegt auf dem Gebiet der Region Hannover. Gemäß Anhang 1 Nr. 8.1.3 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) ist für die Errichtung und den Betrieb einer Anlage zur Beseitigung oder Verwertung fester, flüssiger oder in Behältern gefasster gasförmiger Abfälle, Deponiegas oder anderer gasförmiger Stoffe mit brennbaren Bestandteilen durch Abfackeln von Deponiegas oder anderen gasförmigen Stoffen, eine standortbezogene Vorprüfung gemäß § 7 Abs. 2 UVPG erforderlich. Dazu hat die Vorhabenträgerin Unterlagen für die Durchführung einer standortbezogenen Vorprüfung gemäß Anlage 2 UVPG vorgelegt. Diese nach den Vorgaben der Anlage 3 UVPG vorgenommene Vorprüfung hat ergeben, dass eine Umweltverträglichkeitsprüfung für das o. g. Vorhaben nicht erforderlich ist. Die einzelnen Gründe für die Entscheidung können im anliegenden Prüfvermerk eingesehen werden. Diese Feststellung wird hiermit öffentlich bekannt gegeben. Sie ist nach § 5 Abs. 3 UVPG nicht selbständig anfechtbar.
Die Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG plant auf dem Betriebsplatz der Gasbohrung Wisselshorst Z1a die Inbetriebnahme einer Hochtemperaturfackel. Mit der Bodenfackel sollen die Pendelgase bei der TKW-Verladung sowie die Prozessgase bei Anlagenentspannungen zu Wartungszwecken abgleitet und verbrannt werden. Die Verbrennungstemperatur beträgt ca. 1.000°C mit einer Verweildauer von 0,3 Sekunden. Die Bodenfackel hat eine Aufbauhöhe von ca. 10,5 m. Der Standort des Vorhabens liegt auf dem Gebiet der Gemeinde Walsrode im Landkreis Heidekreis. Gemäß Anhang 1 Nr. 8.1.3 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) ist für die Errichtung und den Betrieb einer Anlage zur Beseitigung oder Verwertung fester, flüssiger oder in Behältern gefasster gasförmiger Abfälle, Deponiegas oder anderer gasförmiger Stoffe mit brennbaren Bestandteilen durch Abfackeln von Deponiegas oder anderen gasförmigen Stoffen, eine standortbezogene Vorprüfung gemäß § 7 Abs. 2 UVPG erforderlich. Dazu hat die Vorhabenträgerin Unterlagen für die Durchführung einer standortbezogenen Vorprüfung gemäß Anlage 2 UVPG vorgelegt. Diese nach den Vorgaben der Anlage 3 UVPG vorgenommene Vorprüfung hat ergeben, dass eine Umweltverträglichkeitsprüfung für das o. g. Vorhaben nicht erforderlich ist. Die einzelnen Gründe für die Entscheidung können im anliegenden Prüfvermerk eingesehen werden. Diese Feststellung wird hiermit öffentlich bekannt gegeben. Sie ist nach § 5 Abs. 3 UVPG nicht selbständig anfechtbar.
Die Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG plant die Errichtung und den Betrieb einer Hochtemperaturfackel auf dem Betriebsplatz Ölheim Süd auf dem Gebiet der Stadt Peine. Das im Rahmen der Erdölförderung im Erdölfeld Ölheim kontinuierlich anfallende Erdölbegleitgas wird einem Blockheizkraftwerk und einer Kompressorstation zugeführt. Bei Ausfall der Kompressorstation muss das anfallende Gas verbrannt werden. Das Blockheizkraftwerk kann nicht die gesamte anfallende Gasmenge verwerten. Mit der hier beantragten Fackel soll gewährleistet werden, dass die Gase vollständig verbrannt werden. Die Fackel dient zudem der bedarfsorientierten Verbrennung anfallender Pendelgase bei der Tankkraftwagen-(TKW-) Verladung sowie der Verbrennung von Prozessgasen im Zuge von Wartungsarbeiten. Der Standort des Vorhabens liegt auf dem Gebiet der Stadt Peine. Gemäß Anhang 1 Nr. 8.1.3 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) ist für die Errichtung und den Betrieb einer Anlage zur Beseitigung oder Verwertung fester, flüssiger oder in Behältern gefasster gasförmiger Abfälle, Deponiegas oder anderer gasförmiger Stoffe mit brennbaren Bestandteilen durch Abfackeln von Deponiegas oder anderen gasförmigen Stoffen, eine standortbezogene Vorprüfung gemäß § 7 Abs. 2 UVPG erforderlich. Dazu hat die Vorhabenträgerin Unterlagen für die Durchführung einer standortbezogenen Vorprüfung gemäß Anlage 2 UVPG vorgelegt. Diese nach den Vorgaben der Anlage 3 UVPG vorgenommene Vorprüfung hat ergeben, dass eine Umweltverträglichkeitsprüfung für das o. g. Vorhaben nicht erforderlich ist. Die einzelnen Gründe für die Entscheidung können im anliegenden Prüfvermerk eingesehen werden. Diese Feststellung wird hiermit öffentlich bekannt gegeben. Sie ist nach § 5 Abs. 3 UVPG nicht selbständig anfechtbar.
Die Vermilion Energy Germany GmbH & Co. KG betreibt auf dem Betriebsplatz Schönewörde eine Hochtemperaturfackel im diskontinuierlichen Betrieb. Bei der betreffenden Fackelanlage handelt es sich um eine bestehende Anlage aus dem Jahr 2018, die durch einen Sonderbetriebsplan nach Bundesberggesetz zugelassen worden ist. Es erfolgt keinerlei Änderung an der betreffenden Anlage, dies gilt sowohl für die Bauart und Ausführung als auch für die Betriebsweise. Die standortbezogene Vorprüfung für diese Fackelanlage wird nun im Zusammenhang mit der Anpassung der Genehmigungslage (BImSchG) nachgeholt. Der Standort des Vorhabens liegt auf dem Gebiet der Gemeinde Schönewörde im Landkreis Gifhorn. Gemäß Anhang 1 Nr. 8.1.3 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG) ist für die Errichtung und den Betrieb einer Anlage zur Beseitigung oder Verwertung fester, flüssiger oder in Behältern gefasster gasförmiger Abfälle, Deponiegas oder anderer gasförmiger Stoffe mit brennbaren Bestandteilen durch Abfackeln von Deponiegas oder anderen gasförmigen Stoffen, eine standortbezogene Vorprüfung gemäß § 7 Abs. 2 UVPG erforderlich. Dazu hat die Vorhabenträgerin Unterlagen für die Durchführung einer standortbezogenen Vorprüfung gemäß Anlage 2 UVPG vorgelegt. Diese nach den Vorgaben der Anlage 3 UVPG vorgenommene Vorprüfung hat ergeben, dass eine Umweltverträglichkeitsprüfung für das o. g. Vorhaben nicht erforderlich ist. Die einzelnen Gründe für die Entscheidung können im anliegenden Prüfvermerk eingesehen werden. Diese Feststellung wird hiermit öffentlich bekannt gegeben. Sie ist nach § 5 Abs. 3 UVPG nicht selbständig anfechtbar.
Die Robert-Bosch GmbH plant am Standort Wernerstr. 51, 70409 Stuttgart-Feuerbach die Errichtung und den Betrieb einer Anlage zur Herstellung von Wasserstoff durch Elektrolyse von Wasser mit einer elektrischen Nennleistung von 5 Megawatt sowie eine Fackelanlage zum Abfackeln von Wasserstoff. Die Elektrolyseuranlage soll in einem bestehenden, umzubauenden Gebäude errichtet und betrieben werden. Die Fackel soll auf dem Betriebsgelände zwischen bestehenden Gebäuden (vor dem Gebäude Fe 604) errichtet werden. Zweck der Anlage ist die Erforschung und Entwicklung von Mess-, Steuerungs- und Regeltechnik der Elektrolyseurtechnologie. Die Produktion von Wasserstoff ist nicht der Zweck der Anlage, jedoch prozessbedingt zwingend gegeben.
Die Firma Neptune Energy Deutschland GmbH plant im Erdgasfeld Adorf-Karbon das Abteufen einer Förderbohrung mit einer vertikalen Teufe von ca. 3.532 m. Es ist vorgesehen die Bohrung vom bestehenden Bohrplatz der Adorf Z19 abzuteufen. Des Weiteren soll auf dem Clusterplatz Adorf Z19/Z20 eine Bodenfackel mit einer Aufbauhöhe von ca. 9 m errichtet werden. Es ist eine Hochtemperaturfackel im diskontinuierlichen Betrieb vorgesehen. Mit dieser Fackelanlage werden Pendelgase bei der TKW-Verladung sowie Prozessgase bei Anlagenentspannungen für Wartungsarbeiten verbrannt. Der Standort des Vorhabens liegt auf dem Gebiet der Gemeinde Georgsdorf im Landkreis Grafschaft Bentheim. Die Pflicht zur Durchführung einer Umweltverträglichkeitsvorprüfung für das Vorhaben ergibt sich aus § 1 Nr. 2. Buchst. b) und Nr. 9 UVP-V Bergbau i.V.m. Anhang 1 Nr. 8.1.3 UVPG: Gemäß § 1 Nr. 2. Buchst. b) ist für die Gewinnung von Erdöl und Erdgas zu gewerblichen Zwecken, unterhalb von Fördervolumen von täglich mehr als 500 Tonnen Erdöl oder von täglich mehr als 500.000 Kubikmetern Erdgas, eine allgemeine Vorprüfung nach den Vorschriften des Teils 2 Abschnitt 1 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen. Gemäß Anhang 1 Nr. 8.1.3 UVPG ist für Abfackeln von Deponiegas oder anderen gasförmigen Stoffen, ausgenommen über Notfackeln, die für den nicht bestimmungsgemäßen Betrieb erforderlich sind, eine standortbezogene Vorprüfung durchzuführen. Dazu hat die Vorhabenträgerin Unterlagen für die Durchführung einer allgemeinen Vorprüfung gemäß Anlage 2 UVPG vorgelegt. Diese nach den Vorgaben der Anlage 3 UVPG vorgenommene Vorprüfung hat ergeben, dass eine Umweltverträglichkeitsprüfung für das o. g. Vorhaben nicht erforderlich ist. Die einzelnen Gründe für die Entscheidung können im Prüfvermerk (Download unter "Ergebnis der Vorprüfung") eingesehen werden. Diese Feststellung wird hiermit öffentlich bekannt gegeben. Sie ist nach § 5 Abs. 3 UVPG nicht selbständig anfechtbar.
Hanseatic Energy Hub (HEH) plant den Bau/Betrieb des LNG-Importterminals in Stade mit einer jährlichen Regasifizierungskapazität von 13,3 Mrd. m³ (https://www.hanseatic-energy-hub.de/). Ein wichtiger Vertragspartner für die HEH ist das Unternehmen EnBW, welches sich zu über 45% im Besitz des Landes Baden-Württemberg befindet (https://www.baden-wuerttemberg.de/de/service/presse/pressemitteilung/pid/land-haelt-seit-zehn-jahren-anteile-an-der-enbw-1 und (https://de.marketscreener.com/kurs/aktie/ENBW-ENERGIE-BADEN-WURTTE-435762/unternehmen/). EnBW hat bei der HEH für 25 Jahre LNG-Importkapazitäten von 6 Mrd. m³/Jahr gebucht (https://www.enbw.com/presse/enbw-importkapazitaet-lng.html und https://www.energate-messenger.de/news/228737/enbw-sichert-sich-stade-kapazitaet-fuer-25-jahre). Am 06.10.2022 gab EnBW bekannt, dass es seine seit Juni 2022 bestehenden 20-Jahres-Verträge (mit Verlängerungsoption auf 30 Jahre) über die Lieferung von insgesamt 2,72 Mrd. m³ LNG/Jahr mit der US Firma Venture Global erweitert hat (https://www.enbw.com/investoren/news-und-publikationen/enbw-venture-global-lng-bezug.html sowie https://www.energy.gov/sites/default/files/2022-10/Plaquemines%20EnBW%20DOE%20filing%20%28Updated%20ACQ%29.pdf und https://www.energy.gov/sites/default/files/2022-10/CP2%20EnBW%20LNG%20DOE%20filing%20%28Updated%20ACQ%29.pdf). Damit wäre Venture der größte Lieferant von Fracking-Gas nach Deutschland. Das Unternehmen will Lieferungen aus den Projekten Plaquemines sowie Calcasieu Pass 2 vornehmen. In der PM vom 21.06.2022 hob EnBW extra hervor, dass man nun Teil des europäischen Kundenstamms von Venture Global sei, zu dem auch PGNiG, BP, Shell, Repsol, Edison und GALP gehören. Dabei steht Venture Global im Zentrum eines massiven Rechtsstreits mit BP/Shell und weiteren Firmen (https://www.reuters.com/business/energy/us-orders-venture-global-lng-provide-customers-documents-about-problems-2024-06-10/), weil das Unternehmen seinen vertraglichen Pflichten nicht nachkommt. Venture wird auch von einem ehemaligen Anwalt und der Witwe eines Aufsichtsratsmitglieds verklagt (https://www.theadvocate.com/baton_rouge/news/business/venture-global-lng-faces-77-million-stock-ownership-lawsuit/article_9b8ad1ba-45d1-11ee-b4bd-8b0dea5baa7d.html). Die signifikanten Betriebsprobleme (z.B. ständiges Abfackeln) des bestehenden Calcasieu-Pass-Terminals von Venture Global, wurden in mehreren Berichten gut veröffentlicht (siehe z.B. https://labucketbrigade.org/wp-content/uploads/2023/12/LABB-Monitoring-Report-r7.pdf). In diesem Bericht wird auch hervorgehoben, dass die Fischer von Cameron Parish durch die Gasexportindustrie bedroht sind - wobei Venture Global die größte Bedrohung für ihre Lebensgrundlage darstellt (siehe auch https://labucketbrigade.org/wp-content/uploads/2024/06/fishermenbooklet-sized.pdf). Die bereits bestehenden Probleme werden sich noch verschärfen, wenn die geplanten zusätzlichen CP2-Anlagen von Venture Global in Betrieb genommen werden. Im Kontext des Baus des anderen – für die EnBW-Verträge – relevanten Fracking-LNG-Terminals hat der Guardian darüber berichtet, dass Wasserknappheit die Gemeinde Plaquemines beeinträchtigt, da Millionen von Litern für den Bau verbraucht werden (siehe https://www.theguardian.com/us-news/2024/jan/12/louisiana-water-crisis-fossil-fuel-plant-venture-global-lng). US-Gruppen haben sich auch entsprechend mit einer Einwendung im Juni 2023 gegen die Genehmigung des direkt verbundenen LNG-Importterminals in Stade ausgesprochen (https://energytransition.org/wp-content/uploads/2023/08/US-objection-against-permitting-of-LNG-importterminal-Stade_HanseaticEnergyHub.pdf). Ein Stakeholder-Dialog der deutschen Energiewirtschaft unter der Schirmherrschaft des Bundesministeriums für Arbeit und Soziales endete im September 2023 mit der Veröffentlichung des Berichts "Potenzielle Menschenrechtsrisiken entlang von Liefer- und Wertschöpfungsketten. Ausgewählte Bereiche der deutschen Energiewirtschaft" (https://www.csr-in-deutschland.de/DE/Wirtschaft-Menschenrechte/Umsetzungshilfen/Branchendialoge/Energiewirtschaft/publikation-potenzielle-menschenrechtliche-risiken.html). Das Dokument identifiziert und listet LNG als Ware mit potenziellen Menschenrechtsverletzungen auf. Diese müssen auf der Grundlage des deutschen Lieferkettengesetztes beachtet und adressiert werden. Da das Land Baden-Württemberg signifikanter Anteilseigner der EnBW ist, frage ich an: 1. welche Maßnahmen das Land Baden-Württemberg/Ihr Ministerium ergriffen hat bzw. ergreifen wird, um die identifizierten spezifischen Risiken für LNG in der Vorkette der Langfristverträge zwischen EnBW und Venture Global zu adressieren und abzustellen? 2. welche Konsequenzen das Land Baden-Württemberg/Ihr Ministerium aus den vielen Klageverfahren gegen Venture Global wegen Nicht-Erfüllung von Langfristverträgen für die Vertragsbeziehung zwischen EnBW und Venture Global zieht?
Die Firma hat mit Datum vom 09.10.2024 die Erteilung einer Genehmigung nach § 16 Bundes-Immissionsschutzgesetz zur wesentlichen Änderung der Anlage zur Herstellung von Alkoholen beantragt. Der Genehmigungsantrag umfasst im Wesentlichen folgende Änderungen: • Betrieb der bestehenden und bislang für den Notbetrieb genehmigten Hochfackel als Nebeneinrichtung gem. Nr. 8.1.3 des Anhangs 1 der 4. BImSchV zur Abfackelung von brennbaren Abgasen aus der Alkoholchemie, • Erweiterung der Betriebszeiten für die Tätigkeiten des Ein- und Auslagerns einschließlich des dazu erforderlichen Gabelstaplerverkehrs im bestehenden Fass- und Palettenlagers auf die Nachtzeit von 22:00 bis 06:00 Uhr, • Stilllegung des Hochdruckdampfkessels HDK1.
Kurzinformation des wissenschaftlichen Dienstes des Deutschen Bundestages. 4 Seiten. Auszug der ersten drei Seiten: Wissenschaftliche Dienste Kurzinformation Einzelfragen zu Hydraulic Fracturing in den USA Die Quantifizierung des Anteils klimaschädlicher Gase, die beim Förderprozess / Verarbeitungs- prozess von Erdgas und Erdöl mithilfe von Hydraulic Fracturing in den USA entweichen, ist all- gemein schwer zu beantworten. Die Messungen hängen von der Methodik und zahlreichen weite- ren Faktoren wie beispielsweise dem Wetter ab; beispielsweise fallen Wintermessungen allge- mein höher aus (vgl. hierzu Oltmans et al. 2014 ). Eine standardisierte unumstrittene Methodik 1 und Prozedur existiert nicht. Eine grundsätzliche Diskussion der Problematik findet sich in Allen 2014 , ferner Allen 2016 . 2 3 Abschätzungen sind Gegenstand der Publikationen Karion et al. 2015 und Karion et al. 2013 , 4 5 die Auswirkungen einer Panne werden in Conley et al. 2015 beschrieben. Aufgrund dessen, dass 6 - wie dargestellt - keine einheitlichen Messergebnisse angegeben werden können, ist auch ein quantitativer Vergleich mit dem Aufkommen von Schadstoffen durch andere Prozesse (Haushalt, 1 Oltmans, S., R. Schnell, B. Johnson, G. Pétron, T. Mefford, and R. Neely III. 2014. Anatomy of wintertime ozone associated with oil and natural gas extraction activity in Wyoming and Utah. Elem. Sci. Anthol. 2:000024. doi:10.12952/journal.elementa.000024. 2 Allen, D.T. 2014. Methane emissions from natural gas production and use: Reconciling bottom-up and top- down measurements. Curr. Opin. Chem. Eng. 5:78–83. doi:10.1016/j.coche.2014.05.004. 3 David T. Allen (2016) Emissions from oil and gas operations in the United States and their air quality implica- tions, Journal of the Air & Waste Management Association, 66:6, 549-575, doi:10.1080/10962247.2016.1171263. 4 Karion, A., C. Sweeney, E.A. Kort, J.B. Shepson, A. Brewer, M. Cambaliza, S.A. Conley, K. Davis, A. Deng, M. Hardesty, S.C. Herndon, T. Lauvaux, T. Lavoie, D. Lyon, T. Newberger, G. Pétron, C. Rella, M. Smith, S. Wolter, T. I. Yacovitch, and P. Tans. 2015. Aircraft-based estimate of total methane emissions from the Barnett Shale region. Environ. Sci. Technol. 49:8124–8131. doi:10.1021/acsest.5b00217. 5 Karion, A., C. Sweeney, G. Pétron, G. Frost, R.M. Hardesty, J. Kofler, B.R. Miller, T. Newberger, S. Wolter, R. Banta, A. Brewer, E. Dlugokencky, P. Lang, S.A. Montzka, R. Schnell, P. Tans, M. Trainer, R. Zamora, and S. Conley. 2013. Methane emissions estimate from airborne measurements over a western United States natural gas field. Geophys. Res. Lett. 40:1–5. doi:10.1002/grl.50811. 6 Conley, S., G. Franco, I. Faloona, D.R. Blake, J. Peischl, and T.B. Ryerson. 2016. Methane emissions from the 2015 Aliso Canyon blowout in Los Angeles, CA. Science 351:1317–1320. doi:10.1126/science.aaf2348. WD 8 - 3000 - 012/18 (1. Februar 2018) © 2018 Deutscher Bundestag Die Wissenschaftlichen Dienste des Deutschen Bundestages unterstützen die Mitglieder des Deutschen Bundestages bei ihrer mandatsbezogenen Tätigkeit. Ihre Arbeiten geben nicht die Auffassung des Deutschen Bundestages, eines sei- ner Organe oder der Bundestagsverwaltung wieder. Vielmehr liegen sie in der fachlichen Verantwortung der Verfasse- rinnen und Verfasser sowie der Fachbereichsleitung. Arbeiten der Wissenschaftlichen Dienste geben nur den zum Zeit- punkt der Erstellung des Textes aktuellen Stand wieder und stellen eine individuelle Auftragsarbeit für einen Abge- ordneten des Bundestages dar. Die Arbeiten können der Geheimschutzordnung des Bundestages unterliegende, ge- schützte oder andere nicht zur Veröffentlichung geeignete Informationen enthalten. Eine beabsichtigte Weitergabe oder Veröffentlichung ist vorab dem jeweiligen Fachbereich anzuzeigen und nur mit Angabe der Quelle zulässig. Der Fach- bereich berät über die dabei zu berücksichtigenden Fragen.[.. next page ..]Wissenschaftliche Dienste Kurzinformation Seite 2 Einzelfragen zu Hydraulic Fracturing in den USA Verkehr etc.) nicht möglich. Allerdings werden einzelne Aspekte des Schadstoffvergleichs in ver- schiedenen Publikationen andiskutiert: Kort et al. 2014 , Lamb et al. 2015 , Litovitz et al. 2013 , 7 8 9 McKain et al. 2015 , Zavala-Araiza et al. 2015 . 10 11 Die vorrangig zu benennenden Quellen für die Freisetzung von Partikeln und flüchtige organi- sche Verbindungen (VOCs), insbesondere Methan, sind laut einer aktuellen Publikation zum „Schiefergas-Boom in den USA“ 12 • Dieselmotoren (LKWs und Stromerzeugungsprozess) • Lecks (in Verarbeitungs- und Transporteinrichtungen entweichen durch Lecks insbe- sondere Methan) • Verdunstung (Verdunstung von Flüssigkeiten, z.B. offene Lagerbecken) • Stützmittel (eventuell durch Kieselsandverwendung) • Abfackeln von Erdgas (Abfackeln von Erdgas aus der Flowbackphase, es entsteht ins- besondere CO2) • bodennahes Ozon (durch Reaktion von Luftschadstoffen). Eine übersichtliche kurze Einführung in die Problematik der Methanemissionen aus der Erdgas- lieferkette bietet das Kapitel „Methane Emissions from the Natural Gas Supply Chain“ in einem 2015 erschienenen Buch zu „Environmental and Health Issues in Unconventional Oil and Gas Development“ . 13 7 Kort, E.A., C. Frankenberg, K.R. Costigan, R. Lindenmaier, M.K. Dubey, and D. Wunch. 2014. Four corners: The largest US methane anomaly viewed from space. Geophys. Res. Lett. 41:6898–6903. doi:10.1002/2014GL061503. 8 Lamb, B.K., S.L. Edburg, T.W. Ferrara, T. Howard, M.R. Harrison, C.E. Kolb, A. Town-send-Small, W. Dyck, A. Possolo, and J.R. Whetstone. 2015. Direct measurements show decreasing methane emissions from natural gas local distribution systems in the United States. Environ. Sci. Technol. 49:5161−5169. doi:10.1021/es505116p. 9 Litovitz, A., A. Curtright, S. Abramzon, N. Burger, and C. Samaras. 2013. Estimation of regional air quality dam- ages from Marcellus Shale natural gas extraction in Pennsylva-nia. Environ. Res. Lett. 8:014017. doi:10.1088/1748-9326/8/1/014017. 10 McKain, K., A. Down, S.M. Raciti, J. Budney, L.R. Hutyra, C. Floerchinger, S.C. Herndon, T. Nehrkorn, M.S. Zahniser, R.B. Jackson, N. Phillips, and S.C. Wofsy. 2015. Methane emissions from natural gas infrastructure and use in the urban region of Boston, Massachusetts. Proc. Natl. Acad. Sci. U. S. A. 112:1941–1946. doi:10.1073/pnas.1416261112. 11 Zavala-Araiza, D., D.T. Allen, M. Harrison, F.C. George, and G.R. Jersey. 2015. Allocating Methane emissions to natural gas and oil production from shale formations. ACS Sustain. Chem. Eng. 3:492–498. doi:10.1021/sc500730x. 12 Meyer-Renschhause, M.; Klippel, P.: Schiefergas-Boom in den USA, Metropolis-Verlag, Marburg 2017; ISBN: 978-3-7316-1258-2. 13 Kaden, Debra; Rose, Tracie: Environmental and Health Issues in Unconventional Oil and Gas Development; 7. Dezember 2015; ISBN: 9780128041116. Fachbereich WD 8 (Umwelt, Naturschutz, Reaktorsicherheit, Bildung und Forschung)[.. next page ..]Wissenschaftliche Dienste Kurzinformation Seite 3 Einzelfragen zu Hydraulic Fracturing in den USA Auf die Problematik der Lecks wird anhand spezifischer US-amerikanischer Beispiele in folgen- den Publikationen eingegangen: Brandt et al. 2014 , Peischl et al. 2015 , Subramanian et al. 14 15 2015 .16 Die Auswirkung von VOCs auf die Umwelt (und Treibhausbilanz) wird in verschiedenen Publi- kationen diskutiert. Ein Übersichtsartikel aus dem Jahr 2014 untersucht Emissionen und Auswir- kungen von Luftschadstoffen, die mit der Schiefergasproduktion und -nutzung verbunden sind. Emissionen und Auswirkungen von Treibhausgasen, photochemisch aktiven Luftschadstoffen und toxischen Luftschadstoffen werden beschrieben. Neben den direkten atmosphärischen Aus- wirkungen der erweiterten Erdgasförderung werden auch indirekte Effekte genannt. In einem 17 anderen Artikel aus dem Jahr 2015 geht der Autor auf die Klimawirksamkeit von Methan ein. 18 Hier werden unterschiedliche Größen (basierend auf unterschiedlichen Studien) der Methan- emissionen bei der Produktion von Schiefergas angegeben. Zusammenfassend konstatiert der Au- tor, dass die Schiefergasproduktion (im Zeitraum 2009-2011), wenn man sich den gesamten „life cycle“ ansehe (einschließlich Lagerung und Lieferung), zur Emission von durchschnittlich 12% des produzierten Methans geführt hat. Trendbetrachtungen zu Treibhausgasemissionen mit und ohne Methangasemission werden ebenfalls untersucht und grafisch dargestellt. Zwei wesentliche Daten-Quellen für die Methangasemission-Berichterstattung in den USA sind zum einen das US Greenhouse Gas Inventory (GHGI). Hierbei handelt es sich um einen jährli- chen Bericht, der die Schätzwerte US-amerikanischer Treibhausgasemissionen nach Quell-Kate- gorien ab 1990 bis zwei Jahre vor Publikationsdatum angibt. Er wird in Erfüllung der Verpflich- tungen der United Nations Framework Convention on Climate Change publiziert. Es gab in den vergangenen Jahren eine Reihe methodischer Veränderungen. Das Greenhouse Gas Reporting Pro- gram (GHGRP) ist ein obligatorisches Berichterstattungsprogramm für US-amerikanische Einrich- tungen mit einer jährlichen Treibhausgasemission von mehr als 25.000 Tonnen Kohlendioxi- däquivalent. Die neuesten Daten stammen von 2016. 14 Brandt, A.R., G.A. Heath, E.A. Kort, F. O’Sullivan, G. Pétron, S.M. Jordaan, P. Tans, J. Wilcox, A.M. Gopstein, D. Arent, S. Wofsy, N.J. Brown, R. Bradley, G.D. Stucky, D. Eardley, and R. Harriss. 2014. Methane leaks from North American natural gas systems. Science 343:733–735. doi:10.1126/ science.1247045. 15 Peischl, J., T.B. Ryerson, K.C. Aikin, J.A. de Gouw, J.P. Gilman, J.S. Holloway, B.M. Lerner, R. Nadkarni, J.A. Neuman, J.B. Nowak, M. Trainer, C. Warneke, and D.D. Parrish. 2015. Quantifying atmospheric methane emis- sions from the Haynesville, Fayetteville, and northeastern Marcellus shale gas production regions. J. Geophys. Res. Atmos. doi:10.1002/2014JD022697. 16 Subramanian, R., L.L. Williams, T.L. Vaughn, D. Zimmerle, J. R. Roscioli, S.C. Herndon, T.I. Yacovitch, C. Floerchinger, D.S. Tkacik, A.L. Mitchell, M.R. Sullivan, T.R. Dallmann, and A.L. Robinson. 2015. Methane emissions from natural gas compressor stations in the transmission and storage sector: Measurements and com- parisons with the EPA Greenhouse Gas Reporting Program Protocol. Environ. Sci. Technol. 49:3252−3261 doi:10.1021/es5060258. 17 Allen, D.T. 2014. Atmospheric emissions and air quality impacts from natural gas production and use. Annu. Rev. Chem. Biomol. Eng. 5:55–75. doi:10.1146/annurev-chembioeng-060713-035938. 18 Howarth, Robert W.: Methane emissions and climatic warming risk from hydraulic fracturing and shale gas de- velopment: implications for policy; Energy and Emission Control Technologies 2015:3 45–54. Fachbereich WD 8 (Umwelt, Naturschutz, Reaktorsicherheit, Bildung und Forschung)
Kurzinformation des wissenschaftlichen Dienstes des Deutschen Bundestages. 3 Seiten. Auszug der ersten drei Seiten: Wissenschaftliche Dienste Kurzinformation Zu Methan-Verlusten Die Verluste von Methan bei der Produktion von Erdöl und Erdgas werden seit einiger Zeit im- mer wieder diskutiert, insbesondere auch vor dem Hintergrund, dass es sich hierbei um ein Treibhausgas handelt. In einem Bericht im Deutschlandfunk am 6.12.2017 wird berichtet, dass „Rund 75 Millionen Tonnen – so viel Methan entweicht jedes Jahr bei der Produktion von Erdöl und Erdgas in die Atmosphäre, schätzt die Internationale Energieagentur IEA in Paris.“ In die- 1 sem Artikel werden auch Minderungsmöglichkeiten diskutiert. In einem Beitrag des Bundesver- bandes Erdgas, Erdöl und Geoenergie e.V. wird ebenfalls eine Schätzung für Methanverluste be- zogen auf Deutschland angegeben: „Im Jahr 2012 betrugen die Methanverluste bei der Erdgaspro- duktion in Deutschland rund 0,02 Prozent.“ 2 Das Umweltbundesamt hat ein Projekt „Treibhausgas-Minderungspotenziale in der europäi- schen Gasinfrastruktur“ beauftragt, im Zuge dessen untersucht werden sollte, wie und in wel- chem Ausmaß Methanverluste durch den Import von Erdgas nach und die Verteilung in Deutsch- land entstehen. Emissionen werden hier unterteilt nach dem Zeitpunkt, wann sie anfallen: 3 1) Förderung Die Autoren konstatieren: „Bei der Erdgasförderung entstehen Emissionen durch Blowout, Freifördern/Ausblasen, Abfackeln sowie Undichtheiten von Bohrungen und Obertageanla- gen. Als Hauptquelle wurde das Abfackeln identifiziert, wobei die Emissionen hier nicht als Methan, sondern fast ausschließlich als CO2 anfallen. Die Quantifizierung gestaltete sich insofern schwierig, dass keine Trennung der Emissionen der Erdgas- bzw. der Erdöl- 1 Quelle: https://www.deutschlandfunk.de/methanverluste-lecks-in-der-oel-und-gasindust- rie.676.de.html?dram:article_id=402450 [Abruf am 4. September 2019]. 2 Quelle: https://www.bveg.de/Erdgas/Umwelt-und-Sicherheit/Klimaschutz [Abruf am 4. September 2019]. 3 Vgl. hierzu: https://www.bmu.de/fileadmin/Daten_BMU/Pools/Forschungsdatenbank/fkz_3712_41_344_treib- hausgas_minderungspotenziale_bf.pdf [Abruf am 4. September 2019]. WD 8 - 3000 - 117/19 (4. September 2019) © 2019 Deutscher Bundestag Die Wissenschaftlichen Dienste des Deutschen Bundestages unterstützen die Mitglieder des Deutschen Bundestages bei ihrer mandatsbezogenen Tätigkeit. Ihre Arbeiten geben nicht die Auffassung des Deutschen Bundestages, eines sei- ner Organe oder der Bundestagsverwaltung wieder. Vielmehr liegen sie in der fachlichen Verantwortung der Verfasse- rinnen und Verfasser sowie der Fachbereichsleitung. Arbeiten der Wissenschaftlichen Dienste geben nur den zum Zeit- punkt der Erstellung des Textes aktuellen Stand wieder und stellen eine individuelle Auftragsarbeit für einen Abge- ordneten des Bundestages dar. Die Arbeiten können der Geheimschutzordnung des Bundestages unterliegende, ge- schützte oder andere nicht zur Veröffentlichung geeignete Informationen enthalten. Eine beabsichtigte Weitergabe oder Veröffentlichung ist vorab dem jeweiligen Fachbereich anzuzeigen und nur mit Angabe der Quelle zulässig. Der Fach- bereich berät über die dabei zu berücksichtigenden Fragen.[.. next page ..]Wissenschaftliche Dienste Kurzinformation Seite 2 Zu Methan-Verlusten förderung erfolgen konnte. Somit wurden die Emissionen wahrscheinlich zu hoch ange- setzt. Die Emissionen durch die Erdgasförderungen besitzen auf den meisten Routen einen Anteil von mehr als 50 % und stellen damit die Hauptquelle dar.“ 4 2) Transport und Verteilung Die Autoren konstatieren: „Für die Transportnetzebene konnte auf Basis der detaillierten Berechnungen für die definierte Transportroute 3 b grundsätzlich nachgewiesen werden, dass bei einem klassischen onshore Erdgastransport, über alle Betriebsarten summiert, ca. 77 % der Emissionen an den Anlagen des Transportnetzes (also den Verdichterstationen) und nur ca. 23 % an den Rohrleitungen (hauptsächlich an den Absperrschiebern) entste- hen. Für russische Transportrouten ergaben sich durchschnittlich Verluste in Höhe von ca. 0,3 % der maximalen Importkapazität. Für die wesentlich kürzeren niederländischen Transportrouten liegen die Verluste bei durchschnittlich 0,1 % der Importkapazität und an den norwegischen Transportleitungen konnten keine Emissionen bestimmt werden, da sie offshore verlegt sind und weder Verdichterstationen noch Absperrschieber besitzen. Der exemplarisch durchgeführte Erdgastransport sowie die -verteilung innerhalb Deutsch- lands weist hingegen Emissionen von 98 % (1.397.075 m³/a, russisches Erdgas) für Rohr- leitungen und nur 2 % (21.487 m³/a, russisches Erdgas) für die Anlagen des Gasnetzes (Gasdruckregel-(mess-)anlagen) auf. Hauptursache der Emissionen an den Erdgasleitungen sind Leckagen im Normalbetrieb, die für ungefähr 50 % der Emissionen verantwortlich sind. Der Bereich des inländischen Gastransports/-verteilung enthält im vorliegenden Be- richt keine Zwischenverdichterstationen, da diese ausschließlich beim Transport außer- halb Deutschlands berücksichtigt wurden.“ 5 3) Speicherung Die Autoren konstatieren: „In Deutschland muss nachgewiesen werden, dass ein Erdgas- speicher technisch dicht ist, um bergrechtlich genehmigt zu werden. Ein intensives und kontinuierliches Monitoringprogramm stellt die Sicherheit an deutschen Erdgasspeichern dar. Veröffentlichungen bezüglich Leckageraten für deutsche Untergrundspeicher sind derzeit nicht bekannt.“ 6 4 Ebd., Seite 168 5 Ebd. 6 Ebd. Fachbereich WD 8 (Umwelt, Naturschutz, Reaktorsicherheit, Bildung und Forschung)[.. next page ..]Wissenschaftliche Dienste Kurzinformation Seite 3 Zu Methan-Verlusten Eine Dokumentation der Wissenschaftlichen Dienste des Deutschen Bundestages aus dem Jahr 2018 stellt umfangreich Material zu „Methanverluste entlang der Prozesskette von Flüssiggas (LNG)“ zusammen. 7 *** 7 Quelle: https://www.bundestag.de/resource/blob/565016/7aad8bfcffa7575b29130435b3de6bb5/wd-8-050-18- pdf-data.pdf [Abruf am 4. September 2019]. Fachbereich WD 8 (Umwelt, Naturschutz, Reaktorsicherheit, Bildung und Forschung)
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