In dieser Kurzstudie erfolgt eine Einordnung der THG-Emissionen entlang der Prozesskette für den Import von LNG auf Basis einer Literaturstudie. Andere Umwelteffekte konnten nicht betrachtet werden. In Abhängigkeit der Förderländer treten unterschiedliche Vorkettenemissionen auf. Bei der unkonventionellen Förderung von Gas, zum Beispiel aus den USA, variieren die Vorkettenemissionen stark und unterliegen hohen Unsicherheiten. Die Gesamtemissionen von LNG sind in der Regel geringer als die von erdöl- und kohlebasierten Energieträgern. Dennoch ist aus Klimaschutzsicht derzeit die Nutzung von leitungsgebunden transportiertem Gas gegenüber LNG zu bevorzugen. Aus klimapolitischer Sicht und unter Energieeffizienzaspekten ist ein verstärkter Einsatz von LNG insbesondere im Vergleich zu per Pipeline transportiertem Gas nicht begründbar. Zur Diversifizierung der Exportländer insbesondere hinsichtlich eines zukünftigen Marktes für strombasierte erneuerbare Gase, verbesserter Versorgungssicherheit sowie mehr Wettbewerb kann ein Ausbau der LNG-Infrastruktur im Zuge der Energiewende hingegen beitragen. Veröffentlicht in Climate Change | 21/2019.
Mit der Revision des Klimaschutzgesetzes im Jahr 2021 hat sich Deutschland u. a. verbindlich das langfristige Ziel gesetzt, bis zum Jahr 2045 treibhausgasneutral zu werden. Dies bedeutet, dass die Nutzung von fossilen Energieträgern vollständig zu vermeiden ist, insbesondere durch ein Ausschöpfen von Energieeffizienzpotenzialen und einen vollständigen Umstieg auf erneuerbare Energiequellen. Diesbezüglich hat sich ein weitgehender Konsens entwickelt, dass eine THG neutrale Energieversorgung, selbst im Fall von einem hohen Maß an Elektrifizierung, Effizienz, Flexibilität, Speicherung und Sektorkopplung, ergänzend auf THG-neutrale gasförmige Energieträger angewiesen sein wird. Es stellt sich daher die Frage, ob bezüglich der Nutzung von erneuerbaren Gasen bestimmte Pfade zu bevorzugen sind und wie das Ausphasen von fossilem Erdgas und die künftige Nutzung erneuerbarer Gase gestaltet werden kann. Vor diesem Hintergrund werden in dieser Studie die Gasinfrastruktur und ihre Entwicklungsmöglichkeiten im Rahmen der Energie- und Klimaschutzziele der Bundesregierung beleuchtet sowie strategische Leitplanken für erforderliche infrastrukturelle Weichenstellungen für gasförmige Energieträger entwickelt. Ziel dieser Studie ist es, in kompakter Form einen Eindruck des Übergangs von Erdgas- zur Wasserstoffinfrastrukturen zu vermitteln. Dabei werden die wesentlichen Meilensteine, Hemmnisse, regulatorischen und technischen Anpassungsbedarfe im Verlauf des Transformationspfades dargestellt, unter Berücksichtigung der Anwendungsbreite von Wasserstoff und des Zeitpunkts des aufkommenden Wasserstoffbedarfs. Quelle: Forschungsbericht
Für die Erreichung langfristiger ambitionierter Klimaschutzziele ist eine auf hohen Anteilen erneuerbarer Energien basierende Energieversorgung notwendig. Dabei können regenerativ erzeugte Energieträger mit Hilfe von Power-to-Gas und Power-to-Liquid für alle Anwendungsbereiche (Strom, Wärme, Verkehr, Industrie) eine wichtige Rolle spielen. Auf Grund der begrenzten deutschen regenerativen Potenziale und insbesondere der energetischen sowie ökonomischen Vorteile von ausländischen Standorten könnte der Import von erneuerbaren Energien bzw. Energieträgern notwendig sein. Vor diesem Hintergrund war das Ziel des Vorhabens, erste Antworten bezüglich der Potenziale regenerativer chemischer Energieträger aus erneuerbaren Energien (EE) im In- und Ausland sowie den zugehörigen Transportanforderungen und -restriktionen von Seiten der Strom- und Gasinfrastruktur zu gewinnen. Dazu wurde an Hand von möglichen internationalen Standorten die dortigen Einspeisepotenziale der Erzeugungstechnologien Wind on-/offshore, PV und CSP sowie die entsprechende Gastransportinfrastruktur (Pipeline- und LNG-Transport) für die Wasserstoff- und Methanaufnahme bestimmt. Auf nationaler Ebene wurden räumlich aufgelöste Überschüsse in einem zukünftigen Szenario mit den Wasserstoffaufnahmepotenzialen innerhalb von Stromnetzregionen verglichen. Zudem wurden CO2-Minderungspotenziale im Transformationsprozess zum Beispiel bei der Wasserstoffwirtschaft aufgezeigt.Als Ergebnis der Studie liegt ein systematischer Vergleich von möglichen Pfaden für den Import von regenerativen Energien vor sowie erste Handlungsempfehlungen für die Integration dieser im Rahmen des Transformationsprozesses hin zu einer treibhausgasärmeren Energieversorgung.<BR>Quelle: Forschungsbericht
Seit geraumer Zeit wird verstärkt diskutiert, welche Rolle gasförmige Energieträger - Erdgas, wie auch biogene und E-Gase - bei der Energiewende längerfristig spielen sollen. Mit dieser Problemstellung hat sich ein Konsortium aus Fraunhofer ISI (Leitung), dem Deutschen Verein der Gas- und Wasserwirtschaft e.V. (DVGW) und der Forschungsstelle des DVGW am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie im Rahmen des Vorhabens "Roadmap Gas für die Energiewende - Nachhaltiger Klimabeitrag des Gassektors" auseinandergesetzt. Ziel des Vorhabens war es, die anstehenden Herausforderungen im Gassektor zu identifizieren. Im hier vorliegenden Abschlussbericht werden der mittel- und langfristige Klimaschutzbeitrag des Gassektors für die verschiedenen Ambitionsniveaus zur Treibhausgasminderung, die damit verbundenen infrastrukturellen Herausforderungen und die resultierenden Schlüsselmaßnahmen und Anpassungsbedarfe analysiert. Darauf aufbauend werden in einer Roadmap strategische Leitplanken für politische Weichenstellungen im Transformationsprozess zusammenfassend dargestellt. Quelle: Forschungsbericht
Die vorliegende Studie "Postfossile Energieversorgungsoptionen für einen treibhausgasneutralen Verkehr im Jahr 2050: Eine verkehrsträgerübergreifende Bewertung" zeigt auf, welche Kombinationen aus Antriebssystem und Kraftstoff - auch als Energieversorgungsoption bezeichnet - einen treibhausgasneutralen Verkehr in Deutschland im Jahr 2050 möglich machen. Auf Basis bestehender Forschungsarbeiten und Studienergebnisse wird ein systematischer Überblick über postfossile Optionen gegeben. Zu den potentiellen postfossilen Kraftstoffen zählen regenerativer Strom, aus regenerativem Strom hergestellte Kraftstoffe wie Power-to-Gas (PtG-Wasserstoff, PtG-Methan) und Power-to-Liquid (PtL) sowie Biokraftstoffe, zu den Antrieben neben Verbrennungsmotoren Elektromotoren, Hybride (Plug-in-Hybride, Elektrofahrzeuge mit Range-Extender) sowie Brennstoffzellen. Für Pkw, Lkw, Linienbus, Flugzeug und Seeschiff wurde untersucht, mit welcher postfossilen Energieversorgungsoption die jeweils höchsten Treibhausgasminderungen erreicht werden können. Außerdem wurden weitere ökologische, ökonomische, technische, infrastrukturelle sowie systemische Aspekte indie ganzheitliche Bewertung der Energieversorgungsoptionen einbezogen. Die Gesamtbewertung aller Aspekte zeigt: Wenn Strom direkt im Fahrzeug genutzt werden kann, ist dies die effizienteste, ökologischste und meist auch ökonomischste Option. Ob dabei rein batterieelektrische Fahrzeuge oder Plug-In-Hybride die beste Wahl darstellen, hängt von den erforderlichen Reichweiten und davon ab, ob - wie beim Linienbus - Oberleitungen oder Schnelllademöglichkeiten genutzt werden können. Strom lässt sich aber nicht immer direkt nutzen. Bei Flugzeugen im Langstreckenverkehr und Seeschiffen im internationalen Verkehr werden auch zukünftig nach heutiger Sicht keine Elektroantriebe möglich sein. Daher werden Biokraftstoffe der 2. Generation aus Restholz und -stroh ebenso wie stromgenerierte Kraftstoffe wie PtG-Methan und PtL eine wichtige Rolle spielen. Da Biokraftstoffe der 2. Generation im globalen Maßstab nur ein begrenztes Mengenpotential aufweisen, sind für einen treibhausgasneutralen Luft- und Seeverkehrstromgenerierte Kraftstoffe zwingend notwendig. Aber auch Plug-in-Hybride benötigen für den Verbrennungsmotor flüssige Kraftstoffe. Somit ist auch der Pkw-Verkehr langfristig neben Biokraftstoffen der 2. Generation auf stromgenerierte Kraftstoffe angewiesen. Für den Lkw-Fernverkehr zeigt derzeit keine der untersuchten postfossilen Energieversorgungsoptionen eindeutige Vorteile; hier besteht weiterer Forschungsbedarf. Klar ist aber, dass bei schweren Lkw im Fernverkehr selbst im Jahr 2050 rein batterieelektrische oder Plug-in-Varianten nicht möglich sein werden. Für alle postfossilen Optionen gilt: Keine Option ohne Nachteile. Beispielsweise sind Elektromobilität, Biokraftstoffe der 2. Generation sowie stromgenerierte Kraftstoffe gerade in der Einführungsphase oftmals teurer als konventionelle Kraftstoffe. Stromgenerierte Kraftstoffe schneiden aufgrund der Energieverluste bei der Herstellung nurdann ökologisch vorteilhaft ab, wenn sie ausschließlich aus regenerativem Strom hergestellt werden. Dennoch müssen neue Konzepte frühzeitig entwickelt und Anlagenkapazitäten rechtzeitig errichtet werden, um bis 2050 eine breite Einführung zu ermöglichen - auch wenn beispielsweise regenerativer Strom in anderen Bereichen außerhalb des Verkehrs in den nächsten Jahren effizienter eingesetzt werden kann. Dabei muss die Politik mit geeigneten Maßnahmen schon kurz- und mittelfristig einen passenden Rahmen schaffen. Um langfristig bei allen Verkehrsmitteln eine treibhausgasneutrale Mobilität im Jahr 2050 zu erreichen, müssen alle verfügbaren postfossilen Energieversorgungsoptionen - Elektromobilität, stromgenerierte Kraftstoffe und Biokraftstoffe der 2. Generation - zum Einsatz kommen. Andernfalls ist dieses Ziel nicht erreichbar.<BR>Quelle: Forschungsbericht
Die Studie zeigt auf, welche Kombinationen aus Antriebssystem und Kraftstoff - auch als Energieversorgungsoption bezeichnet - einen treibhausgasneutralen Verkehr in Deutschland im Jahr 2050 möglich machen. Auf Basis bestehender Forschungsarbeiten und Studienergebnisse wird ein systematischer Überblick über postfossile Optionen gegeben. Zu den potentiellen postfossilen Kraftstoffen zählen regenerativer Strom, aus regenerativem Strom hergestellte Kraftstoffe wie Power-to-Gas (PtG-Wasserstoff, PtG-Methan) und Power-to-Liquid (PtL) sowie Biokraftstoffe, zu den Antrieben neben Verbrennungsmotoren Elektromotoren, Hybride (Plug-in-Hybride, Elektrofahrzeuge mit Range-Extender) sowie Brennstoffzellen. Für Pkw, Lkw, Linienbus, Flugzeug und Seeschiff wurde untersucht, mit welcher postfossilen Energieversorgungsoption die jeweils höchsten Treibhausgasminderungen erreicht werden können. Außerdem wurden weitere ökologische, ökonomische, technische, infrastrukturelle sowie systemische Aspekte in die ganzheitliche Bewertung der Energieversorgungsoptionen einbezogen.<BR>Quelle: www.umweltbundesamt.de<BR>
Klimaschutz: Roadmap für die Gaswirtschaft und -infrastruktur Mit der Umsetzung der Energie- und Klimaziele der Bundesregierung wird der Bedarf an Gas in den kommenden Jahrzehnten in Deutschland deutlich zurückgehen. Welche Anpassungen bei der Gasinfrastruktur damit verbunden sind, untersuchte eine Studie im Auftrag des Umweltbundesamtes. Erdgas verursacht zwar weniger klimaschädliche Treibhausgasemissionen als Kohle, langfristig muss Deutschland jedoch auch die Nutzung des fossilen Erdgases vollständig vermeiden. Denn gemäß dem Pariser Klimaabkommen muss Deutschland seinen Treibhausgasausstoß auf null senken. Erneuerbare Gase, besonders strombasiertes Methan aus „Power to Gas“, sollten nur dort zum Einsatz kommen, wo es technisch erforderlich ist. Für die Raumwärmeversorgung stehen beispielsweise ausreichend alternative erneuerbare Techniken zur Verfügung, etwa Wärmepumpen oder Solarthermie. Diese sind wesentlich effizienter und langfristig kostengünstiger als fossile und „Power to Gas“-Techniken. Auch in der Industrie ist eine Umstellung auf direkte strombasierte Prozesstechniken (Power to Heat) systemisch effizienter als der Umweg über Power to Gas, zum Beispiel bei Schmelzprozessen oder der Prozesswärmeversorgung. Das Erreichen der Energieeffizienzziele der Bundesregierung ist ein entscheidender Faktor für die zukünftige Entwicklung im Bereich Gas und der dafür erforderlichen Infrastruktur. Besonders im Zuge der Umsetzung der Gebäude-Effizienzstrategie der Bundesregierung wird der Wärmebedarf und damit in erheblichem Maße der Gasbedarf sinken: In der Literatur werden unterschiedliche Minderungen des Gasbedarfes bis 2050 skizziert, teilweise um 83 Prozent gegenüber dem Jahr 2015, auf 530 Petajoule. Folglich wird es nicht mehr wirtschaftlich sinnvoll sein, alle Gasverteilnetze weiter zu betreiben. Mithilfe vereinfachter und modellhafter Berechnungen ließ das UBA in der Studie erste Hochrechnungen zu den notwendigen Änderungen an der Infrastruktur durchführen. Bei ambitionierten Klimaschutzzielen (Treibhausgasminderung um 95 Prozent gegenüber 1990) zeigen die Szenarien eine Stilllegung von mindestens rund einem Drittel der Verteilnetze . Je nach Region kann dies auch noch deutlich darüber liegen. Selbst bei einer Treibhausgasminderung um „nur“ 80 Prozent gegenüber 1990 lassen die ausgewerteten Szenarien eine Stilllegung von mindestens 20 Prozent erwarten. Das Fernleitungsnetz wird zukünftig in ähnlichem Umfang wie heute benötigt, etwa zur Durchleitung von Gas in andere Länder und zum Transport von erneuerbarem Gas. Änderungen sind vor allem bei der Auslastung (aufgrund des geringeren Gasbedarfes) und bei den Importrouten, bei zunehmender Integration von strombasiert hergestelltem Methan und Diversifizierung der Importländer, zu erwarten. In einer weiteren Kurzstudie werden auf Basis einer Literaturstudie die Treibhausgasemissionen entlang der Prozesskette für den Import von flüssigem Erdgas ( LNG ) betrachtet. Die verursachten Emissionen beginnend bei der Förderung über Transport bis hin zur Nutzung von LNG sind auch bei unkonventionellen LNG aus den USA meist geringer als die von Kohle. Aus klimapolitischer Sicht und unter Energieeffizienzaspekten ist ein verstärkter Einsatz von LNG, besonders im Vergleich zu Erdgas, welches über das Gasnetz transportiert wird, jedoch nicht begründbar. Zur Diversifizierung der Exportländer insbesondere hinsichtlich eines zukünftigen Marktes für strombasierte erneuerbare Gase, verbesserter Versorgungssicherheit sowie mehr Wettbewerb kann ein Ausbau der LNG-Infrastruktur im Zuge der Energiewende hingegen beitragen.
Eine Aufgabe des Fachzentrums Klima beinhaltet das Monitoring der Energiewende in NRW und ist in § 8 des Klimaschutzgesetzes festgehalten. Ziel ist es den Ausbaustand der Erneuerbaren Energien im Bundesland zu beobachten. Die Ergebnisse werden im Energieatlas in den Energiedaten vom LANUV veröffentlicht. Eine Aufgabe des Fachzentrums Klima beinhaltet das Monitoring der Energiewende in NRW. Dies ist in § 8 des Klimaschutzgesetzes festgehalten. Ziel ist es den Ausbaustand der Erneuerbaren Energien im Bundesland zu beobachten. Die Ergebnisse werden im Energieatlas in den Energiedaten vom LANUV veröffentlicht. Das Monitoring dient dazu die Energiewende im Blick zu behalten und zu beobachten, ob die gesetzlichen Ziele für den Klimaschutz eingehalten werden. Neben dem Ausbaustand der Erneuerbaren Energien werden auch Rahmendaten zur Bevölkerung und der Bebauung dargestellt, zur Energiegewinnung und dem -verbrauch, sowie zum Verkehr und den Treibhausgasen. Ebenfalls gibt es Abschnitte zur Stromerzeugung und dem -verbrauch, der Wärme und Energiepreisen oder Indikatoren. Dabei ist es zum einen möglich den validierten Datensatz des LANUV abzurufen, der in der Regel einmal im Jahr aktualisiert wird. Zum anderen besteht für Photovoltaik, Biomasse und erneuerbare Gase, Wasserkraft sowie Windenergie die Möglichkeit den monatlichen Nettoausbau für NRW auf Grundlage des Marktstammdatenregisters der Bundesnetzagentur einzusehen. Auch wenn im Vergleich zum LANUV-Datensatz unterschiede auftreten können, ist hiermit der Abruf eines aktuellen Ausbaustandes möglich. Im Fall der Windenergie widmet das Fachzentrum mit dem Windenergiemonitoring diesem monatlichen Ausbau einen eigenen Bereich. Denn für die Windenergie lohnt sich zum Beispiel auch ein Blick in die Genehmigungen von neuen Anlagen, denn hiermit ist auch eine Prognose für den Ausbau in den kommenden Monaten und Jahren möglich. Jahresabschluss 2023 Einmal im Jahr veröffentlicht das LANUV den "Jahresabschluss Energiewende" für das zurückliegende Jahr. Im Zuge dessen wird der validierte LANUV-Datensatz zum Bestand der Erneuerbaren Energieträger aktualisiert. Aktuell finden sich in den Energiedaten und in der Karte Strom Bestand die aktualisierten Daten zu Windenergie, Photovoltaik, Biomasse, Klär-, Deponie- und Grubengas sowie zu Wasserkraft mit Stand Ende 2023. Insgesamt weisen die Anlagen der Erneuerbaren Energien einen jährlichen Stromertrag von rund 35 Terawattstunden auf, das entspricht 26,9 % am Stromverbrauch in NRW. Den größten Anteil hat die Windenergie mit ca. 18 TWh/a, gefolgt von der Photovoltaik auf Dachflächen mit 8 TWh/a. Auf Platz 3 findet sich in der Stromerzeugung die Biomasse mit 6 TWh pro Jahr. Der restliche Stromertrag aus Erneuerbaren Energien setzt sich aus Wasserkraft (0,6 TWh/a), Freiflächen-Photovoltaik (0,5 TWh/a) sowie aus den drei verschiedenen klimafreundlichen Gasen Klärgas (0,4 TWh/a), Deponiegas (0,1 TWh/a) und Grubengas (0,4 TWh/A). Erzeugung aus Erneuerbaren Energien 1990 - 2023, Foto: LANUV
Das Projekt "Auslegung, Bau und Betrieb von 5 MW und 20 MW Methanisierungsanlagen für das Energiespeicherkonzept 'Power to Gas' - Eine Vorstudie" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Infraserv GmbH & Co. Höchst KG durchgeführt. Um das Energiespeicherkonzept 'Power to Gas' für die stoffliche Speicherung der erneuerbaren Energien im industriellen Maßstab (über 20 MW) zu bewerkstelligen, wird eine Vorstudie durchgeführt. Das Hauptziel der Studie ist, die möglichen Methanisierungsverfahren (CO2/H2-Methanisierung) zu untersuchen und im Hinblick auf Praxistauglichkeit und Wirkungsgrad unter volatiler Bedingungen kritisch zu beurteilen. Die Einzelziele des Vorhabens sind: 1. Wahl eines geeigneten Verfahrens für eine 5 MW Pilotanlage. 2. Wahl eines geeigneten Partners aus dem industriellen Anlagebau, um später die Pilotanlage zu realisieren. 3. Auslegung der Pilotanlage unter Berücksichtigung der fluktuierenden Zuführung von Eduktgasströmen (CO2 und H2) und effizienten Wärmeabführung und Nutzung. 4. Optimierung des Kosten- und Zeitaufwandes der 5 MW Pilotanlage. 5. Hochskalierung der 5 MW Anlage auf 20 MW mit Kostenoptimierung. 6. Erstellung eines Zeit- und Kostenplans für die Errichtung und den Betrieb der Pilotanlage (5 MW) und der Industrieanlage (20 MW). Die Projektlaufzeit beträgt 12 Monate. Die Arbeitsvorgehensweise kann in folgende Arbeitspakete aufgestellt werden: AP1 - Wahl des Verfahrens und Reaktortyps. AP2 - Wahl eines Partners aus dem chemischen Anlagenbau. AP3 - Basisauslegung der Pilotanlage (5 MW). AP4 - Skalierung auf Industriemaßstab (20 MW). AP5 - Zeit- und Kostenplan für den Bau & Betrieb der beiden Anlagen. AP6 - Berichtserstattung, Dissemination und Verwertung.
Das Projekt "Teilvorhaben: Bosch SI" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Bosch.IO GmbH durchgeführt. Im Rahmen des Verbundvorhabens OptNetzE werden neue Lösungsansätze für den integrierten Netzbetrieb der Energieversorgung an der Schnittstelle von Übertragungs- und Verteilnetz entwickelt. Dabei gibt es vier Schwerpunkte: - Erforschung von Verfahren für die vorausschauende und effiziente Netznutzung unter Wahrung der Netzstabilität. Diese basieren auf der Ableitung und Verwertung systemrelevanter Informationen aus der kommunikativen Anbindung dezentraler Erzeuger wie zum Beispiel großer Windparks. - Untersuchung des spartenübergreifenden Austauschs und der Darstellung von Zustandsinformationen zwischen Strom- und Wärmenetzen. - Möglichkeiten und Betriebsfahrweisen von Netzen mit integriertem Power-to-Heat- und Power-to-Gas-Prozessen. - Integration der Ergebnisse in ein Gesamtkonzept und modellhafte Abbildung sowie Validierung im Smart Grid-Labor. Die Bosch Software Innovations, das Software- und Systemhaus der Bosch-Gruppe, konzipiert, entwickelt und betreibt weltweit innovative Software- und Systemlösungen, die unsere Kunden sowohl im Internet of Things (IoT) als auch im klassischen Enterprise-Umfeld voranbringen. Unseren Fokus legen wir dabei auf die Themenfelder Mobilität, Energie, Fertigungsindustrie und Gebäude. Bosch Software Innovations leistet Beiträge zu allen Arbeitspaketen des Forschungsprojekts OptNetzE. Dabei werden die bestehenden IT- und Kommunikationslösungen der Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber bewertet, um Optimierungspotenzial für die Sicherstellung der Netzstabilität zu ermitteln. Auf dieser Basis wird ein Konzept für einen Flexibilitätsmarkt auf Niederspannungsebene entwickelt. Zudem werden neue Konzepte für die Weiterentwicklung der Prognose von Energieerzeugung und -verbrauch, deren Visualisierung und die damit einhergehende Anlagensteuerung erarbeitet. Darüber hinaus untersucht Bosch Software Innovations, in wie weit Anlagen für Power-to-Heat und Power-to-Gas in einen Flexibilitätsmarkt integriert werden können. Grundlage der zu erstellenden Konzepte ist der Virtual Power Plant Manager, die Lösung für Virtuelle Kraftwerke.
| Origin | Count |
|---|---|
| Bund | 87 |
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| Förderprogramm | 80 |
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