API src

Found 836 results.

Related terms

Klimaemissionen sinken 2023 um 10,1 Prozent – größter Rückgang seit 1990

UBA-Projektion: Nationales Klimaziel bis 2030 erreichbar Im Jahr 2023 emittierte Deutschland 10,1 Prozent weniger Treibhausgase (THG) als 2022. Das zeigen neue Zahlen des Umweltbundesamtes (UBA). Gründe sind der gestiegene Anteil erneuerbarer Energien, ein Rückgang der fossilen Energieerzeugung und eine gesunkene Energienachfrage bei Wirtschaft und Verbrauchern. Insgesamt wurden 2023 in Deutschland rund 674 Millionen Tonnen THG freigesetzt – 76 Millionen Tonnen oder 10,1 Prozent weniger als 2022. Dies ist der stärkste Rückgang seit 1990. Insbesondere der Verkehrssektor muss beim Klimaschutz aber nachsteuern. Er verfehlt seine Klimaziele erneut deutlich und liegt 13 Millionen Tonnen über dem zulässigen Sektor-Budget. ⁠ UBA ⁠-Präsident Dirk Messner ordnet die Zahlen so ein: „Mit Ausbruch des Kriegs gegen die Ukraine hatten viele die Sorge, dass wir eine Renaissance der Kohle und anderer fossiler Energieträger sehen werden. Wir wissen heute, dass das nicht passiert ist. Das liegt vor allem am sehr erfolgreichen Ausbau der erneuerbaren Energien. Das ist ein großer Schritt, der uns in den kommenden Jahren beim ⁠ Klimaschutz ⁠ helfen wird. Aber nicht in allen Sektoren stehen wir glänzend da. Vor allem der Verkehrssektor bleibt weiter ein großes Sorgenkind. Hier muss dringend mehr passieren – etwa durch den Ausbau der Elektromobilität und den Abbau des Dienstwagenprivilegs und anderer klimaschädlicher Subventionen. Mit Blick auf das Jahr 2030 bin ich zuversichtlich, dass wir die nationalen Klimaziele einhalten können. Wir sind bereits ein großes Stück beim Klimaschutz vorangekommen. Zu Beginn der Legislaturperiode gingen wir für 2030 noch von 1.100 Millionen Tonnen THG zu viel aus. Jetzt sehen wir in unseren Projektionen für 2030, dass diese Lücke geschlossen werden wird, wenn wir weiter so ambitioniert am Klimaschutz arbeiten.“ Im Sektor Energiewirtschaft sind die THG-Emissionen 2023 gegenüber dem Vorjahr um rund 51,8 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalente bzw. 20,1 Prozent gesunken, was auf einen geringeren Einsatz fossiler Brennstoffe zur Erzeugung von Strom und Wärme zurückzuführen ist. Besonders stark war dieser Rückgang beim Einsatz von Braun- und Steinkohle sowie bei Erdgas. Gründe hierfür sind unter anderem die deutlich gesunkene Kohleverstromung, der konsequente Ausbau der erneuerbaren Energien und ein Stromimportüberschuss bei gleichzeitig gesunkener Energienachfrage. Weitere Treiber waren Energieeinsparungen in Folge von höheren Verbraucherpreisen sowie die milden Witterungsverhältnisse in den Wintermonaten. In der Industrie sanken die Emissionen im zweiten Jahr in Folge auf rund 155 Mio. Tonnen CO 2 -Äquivalente im Jahr 2023. Dies entspricht einem Rückgang von fast 13 Mio. Tonnen oder 7,7 Prozent im Vergleich zum Vorjahr. Damit liegt der Industriesektor mit rund 18 Mio. Tonnen ⁠ CO2 ⁠-Äquivalente unter seiner Jahresemissionsmenge für 2023. Auch hier wird der Emissionsrückgang durch den gesunkenen Einsatz fossiler Brennstoffe, insbesondere von Erdgas und Steinkohle, bestimmt. Wichtige Treiber dieses Trends sind die negative konjunkturelle Entwicklung und gestiegene Herstellungskosten, die zu Produktionsrückgängen führten. Auch im Gebäudesektor konnte eine Emissionsminderung von 8,3 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalenten auf rund 102 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalente (minus 7,5 Prozent) erreicht werden. Trotz dieser Minderung überschreitet der Gebäudesektor erneut die gemäß BUndes-Klimaschutzgesetz (KSG) erlaubte Jahresemissionsmenge, diesmal um rund 1,2 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalente. Wesentliche Treiber für den Rückgang der Emissionen sind wiederum Energieeinsparungen aufgrund der milden Witterungsbedingungen in den Wintermonaten 2023 und höhere Verbraucherpreise. Auch der Zubau an Wärmepumpen wirkte sich positiv auf die Emissionsentwicklung im Gebäudebereich aus, da beispielsweise weniger Erdgas und Heizöl eingesetzt wurden. Im Verkehr wurden 2023 rund 146 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalente ausgestoßen. Damit liegen die THG-Emissionen im Verkehrssektor rund 1,8 Mio. Tonnen (1,2 Prozent) unter dem Wert von 2022 und rund 13 Mio. Tonnen über der nach KSG für 2023 zulässigen Jahresemissionsmenge von 133 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalente. Im Vorjahr waren die Emissionen noch leicht angestiegen. Angesichts der nur geringen Überschreitung im Gebäudesektor ist der Verkehr damit der einzige Sektor, der sein Ziel deutlich verfehlt und sich weiter vom gesetzlichen Zielpfad entfernt. Haupttreiber des geringen Emissionsrückgangs sind dabei aber nicht etwa effektive Klimaschutzmaßnahmen, sondern die abnehmende ⁠ Fahrleistung ⁠ im Straßengüterverkehr. Verglichen mit 2022 hat der Pkw-Verkehr 2023 dagegen leicht zugenommen. Die im vergangenen Jahr neu zugelassenen Elektrofahrzeuge im Pkw-Bestand wirken hier leicht emissionsmindernd. Projektionsdaten für das Jahr 2030: Aus den heute veröffentlichten aktuellen UBA-Projektionsdaten 2024 wird im Vergleich zum UBA-Projektionsbericht 2023 deutlich, dass die neuen Klimaschutzmaßnahmen auf nationaler und europäischer Ebene ihre Wirkung entfalten können. Mit einem ambitionierten Ausbau der erneuerbaren Energien bleiben die nationalen Klimaziele bis 2030 sektorübergreifend erreichbar. Die sogenannte kumulierte Jahresemissionsgesamtmenge zeigt sektorübergreifend bis 2030 sogar eine Übererfüllung von 47 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalenten. Dem Ziel, im Jahr 2030 die THG-Emissionen um 65 Prozent gegenüber 1990 zu mindern, kommt Deutschland mit den aktuell vorgesehenen Maßnahmen demnach sehr nahe. Wie die Emissionsdaten zeigen auch die aktuellen Projektionsdaten, dass die Klimaschutzanstrengungen in den einzelnen Sektoren unterschiedlich erfolgreich sind. So weist der Verkehrssektor bis 2030 eine kumulierte Minderungslücke von 180 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalenten auf. Im Sektor Gebäude werden bis 2030 wiederum 32 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalente mehr emittiert als vorgesehen. Dahingegen übertrifft der Sektor Energiewirtschaft sein Emissionsziel um 175 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalente, was maßgeblich auf einen gelungenen Ausbau der erneuerbaren Energien bis 2030 basiert. Auch der Sektor Industrie übertrifft laut Projektionsdaten seine gesetzlichen Vorgaben um 37 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalente, dabei geht in den kommenden Jahren die Erholung der Industrie einher mit ihrer Dekarbonisierung. Die Sektoren Landwirtschaft sowie Abfallwirtschaft und Sonstiges übererfüllen ihre Ziele um 29 Mio. Tonnen, bzw. um 17 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalente. Weitere Informationen: Die vorliegenden Emissionsdaten für das Jahr 2023 stellen die gegenwärtig bestmögliche Berechnung dar. Sie sind insbesondere aufgrund der zu diesem Zeitpunkt nur begrenzt vorliegenden statistischen Berechnungsgrundlagen mit entsprechenden Unsicherheiten verbunden. Die Berechnungen leiten sich aus einem System von Modellrechnungen und Trendfortschreibungen der im Januar 2024 veröffentlichten detaillierten Inventare der THG-Emissionen des Jahres 2022 ab. Die vollständigen, offiziellen und detaillierten Inventardaten zu den THG-Emissionen in Deutschland für das Jahr 2023 veröffentlicht das UBA im Januar 2025 mit der Übermittlung an die Europäische Kommission. Für die Erstellung der Projektionsdaten und des Projektionsberichts der Bundesregierung beauftragt das UBA regelmäßig ein unabhängiges Forschungskonsortium, das mit einem integrierten Modellierungsansatz abschätzt, wie sich die aktuelle Klimaschutzpolitik auf die klimaschädlichen Treibhausgasemissionen Deutschlands auswirkt. Der Fokus liegt auf den Ergebnissen in den Sektoren bis zum Jahr 2030 und auf dem Jahr 2045. Das UBA koordiniert die Arbeiten in enger Abstimmung mit den zuständigen Ressorts aller Sektoren auf Bundesebene (Energiewirtschaft, Verkehr, Industrie, Gebäude, Abfallwirtschaft, Landwirtschaft sowie ⁠ Landnutzung ⁠, Landnutzungsänderungen und Forstwirtschaft). Diese Projektionen sollten nicht als ⁠ Prognose ⁠ für kommende Jahre missverstanden werden. Für Projektionen werden Modelle eingesetzt, die eine langjährige, plausible Treibhausgasemissionsentwicklung unter den Bedingungen und Annahmen zum Zeitpunkt des Modellierungsstarts projizieren. Auftretenden Sondereffekten und unvorhergesehenen, kurzfristigen Ereignissen, wie z. B. die Energiekrise im vergangenen Jahr, sind methodisch nicht oder nur begrenzt integrierbar. Zusätzlich zu dem heute veröffentlichten Kurzpapier „Treibhausgas-Projektionen 2024 – Ergebnisse kompakt“ zu den Projektionsdaten 2024 hat das UBA bereits Anfang März 2024 die Annahmen für die Berechnung der Treibhausgasprojektionen veröffentlicht: Treibhausgas-Projektionen 2024 für Deutschland - Instrumente Treibhausgas-Projektionen 2024 für Deutschland - Rahmendaten

Biomassebefeuertes Heizkraftwerk Warendorf

Holz, einschließlich Altholz, kommt eine wichtige Rolle als erneuerbarer Energieträger zu. Die energetische Nutzung von Biomasse kann wichtige Beiträge zur nachhaltigen Energieversorgung und zum Klimaschutz liefern. In Deutschland werden zur Zeit jährlich ca. 5 Mio. t Altholz ohne weitere stoffliche oder energetische Nutzung deponiert, rund 2 Mio. t werden exportiert. Es werden daher aus heutiger Sicht zusätzliche Kapazitäten zur energetischen Nutzung von Altholz benötigt. Hinzu kommt, dass nach Auslaufen der Übergangsregeln der TA Siedlungsabfall im Jahr 2005 die Deponierung von Altholz nicht mehr gestattet sein wird. Die Bio-Energiewerk Warendorf (BEW) GmbH & Co. KG beabsichtigt, regional anfallendes Aufkommen an unzerkleinertem Industrierestholz und Strauchschnitt in einem neu zu errichtenden 13 MW-Biomasse-Heizkraftwerk energetisch zu verwerten. Das emissionsseitig und energetisch optimierte Heizkraftwerk soll in einem Energieverbund mit dem ortsansässigen Industriebetrieb Warendorfer Hartsteinwerke, einer noch zu errichtenden Klärschlamm- und Strauchschnitttrocknungsanlage und der örtlichen, kommunalen Kläranlage betrieben werden. Das Biomasse-Heizkraftwerk wird die Warendorfer Hartsteinwerke mit Prozesswärme und Strom, die Kläranlage mit Strom und die Trocknungsanlage mit Niedertemperaturwärme versorgen. Überschussstrom wird in das öffentlich Stromnetz eingespeist. Zur Vermeidung von Geruchsemissionen wird die Abluft der Trocknungsanlage im Heizkraftwerk als vorgewärmte Verbrennungsluft genutzt. Der in der Trocknungsanlage behandelte Strauchschnitt wird im Heizkraftwerk als Brennstoff eingesetzt, der getrocknete Klärschlamm wird an das örtliche Klärwerk zurückgeführt und extern verbrannt. Durch die energetische Verwertung von jährlich 27.000 t Industrierestholz und 3.000 t Strauchschnitt in der geplanten, dezentralen Anlage zur gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung sollen ca. 88 Mio. kWh/a fossile Energieträger substituiert und pro Jahr ca. 40.000 t CO2-, 10 t Staub-, 213 t SO2-, 85 t NOx- und 33 t CO-Emissionen vermieden werden. Das Vorhaben wird einen wichtigen Beitrag zur Gestaltung einer nachhaltigen Energieversorgung auf Basis erneuerbarer Energien leisten. Zudem trägt das Projekt zur Verminderung von Treibhausgasemissionen bei. Dabei ist insbesondere auf den vorgesehenen Energieverbund im Sinne einer kooperativen Kraft-Wärme-Wirtschaft hinzuweisen. Das Vorhaben wird durch ein umfangreiches Messprogramm begleitet und somit Erkenntnisse liefern, wie Altholz in feuerungs- und emissionsseitig optimierten, dezentralen Holzheizkraftwerken zur Strom- und Wärmeerzeugung im Verbund mit anderen Anlage genutzt werden kann und mit welcher Wirtschaftlichkeit dies machbar ist.

Erprobung von Sauerstoffspeichermaterialien (OSM) für die Wärmeproduktion aus gasförmigen Brennstoffen

Emissionen von Wärmekraftwerken und anderen Verbrennungsanlagen

<p>Emissionen von Wärmekraftwerken und anderen Verbrennungsanlagen</p><p>Deutschland verpflichtete sich 2003 mit der Zeichnung des PRTR-Protokolls dazu, ein Register über Schadstofffreisetzungen und -transporte aufzubauen. Hierzu berichten viele Industriebetriebe jährlich dem UBA über Schadstoffemissionen und die Verbringung von Abwässern und Abfällen. Das UBA bereitet diese Daten in einer Datenbank für Bürgerinnen und Bürger auf.</p><p>Umweltbelastende Emissionen aus Wärmekraftwerken und anderen Verbrennungsanlagen</p><p>Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen, die mit fossilen Brennstoffen (insbesondere Steinkohle, Braunkohle, Erdgas) oder biogenen Brennstoffen betrieben werden, sind bedeutende Verursacher von umweltbelastenden Emissionen. Sie sind verantwortlich für einen erheblichen Teil des Ausstoßes an Kohlendioxid (CO₂), Stickstoffoxiden (NOx) und Schwefeloxiden (SOx). Die Kohleverbrennung ist zudem die wichtigste Emissionsquelle für das Schwermetall Quecksilber (Hg).</p><p>Das Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregister (PRTR) in Deutschland</p><p>Industriebetriebe müssen jährlich dem Umweltbundesamt (⁠<a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/u?tag=UBA#alphabar">UBA</a>⁠) sowohl über ihre Emissionen in Luft, Wasser und Boden berichten, als auch darüber, wie viele Schadstoffe sie in externe Abwasserbehandlungsanlagen weiterleiten und wie viele gefährliche Abfälle sie entsorgen. Die Betriebe müssen nicht über jeden Ausstoß und jede Entsorgung berichten, sondern nur dann, wenn der Schadstoffausstoß einen bestimmten Schwellenwert oder der Abfall eine gewisse Mengenschwelle überschreitet. In diesem Artikel werden Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von über 50 Megawatt (⁠<a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/m?tag=MW#alphabar">MW</a>⁠), die von Anhang I, Nummer 1.c) der Europäischen ⁠<a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/p?tag=PRTR#alphabar">PRTR</a>⁠-Verordnung erfasst werden, betrachtet.</p><p>Das Umweltbundesamt (UBA) sammelt die von Industriebetrieben gemeldeten Daten in einer Datenbank: dem Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregister PRTR (<strong>P</strong>ollutant<strong>R</strong>elease and<strong>T</strong>ransfer<strong>R</strong>egister). Das UBA leitet die Daten dann an die Europäische Kommission weiter und macht sie im Internet unter der Adresse<a href="https://thru.de/">https://thru.de</a>der Öffentlichkeit frei zugänglich.</p><p>Es gibt drei Rechtsgrundlagen für die PRTR-Berichterstattung:</p><p>Erfasst werden im PRTR industrielle Tätigkeiten in insgesamt neun Sektoren. Einer davon ist der Energiesektor, zu dem die hier dargestellten Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen gehören. Für das aktuelle Berichtsjahr 2023 waren in Deutschland insgesamt 130 Betriebe mit einer Feuerungswärmeleistung von mehr als 50 Megawatt (MW) und mit Luftemissionen nach PRTR berichtspflichtig (siehe Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Luftemissionen im Jahr 2023“).</p><p>Die Aussagekraft des PRTR ist jedoch begrenzt. Drei Beispiele:</p><p>Kohlendioxid-Emissionen in die Luft</p><p>Kohlendioxid (CO₂)-Emissionen entstehen vor allem bei der Verbrennung fossiler Energieträger. Somit gehören Wärmekraftwerke und andere stationäre Verbrennungsanlagen zu den bedeutenden Quellen dieses Treibhausgases. Dies ist auch im ⁠<a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/p?tag=PRTR#alphabar">PRTR</a>⁠ erkennbar.<br>Nicht jeder Betreiber muss CO₂-Emissionen melden. Für die Freisetzung von CO₂ in die Luft gilt im PRTR ein Schwellenwert von 100.000 Tonnen pro Jahr (t/Jahr). Erst wenn ein Betrieb diesen Wert überschreitet, muss er dem Umweltbundesamt die CO₂-Emissionsfracht melden.In den Jahren 2007 bis 2023 meldeten jeweils zwischen 117 und 156 Betreiber von Wärmekraftwerken und andere Verbrennungsanlagen CO₂-Emissionen an das PRTR. Das Jahr 2009 fiel in der Zeitreihe hinsichtlich der freigesetzten Mengen heraus, da in diesem Jahr aufgrund der Wirtschaftskrise und der daraus folgenden geringeren Nachfrage nach Strom und Wärme weniger Brennstoffe in den Anlagen eingesetzt wurden. Der zeitweilige Anstieg der Emissionsfrachten nach 2009 ist der wirtschaftlichen Erholung geschuldet. Im Berichtszeitraum war die Zahl meldender Wärmekraftwerke und anderer Verbrennungsanlagen im Jahr 2023 mit 117 Betrieben als auch die berichtete Gesamtemissionsfracht mit 162 Kilotonnen am niedrigsten. Von 2016 bis 2020 ging die Anzahl meldender Wärmekraftwerke und anderer Verbrennungsanlagen sowie der Anteil der berichteten Gesamtemissionsfracht stetig zurück (siehe Abb. „Kohlendioxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke“). In den Jahren 2021 und 2022 stiegen die Einsätze von Stein- und Braunkohlen in Großfeuerungsanlagen und damit auch die CO2Emissionen wieder an. Einige Kohlekraftwerke wurden aus der Netzreserve/ Sicherheitsbereitschaft wieder in den regulären Betrieb überführt. Mit dem erhöhten Kohleeinsatz wurde während der Gaskrise teures Erdgas eingespart. Infolgedessen liefen die Erdgaskraftwerke weniger. Im Jahr 2023 ging der Kohleeinsatz in Kraftwerken wieder deutlich zurück. Hauptgründe dafür sind der verringerte Stromverbrauch, die Zunahme der Stromimporte und die erhöhte Einspeisung von erneuerbarem Strom. Das führte in der Summe zu einer merklichen Senkung der CO₂ Emissionen. Auch die Anzahl der CO₂-meldenden Kraftwerke war 2023 im Vergleich zum Vorjahr rückläufig, weil aufgrund von Stilllegungen aber vor allem wegen verringerter Volllaststunden Anlagen unter den Schwellenwert fielen.Die Frachtangaben zu CO₂ im PRTR basieren größtenteils auf Berechnungen der Betreiber. Als Grundlage dienen Brennstoffanalysen zur Bestimmung des Kohlenstoffgehaltes. CO₂ Messungen im Abgas werden nur selten vorgenommen.Die Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Kohlendioxid-Emissionen in die Luft 2023“ erfasst alle 117 Betriebe, die im Jahr 2023 mehr als 100.000 Tonnen CO₂ in die Luft freisetzten. Die Signaturen in der Karte zeigen die Größenordnung der jeweils vom Betrieb freigesetzten CO₂-Menge:Stickstoffoxid-Emissionen in die LuftStickstoffoxide (Stickstoffmonoxid und Stickstoffdioxid, gerechnet als Stickstoffdioxid und abgekürzt mit NOx, schädigen die Gesundheit von Mensch, Tier und Vegetation in vielfacher Weise. Im Vordergrund steht die stark oxidierende Wirkung von Stickstoffdioxid (NO2). Außerdem tragen einige Stickstoffoxide als Vorläuferstoffe zur Bildung von bodennahem Ozon und sekundärem Feinstaub bei, wirken überdüngend und versauernd und schädigen dadurch auch mittelbar die Vegetation und den Boden. Berichtspflichtig im ⁠PRTR⁠ sind NOx-Emissionen in die Luft ab einem Schwellenwert von größer 100.000 Kilogramm pro Jahr (kg/Jahr).In den Jahren von 2007 bis 2023 ging die Anzahl Stickstoffoxid-Emissionen meldender Betriebe von 157 auf 89 Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen zurück. Seit 2013 ist ein Rückgang der berichteten NOx-Gesamtemissionen im PRTR von 209 Kilotonnen (kt) auf 86 Kilotonnen (kt) in 2023 zu beobachten. Der auffallende niedrige Wert berichteter NOx-Gesamtemissionen iHv. 101 Kilotonnen (kt) im Jahr 2020 ist der besonderen Situation dieses Jahres geschuldet. Einerseits nahm der Stromverbrauch aufgrund der Corona-Pandemie ab und der Stromexport verringerte sich. Andererseits legte die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern zu. Das führte in der Summe zu einem erheblichen Rückgang des Kohleeinsatzes. Im Jahr 2021 führte die wirtschaftliche Erholung und die geringe Stromerzeugung aus Windenergie zu einer Erhöhung der Brennstoffeinsätze und entsprechend zu einer Emissionssteigerung. Aufgrund der Gaskrise und der damit verbundenen Brennstoffwechsel von Gas zu Kohle und Ölprodukten kam es im Jahr 2022 nochmals zu einer Erhöhung der berichteten Gesamtemissionsfracht. Die zeitgleich erfolgte Verschärfung der NOX-Grenzwerte im Zuge der Novelle der 13. ⁠BImSchV⁠ dämpfte den Emissionsanstieg. Im Jahr 2023 sanken die NOX-Emissionen im Vergleich zum Vorjahr wieder um rund 29 %. (siehe Abb. „Stickstoffoxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke“). Der deutliche Rückgang im Jahr 2023 lässt sich im Wesentlichen durch den verringerten Einsatz von Kohlen, Erdgas und Ölprodukten zur Stromerzeugung erklären. Die Gründe dafür sind die erhöhte Einspeisung von erneuerbarem Strom, die Erhöhung von Stromimporten und die verringerte Stromnachfrage.Die Frachtangaben zu NOxim PRTR basieren größtenteils auf kontinuierlichen Messungen der Betreiber.Die Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Stickstoffoxid-Emissionen in die Luft 2023“ erfasst alle 89 Betriebe, die im Jahr 2023 mehr als 100 t Stickstoffoxid (t NOx) in die Luft freisetzten. Die Signaturen in der Karte zeigen die jeweilige Größenordnung der vom Betrieb in die Luft freigesetzten Stickstoffoxid-Mengen:Schwefeloxid-Emissionen in die LuftSchwefeloxide (wie zum Beispiel SO2, im Folgenden nur SOxgenannt) entstehen überwiegend bei Verbrennungsvorgängen fossiler Energieträger wie zum Beispiel Kohle. Schwefeloxide können Schleimhäute und Augen reizen und Atemwegsprobleme verursachen. Sie können zudem aufgrund von Ablagerung in Ökosystemen eine ⁠Versauerung⁠ von Böden und Gewässern bewirken. Der Schwellenwert für im ⁠PRTR⁠ berichtspflichtige SOx-Emissionen in die Luft beträgt größer 150.000 Kilogramm pro Jahr (kg/Jahr).In den Jahren von 2007 bis 2023 meldeten jeweils zwischen 42 und 80 Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen Schwefeloxidemissionsfrachten. In den Jahren 2007 und 2013 war der höchste Stand der Gesamtfrachten mit jeweils 157 Kilotonnen (kt) zu verzeichnen. Die Zahl meldender Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen ist seit 2013 kontinuierlich rückläufig und erreichte 2020 mit 42 meldenden Betrieben den niedrigsten Stand. Das Jahr 2023 stellt mit berichteten 47 Kilotonnen (kt) das Jahr mit der niedrigsten Gesamtemissionsfracht in der Zeitreihe dar und liegt damit sogar noch unter dem Wert der Corona-Krise im Jahr 2020. &nbsp;2023 nahm im Vergleich zum vorangegangenen Jahr, 2022, die Anzahl meldender Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen um rund 15 % zu, der Anteil der berichteten Gesamtemissionsfracht hingegen um rund 18 % ab (siehe Abb. “Schwefeloxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke“). Der Hauptgrund für den Emissionsrückgang im Jahr 2023 der deutlich verringerte Kohleeinsatz zur Stromerzeugung. Bemerkenswert ist, dass die Umsetzung der strengeren Grenzwerte und der höheren Schwefelabscheidegrade in der novellierten Fassung der 13. ⁠BImSchV⁠ im Jahr 2022 dazu führte, dass das Emissionsniveau trotz gestiegener Kohleeinsätze gleichblieb. Bei Betrachtung der gesamten Zeitreihe von 2007 bis 2023 ist ein Rückgang berichteter Gesamtemissionsfrachten von rund 70 % zu verzeichnen. Der Emissionsrückgang im Zeitraum 2007 bis 2023 ist, ähnlich wie bei Stickstoffoxiden, im Wesentlichen auf den sinkenden Kohleeinsatz in Wärmekraftwerken zurückzuführen. Besonders stark ging der Steinkohleeinsatz zurück, aber auch der Braunkohleeinsatz verringerte sich signifikant. Dabei verlief die Entwicklung in den einzelnen Braunkohlerevieren uneinheitlich. Aufgrund der unterschiedlichen Schwefelgehalte in den verschiedenen Revieren (rheinische Braunkohle niedriger Schwefelgehalt, mitteldeutsche Braunkohle hoher Schwefelgehalt) korreliert die Emissionsminderung nicht direkt mit der Entwicklung der Brennstoffeinsätze. Nachdem in den Jahren 2021 und 2022 aufgrund des Kernkraftausstieges und der Gaskrise wieder mehr Stein- und Braunkohle eingesetzt wurde, drehte sich diese Entwicklung im Jahr 2023 wieder um und entsprechend führte der reduzierte Kohleeinsatz zu einer deutlichen Senkung der Emissionen.Die Frachtangaben zu SOxim PRTR basieren größtenteils auf kontinuierlichen Messungen der Betreiber.Die Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Schwefeloxid-Emissionen in die Luft 2023“ erfasst alle 43 Betriebe, die im Jahr 2023 mehr als 150 Tonnen Schwefeloxid (t SOx) in die Luft freisetzten. Die Signaturen in der Karte zeigen die jeweilige Größenordnung der vom Betrieb in die Luft freigesetzten Schwefeloxid-Mengen:Quecksilber-Emissionen in die LuftDas zur Gruppe der Schwermetalle gehörende Quecksilber (Hg) wird hauptsächlich frei, wenn Energieerzeuger fossile Brennstoffe wie Kohle für die Energieerzeugung verbrennen. Quecksilber und seine Verbindungen sind für Lebewesen teilweise sehr giftig. Die stärkste Giftwirkung geht von Methylquecksilber aus. Diese Verbindung reichert sich besonders in Fischen und Schalentieren an und gelangt so auch in unsere Nahrungskette.Die Zahl der Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen, die Hg-Emissionen in die Luft an das ⁠PRTR⁠ meldeten, pendelte in den Jahren 2007 bis 2023 zwischen 19 und 56. Ein Betreiber muss nur dann berichten, wenn er mehr als 10 Kilogramm Quecksilber pro Jahr (kg/Jahr) in die Luft emittiert. Im Jahr 2009 gingen die Emissionen aufgrund der gesunkenen Nachfrage nach Strom und Wärme zurück. Der Anstieg der Emissionsfrachten von 2009 auf 2010 ist der wirtschaftlichen Erholung geschuldet. Die Zahl meldender Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen und die berichtete Gesamtemissionsfracht erreichte im Jahr 2020 mit 19 Betrieben den niedrigsten Stand innerhalb der Zeitreihe 2007 bis 2023, was den oben genannten Besonderheiten des Jahres 2020 geschuldet ist. &nbsp;Das Jahr 2023 stellt mit berichteten 2,17 Kilotonnen (kt) das Jahr mit der niedrigsten Gesamtemissionsfracht in der Zeitreihe dar. Bei Betrachtung der gesamten Zeitreihe von 2007 bis 2023 ist von 2016 bis 2023 ein deutlicher Rückgang der berichteten Gesamtemissionsfrachten um rund 50 % zu verzeichnen (siehe Abb. „Quecksilber-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke“). Für den Rückgang der gemeldeten Gesamtemissionsfracht bis 2023 gibt es hauptsächlich zwei Gründe: Den wesentlichen Anteil hat der deutliche Rückgang der Kohleverstromung. Weiterhin trägt die Einführung eines auf das Jahr bezogenen Quecksilbergrenzwertes dazu bei, der erstmals für das Jahr 2019 anzuwenden war, und der deutlich strenger ist als der bisherige und weiterhin parallel geltende auf den einzelnen Tag bezogene Grenzwert. Diese neue Anforderung bewirkt, dass vor allem die Kraftwerke im mitteldeutschen Braunkohlerevier – hier liegen deutlich höhere Gehalte an Quecksilber in der Rohbraunkohle vor als im rheinischen Revier – erhebliche Anstrengungen für eine weitergehende Quecksilberemissionsminderung unternehmen mussten. Infolgedessen kommt es im mitteldeutschen Revier zu einer deutlichen Minderung der spezifischen Quecksilberemissionen. Aber auch im Lausitzer Revier gingen in den Jahren 2019 und 2020 die spezifischen Quecksilberemissionen zurück. Die Gründe für den Rückgang der Anzahl meldender Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen sind zum einen Anlagenstilllegungen, aber auch der verringerte Steinkohleeinsatz in den verbliebenen Anlagen, der dazu führt, dass einige Anlagen unter die Abschneidegrenze fallen. Der Emissionsanstieg den Jahren 2021 und 2022 ist im Wesentlichen auf den, angesichts der Gaskrise, erhöhten Braun- und Steinkohleeinsatz zurückzuführen. Daraus ergibt sich auch eine höhere Anzahl der meldenden Steinkohlenkraftwerke, die den Schwellenwert überschreiten. Im Jahr 2022 wurden im Zuge der Umsetzung der BVT-Schlussfolgerungen die gesetzlichen Anforderungen nochmals deutlich verschärft. Von daher kommt es trotz einer Erhöhung des Kohleeinsatzes in Großfeuerungsanlagen von über 8 % nur zu einer leichten Zunahme der Quecksilberemissionen von 0,3 %. Im Jahr 2023 sinken die Quecksilberemissionen im Vergleich zum Vorjahr um rund 25 %. Der Hauptgrund für diese Entwicklung ist der deutlich verringerte Einsatz von Stein- und Braunkohlen zur Stromerzeugung.Der größte Teil der Betreiber ermittelt die Hg-Luftemissionen über Messungen, die meisten davon kontinuierlich. Ein Teil der Quecksilberemissionen wird aber auch über Berechnungen ermittelt, die meist auf den vorgeschriebenen Brennstoffanalysen basieren.Die Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Quecksilber-Emissionen in die Luft 2023“ erfasst die 23 Betriebe, die nach eigenen Angaben im Jahr 2023 mehr als 10 Kilogramm Quecksilber (kg Hg) in die Luft freisetzten. Die Signaturen in der Karte zeigen die jeweilige Größenordnung der vom Betrieb in die Luft freigesetzten Menge an Quecksilber:

Geothermie

„Geothermie“ oder „Erdwärme“ ist die unterhalb der Oberfläche der festen Erde gespeicherte Energie in Form von Wärme und zählt zu den regenerativen Energien. Diese beruht im Wesentlichen auf der von der Sonne eingestrahlten Wärmeenergie und dem nach oben gerichteten, terrestrischen Wärmestrom. Die von der Sonne eingestrahlte und von der Erdoberfläche an die Atmosphäre wieder abgegebene Wärmeenergie beeinflusst hierbei maßgeblich die Temperaturen im oberflächennahen Bereich bis etwa 15 bis 20 Metern Tiefe. Hier finden jahreszeitlich bedingte Temperaturschwankungen statt. In größerer Tiefe ist nur noch der terrestrische Wärmestrom maßgebend. Ursache ist die bei der Erdentstehung freigewordene Energie und der Zerfall radioaktiver Isotope. Mit der Tiefe nehmen die Temperaturen hier um durchschnittlich etwa 3 °C pro 100 Meter Tiefe zu. Man spricht auch von der „geothermischen Tiefenstufe“ oder dem „geothermischen Gradienten“. In einer Tiefe von etwa 20 m ist eine unbeeinflusste Temperatur von ca. 9 °C zu erwarten, in 100 m 12 °C und in 1.000 m etwa 40 °C. Der Transport der Wärme erfolgt durch Wärmeleitung von Teilchen zu Teilchen (Konduktion), aber auch durch bewegte Teilchen, also durch Grundwasserfluss (Konvektion). Berlin hat sich vorgenommen, bis spätestens im Jahr 2045 klimaneutral zu werden. Um dies zu erreichen, gilt es, gerade auch die Wärmeversorgung in der Stadt auf erneuerbare Energiequellen umzustellen. Denn fast die Hälfte des gesamten Berliner Endenergiebedarfs entfällt auf die Raumwärme und Warmwasserversorgung von Gebäuden. Bereitgestellt wird diese Wärme derzeit noch zu mehr als 90 Prozent über fossile Energieträger, also Kohle, Erdgas und Öl. Dies muss sich schnellstmöglich ändern. Dabei kann die Tiefe Geothermie – die emissionsfreie Förderung und Nutzung heißen Wassers aus tiefen Bodenschichten – eine wichtige Rolle spielen. Das genaue Potenzial im Berliner Untergrund ist noch unklar und muss erst präzise erkundet werden. Doch schon jetzt schätzen Geologen auf Grundlage bisheriger Erkenntnisse, dass bis zu einem Fünftel der benötigten Wärme mit Hilfe Tiefer Geothermie zur Verfügung gestellt werden könnte, etwa in Nah- und Fernwärmenetzen, über die Berliner Haushalte versorgt werden. Die Technik dazu ist bewährt und wird deutschlandweit in Dutzenden von Anlagen erfolgreich angewandt. Bild: SenMVKU Tiefe Geothermie. Erdwärme für Berlin Tiefe Geothermie, also Wärme, die in den Tiefen der Erde verfügbar ist, soll ein essenzieller Teil der Berliner Wärmeversorgung werden. Wir haben die wichtigsten Details für Sie zusammengestellt. Weitere Informationen Um das geothermische Potenzial von Berlin zu ermitteln, wurde in den Jahren 2009 bis 2012 die „Potenzialstudie zur Nutzung der geothermischen Ressourcen des Landes Berlin“ aufgeteilt in drei Module erarbeitet. Die Ergebnisse zu Modul 1, Grundlagenermittlung , und zu “Modul 2, Ermittlung des geothermischen Potenzials und dessen Darstellung, bildeten Grundlagen für die Darstellung der Potenzialkarten . Die Arbeiten zu Modul 3, Thermisch-hydraulische Modellierung, sind in der Zusammenfassung der Berichte (Modul 1 bis 3) enthalten, die nachfolgend als Download zur Verfügung steht. Im Jahr 2023 wurde eine aktualisierte Potenzialstudie zur Mitteltiefen Geothermie in Berlin erstellt, welche die Ergebnisse aus verschiedenen Forschungsprojekten der vorangegangenen 10 Jahren berücksichtigt. Aus dem Verbundprojekt „TUNB – Potenziale des unterirdischen Speicher- und Wirtschaftsraumes im Norddeutschen Becken“ ist ein dreidimensionales Modell des Norddeutschen Beckens verfügbar, welches für den Raum Berlin mittels zusätzlicher Daten aus 2D/3D-Seismik und Bohrungen verfeinert wurde. Anschließend erfolgte eine geothermische Parametrisierung der potenziellen Nutzhorizonte, wobei vor allem auf die Ergebnisse der Verbundprojekte Sandsteinfazies, GeoPoNDD und MesoTherm zurückgegriffen wurde. Die aktualisierte Potenzialstudie und die Daten des 3D-Untergrundmodells stehen nachfolgend als Download zur Verfügung. Im Ballungsraum von Berlin ist die Temperatur des Untergrundes durch den Menschen tiefgreifend erwärmt. Der Anstieg der durchschnittlichen Oberflächentemperatur durch die globale Klimaerwärmung hat diesen Prozess zusätzlich noch verstärkt. Dies zeigen langjährige Temperaturmessungen in Grundwassermessstellen unter einer Tiefe von 20 m unter Gelände, unterhalb der jahreszeitliche Temperatureinflüsse durch die Sonne ausgeschlossen sind. In einigen Innenstadtgebieten sind Temperaturbeeinflussungen bis in über 80 m nachgewiesen. Die flächenhaft im Untergrund des Landes Berlin durchgeführten Temperaturmessungen zeigen deutlich, dass im zentralen Innenstadtbereich die Durchschnittstemperatur des Untergrundes und damit auch des Grundwassers z. T. um mehr als 4 °C gegenüber den dünner besiedelten Randbereichen anthropogen bedingt erhöht ist. Die Temperaturmessungen belegen auch, dass sich dieser Temperaturanstieg zunehmend auch flächenhaft in größeren Tiefen bemerkbar macht. Dies zeigt die Karte für den Bezugshorizont 0 m NHN (Normalhöhennull), das entspricht je nach Lage im Stadtgebiet einer Tiefen von 35 bis 55 m Tiefe. Näheres zu dieser Thematik kann dem Umweltatlas Berlin und der Veröffentlichung zur Veränderung des Temperaturfeldes von Berlin ( BRB Henning & Limberg ) entnommen werden. Grundsätzlich ist die Art und Weise der Nutzung geothermischer Energie von der Temperatur des Vorkommens abhängig. Die oberflächennahe Erdwärme (z.B. bis 100 m) lässt sich derzeit wegen ihrer geringen Temperatur von 8 bis 12 °C nur in Verbindung mit einer Wärmepumpe nutzen, die die erforderliche Wärme für die Raumheizung und die Wassererwärmung erzeugt. Da mit zunehmender Tiefe die Temperatur des Untergrundes ansteigt, kann ab einer bestimmten Tiefe (ab etwa 1.000 m) die Untergrundwärme auch direkt (ohne Wärmepumpe) genutzt werden. Ist eine Stromerzeugung mit Dampfturbinen beabsichtigt, sind in der Regel Temperaturen von über 100 °C notwendig. Die dafür geeigneten Nutzungshorizonte liegen in unserer Region i. d. R. drei bis fünf Kilometer unter der Erdoberfläche. In Berlin wird fast ausschließlich die oberflächennahe Geothermie genutzt, d. h. bis zu einer maximalen Tiefe von 100 m. Dafür steht ein ganzes Spektrum von technischen Möglichkeiten zur Verfügung. Alle diese Verfahren benötigen eine Wärmepumpe, die in der Lage ist, die relativ niedrige Temperatur des Untergrundes bzw. des Grundwassers in diesen Tiefen von 8 – 12 °C mit Hilfe von elektrischer Energie auf ein für Heizzwecke geeignetes höheres Temperaturniveau zu bringen. Weitere Informationen zur Erdwärmenutzung Zur Erhöhung der Planungssicherheit dieser Erdwärmesondenanlagen werden im Umweltatlas Berlin Potenzialkarten zur spezifischen Wärmeleitfähigkeit und speziell für Einfamilienhäuser zur spezifischen Entzugsleistung dargestellt. Hierin sind die dafür maßgeblichen geologischen und hydrogeologischen Verhältnisse subsummiert. Da der Einbau von Erdwärmesondenanlagen in den Untergrund potenziell mit einem Risiko der Grundwassergefährdung verknüpft ist, werden zum Schutz des Grundwassers bei der Errichtung einer solchen Anlage hohe wasserrechtliche Anforderungen an das Bohrverfahren, die anschließende Bohrlochabdichtung, Drucktests, Dokumentation etc. gestellt. Neuere Forschungsergebnisse, Schadensfälle sowie die stark gestiegene Anzahl der Erdwärmesondenanlagen bestätigen diese Gefährdung immer wieder. Weitere Informationen zur Anzeigepflicht für Bohrungen Da Berlin sein Trinkwasser zu 100 % aus dem Grundwasser und fast ausschließlich aus dem eigenen Stadtgebiet bezieht, werden deshalb bei der Errichtung einer Erdwärmesondenanlage in dem dafür erforderlichen wasserbehördlichen Erlaubnisverfahren zum Schutz des Grundwassers besonders hohe Anforderungen gestellt. Näheres kann dem Leitfaden Erdwärmenutzung in Berlin entnommen werden. Pflichtenheft zur Methodik und Dokumentation thermohydrodynamischer Modellierungen im Rahmen des wasserrechtlichen Erlaubnisverfahrens zum Betrieb von Erdwärmesondenanlagen mit einer Heizleistung von >30 kW Kartenwerke zur Grundwassertemperatur Kartenwerke zum Geothermischen Potenzial Geothermisches Potenzial – Karten aktualisiert im Geoportal verfügbar Auf der Basis von ca. 14.950 Bohrungen der Bohrungs­datenbank der AG Landesgeologie der Senatsverwaltung für Mobilität, Verkehr, Klimaschutz und Umwelt wurden zwölf Karten neu berechnet. Die verfeinerten Planungshilfen für die Auslegung von Erdwärme­sonden­anlagen stehen für die Tiefenklassen 0-40 m, 0-60 m, 0-80 m und 0-100 m zur Verfügung. Weitere Informationen Karten im Umweltatlas Berlin

Ermittlung von Black Carbon mit NUPS

Als Ergänzung zur den automatischen Messungen von Black Carbon (BC) durch das LÜSA werden an ausgewählten Messstandorten zusätzliche Messungen von Black Carbon mittels Netzunabhängiger Probenahmesysteme (NUPS) durchgeführt. BC bzw. Ruß entsteht bei unvollständiger Verbrennung von fossilen Energieträgern und Biomasse. Er ist ein verkehrstypischer Schadstoff für den kein Grenzwert festgelegt wurde. BC stellt gegenüber der Partikel PM 10 -Messung einen empfindlichen Indikator für den Nachweis der lufthygienischen Wirkung von verkehrsregelnden Maßnahmen dar. Die Messungen erfolgen an stark befahrenen Straßen oder Verkehrsknotenpunkten. Im Gegensatz zu den Messungen des LÜSA wird hiermit der BC im gesamten abgeschiedenen Staub bestimmt und nicht nur in der Partikel PM 2,5 -Fraktion. Standorte der BC-Messungen (2023) Ergebnisse der BC-Messungen (2018-2023) Ausführliche Messergebnisse und Auswertungen sind den jeweiligen Immissionsschutzberichten zu entnehmen.

GcBÜK400 - Nickel im Oberboden

Nickel gilt für manche Tiere, Pflanzen und Mikroorganismen als essentielles Spurenelement; für den Menschen ist dies nicht sicher nachgewiesen. Die Ni-Konzentration in der oberen kontinentalen Kruste (Totalgehalte) beträgt 19 mg/kg, kann aber in den unterschiedlichen Gesteinstypen stark schwanken. Die mittleren Ni-Gehalte (Median) der sächsischen Hauptgesteinstypen variieren von 1 bis 1 900 mg/kg, der regionale Clarke des Erzgebirges/Vogtlandes beträgt 23 mg/kg. Für unbelastete Böden gelten Ni-Gehalte von 5 bis 50 mg/kg als normal. Zusätzliche geogene Ni-Anreicherungen in Böden sind vor allem im Bereich der Ni-Verwitterungslagerstätten (Haupterzmineral Garnierit) über Serpentiniten im Granulitgebirge und dessen Schiefermantel anzutreffen, die jedoch nur geringe Flächen einnehmen. Bei den Ganglagerstätten besitzen die Vererzungen der Quarz-Arsenid-Assoziation ("Bi-Co-Ni-Ag-U-Formation") eine nur geringe umweltgeochemische Relevanz. Auch ein Einfluss der Ni-Mineralisation von Sohland/Spree ist im vorliegenden Maßstab nicht erkennbar. Anthropogene Ni-Einträge erfolgen vor allem durch die Eisenmetallurgie bzw. durch Ni-verarbeitende Industrien (Legierungen, Apparatebau, Lacke, Kunststoffe) und durch die Verbrennung fossiler Energieträger. Weitere nennenswerte Ni-Einträge sind vor allem mit den Abwässern in aquatische Ökosysteme möglich (z. B. Klärschlamm). Die regionale Verbreitung erhöhter Ni-Gehalte in den sächsischen Böden wird vor allem durch die geogene Spezialisierung der Substrate bestimmt. Aufgrund der erhöhten Ni-Gehalte der Serpentinite (1 900 mg/kg), der tertiären Basalte (120 mg/kg), Amphibolite und Gabbros (110 mg/kg) und der devonischen Diabase (80 mg/kg) kommt es entsprechend der Verbreitung dieser Substrate, teils zu flächenhaften, teils zu punktförmigen anomal hohen Ni-Gehalten im Oberboden. Durch Einschaltungen von Metabasiten in die Phyllit- und Glimmerschieferfolgen, sowie wegen der schwach erhöhten Ni-Gehalte in diesen Gesteinen selbst (30 bis 40 mg/kg), treten das Vogtland und das Westerzgebirge als Gebiete erhöhter Ni-Gehalte im Kartenbild deutlich in Erscheinung. Analog zum Cr, kommen über den Substraten der sauren Magmatite und Metamorphite, der Sandsteine der Elbtalkreide sowie der periglaziären Decksedimente die niedrigsten Ni-Gehalte in den Böden vor. Bei den Auenböden lassen sich hinsichtlich der Ni-Gehalte deutliche Beziehungen zum geologischen Bau der Gewässereinzugsgebiete erkennen. Während in den Auenböden der Weißen Elster, des Muldensystems und der Elbe (Einzugsgebiet Erzgebirge, Vogtland) mittlere und z. T. schwach erhöhte Gehalte auftreten, sind die Auenböden u. a. der Schwarzen Elster und Spree (Einzugsgebiet Lausitz) relativ Ni-arm. Dazu tragen sicher auch die geringere Besiedlungsdichte und die niedrigere Dichte von Industriestandorten in der Lau-sitz bei. Problematisch ist die Umrechnung von Ni-Totalgehalten in Ni-Königswassergehalte (KW). Praktische Erfahrungen bei den Bodenuntersuchungen zeigen, dass die KW-Gehalte gegenüber den Totalgehalten in Abhängigkeit von der Bindungsform in den Substraten um ca. 10 bis 30 % niedriger sind. Die in der Bundes-Bodenschutz- und Altlastenverordnung (BBodSchV) festgelegten Prüfwerte für den Wirkungspfad Boden-Mensch (KW-Gehalte) werden in Sachsen nur z. T über den Diabasen und den kleinräumig auftretenden Serpentiniten überschritten. Gefährdungen können aber hier weitgehend ausgeschlossen werden, da das Ni silikatisch gebunden vorliegt und eine Freisetzung nicht zu befürchten ist. Der Ni-Transfer Boden-Pflanze auf Grünlandflächen ist unbedeutend; der Maßnahmenwert von 1 900 mg/kg wird nicht erreicht.

Innovationslabor für Batterie-Logistik in der E-Mobilität, Teilprojekt: Entsorgung und Recycling von Batterien

GO_SN - Green Octopus Mitteldeutschland - GO! - Transport und Verteilung von Wasserstoff über Pipeline (Teilvorhaben Sachsen)

GO_ST - Green Octopus Mitteldeutschland - GO! - Transport und Verteilung von Wasserstoff über Pipeline (Teilvorhaben Sachsen-Anhalt)

1 2 3 4 5 … 82 83 84