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.
The following policy recommendations for the Federal Government will secure the supply of gas for the winter of 2022 and beyond, without sacrificing climate protection goals. Key findings in the second chapter to make liquefied natural gas a transitional solution and to ensure that the supply of gas is as environmentally friendly as possible are to make more efficient use of the gas pipeline infrastructure in Europe, to make the LNG terminals compatible with hydrogen and to diversify by finding new supply countries in the most sustainable way possible. A rapid ramp-up of the use of hydrogen in the steel and chemical industries can safeguard Germany’s competitiveness. The third chapter discusses how the crisis can be overcome through savings in gas and energy consumption, for example through mandatory sector reduction targets and a targeted and tailored energy saving campaign. A few simple steps can also further accelerate the development of renewable energy sources and thus simultaneously mitigate the crisis and achieve the ambitious climate protection goals. The German Environment Agency ( UBA ) has also identified major potential savings for industry if gas-intensive products are made more recyclable. The focus of the fourth chapter turns to supplier countries and Germany’s role in the international energy crisis. Proposals are made on how fossil fuel lock-ins in industrialised and developing countries can be avoided, e.g. through climate clubs, and how global carbon neutrality can be achieved through sinks and negative emissions. Veröffentlicht in Texte | 162/2022.
Das Unternehmen Shell hat den Bau der tiefsten Gaspipeline der Welt in Auftrag gegeben. Auftragnehmer ist der französische Anlagenbauer Technip. Das Unternehmen teilte am 23. August 2013 mit, dass die Leitung in einer Tiefe von 2.900 Meter verlaufen soll. Die Pipeline soll das im Förderfeld Stones Field im Golf von Mexiko geförderte Gas aufnehmen. Im Stones Field rund 300 Kilometer südwestlich der US-Metropole New Orleans vermutet Shell Ölreserven im Umfang von zwei Milliarden Barrel.
Pipeline für gasförmigen H2-Transport in Deutschland; alle Daten nach #1 Energieverbrauch: Der Wert aus #2 für die Kompression von 30 auf 80 bar wird hier für alle Bezugsjahre übernommen. Verluste: Die prozentualen Verluste werden gleich denen des Erdgasferntransportes nach #3 gesetzt. Mit 0,026% / 1.000 km ist dieser Wert sehr niedrig. Falls korrekt abgeschätzt sind die Verluste, da anders als bei Erdgas ohne signifikante Umweltwirkungen, vernachlässigbar. Materialvorleistungen: Die Werte nach #3 für Erdgaspipelines werden mit der Annahme eines Drucks von etwa 80 bar für Erdgas und 40 bar für Wasserstoff nach #2 auf Wasserstoff hochgerechnet. Investitionskosten: #2 enthält Kostenschätzungen von 370 Euro / m basierend auf mehreren in ihren Bezügen nicht ganz eindeutige Literaturangaben (Erdgas oder H2, on- oder offshore, Durchmesser). In der Bandbreite nach #2 liegen die Angaben aus [ngo-online 2006] für eine Ethylenpipeline (450 Euro / m). Mit Angaben aus #3 (Volumen-bezogene Kapazität und Lebensdauer von Erdgaspipelines) und der Skalierung über typische Druckniveaus für Erdgas und Wasserstoff (s.o.) werden aus [ngo-online 2006] Kosten pro MJkm abgeschätzt. Betriebskosten: #2 gibt die Betriebskosten mit jährlich 2% der Investitionskosten an. Der Wert passt relativ gut zu den Relationen Betriebs-/Investitionskosten für eine geplante Erdölpipeline [BFAI 2007]. Hier wird der Wert nach #2 angesetzt. Personaleinsatz (Personen je Anlage bzw. Durchsatz): Der Personalaufwand ist vernachlässigbar und wird gleich 0 gesetzt. Auslastung: 5000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Brennstoffe-Sonstige Flächeninanspruchnahme: 100000m² Jahr: 2030 Länge: 100km Lebensdauer: 20a Leistung: 100MW Produkt: Brennstoffe-Sonstige Verlust: 0,00026%/100 km
Pipeline für gasförmigen H2-Transport in Deutschland; alle Daten nach #1 Energieverbrauch: Der Wert aus #2 für die Kompression von 30 auf 80 bar wird hier für alle Bezugsjahre übernommen. Verluste: Die prozentualen Verluste werden gleich denen des Erdgasferntransportes nach #3 gesetzt. Mit 0,026% / 1.000 km ist dieser Wert sehr niedrig. Falls korrekt abgeschätzt sind die Verluste, da anders als bei Erdgas ohne signifikante Umweltwirkungen, vernachlässigbar. Materialvorleistungen: Die Werte nach #3 für Erdgaspipelines werden mit der Annahme eines Drucks von etwa 80 bar für Erdgas und 40 bar für Wasserstoff nach #2 auf Wasserstoff hochgerechnet. Investitionskosten: #2 enthält Kostenschätzungen von 370 Euro / m basierend auf mehreren in ihren Bezügen nicht ganz eindeutige Literaturangaben (Erdgas oder H2, on- oder offshore, Durchmesser). In der Bandbreite nach #2 liegen die Angaben aus [ngo-online 2006] für eine Ethylenpipeline (450 Euro / m). Mit Angaben aus #3 (Volumen-bezogene Kapazität und Lebensdauer von Erdgaspipelines) und der Skalierung über typische Druckniveaus für Erdgas und Wasserstoff (s.o.) werden aus [ngo-online 2006] Kosten pro MJkm abgeschätzt. Betriebskosten: #2 gibt die Betriebskosten mit jährlich 2% der Investitionskosten an. Der Wert passt relativ gut zu den Relationen Betriebs-/Investitionskosten für eine geplante Erdölpipeline [BFAI 2007]. Hier wird der Wert nach #2 angesetzt. Personaleinsatz (Personen je Anlage bzw. Durchsatz): Der Personalaufwand ist vernachlässigbar und wird gleich 0 gesetzt. Auslastung: 5000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Brennstoffe-Sonstige Flächeninanspruchnahme: 100000m² Jahr: 2020 Länge: 100km Lebensdauer: 20a Leistung: 100MW Produkt: Brennstoffe-Sonstige Verlust: 0,00026%/100 km
Pipeline für gasförmigen H2-Transport in Deutschland; alle Daten nach #1 Energieverbrauch: Der Wert aus #2 für die Kompression von 30 auf 80 bar wird hier für alle Bezugsjahre übernommen. Verluste: Die prozentualen Verluste werden gleich denen des Erdgasferntransportes nach #3 gesetzt. Mit 0,026% / 1.000 km ist dieser Wert sehr niedrig. Falls korrekt abgeschätzt sind die Verluste, da anders als bei Erdgas ohne signifikante Umweltwirkungen, vernachlässigbar. Materialvorleistungen: Die Werte nach #3 für Erdgaspipelines werden mit der Annahme eines Drucks von etwa 80 bar für Erdgas und 40 bar für Wasserstoff nach #2 auf Wasserstoff hochgerechnet. Investitionskosten: #2 enthält Kostenschätzungen von 370 Euro / m basierend auf mehreren in ihren Bezügen nicht ganz eindeutige Literaturangaben (Erdgas oder H2, on- oder offshore, Durchmesser). In der Bandbreite nach #2 liegen die Angaben aus [ngo-online 2006] für eine Ethylenpipeline (450 Euro / m). Mit Angaben aus #3 (Volumen-bezogene Kapazität und Lebensdauer von Erdgaspipelines) und der Skalierung über typische Druckniveaus für Erdgas und Wasserstoff (s.o.) werden aus [ngo-online 2006] Kosten pro MJkm abgeschätzt. Betriebskosten: #2 gibt die Betriebskosten mit jährlich 2% der Investitionskosten an. Der Wert passt relativ gut zu den Relationen Betriebs-/Investitionskosten für eine geplante Erdölpipeline [BFAI 2007]. Hier wird der Wert nach #2 angesetzt. Personaleinsatz (Personen je Anlage bzw. Durchsatz): Der Personalaufwand ist vernachlässigbar und wird gleich 0 gesetzt. Auslastung: 5000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Brennstoffe-Sonstige Flächeninanspruchnahme: 100000m² Jahr: 2050 Länge: 100km Lebensdauer: 20a Leistung: 100MW Produkt: Brennstoffe-Sonstige Verlust: 0,00026%/100 km
Pipeline für gasförmigen H2-Transport in Deutschland; alle Daten nach #1 Energieverbrauch: Der Wert aus #2 für die Kompression von 30 auf 80 bar wird hier für alle Bezugsjahre übernommen. Verluste: Die prozentualen Verluste werden gleich denen des Erdgasferntransportes nach #3 gesetzt. Mit 0,026% / 1.000 km ist dieser Wert sehr niedrig. Falls korrekt abgeschätzt sind die Verluste, da anders als bei Erdgas ohne signifikante Umweltwirkungen, vernachlässigbar. Materialvorleistungen: Die Werte nach #3 für Erdgaspipelines werden mit der Annahme eines Drucks von etwa 80 bar für Erdgas und 40 bar für Wasserstoff nach #2 auf Wasserstoff hochgerechnet. Investitionskosten: #2 enthält Kostenschätzungen von 370 Euro / m basierend auf mehreren in ihren Bezügen nicht ganz eindeutige Literaturangaben (Erdgas oder H2, on- oder offshore, Durchmesser). In der Bandbreite nach #2 liegen die Angaben aus [ngo-online 2006] für eine Ethylenpipeline (450 Euro / m). Mit Angaben aus #3 (Volumen-bezogene Kapazität und Lebensdauer von Erdgaspipelines) und der Skalierung über typische Druckniveaus für Erdgas und Wasserstoff (s.o.) werden aus [ngo-online 2006] Kosten pro MJkm abgeschätzt. Betriebskosten: #2 gibt die Betriebskosten mit jährlich 2% der Investitionskosten an. Der Wert passt relativ gut zu den Relationen Betriebs-/Investitionskosten für eine geplante Erdölpipeline [BFAI 2007]. Hier wird der Wert nach #2 angesetzt. Personaleinsatz (Personen je Anlage bzw. Durchsatz): Der Personalaufwand ist vernachlässigbar und wird gleich 0 gesetzt. Auslastung: 5000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Brennstoffe-Sonstige Flächeninanspruchnahme: 100000m² Jahr: 2030 Länge: 100km Lebensdauer: 20a Leistung: 100MW Produkt: Brennstoffe-Sonstige Verlust: 0,00026%/100 km
Pipeline für gasförmigen H2-Transport in Deutschland; alle Daten nach #1 Energieverbrauch: Der Wert aus #2 für die Kompression von 30 auf 80 bar wird hier für alle Bezugsjahre übernommen. Verluste: Die prozentualen Verluste werden gleich denen des Erdgasferntransportes nach #3 gesetzt. Mit 0,026% / 1.000 km ist dieser Wert sehr niedrig. Falls korrekt abgeschätzt sind die Verluste, da anders als bei Erdgas ohne signifikante Umweltwirkungen, vernachlässigbar. Weitere Luftschadstoffemissionen: keine Betriebsstoffe, feste Reststoffe: Hierzu liegen keine Informationen vor. Die Stoffströme werden aufgrund ihrer absehbar geringen Quantität und ökologischen Relevanz vernachlässigt. Flächenbedarf: siehe Materialvorleistungen Materialvorleistungen: Die Werte nach #3 für Erdgaspipelines werden mit der Annahme eines Drucks von etwa 80 bar für Erdgas und 40 bar für Wasserstoff nach #2 auf Wasserstoff hochgerechnet. Kosteninformationen (Investitions- und Betriebskosten): Investitionskosten: #2 enthält Kostenschätzungen von 370 Euro / m basierend auf mehreren in ihren Bezügen nicht ganz eindeutige Literaturangaben (Erdgas oder H2, on- oder offshore, Durchmesser). In der Bandbreite nach #2 liegen die Angaben aus [ngo-online 2006] für eine Ethylenpipeline (450 Euro / m). Mit Angaben aus #3 (Volumen-bezogene Kapazität und Lebensdauer von Erdgaspipelines) und der Skalierung über typische Druckniveaus für Erdgas und Wasserstoff (s.o.) werden aus [ngo-online 2006] Kosten pro MJkm abgeschätzt. Betriebskosten: #2 gibt die Betriebskosten mit jährlich 2% der Investitionskosten an. Der Wert passt relativ gut zu den Relationen Betriebs-/Investitionskosten für eine geplante Erdölpipeline [BFAI 2007]. Hier wird der Wert nach #2 angesetzt. Personaleinsatz (Personen je Anlage bzw. Durchsatz): Der Personalaufwand ist vernachlässigbar und wird gleich 0 gesetzt. Auslastung: 5000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Brennstoffe-Sonstige Flächeninanspruchnahme: 100000m² Jahr: 2030 Länge: 100km Lebensdauer: 20a Leistung: 100MW Produkt: Brennstoffe-Sonstige Verlust: 0,00026%/100 km
Pipeline für gasförmigen H2-Transport in Deutschland; alle Daten nach #1 Energieverbrauch: Der Wert aus #2 für die Kompression von 30 auf 80 bar wird hier für alle Bezugsjahre übernommen. Verluste: Die prozentualen Verluste werden gleich denen des Erdgasferntransportes nach #3 gesetzt. Mit 0,026% / 1.000 km ist dieser Wert sehr niedrig. Falls korrekt abgeschätzt sind die Verluste, da anders als bei Erdgas ohne signifikante Umweltwirkungen, vernachlässigbar. Weitere Luftschadstoffemissionen: keine Betriebsstoffe, feste Reststoffe: Hierzu liegen keine Informationen vor. Die Stoffströme werden aufgrund ihrer absehbar geringen Quantität und ökologischen Relevanz vernachlässigt. Flächenbedarf: siehe Materialvorleistungen Materialvorleistungen: Die Werte nach #3 für Erdgaspipelines werden mit der Annahme eines Drucks von etwa 80 bar für Erdgas und 40 bar für Wasserstoff nach #2 auf Wasserstoff hochgerechnet. Kosteninformationen (Investitions- und Betriebskosten): Investitionskosten: #2 enthält Kostenschätzungen von 370 Euro / m basierend auf mehreren in ihren Bezügen nicht ganz eindeutige Literaturangaben (Erdgas oder H2, on- oder offshore, Durchmesser). In der Bandbreite nach #2 liegen die Angaben aus [ngo-online 2006] für eine Ethylenpipeline (450 Euro / m). Mit Angaben aus #3 (Volumen-bezogene Kapazität und Lebensdauer von Erdgaspipelines) und der Skalierung über typische Druckniveaus für Erdgas und Wasserstoff (s.o.) werden aus [ngo-online 2006] Kosten pro MJkm abgeschätzt. Betriebskosten: #2 gibt die Betriebskosten mit jährlich 2% der Investitionskosten an. Der Wert passt relativ gut zu den Relationen Betriebs-/Investitionskosten für eine geplante Erdölpipeline [BFAI 2007]. Hier wird der Wert nach #2 angesetzt. Personaleinsatz (Personen je Anlage bzw. Durchsatz): Der Personalaufwand ist vernachlässigbar und wird gleich 0 gesetzt. Auslastung: 5000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Brennstoffe-Sonstige Flächeninanspruchnahme: 100000m² Jahr: 2020 Länge: 100km Lebensdauer: 20a Leistung: 100MW Produkt: Brennstoffe-Sonstige Verlust: 0,00026%/100 km
Gasturbinen-Kompressor für Gas-Pipelines in der Türkei, alle Daten nach #1 Auslastung: 5000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Brennstoffe-fossil-Gase gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2010 Lebensdauer: 15a Leistung: 10MW Nutzungsgrad: 30% Produkt: Hilfsenergien
| Origin | Count |
|---|---|
| Bund | 180 |
| Land | 144 |
| Type | Count |
|---|---|
| Ereignis | 2 |
| Förderprogramm | 91 |
| Text | 98 |
| Umweltprüfung | 118 |
| unbekannt | 15 |
| License | Count |
|---|---|
| closed | 146 |
| open | 97 |
| unknown | 81 |
| Language | Count |
|---|---|
| Deutsch | 322 |
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| Resource type | Count |
|---|---|
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| Topic | Count |
|---|---|
| Boden | 184 |
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