API src

Found 687 results.

Related terms

Primärenergieverbrauch

<p>Der Primärenergieverbrauch ist seit Beginn der 1990er Jahre rückläufig. Bis auf Erdgas ist der Einsatz aller konventionellen Primärenergieträger seither zurückgegangen. Dagegen hat die Nutzung erneuerbarer Energien zugenommen. Ihr Anteil ist kontinuierlich angestiegen, besonders seit dem Jahr 2000.</p><p>Definition und Einflussfaktoren</p><p>Der ⁠<a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/p?tag=Primrenergieverbrauch#alphabar">Primärenergieverbrauch</a>⁠ (PEV) bezeichnet den Energiegehalt aller im Inland eingesetzten Energieträger. Der Begriff umfasst sogenannte Primärenergieträger, wie zum Beispiel Braun- und Steinkohle, Mineralöl oder Erdgas, die entweder direkt genutzt oder in sogenannte Sekundärenergieträger, wie zum Beispiel Kohlebriketts, Benzin und Diesel, Strom oder Fernwärme, umgewandelt werden. Berechnet wird er als Summe aller im Inland gewonnenen Energieträger zuzüglich des Saldos der importierten und exportierten Mengen sowie der Lagerbestandsveränderungen abzüglich der auf Hochsee gebunkerten Vorräte.</p><p>Statistisch wird der Primärenergieverbrauch über das Wirkungsgradprinzip ermittelt. Dabei werden die Einsatzmengen der in Feuerungsanlagen verbrannten Energieträger mit ihrem Heizwert multipliziert. Für Strom aus Wind, Wasserkraft oder Photovoltaik wird dabei ein Wirkungsgrad von 100 %, für die Geothermie von 10 % und für die Kernenergie von 33 % angenommen. Im Ergebnis wird durch diese internationale Festlegung für die erneuerbaren Energien ein erheblich niedrigerer PEV errechnet als für fossil-nukleare Brennstoffe. Dies hat in Zeiten der Energiewende methodenbedingte Verzerrungen bei der Trendbetrachtung zur Folge: Der Primärenergieverbrauch sinkt bei fortschreitender Substitution von fossil-nuklearen Brennstoffen durch erneuerbare Energien, selbst wenn die gleiche Menge an Strom zur Nutzung bereitgestellt wird. Dieser rein statistische Effekt überzeichnet den tatsächlichen Verbrauchsrückgang, wie die Entwicklung des <a href="https://www.umweltbundesamt.de/daten/umweltindikatoren/indikator-erneuerbare-energien">Bruttoendenergieverbrauchs</a> zeigt, welcher von diesem statistischen Effekt unbeeinflusst ist.</p><p>Der Anteil erneuerbarer Energien am gesamten Primärenergieverbrauch steigt aufgrund des Wirkungsgradprinzips dagegen unterproportional (siehe Abb. „Primärenergieverbrauch“). Es wird –bedingt durch oben beschriebene Festlegungen – ein langsamerer Anstieg des Erneuerbaren-Anteils am PEV verzeichnet. Dies kann einen geringeren Ausbaueffekt suggerieren. Diese Effekte werden umso größer, je mehr Stromproduktion aus beispielsweise Kohlekraftwerken durch erneuerbare Energien und/oder Stromimporte (ebenfalls mit Wirkungsgrad von 100 % bewertet) ersetzt werden, weil immer weniger Umwandlungsverluste in die Primärenergiebilanzierung einfließen.</p><p>Der Primärenergieverbrauch wird in erheblichem Maße durch die wirtschaftliche Konjunktur und Struktur, Energieträgerpreise und technische Entwicklungen beeinflusst. Auch die Witterungsverhältnisse und damit verbunden der Bedarf an Raumwärme spielen eine wichtige Rolle.</p><p>Entwicklung und Ziele</p><p>Der ⁠<a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/p?tag=Primrenergieverbrauch#alphabar">Primärenergieverbrauch</a>⁠ in Deutschland ist seit Beginn der 1990er Jahre rückläufig (siehe Abb. „Primärenergieverbrauch“). Das ergibt sich zum einen aus methodischen Gründen beim Umstieg auf erneuerbare Energien (siehe Abschnitt „Primärenergieverbrauch erklärt“). Zum anderen konnten aber auch ein wirtschaftlicher Strukturwandel sowie Effizienzsteigerungen beobachtet werden – letztere zum Beispiel durch bessere Ausnutzung der in Energieträgern gespeicherten Energie (Brennstoffnutzungsgrad) in <a href="https://www.umweltbundesamt.de/daten/energie/kraftwerke-konventionelle-erneuerbare">Kraftwerken</a>, Motoren oder Heizkesseln.</p><p>Im 2023 in Kraft getretenen Energieeffizienzgesetz (EnEfG) hat der Gesetzgeber festgelegt, dass der Primärenergieverbrauch bis zum Jahr 2030 um 39,3 % unter dem Wert des Jahres 2008 liegen soll. In den „<a href="https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/klimaschutz-energiepolitik-in-deutschland/szenarien-projektionen/treibhausgas-projektionen/aktuelle-treibhausgas-projektionen">Treibhausgas-Projektionen 2025</a>“ wurde auf der Basis von Szenarioanalysen untersucht, ob Deutschland seine Klimaziele im Jahr 2030 erreichen kann. Wichtig ist dabei auch die Frage nach der zu erwartenden Entwicklung des Primärenergieverbrauchs. Das Ergebnis der Untersuchung: Wenn alle von der Regierungskoalition geplanten Maßnahmen umgesetzt werden, ist im Jahr 2030 mit einem PEV von etwa 9.800 Petajoule (PJ) zu rechnen (Mit-Maßnahmen-⁠<a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/s?tag=Szenario#alphabar">Szenario</a>⁠). Das wäre gegenüber dem Jahr 2008 ein Rückgang von lediglich etwa 32 %. Weitere Maßnahmen zur Senkung des PEV sind also erforderlich, um die Ziele des EnEfG zu erreichen.</p><p>Primärenergieverbrauch nach Energieträgern</p><p>Seit 1990 hat sich der Energieträgermix stark verändert. Der Verbrauch von ⁠<a href="https://www.umweltbundesamt.de/service/glossar/p?tag=Primrenergie#alphabar">Primärenergie</a>⁠ auf Basis von Braunkohle lag im Jahr 2024 um 75 %, der von Steinkohle um etwa 67 % unter dem des Jahres 1990. Der Energieverbrauch auf Basis von Erdgas stieg an: Noch im Jahr 2021 lag das Plus gegenüber dem Jahr 1990 bei 44 %. In der Folge des Krieges in der Ukraine und den daraus erwachsenden Versorgungsengpässen und der wirtschaftlichen Rezession sank der Gasverbrauch in den Jahren 2022 und 2023 gegenüber dem Jahr 2021 jedoch deutlich. Im Jahr 2024 war erneut ein Anstieg zu verzeichnen: Der Energieverbrauch für Erdgas lag 19 % über dem des Jahres 1990. Der Einsatz erneuerbarer Energieträger hat sich seit 1990 mehr als verzehnfacht (siehe Abb. „Primärenergieverbrauch nach Energieträgern“).</p>

Versorgungsbereiche Gebäudewärme und überwiegende Heizungsarten 2000 (Umweltatlas)

In der Karte wird eine Auswahl bedeutender Heizkraft- und Heizwerke mit einer Wärmeleistung von je mehr als 20 MW dargestellt. Diese 34 Anlagen gehören nach der 4. Bundes-Immissionsschutz-Verordnung zur sogenannten Gruppe01 (Wärmeerzeugung, Bergbau, Energie), deren Anzahl seit 1989 von 954 auf 243 (Stand 2000) zurückgegangen ist. Dieser der Rückgang ist sehr deutlich. Hierbei handelt es sich aber oft nicht um Stillegung von Anlagen, sondern um Brennstoffumstellungen, beispielsweise von Kohle oder Erdöl auf Erdgas. Durch diese Umrüstung fallen die Anlagen wegen der geringeren Schadstoffemissionen oft aus der Genehmigungspflicht und werden nicht mehr der Verursachergruppe Industrie, sondern dem Hausbrand zugeordnet. Damit sind sie dann in der Karte überwiegende Hezungsarten (Umweltatlas Berlin) als nicht genehmigungsbedürtige Anlagen berücksichtigt. Die Karte verdeutlicht die auch im Kraftwerksbereich in den letzten Jahren vorgenommenen Angleichungen beim Energieträgereinsatz zwischen "westlichen" und "östlichen" Standorten. Lediglich das Heizkraftwerk Klingenberg fällt noch durch den überwiegenden Einsatz von Braunkohle auf. Das "Rückrat" des Energieträgereinsatzes in den Berliner Kraftwerken stellen Steinkohle und Erdgas. Größter Fernwärmeversorger in Berlin ist die BEWAG, die über ein Rohrleitungssystem von mehr als 1100 km Länge verfügt und ein Versorgungsgebiet von rund 100 km² abdeckt. Daneben existieren jedoch auch etliche dezentrale Inselnetze, wie etwa das seit den 20er Jahren bestehender Versorgungsgebiet des Fernheizwerkes Neukölln. Weitere dezentrale ältere Lösungen sind die Fernwärmenetze des Märkische Viertel in Reinickendorf und für die Gropiusstadt in Neukölln (HKW Rudow). Mit dem Einsetzen der klimaschutz- und energiesparbezogenen Diskussion seit etwa Mitte der achtziger Jahre nahm auch der Ausbau der verbrauchsnahen Kraftwärmekopplung durch Blockheizkraftwerke stark zu. Es entstanden und entstehen weiterhin zahlreiche weitere Nahwärmesysteme mit eigenen Heizwerken oder Blockheizkraftwerken unterschiedlicher Betreiber.

lAW - industrielle Abwärme - Errichtung und Betrieb einer Wasserstofftrasse von Leuna nach Kulkwitz, Abschnitt Sachsen, Stadt Markranstädt, Gemarkungen Quesitz, Thronitz Flur 3, Thronitz Flur 4 und Kulkwitz.

Die Vorhabenträgerin plant die Neuerrichtung einer Wasserstofftrasse. Die geplante Wasserstoffleitung mit einer Gesamtlänge von ca. 19 km führt durch die Bundesländer Sachsen (5 km) und Sachsen-Anhalt (14 km). Dieses Planfeststellungsverfahren betrifft den durch Sachsen verlaufenden Abschnitt. Im Abschnitt Sachsen ist die Verlegung einer Rohrleitung von der Landesgrenze Sachsen-Anhalt bis nach Kulkwitz mit einer Leitungsdimension von DN 400 und einem Auslegungsdruck von 63 bar inkl. aller betriebsnotwendigen technischen Einrichtungen geplant. Mit dem Vorhaben wird die Verbindung zwischen dem Heizwerk Kulkwitz und Wasserstoffinfrastrukturen in Leuna möglich

Entwicklung und industrieller Einsatz eines schadstoffarmen Oxy-Fuel-Brennersystems für die energetische Nutzung von grünem Ammoniak in der Stahlindustrie, Teilprojekt SMS: Auslegung, Konstruktion, additive Fertigung und numerische Untersuchung des NH3-Oxy-Fuel-Brennersystems

Der Klimawandel ist eine der Herausforderungen des 21. Jahrhunderts, wobei die durch die Verbrennung fossiler Energieträger freigesetzten Treibhausgas(THG)-Emissionen, insbesondere CO2, einen wesentlichen Beitrag zur globalen Erwärmung leisten. Wasserstoff wird importiert werden müssen, um die benötigten Energiemengen für die Industrie in Deutschland bereitzustellen. Grünes NH3 kann als CO2-freier Brennstoff neben H2 eine bedeutende Rolle spielen. Bezogen auf Transportvolumina hat H2 einen geringeren spezifischen Heizwert als NH3: NH3 lässt sich dagegen bereits bei -33 °C unter Normdruck verflüssigen, was den Transport erheblich vereinfacht. Bewährte Transport- und Speicheroptionen für NH3 sind vorhanden. Bei der NH3-Verbrennung ist jedoch mit hohen NOX-Emissionen zu rechnen, zudem neigen NH3-Flammen zur Instabilität. Mit Hilfe von reaktionskinetischen Untersuchungen, CFD-Simulationen und experimentellen Untersuchungen im semi-industriellen Maßstab sollen typische Primärmaßnahmen zur NOx-Minderung mit dem Brennstoff NH3 erprobt und in ein zu entwickelndes Oxy-Fuel-Brennersystem integriert werden. Durch die Oxy-Fuel-Verbrennung soll die feuerungstechnische Effizienz erhöht sowie die Stabilisierung der NH3-Verbrennung erreicht werden. Das zu entwickelnde Brennersystem soll im Anschluss an die Entwicklungsarbeiten in einem industriellen Wärmebehandlungsofen mit Ammoniak im realen Betrieb getestet werden.

Entwicklung und industrieller Einsatz eines schadstoffarmen Oxy-Fuel-Brennersystems für die energetische Nutzung von grünem Ammoniak in der Stahlindustrie, Teilprojekt GMH: Numerische Untersuchung und Implementierung des Brennersystems in einer realen Produktionsanlage

Der Klimawandel ist eine der Herausforderungen des 21. Jahrhunderts, wobei die durch die Verbrennung fossiler Energieträger freigesetzten Treibhausgas(THG)-Emissionen, insbesondere CO2, einen wesentlichen Beitrag zur globalen Erwärmung leisten. Wasserstoff wird importiert werden müssen, um die benötigten Energiemengen für die Industrie in Deutschland bereitzustellen. Grünes NH3 kann als CO2-freier Brennstoff neben H2 eine bedeutende Rolle spielen. Bezogen auf Transportvolumina hat H2 einen geringeren spezifischen Heizwert als NH3: NH3 lässt sich dagegen bereits bei -33 °C unter Normdruck verflüssigen, was den Transport erheblich vereinfacht. Bewährte Transport- und Speicheroptionen für NH3 sind vorhanden. Bei der NH3-Verbrennung ist jedoch mit hohen NOX-Emissionen zu rechnen, zudem neigen NH3-Flammen zur Instabilität. Mit Hilfe von reaktionskinetischen Untersuchungen, CFD-Simulationen und experimentellen Untersuchungen im semi-industriellen Maßstab sollen typische Primärmaßnahmen zur NOx-Minderung mit dem Brennstoff NH3 erprobt und in ein zu entwickelndes Oxy-Fuel-Brennersystem integriert werden. Durch die Oxy-Fuel-Verbrennung soll die feuerungstechnische Effizienz erhöht sowie die Stabilisierung der NH3-Verbrennung erreicht werden. Das zu entwickelnde Brennersystem soll im Anschluss an die Entwicklungsarbeiten in einem industriellen Wärmebehandlungsofen mit Ammoniak im realen Betrieb getestet werden.

Entwicklung und industrieller Einsatz eines schadstoffarmen Oxy-Fuel-Brennersystems für die energetische Nutzung von grünem Ammoniak in der Stahlindustrie, Teilprojektes: Numerische und experimentelle Untersuchung zur Ammoniakverbrennung im Oxy-Fuel-Prozess

Der Klimawandel ist eine der Herausforderungen des 21. Jahrhunderts, wobei die durch die Verbrennung fossiler Energieträger freigesetzten Treibhausgas(THG)-Emissionen, insbesondere CO2, einen wesentlichen Beitrag zur globalen Erwärmung leisten. Wasserstoff wird importiert werden müssen, um die benötigten Energiemengen für die Industrie in Deutschland bereitzustellen. Grünes NH3 kann als CO2-freier Brennstoff neben H2 eine bedeutende Rolle spielen. Bezogen auf Transportvolumina hat H2 einen geringeren spezifischen Heizwert als NH3: NH3 lässt sich dagegen bereits bei -33 °C unter Normdruck verflüssigen, was den Transport erheblich vereinfacht. Bewährte Transport- und Speicheroptionen für NH3 sind vorhanden. Bei der NH3-Verbrennung ist jedoch mit hohen NOX-Emissionen zu rechnen, zudem neigen NH3-Flammen zur Instabilität. Mit Hilfe von reaktionskinetischen Untersuchungen, CFD-Simulationen und experimentellen Untersuchungen im semi-industriellen Maßstab sollen typische Primärmaßnahmen zur NOx-Minderung mit dem Brennstoff NH3 erprobt und in ein zu entwickelndes Oxy-Fuel-Brennersystem integriert werden. Durch die Oxy-Fuel-Verbrennung soll die feuerungstechnische Effizienz erhöht sowie die Stabilisierung der NH3-Verbrennung erreicht werden. Das zu entwickelnde Brennersystem soll im Anschluss an die Entwicklungsarbeiten in einem industriellen Wärmebehandlungsofen mit Ammoniak im realen Betrieb getestet werden.

Nachhaltiges Brenngas für Industrieprozesse, Teilvorhaben: Infrarot-Messungen der Fluidisierungsbedingungen und Bildauswertung

In der Industrie werden Hochtemperaturprozesse (800 - 2000°C) zur Produktion von Zementklinker, Kalk oder anderen Produkten eingesetzt. In diesen Prozessen wird meist Erdgas oder Kohle für die Erzeugung von Hochtemperaturprozesswärme eingesetzt. Ziel dieses Vorhabens ist die Entwicklung eines einsatzfähigen Systems für die Konversion von Klärschlamm und anderen biogenen Rest- und Abfallstoffen in ein Brenngas zur direkten Substitution von fossilen Brennstoffen in Hochtemperaturindustrieprozessen. Im Rahmen von NaBI werden folgende Innovationen erforscht und erprobt, um die spezifischen Anforderungen der Hochtemperaturindustrieprozesse zu erfüllen: (1) Flexibilisierung des Gasifizierungsverfahrens bezüglich der Brennstoffqualität durch Optimierung der Wirbelschichtfluidisierung und damit Ermöglichung der Gasifizierung von Klärschlamm wechselnder Qualität sowie von weiteren Rest- und Abfallstoffen für einen breiten Einsatz des NaBI-Ansatzes. (2) Steigerung des Heizwerts des Brenngases durch Einsatz von Sauerstoff: Dadurch wird in gängigen Hochtemperaturprozessen eine weitaus höhere Substitutionsrate von Primärenergie ermöglicht. (3) Optimierung der Qualität der Klärschlammasche als Rohstoff für die Phosphorrückgewinnung durch Einsatz von Additiven. Damit wird die Attraktivität der Asche für Phosphorrückgewinnung erhöht. (4) Untersuchung und Nachweis des Einsatzes von Infrarot-Kamerasystemen für die Prozessüberwachung und -regelung. Bis 2026 wird die Marktreife für die optimierte Brenngasbereitstellung für Industrieprozesse durch Klärschlammgasifizierung erreicht, sodass die erste kommerzielle Anlage bis 2027 realisiert werden kann.

Nachhaltiges Brenngas für Industrieprozesse, Teilvorhaben: Entwicklung einer optimierten Brenngaserzeugung für die Hochtemperaturindustrie

In der Industrie werden Hochtemperaturprozesse (800 - 2000°C) zur Produktion von Zementklinker, Kalk oder anderen Produkten eingesetzt. In diesen Prozessen wird meist Erdgas oder Kohle für die Erzeugung von Hochtemperaturprozesswärme eingesetzt. Ziel dieses Vorhabens ist die Entwicklung eines einsatzfähigen Systems für die Konversion von Klärschlamm und anderen biogenen Rest- und Abfallstoffen in ein Brenngas zur direkten Substitution von fossilen Brennstoffen in Hochtemperaturindustrieprozessen. Im Rahmen von NaBI werden folgende Innovationen erforscht und erprobt, um die spezifischen Anforderungen der Hochtemperaturindustrieprozesse zu erfüllen: (1) Flexibilisierung des Gasifizierungsverfahrens bezüglich der Brennstoffqualität durch Optimierung der Wirbelschichtfluidisierung und damit Ermöglichung der Gasifizierung von Klärschlamm wechselnder Qualität sowie von weiteren Rest- und Abfallstoffen für einen breiten Einsatz des NaBI-Ansatzes. (2) Steigerung des Heizwerts des Brenngases durch Einsatz von Sauerstoff: Dadurch wird in gängigen Hochtemperaturprozessen eine weitaus höhere Substitutionsrate von Primärenergie ermöglicht. (3) Optimierung der Qualität der Klärschlammasche als Rohstoff für die Phosphorrückgewinnung durch Einsatz von Additiven. Damit wird die Attraktivität der Asche für Phosphorrückgewinnung erhöht. (4) Untersuchung und Nachweis des Einsatzes von Infrarot-Kamerasystemen für die Prozessüberwachung und -regelung. Bis 2026 wird die Marktreife für die optimierte Brenngasbereitstellung für Industrieprozesse durch Klärschlammgasifizierung erreicht, sodass die erste kommerzielle Anlage bis 2027 realisiert werden kann.

Nachhaltiges Brenngas für Industrieprozesse, Teilvorhaben: Optimierung und Demonstration der Wasserdampfsauerstoff-Gasifizierung von Klärschlamm zum Einsatz in Hochtemperaturprozessen

In der Industrie werden Hochtemperaturprozesse (800 - 2000°C) zur Produktion von Zementklinker, Kalk oder anderen Produkten eingesetzt. In diesen Prozessen wird meist Erdgas oder Kohle für die Erzeugung von Hochtemperaturprozesswärme eingesetzt. Ziel dieses Vorhabens ist die Entwicklung eines einsatzfähigen Systems für die Konversion von Klärschlamm und anderen biogenen Rest- und Abfallstoffen in ein Brenngas zur direkten Substitution von fossilen Brennstoffen in Hochtemperaturindustrieprozessen. Im Rahmen von NaBI werden folgende Innovationen erforscht und erprobt, um die spezifischen Anforderungen der Hochtemperaturindustrieprozesse zu erfüllen: (1) Flexibilisierung des Gasifizierungsverfahrens bezüglich der Brennstoffqualität durch Optimierung der Wirbelschichtfluidisierung und damit Ermöglichung der Gasifizierung von Klärschlamm wechselnder Qualität sowie von weiteren Rest- und Abfallstoffen für einen breiten Einsatz des NaBI-Ansatzes. (2) Steigerung des Heizwerts des Brenngases durch Einsatz von Sauerstoff: Dadurch wird in gängigen Hochtemperaturprozessen eine weitaus höhere Substitutionsrate von Primärenergie ermöglicht. (3) Optimierung der Qualität der Klärschlammasche als Rohstoff für die Phosphorrückgewinnung durch Einsatz von Additiven. Damit wird die Attraktivität der Asche für Phosphorrückgewinnung erhöht. (4) Untersuchung und Nachweis des Einsatzes von Infrarot-Kamerasystemen für die Prozessüberwachung und -regelung. Bis 2026 wird die Marktreife für die optimierte Brenngasbereitstellung für Industrieprozesse durch Klärschlammgasifizierung erreicht, sodass die erste kommerzielle Anlage bis 2027 realisiert werden kann.

Reduzierung der CO2-Emissionen durch den Einsatz von regenerativem Wasserstoff bei der Herstellung von Aluminium-Rundbolzen zur Profilherstellung - Auswirkungen auf den Schmelzprozess, Teilvorhaben: Numerische und experimentelle Untersuchung der Auswirkungen auf den Aluminiumschmelzprozess

1 2 3 4 5 … 67 68 69