Stefan Lechtenböhmer

Tapping the leakages: Methane losses, mitigation options and policy issues for Russian long distance gas transmission pipelines

Abstract The Russian natural gas industry is the worlds largest producer and transporter of natural gas. This paper aims to characterize the methane emissions from Russian natural gas transmission operations, to explain projects to reduce these emissions, and to characterize the role of emissions reduction within the context of current GHG policy. It draws on the most recent independent measurements at all parts of the Russian long distance transport system made by the Wuppertal Institute in 2003 and combines these results with the findings from the US Natural Gas STAR Program on GHG mitigation options and economics. With this background the paper concludes that the methane emissions from the Russian natural gas long distance network are approximately 0.6% of the natural gas delivered. Mitigating these emissions can create new revenue streams for the operator in the form of reduced costs, increased gas throughput and sales, and earned carbon credits. Specific emissions sources that have cost-effective mitigation solutions are also opportunities for outside investment for the Joint Implementation Kyoto Protocol flexibility mechanism or other carbon markets.

Climate policies after Fukushima: three views

The 2011 Japanese earthquake and tsunami, and the consequent accident at the Fukushima nuclear power plant, have had consequences far beyond Japan itself. Reactions to the accident in three major economies Japan, the UK, and Germany, all of whom were committed to relatively ambitious climate change targets prior to the accident are examined. In Japan and Germany, the accident precipitated a major change of policy direction. In the UK, debate has been muted and there has been essentially no change in energy or climate change policies. The status of the energy and climate change policies in each country prior to the accident is assessed, the responses to the accident are described, and the possible impacts on their positions in the international climate negotiations are analysed. Finally, the three countries responses are compared and some differences between them observed. Some reasons for their different policy responses are suggested and some themes, common across all countries, are identified Policy relevance The attraction of nuclear power has rested on the promise of low-cost electricity, low-carbon energy supply, and enhanced energy independence. The Fukushima accident, which followed the Japanese tsunami of March 2011, has prompted a critical re-appraisal of nuclear power. The responses to Fukushima are assessed for the UK, Germany, and Japan. Before the accident, all three countries considered nuclear as playing a significant part in climate mitigation strategies. Although the UK Government has continued to support nuclear new build following a prompt review of safety arrangements, Japan and Germany have decided to phase out nuclear power, albeit according to different timescales. The factors that explain the different decisions are examined, including patterns of energy demand and supply, the wider political context, institutional arrangements, and public attitudes to risk. The implications for the international climate negotiations are also assessed.

Climate policies in a changing world context: is a paradigm shift needed?

The collapse of Lehmann Brothers in September 2008 precipitated the largest economic crisis since the Second World War, a crisis that is still not over, placing major constraints on public sector budgets and reducing private sector investors’ appetite for risk. The 15th Meeting of the Conference of the Parties to the UN Framework Convention on Climate Change in December 2009 ended without the desired comprehensive international agreement. In March 2013, the earthquake and tsunami in Japan led to a major accident at the Fukushima Daiichi nuclear plant. This in turn led to a precipitate decision to phase out nuclear power in Germany, and similar decisions in other countries, notably Japan itself. In a number of countries, nuclear had been and still is considered a major low-carbon power option. To say that the low-carbon agenda has faced a headwind is perhaps an understatement. In spite of headwinds, however, ‘low carbon’ does in fact provide possibly the only available positive vision of how to overcome the crisis – by investing in sustainable ‘green growth’ to build a global low-carbon society (LCS). The German ‘Energiewende’, ironically and significantly accelerated by the Fukushima accident, is currently the largest project working towards this goal. nThe central challenge for the International Research Network for Low Carbon Societies (LCS-RNet), in its annual workshops and other activities, has been to sustain the science–policy–society dialogue and offer solutions for low-carbon societies against this difficult background. This Climate Policy Special Issue highlights key contributions and insights from the 2nd and 3rd Annual Workshops of the Network, held in 2010 and 2011 in Berlin and Paris, respectively. These contributions have undergone further development and independent double-blind peer review. Although the insights are varied, there is a common theme – the need to link the policies necessary to launch a long-run transition towards an LCS with shorter-term concerns about poverty alleviation, jobs, and the protection of welfare benefits. These policies can contribute to an economic recovery driven by ‘green growth’, with a view to securing sustainable development involving changes in consumption patterns, technology, and lifestyles. A range of different approaches will be needed: designing public policies that reduce risks for private investors; promoting infrastructure investment that avoids locking-in to high-carbon futures; and strengthening support for energy efficiency and renewable technologies that will enhance employment and lead to the creation of long-term sustainable industries.

Decarbonization and regulation of Germany's electricity system after Fukushima

Germanys current efforts to decarbonize its electricity system are analysed. As nuclear power and fossil power plants equipped with carbon capture and storage were ruled out in 2011, renewable electricity generation (RES) together with electricity savings are the primary focus for achieving decarbonization. Germany aims to have RES account for at least 80% of its electricity by 2050. Achieving renewable generation needs strong political support and regulatory provisions for its market integration. Four main technical and regulatory challenges are the maintenance of a steady and efficient expansion of RES, the provision of balancing capacities, the realization of the targeted electricity savings, and the smart adaptation of the transport and distribution grid. An overview of the existing and planned regulatory provisions for decarbonization are described, and some gaps identified, particularly with regard to the overall management of the process, the inclusion of electricity savings and the interference of Germanys decarbonization strategies with neighbouring countries. Policies that both accelerate grid expansion and direct RES expansion should immediately be put in place and can be supported by a targeted mobilization of balancing capacities. Electricity savings are a significant and cost-efficient strategy for low-carbon electricity. Policy relevance Germany is actively converting its national electricity system towards a fully renewable one. As renewable electricity has reached about a quarter of total consumption, a number of technical and regulatory challenges arise. Current discussions and plans are described for the four main challenges: maintaining and optimizing high investment rates into RES generation technologies, providing balancing capacities, reducing demand, and adapting the grid to the changing needs. Policy recommendations for these four tasks highlight the need to intensify electricity demand reduction and also consider the potential interactions between the German electricity system and its neighbouring countries.

Integrierte Treibhausgasbewertung der Prozessketten von Erdgas und industriellem Biomethan in Deutschland

ZusammenfassungHintergrundDie Bezugsquellen und Transportwege von fossilem Erdgas werden sich in den kommenden beiden Dekaden diversifizieren. Veränderungen der Lieferstruktur, verbunden mit weiteren Transportentfernungen und dem Neubau von Pipelines sowie der verstärkte Einsatz von verflüssigtem Erdgas (LNG – Liquefied Natural Gas) sind zu erwarten. Entsprechend werden sich auch die vorgelagerten Prozessketten und die damit verknüpften THG-Emissionen verändern. Im Sinne einer korrekten und ganzheitlichen Bilanzierung der Lebenszyklusemissionen und weitgehender Treibhausgasminderungsziele, sind die vorgelagerten Emissionen eine nicht zu vernachlässigende Größe. Gleichzeitig wird Biomethan als Beimischung zum fossilen Erdgas an Bedeutung gewinnen. Obwohl seine Verbrennung als klimaneutral gewertet wird, sind die Prozesse zur Herstellung von Biomethan mit Emissionen verbunden.Die Treibhausgasemissionen (THG) der Vorketten von in der EU eingesetzten Energieträgern werden in der neuen EU-Kraftstoffqualitätsrichtlinie (vom Dez. 2008) reguliert. Ihre Höhe und ihre Entwicklung wird für die klimapolitischen Diskussionen und politische Entscheidungen somit immer wichtiger.ZielVor dem Hintergrund der angesprochenen Aspekte sollen die zukünftige Entwicklung der Gasversorgung in Deutschland und die Veränderungen der vorgelagerten THG-Emissionen von Erdgas und Biomethan ermittelt werden. In zwei Szenarien werden die mit der Herstellung und dem Transport von Erdgas und Biomethan verknüpften Emissionen bis zum Jahr 2030 einschließlich des zu erwartenden technischen Optimierungspotenzials bilanziert. Mittels dieser Analyse können Einschätzungen der zukünftigen Emissionspfade und der durchschnittlichen Emissionen (Klimaqualität) des eingesetzten Gases (als Mischung fossiler und biogener Gase einschließlich der damit verbundenen Prozesskettenemissionen) gegeben werden. Diese können als Grundlage für energie- und klimapolitische Entscheidungen dienen.Ergebnisse und Diskussion Nach Erläuterung der Prozesskette von Biomethan werden die zu erwartenden technischen Entwicklungen der einzelnen Prozessschritte (Substratbereitstellung, Fermentierung, Aufbereitung, Gärrestnutzung) diskutiert und die Höhe der hiervon zu erwartenden Emissionen bilanziert. Basis sind Ergebnisse der wissenschaftlichen Begleitforschung des Wuppertal Instituts zur Einspeisung von Biomethan ins Erdgasnetz. Dabei gehen wir davon aus, dass die nächste Anlagengeneration „optimierte Technik“ das aus heutiger Sicht bestehende Optimierungspotenzial des heutigen Stands der Technik ausschöpfen wird, sodass sich die spezifischen, auf den Heizwert des Biomethan bezogenen, THG-Emissionen der Vorkette von aktuell 27,8u2006t CO2-Äq/TJ auf 14,8u2006t CO2-Äq/TJ in 2030 fast halbieren werden.Die zu erwartenden Emissionen der Erdgasprozesskette wurden in einem Vorgängerartikel bereits im Detail analysiert. Bei der Förderung und der Transportinfrastruktur ist ebenfalls eine Optimierung der Technik zu erwarten. Die dadurch erzielte Verringerung der spezifischen THG-Emissionen kann die aus den künftig längeren Transportstrecken und aufwendigen Produktionsprozessen resultierende Erhöhung ausgleichen.Abschließend werden zwei Szenarien (Hoch- und Niedrigverbrauch) der künftigen Gasversorgung Deutschlands bis 2030 aufgestellt. Im Hochverbrauchszenario wird damit gerechnet, dass der Gaseinsatz in Deutschland um 17u2006% steigen wird. Im Niedrigverbrauchszenario wird er dagegen um etwa 17u2006% sinken. Gleichzeitig wird der Anteil von Biomethan am eingesetzten Gas auf 8 bzw. 12u2006% ansteigen. Die – direkten und indirekten – Treibhausgasemissionen der Gasnutzung in Deutschland werden im Niedrigverbrauchszenario um 25u2006%, d.u2009h. überproportional von 215,4u2009Mio.u2009t CO2-Äq auf 162,4u2009Mio.u2009t CO2-Äq zurückgehen. Im Hochverbrauchsszenario steigen die Gesamtemissionen leicht um 7u2006% (auf 230,9u2009Mio.u2009t CO2-Äq) an.SchlussfolgerungenGasförmige Energieträger werden in den kommenden beiden Dekaden eine zentrale Säule der deutschen Energieversorgung bleiben. Insgesamt zeigt sich, dass die THG-Emissionen der Nutzung von Erdgas v.u2009a. von den Verbrauchsmengen der Gasversorgung abhängig sind. Das heißt, dass sowohl aus klima- als auch aus energiepolitischer Sicht die Steigerung der Energieeffizienz ein zentraler Faktor ist. Daneben bestehen sowohl in der verstärkten Nutzung von Biomethan als auch in der weiteren Investition in emissionsoptimierte Technologien entlang der Vorketten signifikante Emissionsminderungspotenziale. Hierdurch kann die „Klimaqualität“, d.u2009h. die spezifische Treibhausgasemissionshöhe über alle Prozessstufen, des eingesetzten Gases deutlich verbessert werden. Die spezifischen Gesamtemissionen pro TJ eingesetzten Gases werden hierdurch um ca. 9u2006% von heute 63,3u2006t CO2-Äq pro TJ auf etwa 54,5u2006t/TJ sinken. Entscheidend ist hierfür der verstärkte Einsatz von Biomethan, dessen Verbrennung aufgrund der biogenen Herkunft des Kohlenstoffs weitgehend klimaneutral ist (im Vergleich zu direkten Emissionen von 56u2006t CO2/TJ bei der Verbrennung von Erdgas oder 111u2006t CO2/TJ bei z.u2009B. Braunkohle). Die Vorteile der gasförmigen Energieträger in der Klimaqualität und effizienten Nutzung werden – insbesondere auch in der künftig zu erwartenden Beimischung von Biomethan – auch zukünftig Bestand haben.AbstractBackgroundThe use of natural gas has increased in the last years. In the future, its import supply and transport structure will diversify (longer distances, higher share of LNG (liquefied natural gas), new pipelines). Thus the process chain and GHG emissions of the production, processing, transport and distribution might change. Simultaneously, the injection of bio methane into the natural gas grid is becoming more important. Although its combustion is regarded as climate neutral, during the production processes of bio methane GHG emissions are caused.The GHG emissions occurring during the process chain of energy fuels are relevant for the discussion on climate policy and decision making processes. They are becoming even more important, considering the new Fuel Quality Directive of the EU (Dec. 2008), which aims at controlling emissions of the fuel process chains.AimIn the context of the aspects outlined above the aim is to determine the future development of gas supply for Germany and the resulting changes in GHG emissions of the whole process chain of natural gas and bio methane. With the help of two gas consumption scenarios and an LCA of bio methane, the amount of future emissions and emission paths until 2030 can be assessed and used to guide decision processes in energy policy.Results and discussion The process chain of bio methane and its future technical development are outlined and the related emissions calculated. The analysis is based on an accompanying research study on the injection of bio methane to the German gas grid. Two types of biogas plants have been considered whereof the “optimised technology” is assumed to dominate the future market. This is the one which widely exploits the potential of process optimisation of the current “state of the art” plant. The specific GHG emissions of the process chain can thus be nearly halved from currently 27.8u2006t CO2-eq./TJ to 14.8u2006t CO2-eq./TJ in 2030.GHG emissions of the natural gas process chain have been analysed in detail in a previous article. Significant modifications and a decrease of specific emissions is possible, depending on the level of investment in the modernisation of the gas infrastructure and the process improvements. These mitigation options might neutralise the emission increase resulting from longer distances and energy intensive processes.In the last section two scenarios (low and high consumption) illustrate the possible development of the German gas supply until 2030, given an overall share of 8–12u2006% of bio methane. Considering the dynamic emission factors calculated in the former sections, the overall gas emissions and average specific emissions of German gas supply can be given. The current emissions of 215.4 million t CO2-eq. are reduced by 25u2006% in the low-consumption scenario (162 million t CO2-eq.), where consumption is reduced by 17u2006%. Assuming a consumption which is increased by 17u2006% in 2030, emissions are around 7u2006% higher (230.9 million t CO2-eq.) than today.ConclusionsGaseous fuels will still play a significant role for the German energy supply in the next two decades. The GHG emissions mainly depend on the amount of gas used. Thus, energy efficiency will be a key issue in the climate and energy related policy discussion. A higher share of bio methane and high investments in mitigation and best available technologies can significantly reduce the emissions of the process chain. The combustion of bio methane is climate neutral compared to 56u2006t CO2/TJ caused by the direct combustion of natural gas (or 111u2006t CO2/TJ emitted by lignite). The advantage of gaseous energy carriers with the lowest levels of GHG emissions compared to other fossil fuels still remains. This holds true for fossil natural gas alone as well as for the expected future blend with bio-methane.

Russian Long Distance Gas Transmission Pipelines: Methane Losses, Mitigation Options, and Policy Issues

The Russian natural gas industry is the worlds largest producer and transporter of natural gas. This paper aims to characterize the methane emissions from Russian natural gas transmission operations, to explain projects to reduce these emissions, and to characterize the role of emissions reduction within the context of current GHG policy. It draws on the most recent independent measurements at all parts of the Russian long distance transport system made by the Wuppertal Institute in 2003 and combines these results with information from the US Natural Gas STAR Program on GHG mitigation options and economics .With this background the paper concludes that the CH4 emissions from the Russian natural gas long distance network are at approximately 0.6 % of the natural gas delivered. Mitigating these emissions can create new revenue streams for the operator in the form of reduced costs, increased gas throughput, and earned carbon credits. Specific emissions sources that have cost-effective mitigation solutions are also opportunities for outside investment for the Joint Implementation Kyoto Protocol flexibility mechanism or other carbon markets.

Long-term low greenhouse gas emission development strategies for achieving the 1.5 °C target : insights from a comparison of German bottom-up energy scenarios

ABSTRACT The Paris Agreement calls on all nations to pursue efforts to contribute to limiting the global temperature increase to 1.5 °C above pre-industrial levels. However, due to limited global, regional and country-specific analysis of highly ambitious GHG mitigation pathways, there is currently a lack of knowledge about the transformational changes needed in the coming decades to reach this target. Through a meta-analysis of mitigation scenarios for Germany, this article aims to contribute to an improved understanding of the changes needed in the energy system of an industrialized country. Differentiation among six key long-term energy system decarbonization strategies is suggested, and an analysis is presented of how these strategies will be pursued until 2050 in selected technologically detailed energy scenarios for Germany. The findings show, that certain strategies, including the widespread use of electricity-derived synthetic fuels in end-use sectors as well as behavioral changes, are typically applied to a greater extent in mitigation scenarios aiming at high GHG emission reductions compared to more moderate mitigation scenarios. The analysis also highlights that the pace of historical changes observed in Germany between 2000 and 2015 is clearly insufficient to adequately contribute to not only the 1.5 °C target, but also the 2 °C long-term global target.

Sustainable Energy Systems

Sustainable energy systems are crucial to all three dimensions of sustainable development and thus central for mitigating climate change and achieving sustainable economic and social development. In order to play this role, current unsustainable energy systems need to undergo a major transition. This chapter first sketches core structural features of anthropogenic energy systems and discusses their relevance for addressing global challenges. Then, the main elements and strategies to make energy systems more sustainable as well as examples on political and societal challenges of this transformation are given.

Integrierte Treibhausgasbewertung der Prozessketten von Erdgas und industriellem Biomethan in Deutschland@@@Integrated GHG assessment of the process chains of natural gas and industrialized bio methane in Germany

ZusammenfassungHintergrundDie Bezugsquellen und Transportwege von fossilem Erdgas werden sich in den kommenden beiden Dekaden diversifizieren. Veränderungen der Lieferstruktur, verbunden mit weiteren Transportentfernungen und dem Neubau von Pipelines sowie der verstärkte Einsatz von verflüssigtem Erdgas (LNG – Liquefied Natural Gas) sind zu erwarten. Entsprechend werden sich auch die vorgelagerten Prozessketten und die damit verknüpften THG-Emissionen verändern. Im Sinne einer korrekten und ganzheitlichen Bilanzierung der Lebenszyklusemissionen und weitgehender Treibhausgasminderungsziele, sind die vorgelagerten Emissionen eine nicht zu vernachlässigende Größe. Gleichzeitig wird Biomethan als Beimischung zum fossilen Erdgas an Bedeutung gewinnen. Obwohl seine Verbrennung als klimaneutral gewertet wird, sind die Prozesse zur Herstellung von Biomethan mit Emissionen verbunden.Die Treibhausgasemissionen (THG) der Vorketten von in der EU eingesetzten Energieträgern werden in der neuen EU-Kraftstoffqualitätsrichtlinie (vom Dez. 2008) reguliert. Ihre Höhe und ihre Entwicklung wird für die klimapolitischen Diskussionen und politische Entscheidungen somit immer wichtiger.ZielVor dem Hintergrund der angesprochenen Aspekte sollen die zukünftige Entwicklung der Gasversorgung in Deutschland und die Veränderungen der vorgelagerten THG-Emissionen von Erdgas und Biomethan ermittelt werden. In zwei Szenarien werden die mit der Herstellung und dem Transport von Erdgas und Biomethan verknüpften Emissionen bis zum Jahr 2030 einschließlich des zu erwartenden technischen Optimierungspotenzials bilanziert. Mittels dieser Analyse können Einschätzungen der zukünftigen Emissionspfade und der durchschnittlichen Emissionen (Klimaqualität) des eingesetzten Gases (als Mischung fossiler und biogener Gase einschließlich der damit verbundenen Prozesskettenemissionen) gegeben werden. Diese können als Grundlage für energie- und klimapolitische Entscheidungen dienen.Ergebnisse und Diskussion Nach Erläuterung der Prozesskette von Biomethan werden die zu erwartenden technischen Entwicklungen der einzelnen Prozessschritte (Substratbereitstellung, Fermentierung, Aufbereitung, Gärrestnutzung) diskutiert und die Höhe der hiervon zu erwartenden Emissionen bilanziert. Basis sind Ergebnisse der wissenschaftlichen Begleitforschung des Wuppertal Instituts zur Einspeisung von Biomethan ins Erdgasnetz. Dabei gehen wir davon aus, dass die nächste Anlagengeneration „optimierte Technik“ das aus heutiger Sicht bestehende Optimierungspotenzial des heutigen Stands der Technik ausschöpfen wird, sodass sich die spezifischen, auf den Heizwert des Biomethan bezogenen, THG-Emissionen der Vorkette von aktuell 27,8u2006t CO2-Äq/TJ auf 14,8u2006t CO2-Äq/TJ in 2030 fast halbieren werden.Die zu erwartenden Emissionen der Erdgasprozesskette wurden in einem Vorgängerartikel bereits im Detail analysiert. Bei der Förderung und der Transportinfrastruktur ist ebenfalls eine Optimierung der Technik zu erwarten. Die dadurch erzielte Verringerung der spezifischen THG-Emissionen kann die aus den künftig längeren Transportstrecken und aufwendigen Produktionsprozessen resultierende Erhöhung ausgleichen.Abschließend werden zwei Szenarien (Hoch- und Niedrigverbrauch) der künftigen Gasversorgung Deutschlands bis 2030 aufgestellt. Im Hochverbrauchszenario wird damit gerechnet, dass der Gaseinsatz in Deutschland um 17u2006% steigen wird. Im Niedrigverbrauchszenario wird er dagegen um etwa 17u2006% sinken. Gleichzeitig wird der Anteil von Biomethan am eingesetzten Gas auf 8 bzw. 12u2006% ansteigen. Die – direkten und indirekten – Treibhausgasemissionen der Gasnutzung in Deutschland werden im Niedrigverbrauchszenario um 25u2006%, d.u2009h. überproportional von 215,4u2009Mio.u2009t CO2-Äq auf 162,4u2009Mio.u2009t CO2-Äq zurückgehen. Im Hochverbrauchsszenario steigen die Gesamtemissionen leicht um 7u2006% (auf 230,9u2009Mio.u2009t CO2-Äq) an.SchlussfolgerungenGasförmige Energieträger werden in den kommenden beiden Dekaden eine zentrale Säule der deutschen Energieversorgung bleiben. Insgesamt zeigt sich, dass die THG-Emissionen der Nutzung von Erdgas v.u2009a. von den Verbrauchsmengen der Gasversorgung abhängig sind. Das heißt, dass sowohl aus klima- als auch aus energiepolitischer Sicht die Steigerung der Energieeffizienz ein zentraler Faktor ist. Daneben bestehen sowohl in der verstärkten Nutzung von Biomethan als auch in der weiteren Investition in emissionsoptimierte Technologien entlang der Vorketten signifikante Emissionsminderungspotenziale. Hierdurch kann die „Klimaqualität“, d.u2009h. die spezifische Treibhausgasemissionshöhe über alle Prozessstufen, des eingesetzten Gases deutlich verbessert werden. Die spezifischen Gesamtemissionen pro TJ eingesetzten Gases werden hierdurch um ca. 9u2006% von heute 63,3u2006t CO2-Äq pro TJ auf etwa 54,5u2006t/TJ sinken. Entscheidend ist hierfür der verstärkte Einsatz von Biomethan, dessen Verbrennung aufgrund der biogenen Herkunft des Kohlenstoffs weitgehend klimaneutral ist (im Vergleich zu direkten Emissionen von 56u2006t CO2/TJ bei der Verbrennung von Erdgas oder 111u2006t CO2/TJ bei z.u2009B. Braunkohle). Die Vorteile der gasförmigen Energieträger in der Klimaqualität und effizienten Nutzung werden – insbesondere auch in der künftig zu erwartenden Beimischung von Biomethan – auch zukünftig Bestand haben.AbstractBackgroundThe use of natural gas has increased in the last years. In the future, its import supply and transport structure will diversify (longer distances, higher share of LNG (liquefied natural gas), new pipelines). Thus the process chain and GHG emissions of the production, processing, transport and distribution might change. Simultaneously, the injection of bio methane into the natural gas grid is becoming more important. Although its combustion is regarded as climate neutral, during the production processes of bio methane GHG emissions are caused.The GHG emissions occurring during the process chain of energy fuels are relevant for the discussion on climate policy and decision making processes. They are becoming even more important, considering the new Fuel Quality Directive of the EU (Dec. 2008), which aims at controlling emissions of the fuel process chains.AimIn the context of the aspects outlined above the aim is to determine the future development of gas supply for Germany and the resulting changes in GHG emissions of the whole process chain of natural gas and bio methane. With the help of two gas consumption scenarios and an LCA of bio methane, the amount of future emissions and emission paths until 2030 can be assessed and used to guide decision processes in energy policy.Results and discussion The process chain of bio methane and its future technical development are outlined and the related emissions calculated. The analysis is based on an accompanying research study on the injection of bio methane to the German gas grid. Two types of biogas plants have been considered whereof the “optimised technology” is assumed to dominate the future market. This is the one which widely exploits the potential of process optimisation of the current “state of the art” plant. The specific GHG emissions of the process chain can thus be nearly halved from currently 27.8u2006t CO2-eq./TJ to 14.8u2006t CO2-eq./TJ in 2030.GHG emissions of the natural gas process chain have been analysed in detail in a previous article. Significant modifications and a decrease of specific emissions is possible, depending on the level of investment in the modernisation of the gas infrastructure and the process improvements. These mitigation options might neutralise the emission increase resulting from longer distances and energy intensive processes.In the last section two scenarios (low and high consumption) illustrate the possible development of the German gas supply until 2030, given an overall share of 8–12u2006% of bio methane. Considering the dynamic emission factors calculated in the former sections, the overall gas emissions and average specific emissions of German gas supply can be given. The current emissions of 215.4 million t CO2-eq. are reduced by 25u2006% in the low-consumption scenario (162 million t CO2-eq.), where consumption is reduced by 17u2006%. Assuming a consumption which is increased by 17u2006% in 2030, emissions are around 7u2006% higher (230.9 million t CO2-eq.) than today.ConclusionsGaseous fuels will still play a significant role for the German energy supply in the next two decades. The GHG emissions mainly depend on the amount of gas used. Thus, energy efficiency will be a key issue in the climate and energy related policy discussion. A higher share of bio methane and high investments in mitigation and best available technologies can significantly reduce the emissions of the process chain. The combustion of bio methane is climate neutral compared to 56u2006t CO2/TJ caused by the direct combustion of natural gas (or 111u2006t CO2/TJ emitted by lignite). The advantage of gaseous energy carriers with the lowest levels of GHG emissions compared to other fossil fuels still remains. This holds true for fossil natural gas alone as well as for the expected future blend with bio-methane.

Integrated GHG assessment of the process chains of natural gas and industrialized bio methane in Germany.

ZusammenfassungHintergrundDie Bezugsquellen und Transportwege von fossilem Erdgas werden sich in den kommenden beiden Dekaden diversifizieren. Veränderungen der Lieferstruktur, verbunden mit weiteren Transportentfernungen und dem Neubau von Pipelines sowie der verstärkte Einsatz von verflüssigtem Erdgas (LNG – Liquefied Natural Gas) sind zu erwarten. Entsprechend werden sich auch die vorgelagerten Prozessketten und die damit verknüpften THG-Emissionen verändern. Im Sinne einer korrekten und ganzheitlichen Bilanzierung der Lebenszyklusemissionen und weitgehender Treibhausgasminderungsziele, sind die vorgelagerten Emissionen eine nicht zu vernachlässigende Größe. Gleichzeitig wird Biomethan als Beimischung zum fossilen Erdgas an Bedeutung gewinnen. Obwohl seine Verbrennung als klimaneutral gewertet wird, sind die Prozesse zur Herstellung von Biomethan mit Emissionen verbunden.Die Treibhausgasemissionen (THG) der Vorketten von in der EU eingesetzten Energieträgern werden in der neuen EU-Kraftstoffqualitätsrichtlinie (vom Dez. 2008) reguliert. Ihre Höhe und ihre Entwicklung wird für die klimapolitischen Diskussionen und politische Entscheidungen somit immer wichtiger.ZielVor dem Hintergrund der angesprochenen Aspekte sollen die zukünftige Entwicklung der Gasversorgung in Deutschland und die Veränderungen der vorgelagerten THG-Emissionen von Erdgas und Biomethan ermittelt werden. In zwei Szenarien werden die mit der Herstellung und dem Transport von Erdgas und Biomethan verknüpften Emissionen bis zum Jahr 2030 einschließlich des zu erwartenden technischen Optimierungspotenzials bilanziert. Mittels dieser Analyse können Einschätzungen der zukünftigen Emissionspfade und der durchschnittlichen Emissionen (Klimaqualität) des eingesetzten Gases (als Mischung fossiler und biogener Gase einschließlich der damit verbundenen Prozesskettenemissionen) gegeben werden. Diese können als Grundlage für energie- und klimapolitische Entscheidungen dienen.Ergebnisse und Diskussion Nach Erläuterung der Prozesskette von Biomethan werden die zu erwartenden technischen Entwicklungen der einzelnen Prozessschritte (Substratbereitstellung, Fermentierung, Aufbereitung, Gärrestnutzung) diskutiert und die Höhe der hiervon zu erwartenden Emissionen bilanziert. Basis sind Ergebnisse der wissenschaftlichen Begleitforschung des Wuppertal Instituts zur Einspeisung von Biomethan ins Erdgasnetz. Dabei gehen wir davon aus, dass die nächste Anlagengeneration „optimierte Technik“ das aus heutiger Sicht bestehende Optimierungspotenzial des heutigen Stands der Technik ausschöpfen wird, sodass sich die spezifischen, auf den Heizwert des Biomethan bezogenen, THG-Emissionen der Vorkette von aktuell 27,8u2006t CO2-Äq/TJ auf 14,8u2006t CO2-Äq/TJ in 2030 fast halbieren werden.Die zu erwartenden Emissionen der Erdgasprozesskette wurden in einem Vorgängerartikel bereits im Detail analysiert. Bei der Förderung und der Transportinfrastruktur ist ebenfalls eine Optimierung der Technik zu erwarten. Die dadurch erzielte Verringerung der spezifischen THG-Emissionen kann die aus den künftig längeren Transportstrecken und aufwendigen Produktionsprozessen resultierende Erhöhung ausgleichen.Abschließend werden zwei Szenarien (Hoch- und Niedrigverbrauch) der künftigen Gasversorgung Deutschlands bis 2030 aufgestellt. Im Hochverbrauchszenario wird damit gerechnet, dass der Gaseinsatz in Deutschland um 17u2006% steigen wird. Im Niedrigverbrauchszenario wird er dagegen um etwa 17u2006% sinken. Gleichzeitig wird der Anteil von Biomethan am eingesetzten Gas auf 8 bzw. 12u2006% ansteigen. Die – direkten und indirekten – Treibhausgasemissionen der Gasnutzung in Deutschland werden im Niedrigverbrauchszenario um 25u2006%, d.u2009h. überproportional von 215,4u2009Mio.u2009t CO2-Äq auf 162,4u2009Mio.u2009t CO2-Äq zurückgehen. Im Hochverbrauchsszenario steigen die Gesamtemissionen leicht um 7u2006% (auf 230,9u2009Mio.u2009t CO2-Äq) an.SchlussfolgerungenGasförmige Energieträger werden in den kommenden beiden Dekaden eine zentrale Säule der deutschen Energieversorgung bleiben. Insgesamt zeigt sich, dass die THG-Emissionen der Nutzung von Erdgas v.u2009a. von den Verbrauchsmengen der Gasversorgung abhängig sind. Das heißt, dass sowohl aus klima- als auch aus energiepolitischer Sicht die Steigerung der Energieeffizienz ein zentraler Faktor ist. Daneben bestehen sowohl in der verstärkten Nutzung von Biomethan als auch in der weiteren Investition in emissionsoptimierte Technologien entlang der Vorketten signifikante Emissionsminderungspotenziale. Hierdurch kann die „Klimaqualität“, d.u2009h. die spezifische Treibhausgasemissionshöhe über alle Prozessstufen, des eingesetzten Gases deutlich verbessert werden. Die spezifischen Gesamtemissionen pro TJ eingesetzten Gases werden hierdurch um ca. 9u2006% von heute 63,3u2006t CO2-Äq pro TJ auf etwa 54,5u2006t/TJ sinken. Entscheidend ist hierfür der verstärkte Einsatz von Biomethan, dessen Verbrennung aufgrund der biogenen Herkunft des Kohlenstoffs weitgehend klimaneutral ist (im Vergleich zu direkten Emissionen von 56u2006t CO2/TJ bei der Verbrennung von Erdgas oder 111u2006t CO2/TJ bei z.u2009B. Braunkohle). Die Vorteile der gasförmigen Energieträger in der Klimaqualität und effizienten Nutzung werden – insbesondere auch in der künftig zu erwartenden Beimischung von Biomethan – auch zukünftig Bestand haben.AbstractBackgroundThe use of natural gas has increased in the last years. In the future, its import supply and transport structure will diversify (longer distances, higher share of LNG (liquefied natural gas), new pipelines). Thus the process chain and GHG emissions of the production, processing, transport and distribution might change. Simultaneously, the injection of bio methane into the natural gas grid is becoming more important. Although its combustion is regarded as climate neutral, during the production processes of bio methane GHG emissions are caused.The GHG emissions occurring during the process chain of energy fuels are relevant for the discussion on climate policy and decision making processes. They are becoming even more important, considering the new Fuel Quality Directive of the EU (Dec. 2008), which aims at controlling emissions of the fuel process chains.AimIn the context of the aspects outlined above the aim is to determine the future development of gas supply for Germany and the resulting changes in GHG emissions of the whole process chain of natural gas and bio methane. With the help of two gas consumption scenarios and an LCA of bio methane, the amount of future emissions and emission paths until 2030 can be assessed and used to guide decision processes in energy policy.Results and discussion The process chain of bio methane and its future technical development are outlined and the related emissions calculated. The analysis is based on an accompanying research study on the injection of bio methane to the German gas grid. Two types of biogas plants have been considered whereof the “optimised technology” is assumed to dominate the future market. This is the one which widely exploits the potential of process optimisation of the current “state of the art” plant. The specific GHG emissions of the process chain can thus be nearly halved from currently 27.8u2006t CO2-eq./TJ to 14.8u2006t CO2-eq./TJ in 2030.GHG emissions of the natural gas process chain have been analysed in detail in a previous article. Significant modifications and a decrease of specific emissions is possible, depending on the level of investment in the modernisation of the gas infrastructure and the process improvements. These mitigation options might neutralise the emission increase resulting from longer distances and energy intensive processes.In the last section two scenarios (low and high consumption) illustrate the possible development of the German gas supply until 2030, given an overall share of 8–12u2006% of bio methane. Considering the dynamic emission factors calculated in the former sections, the overall gas emissions and average specific emissions of German gas supply can be given. The current emissions of 215.4 million t CO2-eq. are reduced by 25u2006% in the low-consumption scenario (162 million t CO2-eq.), where consumption is reduced by 17u2006%. Assuming a consumption which is increased by 17u2006% in 2030, emissions are around 7u2006% higher (230.9 million t CO2-eq.) than today.ConclusionsGaseous fuels will still play a significant role for the German energy supply in the next two decades. The GHG emissions mainly depend on the amount of gas used. Thus, energy efficiency will be a key issue in the climate and energy related policy discussion. A higher share of bio methane and high investments in mitigation and best available technologies can significantly reduce the emissions of the process chain. The combustion of bio methane is climate neutral compared to 56u2006t CO2/TJ caused by the direct combustion of natural gas (or 111u2006t CO2/TJ emitted by lignite). The advantage of gaseous energy carriers with the lowest levels of GHG emissions compared to other fossil fuels still remains. This holds true for fossil natural gas alone as well as for the expected future blend with bio-methane.