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Tabelle 2 Indirekte und direkte THG-Emissionsfaktoren von Erdgas und Biomethan, differenziert nach Lieferländern für Deutschland (2005–2030)

From: Integrierte Treibhausgasbewertung der Prozessketten von Erdgas und industriellem Biomethan in DeutschlandIntegrated GHG assessment of the process chains of natural gas and industrialized bio methane in Germany

In t CO2-Äq/TJ Referenz* 2020 2030 Minderung ggb. Referenz
Vorkettenemissionen fossiles Erdgas (nach Lieferland frei deutscher Grenze/Einspeisepunkt)  
Russland
Hoher Verbrauch + hohe Investitionen
15,6 8,4 6,8 56 %
Niedriger Verbrauch + niedrige Investitionen 12,3 11,1 29 %
LNG (Algerien, Katar, Ägypten) 12,9 8,6 8,0 38 %
Norwegen 3,9 3,6 3,2 18 %
Niederlande 2,7 2,3 1,9 44 %
GB/DK** 3,9 3,6 3,2 18 %
Deutschland Inland Erdgas 2,7 2,6 2,4 11 %
Vorkettenemissionen Biomethan     
Deutschland Biomethan (mit Gärrestrückgewinnung) 27,0 16,0 14,8 45 %
Weitere THG-Emissionen:     
Verteilung in Deutschland *** 2,4 2,4 2,4  
Direkte THG-Emissionen von fossilem Erdgas 56,0 56,0 56,0  
Direkte THG-Emissionen von Biomethan Da der Kohlenstoff bei Biomethan zuvor der Atmosphäre entzogen wurde, werden keine direkten THG-Emissionen bilanziert
  1. Quelle: Eigene Annahmen und Kennwerte von Gemis 4.4 (Öko-Institut 2006), berechnet mit GWP für Methan von 25.
  2. *Kennwerte von 2005, für Russland 2003.
  3. ** Gleichgesetzt mit Emissionsfaktoren Norwegen.
  4. *** 0,5 % des verbrauchten Gases (nach E.ON Ruhrgas; in Öko-Institut (2006) werden 0,4 % genannt).
  5. Um die Emissionen frei Endnutzer in Deutschland zu berechnen, müssen die indirekten Emissionen des jeweiligen fossilen oder biogenen Gases zu den Emissionen der Verteilung und (für fossiles Gas) den direkten Emissionen bei der Verbrennung addiert werden. In Tabelle 3 werden entsprechende Mittelwerte für den Gasmix in Deutschland abgeleitet.