Durchschnittlicher CO2-Emissionsfaktor
Starke Verbesserung des globalen Kohlenstofffaktors im Jahr 2020 (-0,9 % vs. -0,3 %/Jahr während des Zeitraums 2010-2019)
Durchschnittlicher CO2-Emissionsfaktor
Starke Verbesserung des globalen Kohlenstofffaktors im Jahr 2020 (-0,9 % vs. -0,3 %/Jahr während des Zeitraums 2010-2019)
Tendenzen 1990 - 2020 - tCO2/toe
+42 %
Der Kohlenstofffaktor von Südafrika bleibt weit über dem globalen Durchschnitt
Starke Verbesserung des globalen Kohlenstofffaktors im Jahr 2020 (-0,9 % vs. -0,3 %/Jahr während des Zeitraums 2010-2019)
2020 verringerte sich der globale Kohlenstofffaktor (CO2-Emissionen pro ÖE verbrauchter Energie) um 0,9 % und damit in einem schnelleren Rhythmus zurück als während des Zeitraums 2010-2019 (-0,3 %/Jahr). Diese Verbesserung geht auf die bedeutende Schrumpfung des Ölverbrauchs – infolge der pandemiebedingten Transportbeschränkungen und Lockdown-Maßnahmen – und eine Beschleunigung der Dekarbonisierung der Stromerzeugung (geringere Stromerzeugung mit flexiblen, in der Regel thermischen, Kraftwerken infolge des gesunkenen Stromverbrauchs) zurück. In der Tat haben der geringere Stromverbrauch und der kontinuierliche Zuwachs regenerativer Stromerzeugung zu einer Reduzierung der thermischen Stromerzeugung (insbesondere mit Kohle) und des Verbrauchs fossiler Brennstoffe im Energiesektor beigetragen. Der Kohlenstofffaktor reduzierte sich in der EU (-4,4 % mit deutlichem Rückgang in Spanien und Deutschland), in den USA (-3,4 %), Kanada (-9,5 %), Lateinamerika und Afrika (jeweils -4,4 % mit einer deutlichen Verbesserung in Südafrika infolge der gesunkenen thermischen Stromerzeugung). In Asien erfolgte eine langsamere Verbesserung (-0,6 %), da sich der Kohlenstofffaktor in China nur um 0,5 % reduzierte (weiterer Anstieg des Verbrauchs von Kohle); er verringerte sich in Indien (geringere Stromerzeugung mit Kohle) und Südkorea (erhöhte nukleare Stromerzeugung), nahm aber in Japan und Indonesien leicht zu. Er verringerte sich außerdem in Russland und Australien infolge des reduzierten Kohleverbrauchs sowie im Mittleren Osten (reduzierter Erdölverbrauch).
Konsolidierte Energie- und Emissionsstatistiken für 2020 mit Schätzungen für 2021, einschließlich Covid-19-Auswirkungen und strukturelle Veränderungen
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Informationen über diesen Service14
Jan
In 2021, Norway produced 2.03 mbl/d of liquids (+1.2%), including 1.76 mbl/d of crude oil (+4%), and 113 bcm of natural gas (+2.6%), according to the Norwegian Petroleum Directorate. The additional production is related to five fields starting production in 2021, namely Duva, Yme (older field which was restarted), Solveig, Martin Linge in the North Sea and Ærfugl in the northern Norwegian Sea. Moreover, the first phase of the Johan Sverdrup field in the North Sea was in full operation (second phase expected in 2022); when fully operational, it should account for 35% of oil production on the Norwegian shelf. Between 2021 and 2026, the liquid output is forecasted to increase by 1.4%/year to 2.17 mb/d in 2026, including +1.2%/year for crude oil, while the gas production should expand by 0.8%/year to 118 bcm in 2026.
13
Jan
Turkey's power generation rose by 13% in 2021 compared to 2020, according to the country's power transmission system operator Türkiye Elektrik İletim A.Ş. (TEİAŞ), and electricity exports surged by nearly 69% to 4.2 TWh (imports grew by over 23% to 1.9 TWh). Electricity consumption also increased by 12% in 2021.
11
Jan
Renewables accounted for 59% of Portugal's power consumption in 2021, with 26% of wind, 23% of hydropower, 7% of biomass and 3.5% of solar photovoltaic (PV), according to the Portuguese power transmission system operator Redes Energéticas Nacionais (REN). Solar power generation surged by 37% during the year. Non-renewable energy sources supplied 31% of electricity consumption in Portugal, with 29% of gas and 2% coal - the last remaining coal-fired power plant in Pego (628 MW) was shut down in November 2021 - and electricity imports accounted for the remaining 10%. Electricity consumption increased by 1.4% in 2021 but remains 1.7% below the 2019 level, whereas natural gas consumption declined by 4.6%, due to a 1.5% drop in the conventional segment and a 10% fall in the electricity production segment.
11
Jan
According to the Belgian power transmission system operator (TSO) Elia, nuclear accounted for 52% of Belgium's electricity generation in 2021 (compared to 40% in 2020) thanks to the high availability of the nuclear fleet, followed by natural gas (25%, compared to 35% in 2020), wind (12%, including 7% offshore) and solar (5%). Wind and solar power generation slightly increased in 2021 (+2%), mainly due to an increase in installed onshore (11%) and solar (17%) generation; offshore wind generation remained stable. Since 2019, Belgium has been a net electricity exporter, with 6.6 TWh of net exports in 2021. In 2021, exports increased by 59% to 21.7 TWh. Electricity consumption grew by 4% in 2021 to 84.2 TWh, and remains only 1% below the 2019 level. The average price of electricity tripled between 2020 and 2021 from €31.9/MWh in 2020 to €98.2/MWh in 2021, mainly due to high gas prices.
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