Post on 11-Aug-2020
Optimierung der marktnahen Förderung von Biogas/Biomethan
unter Berücksichtigung der Umwelt- und Klimabilanz,Wirtschaftlichkeit und Verfügbarkeit
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e.V.
100%BioDBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gGmbHDr. Daniela ThränStefan MajerDr. Marek GaworKatja BunzelJaqueline Daniel-Gromke German Biomass Research CentreTorgauer Straße 11604347 Leipzig
Universität Duisburg EssenProfessor Christoph WeberKlaas BauermannVolker Eickholt Lehrstuhl für EnergiewirtschaftUniversität Duisburg-EssenUniversitätsstraße 1145117 Essen
Biogasrat e.V.Reinhard SchultzJanet HochiHenrik Personn Dorotheenstraße 3510117 Berlin
DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gGmbHDr. Daniela ThränStefan MajerDr. Marek GaworKatja BunzelJaqueline Daniel-Gromke German Biomass Research CentreTorgauer Straße 11604347 Leipzig
Universität Duisburg EssenProfessor Christoph WeberKlaas BauermannVolker Eickholt Lehrstuhl für EnergiewirtschaftUniversität Duisburg-EssenUniversitätsstraße 1145117 Essen
Biogasrat e.V.Reinhard SchultzJanet HochiHenrik Personn Dorotheenstraße 3510117 Berlin
Optimierung der marktnahen Förderung von Biogas/Biomethan
unter Berücksichtigung der Umwelt- und KlimabilanzWirtschaftlichkeit und Verfügbarkeit
Einleitung – Organisation und Verantwortlichkeiten
Optimierung der marktnahen Förderung von Biogas/Bioerdgas unter
Berücksichtigung der Umwelt- und Klimabilanz, Wirtschaftlichkeit und
Verfügbarkeit
Die Verbundstudie „Optimierung der marktnahen Förderung von Biogas/Bioerdgas unter
Berücksichtigung der Umwelt- und Klimabilanz, Wirtschaftlichkeit und Verfügbarkeit“ wurde
vom Biogasrat e.V. im September 2010 in Auftrag gegeben.
Projektsteuerung:
Geschäftsstelle des Biogasrat e.V.
Reinhard Schultz, Janet Hochi, Henrik Personn, Jenifer Fulton
Projektverantwortlichkeiten:
Die Studie wurde begleitet durch einen Lenkungskreis. Diesem gehörten an: agri.capital GmbH Bernd Hugenroth, Anton Daubner Alfons Greten Betonwerk GmbH & Co. KG Alfons Greten BALANCE VNG Bioenergie GmbH Thomas Fritsch bmp greengas GmbH Dr. Andreas Seebach, Robin Geisler EnBW Energie Baden-Württemberg AG Andreas Renner, Markus Lempp EnBW Gas GmbH Peter Drausnigg EnviTec Biogas AG Kunibert Ruhe E.ON Bioerdgas GmbH Dr. Thomas Stephanblome, Friedrich Wolf Evonik Degussa GmbH/High Performance Polymers Dr. Artur Müller, Dr. Christian Schnitzer GE ‐ Jenbacher GmbH Norbert Hetebrüg, Dr. Wolfgang Dierker MTU Onsite Energy GmbH Ulrich Kemnitz, Jürgen Winterholler, Marco Carlin NAWARO Bioenergie AG Felix Hess N.V. Nederlandse Gasunie Dr. Gerard van Pijkeren, Dr. Nadine Haase RWE Innogy GmbH Holger Gassner, Dr. Thorsten Blanke RWE Vertrieb AG Holger Kohake, Jörg Thape Vattenfall Europe New Energy GmbH Dr. Jan Grundmann, Katrin Weber WELTEC BIOPOWER GmbH Jens Albartus
Teilbericht A - Handlungsempfehlungen
Lehrstuhl für Energiewirtschaft der Universität Duisburg-Essen
Geschäftsstelle des Biogasrat e.V.
Teilbericht B - Potenzialerhebung, THG-Bilanzen und Umweltbilanzen
DeutschesBiomasseForschungsZentrum gGmbH, Leipzig
Dr. Daniela Thrän, Stefan Majer, Dr. Marek Gawor, Katja Bunzel,
Jaqueline Daniel-Gromke
Teilbericht C - Ermittlung der Betriebskosten, der CO2-Vermeidungskosten, die
Entwicklung eines marktnahen Fördermodells und die Vergütungssätze
Lehrstuhl für Energiewirtschaft der Universität Duisburg-Essen
Professor Christoph Weber, Volker Eickholt, Klaas Bauermann
Inhaltsverzeichnis
1
Inhaltsverzeichnis
Inhaltsverzeichnis ....................................................................................................................... 1
Handlungsempfehlungen ........................................................................................................... 7
1 Ausgangslage und Anlass ................................................................................................... 7
2 Vorschlag zur künftigen Förderung von Biogas und Bioerdgas im EEG 2012 .................... 8
2.1. Einsatzstoffe und einsatzstoffunabhängige Förderung ............................................... 8
2.2. Effizienz als Maßstab der Vergütung ........................................................................... 9
2.3. Gebot der Wärmenutzung ........................................................................................... 9
2.4. Öffnung des EEG für größere KWK-Anlagen über 500 kW auch im Bestand .............. 9
2.5. Höhe der Vergütung .................................................................................................. 10
2.6. Verbindliche Umstellung auf eine Marktprämie ....................................................... 10
2.7. Erzielbarer Marktpreis ............................................................................................... 11
2.8. Gesamtvergütung ...................................................................................................... 12
2.9. Teilnahme am Regelenergiemarkt ............................................................................ 12
2.10. Notwendige und mögliche Differenzierungen....................................................... 12
2.10.1. Güllebonus ......................................................................................................... 12
2.10.2. KWK .................................................................................................................... 13
2.11. Degression .............................................................................................................. 14
3 Vorschlag zur künftigen Förderung von Bioerdgas im Wärmesektor .............................. 14
3.1. Vorbildfunktion der öffentlichen Gebäude ............................................................... 14
3.2. Öffnung des privaten Gebäudebestandes für Bioerdgas .......................................... 15
4 Vorschlag zur künftigen Förderung vom Bioerdgas im Kraftstoffsektor ......................... 15
5 Sonstige Rahmenbedingungen ........................................................................................ 15
5.1. Nachhaltige Landwirtschaftspolitik ........................................................................... 15
5.2. Genehmigungsrecht .................................................................................................. 16
Inhaltsverzeichnis
2
5.3. Forschungspolitik ....................................................................................................... 16
Abkürzungsverzeichnis ............................................................................................................. 17
Verzeichnis der Formelzeichen ................................................................................................ 19
6 Einleitung Deutsches BiomasseForschungsZentrum ....................................................... 20
7 Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland ........................ 21
7.1. Methodik ................................................................................................................... 22
7.2. Ergebnisse .................................................................................................................. 24
7.2.1. Biogaspotenzial ...................................................................................................... 25
7.2.1.1. Energiepflanzen .................................................................................................. 25
7.2.1.2. Flächenpotenzial Energiepflanzen ...................................................................... 25
7.2.1.3. Biogaspotenzial Energiepflanzen ....................................................................... 27
7.2.1.4. Reststoffe ............................................................................................................ 30
7.2.1.5. Exkremente aus der Nutztierhaltung ................................................................. 31
7.2.1.6. Bio- und Grünabfälle .......................................................................................... 35
7.2.1.7. Industrielle Abfälle .............................................................................................. 38
7.2.1.8. Zusammenfassung ............................................................................................. 40
7.2.2. Biomethanpotenzial ............................................................................................... 41
7.2.2.1. Methodik ............................................................................................................ 41
7.2.2.2. Ergebnisse........................................................................................................... 42
7.2.3. Zusammenfassung ................................................................................................. 43
8 Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion .................................. 44
8.1. Ableitung eines methodischen Rahmens für die Treibhausgasbilanzierung im
Projekt .................................................................................................................................. 45
8.1.1. Methodischer Rahmen für die Arbeit im Projekt .................................................. 46
8.1.2. Festlegung von Ziel und Untersuchungsrahmen ................................................... 46
8.2. Definition der Produktsysteme und Anlagenkonzepte ............................................. 51
Inhaltsverzeichnis
3
8.3. Quantifizierung der THG-Emissionen für die betrachteten Anlagenkonzepte ......... 54
8.3.1. Biogasproduktion ................................................................................................... 55
8.3.2. Vor-Ort-Verstromung ............................................................................................. 64
8.3.3. Biogasaufbereitung ................................................................................................ 70
8.3.4. Stromerzeugung nach Biomethaneinspeisung ...................................................... 72
8.3.5. Wärmeerzeugung nach Biomethaneinspeisung .................................................... 77
8.3.6. Biomethan als Kraftstoff ........................................................................................ 80
8.3.7. Sensitivitätsanalyse ................................................................................................ 82
8.4. Schlussfolgerungen und Handlungsempfehlungen aus den ökologischen
Betrachtungen ...................................................................................................................... 85
8.4.1. Allgemeine Handlungsempfehlungen auf Basis der durchgeführten
Betrachtungen ...................................................................................................................... 87
8.4.2. Handlungsempfehlungen aus der Betrachtung der berücksichtigten
Anlagenkonzepte zur Biogas-/Biomethanproduktion ......................................................... 88
8.4.3. Handlungsempfehlungen aus der Betrachtung der berücksichtigten Konzepte der
Biogas- und Biomethannutzung ........................................................................................... 89
8.4.4. Empfehlungen für die Ausgestaltung des EEG Vorschlags .................................... 90
8.4.5. Handlungsempfehlungen aus den Betrachtungen für die Kraftstoff und
Wärmebereitstellung auf Basis von Biomethan .................................................................. 91
8.4.6. Weitere Handlungsempfehlungen ......................................................................... 92
Abbildungsverzeichnis .............................................................................................................. 93
Tabellenverzeichnis .................................................................................................................. 95
Literaturverzeichnis .................................................................................................................. 97
Anhang ................................................................................................................................... 100
Inhaltsverzeichnis
4
Abkürzungsverzeichnis ........................................................................................................... 107
9 Einleitung EWL ................................................................................................................ 109
10 Energiegesetzlicher und energiewirtschaftlicher Kontext ............................................. 110
10.1. Aktueller energiegesetzlicher Rahmen ................................................................ 110
10.1.1. Sektorübergreifende europäische Vorgaben ................................................... 110
10.1.2. Sektorübergreifende deutsche Vorgaben ........................................................ 110
10.1.3. Stromerzeugung einschließlich Kraft-Wärme-Kopplung ................................. 111
10.1.4. Wärmeerzeugung ............................................................................................. 113
10.1.5. Biokraftstoffe .................................................................................................... 115
10.2. Einordnung der aktuellen Förderpolitik ............................................................... 117
10.3. Identifikation wesentlicher Elemente einer effizienten, marktnahen Förderung ....
.............................................................................................................................. 118
11 Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan ............................ 122
11.1. Methodischer Ansatz zur Kostenanalyse ............................................................. 122
11.2. Parameter der Kostenanalyse .............................................................................. 124
11.2.1. Allgemeine und erlösseitige Parameter ........................................................... 124
11.2.2. Kapitalgebundene Kosten ................................................................................ 126
11.2.3. Verbrauchsgebundene Kosten ......................................................................... 126
11.2.4. Betriebsgebundene Kosten .............................................................................. 130
11.3. Ergebnisse ............................................................................................................ 131
11.3.1. Biogasanlagen zur Vor-Ort-Verstromung ......................................................... 131
11.3.2. Biogasanlagen zur Vor-Ort-Verstromung mit Biogasspeicherung ................... 135
11.3.3. Anlagen zur Biomethaneinspeisung ................................................................. 138
12 CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten .......................................... 141
12.1. Ableitung einer Methodik zur Bewertung der CO2-Vermeidung ......................... 141
12.1.1. Grundidee effiziente Förderung und Herausforderungen bei Umsetzung ...... 143
Inhaltsverzeichnis
5
12.1.2. Referenztechnologien ...................................................................................... 144
12.2. Verwendete Daten und Einsatzpotenziale für Biogas/Biomethan ...................... 146
12.3. Ergebnisse zu Einsatzpotenzialen und CO2-Vermeidungskosten für Biogas und
Biomethan .......................................................................................................................... 149
13 Konzepte für eine verbesserte Förderung ..................................................................... 154
13.1. Grundsätzliche Alternativen zur Förderung von Erneuerbaren Energien ........... 154
13.1.1. Quoten- und Quotenhandelsmodelle .............................................................. 155
13.1.2. Ausschreibungsmodelle ................................................................................... 156
13.1.3. Marktprämienmodell ....................................................................................... 157
13.1.4. Gesamtfazit Fördermodelle ............................................................................. 158
13.2. Weiterführende Darstellung des Marktprämienmodells .................................... 159
13.2.1. Verstärkte Marktintegration ............................................................................ 159
13.2.2. Teilnahme am allgemeinen Strommarkt.......................................................... 160
13.2.3. Anreize für marktorientierte Fahrweise .......................................................... 161
13.2.4. Anreize für Investitionen .................................................................................. 161
13.2.5. Festlegung der Vergütungshöhe ...................................................................... 162
13.2.6. Festlegung von Preisober- und –untergrenzen ................................................ 163
13.2.7. Erreichung von Mengenzielen.......................................................................... 163
13.3. Spezifische Aspekte der Förderung von Biogas und Biomethan ......................... 164
13.3.1. Abhängigkeit des Fördersatzes von der Anlagengröße ................................... 164
13.3.2. Ausgestaltung von Bonusregelungen ............................................................... 167
13.3.3. Anreize zum Anlagenupgrade durch zeitabhängige Ausgestaltung der
Förderung .......................................................................................................................... 169
13.3.4. Förderung der Regelenergiebereitstellung durch Biogas-/Biomethananlagen .....
.......................................................................................................................... 169
13.3.5. Einheitliche Förderung von Biomethan ........................................................... 170
Inhaltsverzeichnis
6
13.3.6. Berechnung einer angemessenen Marktprämie ............................................. 171
13.3.7. Festlegung der Vergütungssystematik ............................................................. 176
13.3.8. Öffnung des EEWärmeG für den Biomethaneinsatz ........................................ 177
14 Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich Biogas und
Biomethan .............................................................................................................................. 179
14.1. Kernempfehlungen für die Fortentwicklung des EEG .......................................... 180
14.1.1. 1. Kernempfehlung: Einführung eines Marktprämienmodells ........................ 180
14.1.2. 2. Kernempfehlung: Priorisierung der KWK-Nutzung von Biogas und Biomethan
.......................................................................................................................... 180
14.1.3. 3. Kernempfehlung: Öffnung des Wärmemarktes für Biomethan .................. 181
14.1.4. Erläuterungen und Begründungen zu den Kernempfehlungen ....................... 182
14.2. Weitere Empfehlungen für die Fortentwicklung des EEG ................................... 187
14.2.1. 4. Empfehlung: Gewährung eines Güllebonus ................................................. 187
14.2.2. 5. Empfehlung: Einhaltung des Stands der Technik als Voraussetzung für
Förderung .......................................................................................................................... 188
14.2.3. 6. Empfehlung: Durchsetzung nachhaltiger Landwirtschaft mit anderen
regulatorischen Instrumenten ........................................................................................... 188
14.2.4. 7. Empfehlung: Dynamische Ausgestaltung der Degression ........................... 188
14.2.5. 8. Empfehlung: Flexible und dauerhafte Verwendung von Biomethan
ermöglichen ........................................................................................................................ 189
14.2.6. Erläuterungen und Begründungen zu den weiteren Empfehlungen ............... 189
Tabellenverzeichnis ................................................................................................................ 194
Abbildungsverzeichnis ............................................................................................................ 195
Literaturverzeichnis ................................................................................................................ 196
Teilbericht A - Handlungsempfehlungen
7
Handlungsempfehlungen
1 Ausgangslage und Anlass
Die Ziele zum Ausbau erneuerbarer Energien sind hoch gesteckt und im Hinblick auf die
installierte Leistung ist auch viel erreicht worden. Der Zeitpunkt ist gekommen, bei der
Förderung erneuerbarer Energien Wege zu beschreiten, die die Umwelt- und Klimabilanz,
die Wirtschaftlichkeit und die Verfügbarkeit der jeweiligen erneuerbaren Energien
besonders in Wert setzen. Mehr Marktnähe führt zu mehr Kostenbewusstsein und zu
Innovationen in effiziente Erzeugung und Anwendung. Gleichzeitig muss angesichts des
schnellen Zuwachses bei volatilen erneuerbaren Energien deren Integration in das
Energieversorgungssystem besser gelingen. Im Hinblick auf Stetigkeit, Klima- und
Umweltbilanz sowie Systemintegration bieten die Erzeugung und Nutzung von Biogas und
Bioerdgas besondere Chancen.
Um den Stand der Erfahrungen und des Wissens zusammenzutragen und Wege zur
optimierten und marktnahen Förderungen von Biogas/Bioerdgas aufzuzeigen, hat der
Biogasrat e.V. im September 2010 eine Studie in Auftrag gegeben, die vom Deutschen
BiomasseForschungsZentrum (DBFZ) Leipzig und dem Lehrstuhl für Energiewirtschaft der
Universität Duisburg-Essen unter Projektsteuerung durch die Geschäftsstelle des Biogasrat
e.V. mit intensiver Teilnahme von Branchenvertretern der gesamten Wertschöpfungskette
erstellt wurde. Die verfügbaren Potenziale für Biogas/Biomethan und die Ökobilanzen
wurden vom DBFZ ermittelt und auf dieser Basis wurden vom Lehrstuhl für Energiewirtschaft
Wirtschaftlichkeitsberechnungen durchgeführt und Konzepte für zukünftige
Vergütungsstrukturen ermittelt. Die Studie mündet in konkreten Handlungsempfehlungen
schwerpunktmäßig zur Reform der Förderung von Biogas/Bioerdgas im EEG, aber auch im
Wärmemarkt und auf dem Kraftstoffsektor, die vom Biogasrat e.V. und dem Lehrstuhl für
Energiewirtschaft der Universität Duisburg-Essen unter Beteiligung von Branchenvertretern
erarbeitet wurden.
Diese lassen sich durch das Ziel leiten, bis zum Jahr 2020 6 Mrd. Nm³ Bioerdgas zu erzeugen
und in das Erdgasnetz einzuspeisen. Die Studie kommt zum Ergebnis, dass nur unter
allergünstigsten Bedingungen die KWK-Nutzung zusammen mit Bioerdgas in Kraftfahrzeugen
ausreichend sein kann, um das Ziel von 6 Mrd. Nm³ Bioerdgas zu erreichen. Insbesondere
würde dies voraussetzen, dass auch sämtliche zu ersetzende KWK-Großanlagen durch
entsprechende Bioerdgas gefeuerte Anlagen ersetzt würden. Da eine solche vollständige
Potenzialumsetzung nicht realistisch erscheint, ist davon auszugehen, dass weitere
Nutzungspfade insbesondere im Wärmemarkt erschlossen werden müssen. Außerdem ist
Teilbericht A - Vorschlag zur künftigen Förderung von Biogas und Bioerdgas im EEG 2012
8
festzuhalten, dass nach den vorliegenden Analysen der Einsatz von Bioerdgas im
Wärmemarkt zu ähnlichen, bei Altbauten sogar geringfügig niedrigeren CO2-
Vermeidungskosten führt als der Einsatz in bestehenden KWK-Anlagen.
2 Vorschlag zur künftigen Förderung von Biogas und Bioerdgas im EEG 2012
Die künftige Förderung der Verstromung von Biogas und Bioerdgas im EEG 2012 sollte
deutlich einfacher und marktnäher sein als im EEG 2009. Sie sollte darauf ausgerichtet sein,
das Potenzial der Biogas/Bioerdgas-Erzeugung in Deutschland so schnell wie möglich zu
heben und dabei einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit und
Treibhausgasminderung auf effiziente, ökologisch verantwortbare und wirtschaftliche Weise
zu leisten.
Deswegen schlagen wir vor:
2.1. Einsatzstoffe und einsatzstoffunabhängige Förderung
Künftig werden alle biogenen Einsatzstoffe, von denen keine Gefahr für Mensch und Natur
ausgehen, als förderungsfähig erachtet.
Neben nachwachsenden Rohstoffen soll Schritt für Schritt das Potenzial an biogenen
Reststoffen gehoben werden. Dazu müssen die Ordnungen für die Reststoffmärkte unter
dem Gesichtspunkt der Energieeffizienz neu angepasst werden. Neben der Novelle des
Kreislaufwirtschafts- und Abfallgesetzes (flächendeckende Einführung der Biotonne) und der
Einführung von Andienungspflichten für biogene gewerbliche Reststoffe muss die Vergütung
für den Einsatz biogener Reststoffe bei der Biogaserzeugung entsprechende Anreize
schaffen.
Deswegen sollte künftig auf eine Differenzierung der Vergütung von Reststoffen und
nachwachsenden Rohstoffen grundsätzlich verzichtet werden. Eine einsatzstoffunabhängige
Vergütung überlässt es dem Markt, einen wirtschaftlichen Einsatzstoffmix hervorzubringen.
Dies setzt allerdings voraus, dass das Marktvolumen insgesamt wächst und die von der
Bundesregierung vorgegebenen Größenordnungen auch zeitnah erreicht werden.
Eine Differenzierung im Sinne von Positiv-/Negativlisten sollte lediglich unter dem
Gesichtspunkt einer notwendigen Vorbehandlung (z.B. Hygienisierung), einer eventuell
Teilbericht A - Vorschlag zur künftigen Förderung von Biogas und Bioerdgas im EEG 2012
9
erforderlichen Nachbehandlung der Gärreste oder hinsichtlich des Einsatzes der Gärreste als
Dünger erfolgen. In diesem Sinne sollte Kofermentation unterschiedlicher Einsatzstoffe
grundsätzlich zugelassen werden.
Außerhalb des EEG sollte die Züchtungsforschung zu alternativen Energiepflanzen so
verstärkt werden, dass zeitnah andere nachwachsende Rohstoffe als Alternative zu Mais und
Zuckerrüben für die Biogaserzeugung zur Verfügung stehen.
2.2. Effizienz als Maßstab der Vergütung
Der Stand der Technik hinsichtlich Energieeffizienz, Treibhausgaseffizienz und
Kosteneffizienz soll künftig Maßstab für die Förderung von Biogas/Bioerdgas sein. Das gilt für
die Erzeugung ebenso wie für die Verstromung. Die Förderung sollte sich an einer
Bandbreite von Benchmarkanlagen orientieren. Ein Kostenausgleich für Ineffizienz sollte
ausgeschlossen sein. Die Errichtung und der Betrieb von landwirtschaftlichen Hofanlagen
sollten sich nicht an der Größe des landwirtschaftlichen Betriebs, sondern an der Energie-
und Kosteneffizienz der Anlage orientieren. Deswegen sollten künftig kleinere
landwirtschaftliche Betriebe bei der Errichtung und dem Betrieb von Biogasanlagen
vermehrt miteinander kooperieren (z.B. bei der Errichtung und dem Betrieb von Mikro-
Gasnetzen).
2.3. Gebot der Wärmenutzung
Künftig sollen alle EEG-geförderten Anlagen zur Stromerzeugung aus Biogas nachweisen,
dass bei Direktverstromung im Jahresmittel mindestens 30 % und bei Entnahme des
Bioerdgases aus dem Netz mindestens 70 % der erzeugten Wärme außerhalb des Systems
wirtschaftlich verwertet werden. Besonders effiziente KWK-Anlagen werden zusätzlich
gefördert. Reine Verstromungsanlagen sollen grundsätzlich nicht gefördert werden.
2.4. Öffnung des EEG für größere KWK-Anlagen über 500 kW auch im Bestand
Derzeit bekommen nur KWK-Anlagen bis 500 kW die bestmögliche Förderung (voller
NawaRo-Bonus). Diese Einschränkung ist nicht wirklichkeitsnah und zeitgerecht. Besonders
Teilbericht A - Vorschlag zur künftigen Förderung von Biogas und Bioerdgas im EEG 2012
10
bildet sie die Situation im Bereich kommunaler und objektbezogener Wärmeversorgung
durch KWK nicht ab. Deswegen sollte im EEG 2012 der Einsatz von Biogas/Bioerdgas in KWK-
Anlagen, die nicht am Emissionshandel teilnehmen, grundsätzlich gleich gefördert werden.
Die Förderung sollte zumindest für eine Übergangszeit auch den Einsatz von
Biogas/Bioerdgas in Bestandsanlagen (Erdgas-KWK-Anlagen) einbeziehen, um im
Einspeisemarkt eine Entwicklungsdynamik in Gang zu setzen. Dies gilt besonders auch für
KWK-Anlagen, die aus der Förderung nach dem KWK-Gesetz fallen und dauerhaft auf Biogas
umstellen. Für Bestandsanlagen ist allerdings ein angemessener Abschlag wegen Wegfall der
Kapitalkosten bzw. Abschreibungen vorzusehen.
2.5. Höhe der Vergütung
Die Höhe der spezifischen Vergütung für die Erzeugung von Strom und Wärme aus
Biogas/Bioerdgas sollte die durchschnittliche spezifische Vergütung des EEG 2009 nicht
überschreiten.
2.6. Verbindliche Umstellung auf eine Marktprämie
Künftig soll die umlagefinanzierte Vergütung der Biogas-/Bioerdgaserzeugung und –
Verstromung nur noch die durchschnittlichen - auf Basis von Benchmarkanlagen ermittelten
- Mehrkosten im Vergleich zur konventionellen Stromerzeugung abdecken.
Die übrigen Kosten und der notwendige unternehmerische Gewinn sollen durch den Verkauf
von Strom und Wärme eingespielt werden.
Das EEG 2012 sollte daher die Fähigkeit der Erzeuger und Verstromer von Biogas-/Bioerdgas,
am Strom- und Wärmemarkt teilzunehmen, stärken, indem Mehrkosten ausgeglichen
werden. Diese künftige Marktprämie sollte einsatzstoffunabhängig sein und alle bisherigen
Vergütungsbestandteile (Grundvergütung, Boni mit Ausnahme: Güllebonus und Bonus für
optimierte KWK) ersetzen.
Teilbericht A - Vorschlag zur künftigen Förderung von Biogas und Bioerdgas im EEG 2012
11
Bei der Ermittlung der notwendigen Höhe der Marktprämie werden alle fixen und variablen
Kosten - einschließlich einer Verzinsung des eingesetzten Gesamtkapitals in Höhe von 7 %
und der Abschreibung über 15 Jahre - auf der Basis von Benchmark-Anlagen berücksichtigt.
Dagegen gerechnet werden die Einnahmen durch den Verkauf von Wärme bei effektiver
Wärmenutzung (KWK nach Ausspeisung 70 %, vor Ort 30 %).
Nach den durchgeführten Untersuchungen liegt die erforderliche Marktprämie für Biogas-
/Bioerdgasanlagen (Benchmark: 350 kW Anlage mit Direktverstromung) bei rund 15,3
ct/kWh. Eingerechnet ist die externe Wärmenutzung mit mindestens 30 %. Darüber hinaus
werden KWK-Anlagen, die Bioerdgas aus dem Netz beziehen, und die mindestens 70 % der
erzeugten Wärme extern nutzen müssen, mit zusätzlich 1,4 ct/kWh vergütet (KWK-
Effizienzbonus). Diesen Bonus erhalten auch KWK-Anlagen mit Direktverstromung, die mehr
als 70 % der erzeugten Wärme extern nutzen.
Für große Vor-Ort-Anlagen (ab 1200 kW) ist die Vergütung um 2 ct/kWh abzusenken, um
eine Überförderung zu vermeiden.
2.7. Erzielbarer Marktpreis
Am Markt verkaufter Strom kann in Zukunft höhere Preise erzielen als die bisherigen Base-
Preise (im Schnitt der letzten 6 Jahre 4,7 ct/kWh). Der Stromverkauf kann sich an aktuellen
Preisprofilen orientieren und sich interessante Zeitfenster suchen. Im Durchschnitt sind über
die Nutzungsdauer neuer Biogasanlagen vorsichtig geschätzt Stromerlöse von 6,6 bis 6,8
ct/kWh erzielbar. Da die Strompreise aufgrund des sich verändernden Erzeugungsmixes
voraussichtlich deutlich schneller als die Inflationsrate steigen werden, sind zudem
Kostensteigerungen über Mehrerlöse kompensierbar.
Die Weltenergiepreise mit ihrem Einfluss auf die Strompreise und die Weltrohstoffpreise mit
ihrem Einfluss auf die Kosten der Einsatzstoffe sind stark miteinander gekoppelt. Wenn die
Rohstoffpreise hoch sind, sind daher auch, zumindest zeitversetzt, die Strompreise höher.
Insofern schafft die Kombination aus Marktprämie und Marktpreis auch einen Puffer für
volatile Rohstoffkosten.
Teilbericht A - Vorschlag zur künftigen Förderung von Biogas und Bioerdgas im EEG 2012
12
2.8. Gesamtvergütung
Die Kombination aus Marktprämie und Marktpreis führt zu einer auskömmlichen
Gesamtvergütung von 21,9 ct/kWh bei der Direktverstromung. Bei Einspeiseanlagen werden
einschließlich des Bonus für optimierte KWK 23,3 ct/kWh erzielt.
2.9. Teilnahme am Regelenergiemarkt
Bei Einführung einer verbindlichen Marktprämie hat die Biogas-Verstromung die
Möglichkeit, Strom in allen Marktsegmenten zu verkaufen. Das gilt auch für den Markt für
Regelenergie. Über die Einführung der Marktprämie hinaus sollten die Möglichkeiten,
Biogas/Bioerdgas als Regel- und Ausgleichsenergie einzusetzen, verbessert werden.
Biogas/Bioerdgas kann einen wichtigen Beitrag zur Systemintegration der erneuerbaren
Energien leisten, wenn die gesetzlichen Rahmenbedingungen im EEG aber auch die
Regulierungsbedingungen für Stromnetz-Betreiber entsprechend weiterentwickelt werden.
Unter anderem sollte geprüft werden, ob
die Vorgaben zur Wärmeauskopplung in KWK-Anlagen nicht zu reduzieren sind, wenn mit Biogas betriebene BHKW am Regelenergiemarkt teilnehmen,
Netzbetreibern Vorgaben zum Einsatz erneuerbarer Energien als Regelenergie gemacht werden.
2.10. Notwendige und mögliche Differenzierungen
2.10.1. Güllebonus
Die Vergärung von Gülle ist besonders aus Gründen des Nährstoffmanagements und des
Grundwasserschutzes notwendig. Ihre Förderung muss jedoch von anderen Einsatzstoffen
abgekoppelt werden. Die Kombination aus Güllebonus und NawaRo-Bonus hat in
Veredelungsregionen zu einer schwierigen Konkurrenz zwischen Futtermittelerzeugung und
Biogaserzeugung geführt.
Teilbericht A - Vorschlag zur künftigen Förderung von Biogas und Bioerdgas im EEG 2012
13
Für die Verwendung von Gülle zur Biogas/-Bioerdgaserzeugung soll ein Bonus von 4 ct pro
kWh Strom zusätzlich zur Marktprämie gezahlt werden. Dieser Bonus wird nur auf die
erzeugte Elektrizität gewährt, die dem Energieinhalt der Gülle zuzuordnen ist. Voraussetzung
für den Anspruch auf den Güllebonus ist ein Anteil der Gülle von mindestens 80 % am
gesamten Energieinput der Anlage. Bei Anlagen mit einer Leistung kleiner gleich 75 kWel, die
zu mindestens 80 % Energie aus Gülle produzieren, sollte aufgrund des hohen internen
Wärmeverbrauchs für den Fermentierungsprozess die o.a. Pflicht einer Wärmenutzung von
mindestens 30 % ausgesetzt werden. Für die Ermittlung der Vergütung im Rahmen des
Güllebonus wird von einem Standardertrag von 50 kWhel pro t Gülle ausgegangen.
2.10.2. KWK
Die Untersuchungen haben gezeigt, dass ein KWK-Bonus, der nach Anlagen-Größenklassen
differenziert wird, nicht erforderlich ist.
Hingegen ist ein KWK-Bonus zielführend, der an eine optimierte Wärmenutzung gekoppelt
ist. Anlagen, die 70 % oder mehr der anfallenden Wärme an Dritte verkaufen, sollten mit
einem zusätzlichen KWK-Bonus in Höhe von 1,4 ct/kWh vergütet werden.
Dieser Bonus wird bei KWK-Anlagen, die Bioerdgas aus dem Gasnetz beziehen, in allen Fällen
gewährt, bei denen eine Vergütung nach EEG erfolgt. Denn der Anspruch auf die Vergütung
nach EEG besteht bei diesen Anlagen künftig nur, wenn sie mindestens 70 % der anfallenden
Wärme extern verwerten.
Über diesen KWK-Bonus werden Anreize für die Aufbereitung und Einspeisung von Biogas
gegeben. Denn die Höhe des Bonus orientiert sich an den Mehraufwendungen für die
Aufbereitung und Einspeisung. Eine zusätzliche größenabhängige Differenzierung erscheint
nicht erforderlich, da die der Biogaseinspeisung nachgeschalteten KWK-Anlagen aufgrund
von Unterschieden bei den anlegbaren Wärmepreisen über alle Größenklassen wirtschaftlich
annähernd gleichauf liegen.
Die Eigennutzung von KWK-Strom ohne Belastung mit Netzkosten und Steuern soll analog
dem KWK-G auch nach EEG möglich werden.
Teilbericht A - Vorschlag zur künftigen Förderung von Bioerdgas im Wärmesektor
14
2.11. Degression
Das Marktprämienmodell ist so angelegt, dass eine Anpassung der Marktprämie für
Neuanlagen an die Strompreisentwicklung und die durch Effizienzgewinne verbesserte
Kostenstruktur im Zuge eines regelmäßigen EEG-Monitorings jederzeit leicht möglich ist.
(Degression).
3 Vorschlag zur künftigen Förderung von Bioerdgas im Wärmesektor
Die Untersuchungen haben gezeigt, dass unter bestimmten Rahmenbedingungen Energie-
und Treibhausgas-Effizienz ebenso wie die Kosteneffizienz beim Einsatz von Bioerdgas in
hocheffizienten Heizungsanlagen (Brennwert) annähernd so hoch sind wie bei der
Stromerzeugung in KWK-Anlagen. Auch reicht das Potenzial aus, um neben KWK den
Wärmemarkt durch Beimischung von Bioerdgas zum Erdgas zu erschließen. Hier liegt eine
Chance, bei flexibel steuerbarem Volumen Hauseigentümern und Mietern eine annähernd
warmmietenneutrale Lösung zur Verbesserung der Treibhausgasbilanz als Alternative zum
Einsatz anderer investitionsintensiverer Erneuerbarer Energien anzubieten und zugleich die
Produktions- und Handelsmenge an Bioerdgas schnell anzuheben. Natürlich gilt auch hier
das Gebot der Energieeffizienz nicht nur auf der Aktiv- sondern auch auf der Passivseite.
Allerdings ist es möglich, den zunehmenden Einsatz erneuerbarer Energien im
Gebäudebestand vom Tempo der Investitionen in die energetische Sanierung der
Gebäudehülle zu entkoppeln. Diese Strategie stellt keine Alternative zum Einsatz der Kraft-
Wärme-Kopplung dar. Zusätzliche Wärmesenken lassen sich jedoch für die Kraft-Wärme-
Kopplung nur allmählich erschließen, in manchen Versorgungssituationen möglicherweise
gar nicht. Letztendlich treffen Kommunalplanung und private Investoren die Entscheidung
über die optimale Wärmeversorgung im konkreten Anwendungsfall. Die Politik sollte
allerdings unabhängig von der Förderung im KWK-G und EEG die rechtlichen
Rahmenbedingungen für KWK deutlich verbessern.
3.1. Vorbildfunktion der öffentlichen Gebäude
Im Rahmen des Europarechtsanpassungsgesetzes hat der Deutsche Bundestag beschlossen,
die Nutzungspflicht für erneuerbare Energien in öffentlichen Bestandsgebäuden
einzuführen, wenn die Heizungsanlage erneuert wird oder andere energetische
Sanierungsmaßnahmen vorgenommen werden sollen. Zu Erfüllung dieser Verpflichtung ist
der Einsatz einer Bioerdgas-Beimischung von 25 % zum Erdgas im Brennwertkessel möglich.
Damit sollen öffentliche Gebäude eine Vorbildfunktion gegenüber dem privaten
Gebäudebestand einnehmen.
Teilbericht A - Vorschlag zur künftigen Förderung vom Bioerdgas im Kraftstoffsektor
15
3.2. Öffnung des privaten Gebäudebestandes für Bioerdgas
Möglichst bald sollte das Erneuerbare Energien Wärme Gesetz, das derzeit den Einsatz
Erneuerbarer Energien zur Bereitstellung von Raumwärme in Neubauten regelt, auf private
Bestandsgebäude ausgedehnt werden. Dabei sollte der Einsatz von Bioerdgas in
hocheffizienter Heizungstechnik (Brennwert) mit einer Beimischung von 15 % als eine
Lösung zugelassen werden, die Verpflichtung zum Einsatz erneuerbarer Energien bei
Erneuerung der Heizungsanlage oder anlässlich anderer energetischer
Sanierungsmaßnahmen zu erfüllen. Der Einsatz von Bioerdgas im Brennwertkessel bedarf
der Überwachung, z.B. im Zuge der Heizungsüberprüfung durch den Schornsteinfeger.
4 Vorschlag zur künftigen Förderung vom Bioerdgas im Kraftstoffsektor
Die Untersuchungen haben anschaulich gemacht, dass Bioerdgas als Kraftstoff zu einer
Treibhausgasminderung von 60 – 70 % gegenüber dem europäischen Kraftstoffmix gemäß
RED relativ problemlos beitragen kann. Damit erfüllt Bioerdgas die Dekarbonisierungsziele
der EU im Zusammenhang mit der Europäischen Biokraftstoffquote und dem
Biokraftstoffquotengesetz im Gegensatz zu manchen anderen Biokraftstoffen. Entscheidend
für die Marktdurchdringung werden die Anzahl von Bioerdgasfahrzeugen, die Dichte des
Bioerdgastankstellennetzes und die Vereinbarung einer überall gleichen Beimischungsquote
sein.
Ökonomische Voraussetzung für eine erfolgreiche Kraftstoffstrategie ist die Änderung des
Biokraftstoffquotengesetzes.
5 Sonstige Rahmenbedingungen
Erwünschte und unerwünschte Entwicklungen bei der Erzeugung und Anwendung von
Biogas und Bioerdgas hängen nicht in erster Linie von der Förderung der Marktbedingungen
sondern von anderen Rahmenbedingungen ab.
5.1. Nachhaltige Landwirtschaftspolitik
Die Randbedingungen zur Produktion und Anwendungen von Energiepflanzen sollten sich
nicht wesentlich von den Bedingungen zum Anbau von Lebens- und Futtermitteln
unterscheiden. Künftig sollte die Gemeinsame Europäische Agrarpolitik hinsichtlich
Nachhaltigkeit und Umweltverträglichkeit für beide Produktgruppen gemeinsame Standards
festlegen.
Teilbericht A - Sonstige Rahmenbedingungen
16
Die notwendige Regulierung von starken räumlichen Konzentrationen der
Veredelungswirtschaft im Verhältnis zu Bodenschutz, Wasserwirtschaft und
Energiepflanzenanbau sollte durch freiwillige Selbstverpflichtungen, Verträge oder im Notfall
durch das Ordnungsrecht umgesetzt werden.
5.2. Genehmigungsrecht
Nur wenn die Anlagen zur Erzeugung und Nutzung von Biogas und Bioerdgas dem Stand der
Technik entsprechen, kann die optimale Umwelt- und Klimabilanz erreicht werden.
Deswegen wird empfohlen, künftig Biogasanlagen unabhängig von ihrer Größe nach dem
Bundesimmissionsschutzgesetz zu genehmigen und zu überwachen. Eine Biogasverordnung
als untergesetzliches Regelwerk kann die verschiedenen genehmigungsrelevanten
Sachverhalte sinnvoll und vereinfachend zusammenfassen.
Auch Altanlagen sollten an den Stand der Technik angepasst werden. Dies gilt insbesondere
für ihre Treibhausgasemissionen. Um den Betreibern die Nachrüstung innerhalb einer
angemessenen Übergangszeit zu erleichtern, sollten geeignete wirtschaftliche Anreize
gegeben werden.
5.3. Forschungspolitik
Der Rahmenplan der Bundesregierung zur Energieforschung enthält eine Vielzahl von
forschungswürdigen Fragestellungen auch im Hinblick auf die energetische Nutzung von
Biomasse im Allgemeinen und die Erzeugung und Anwendung von Biogas im Besonderen.
Besonderer Wert sollte auf die Forschung und Entwicklung ertragreicher alternativer
Energiepflanzen, auf stabile Verfahren zur Kofermentation, auf Effizienzsteigerung und auf
die Erschließung weiterer Biomasse zur Biogaserzeugung gelegt werden.
Teilbericht B - Abkürzungsverzeichnis
17
Abkürzungsverzeichnis
Abkürzung Erklärung
a Jahr
BAU Business as usual
BGA Biogasanlage
BHKW Blockheizkraftwerk
BImSchG Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge (Bundes-Immissionsschutzgesetz – BimSchG)
BiokraftNachV Biokraftstoffnachhaltigkeitsverordnung
BioStrNachV Biostromnachhaltigkeitsverordnung
CaO Calciumoxid
CH4 Methan
CO2 Karbondioxid
DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gGmbH
DWW Druckwasserwäsche
EEG Erneuerbare Energien Gesetz
EU Europäische Union
EW Einwohner
FM Feuchtmasse
GPS Ganzpflanzensilage
GUE Gülle
h Stunde
ha Hektar
Hs Brennwert
IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change
ISO Internationale Organisation für Normung
K2O Kaliumoxid
Teilbericht B - Abkürzungsverzeichnis
18
Abkürzung Erklärung
kg Kilogramm
km Kilometer
kWel Elektrischer Leistungsäquivalent der Anlage
kWh Kilowattstunde
kWhel Kilowattstunde elektrischer Energie
kWhHs Kilowattstunde des Brennwertes
kWhth Kilowattstunde thermischer Energie
KWK Kraft-Wärme Kopplung
MJ Megajoule
N Stickstoff
N2O Distickstoffoxid
NawaRo Nachwachsende Rohstoffe
NH3 Ammoniak
Nm³ Normkubikmeter
oTS Organische Trockensubstanz
P2O5 Phosphorpentoxid
PJ Petajoule
t Tonne
THG Treibhausgasen
Teilbericht B - Verzeichnis der Formelzeichen
19
Verzeichnis der Formelzeichen
Formelzeichen Erklärung Einheit
Hu,BG unterer Heizwert von Biogas kWh/Nm³
nel Menge der erzeugten elektrischen Energie kWhel
nth Menge der erzeugten thermischen Energie kWhth /MJth
TA Temperatur des Arbeitsmediums K
Tu Temperatur der Umgebung K
εel Emissionsfaktor Stromproduktion -
εth Emissionsfaktor Wärmeproduktion -
ζth Carnot-Faktor für thermische Energie -
Teilbericht B - Einleitung Deutsches BiomasseForschungsZentrum
20
6 Einleitung Deutsches BiomasseForschungsZentrum
Die Nachhaltige Produktion und Nutzung von Biogas- und Biomethan als Voraussetzung
der Förderung
Die Produktion von Biogas aus nachwachsenden Rohstoffen sowie aus organischen
Abfällen und Reststoffen hat in Deutschland in den vergangenen Jahren vor allem auf
Grund förderpolitischer Maßnahmen einen deutlichen Aufschwung erfahren. Haupttreiber
dieser Förderung sind neben dem Wunsch zur Einsparung von anthropogenen
Treibhausgasemissionen (THG-Emissionen), die Erhöhung der Energieversorgungssicherheit
durch die mögliche Substitution fossiler Energieträger sowie die Entwicklung zusätzlicher
Wertschöpfungsoptionen in ländlichen Räumen.
Allerdings stehen erneuerbare Energien auf Basis biogener Rohstoffe zunehmend im Fokus
einer intensiv geführten Debatte um die, mit Ihrer Nutzung verbundenen ökologischen
Effekte. Diese Debatte führte für den Bereich der Biokraftstoffe im Rahmen der nationalen
Biokraftstoffquote bzw. der flüssigen Biobrennstoffe im Wirkungskreis des Erneuerbaren
Energien Gesetzes (EEG) zur Implementierung verbindlicher Nachhaltigkeitskriterien1 für
die Produktion und Nutzung dieser Energieträger. Dieser andauernde gesellschaftliche und
politische Diskurs zeigt, dass eine dauerhafte Akzeptanz für einen Ausbau der Bioenergie
nur unter Berücksichtigung bzw. der Sicherstellung seiner ökologischen Vorteilhaftigkeit
gegeben ist. Förderinstrumente für den Ausbau erneuerbarer Energien sollten daher den
ökologischen Vorteil der geförderten Energieträger zu einer Prämisse für diese Förderung
machen. [18], [19]
Der Begriff der ökologischen Nachhaltigkeit ist per se weit gefasst. Er beinhaltet,
vereinfacht dargestellt, die Zielstellung Natur und Umwelt in ihrer Gestalt für nachfolgende
Generationen zu erhalten. Diese Zielstellung umfasst wiederum eine Vielzahl von Aspekten
wie beispielsweise den Erhalt von Biodiversität, den Klimaschutz, die Landschaftspflege,
den Schutz natürlicher Flächen sowie einen generell schonenden Umgang mit natürlichen
Ressourcen und die Berücksichtigung zahlreicher weiterer ökologischer Aspekte. Darüber
1 Der Begriff Nachhaltigkeitskriterien bezieht sich auf bestimmte verbindliche Anforderungen an die
Produktion und Nutzung von Biokraftstoffen und flüssigen Biobrennstoffen die auf Basis der EU Richtlinie 2009/28/EG mittels der Biokraftstoffnachhaltigkeitsverordnung (BiokraftNachV) und der Biostromnachhaltigkeitsverordnung (BioStrNachV) in nationales Recht überführt wurden. Diese Anforderungen umfassen beispielsweise Kriterien für den Biomasseanbau, die Definition so genannter „No-Go-Areas“ für die Biomasseproduktion und verbindliche Regelungen zur THG-Bilanz dieser Energieträger. Die Einhaltung dieser Kriterien ist Voraussetzung für eine mögliche Anrechnung von Kraftstoffen auf die Biokraftstoffquote bzw. den Erhalt der EEG Grundvergütung beim Einsatz flüssiger Biobrennstoffe für die Stromproduktion.
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
21
hinaus besteht zwischen all diesen ökologischen Teilaspekten eine enge
Wechselbeziehung, weshalb die Diskussion einer ökologisch nachhaltigen Biogaserzeugung
streng genommen auch die Berücksichtigung aller relevanten Umwelteffekte notwendig
macht. Trotz des engen Zusammenhangs zwischen den einzelnen Teilgebieten der
ökologischen Nachhaltigkeit wird innerhalb des gesellschaftlichen und politischen Diskurses
bestimmten Teilaspekten (z.B. Klimaschutz, Biodiversität) eine besondere Bedeutung
beigemessen. Grundsätze zur ökologischen Nachhaltigkeit sind in Deutschland und Europa
in verschiedenen gesetzlichen Regelwerken verankert. Viele dieser Regelwerke
beschäftigen sich dabei mit ökologischen Teilaspekten, die auch für die Produktion von
Bioenergie bzw. Biogas im Speziellen relevant sind. So gibt es beispielsweise im Rahmen
der umfangreichen Cross-Compliance-Regelungen auf EU Ebene verschiedenartige
Anforderungen an die gute landwirtschaftliche Praxis der Biomasseproduktion, Fragen zu
anlagenspezifischen Emissionen werden u.a. im Rahmen des
Bundesimissionsschutzgesetzes betrachtet und genehmigungsrechtliche Fragestellungen,
z.B. im Zusammenhang mit so genannten Umweltverträglichkeitsprüfungen werden im
Wirkungskreis des Umweltrechtes berücksichtigt. Die Einhaltung der Vorgaben aus diesen
verschiedenartigen gesetzlichen Regelwerken ist demnach auch eine Voraussetzung für die
Produktion von Energiepflanzen und deren Konversion zu Biogas.
Eine Betrachtung der Bandbreite verfügbarer Literaturergebnisse zur ökobilanziellen
Bewertung der Biogasproduktion und Nutzung zeigt ein indifferentes Bild (z.B. [20], [21],
[22], [23], [24], [29], [30]). Die vorliegenden Studien sind zum Teil durch deutlich
unterschiedliche Annahmen, methodische Vorgaben und Randbedingungen
gekennzeichnet. Diese wiederum haben ihrerseits einen mehr oder weniger starken
Einfluss auf das Studienergebnis. Dadurch wird ein allgemeiner Vergleich verfügbarer
Literaturwerte, beispielsweise zur Höhe der emittierten Treibhausgasemissionen pro
Kilowattstunde (kWh) Strom aus Biogas bzw. Biomethan, erschwert. Im Rahmen dieser
Studie soll daher eine große Bandbreite an möglichen Anlagenkonzepten, Leistungsklassen
und Substratkategorien untersucht werden, um im Anschluss gezielte
Handlungsempfehlungen zur Umgestaltung des EEG hinsichtlich einer ökologisch möglichst
effizienten Biomassenutzung zu entwickeln.
7 Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
Ziel dieses Kapitels ist die Einschätzung der kurz- und mittelfristigen technischen Biogas-
/Biomethanpotenziale ausgewählter Biogassubstrate in Deutschland. Die Auswahl der
Biogassubstrate erfolgte anhand der in diesem Projekt untersuchten Anlagenkonzepte zur
Biogaserzeugung. Aufgrund der Annahmen zum Substrateinsatz in diesen Anlagen ergibt
sich der folgende Untersuchungsgegenstand für die Biogas-/Biomethanpotenziale:
Energiepflanzen (Silomais, Zuckerrübe, Getreide, Grünlandaufwuchs)
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
22
Reststoffe (Exkremente der Nutztierhaltung, Bio- und Grünabfälle, industrielle
Reststoffe)
Den Schwerpunkt der Betrachtungen bildet der Zeitraum bis 2030.
7.1. Methodik
Die Analyse der Biogas-/Biomethanpotenziale stützt sich auf verfügbare Studien und
vorliegende Analysen zu den genannten Fragestellungen. Aufgrund der zu untersuchenden
Biomassefraktionen sowie dem vorgegebenen zeitlichen Rahmen wurden die folgenden für
Deutschland maßgeblichen Studien identifiziert:
1. Öko-Institut e.V. (Hrsg.): Stoffstromanalyse zur nachhaltigen energetischen Nutzung
von Biomasse, 2004 [1]
2. BMVBS (Hrsg.): Globale und regionale räumliche Verteilung von
Biomassepotenzialen, 2010 [2]
Das Verbundprojekt „Stoffstromanalyse zur nachhaltigen energetischen Nutzung von
Biomasse“ wurde vom Oktober 2001 bis Mai 2004 durch das Öko-Institut in Kooperation
mit wissenschaftlichen Partnern durchgeführt und durch das Bundesministerium für
Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit gefördert. Wissenschaftliche Partner waren
das Fraunhofer Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik (FhI-UMSICHT,
Oberhausen), das Institut für Energetik und Umwelt gGmbH (IE, Leipzig), das Institut für
Energie- und Umweltforschung gGmbH (IFEU, Heidelberg), das Institut für
ZukunftsEnergieSysteme (IZES, Saarbrücken), das Institut für Geoökologie/Abt.
Umweltsystemanalyse der TU Braunschweig und der Lehrstuhl für Wirtschaftslehre des
Landbaus der TU München. Kernfrage des Verbundvorhabens war, wie sich in Zukunft die
Biomasse als Energiequelle nachhaltig und im Einklang mit den Ansprüchen der
Agrarwende und einer nachhaltigen Forst- und Abfallwirtschaft genutzt werden kann. Auf
Basis einer integrierten Stoffstromanalyse wurden die künftig möglichen Entwicklungen
durch Szenarien analysiert und ein ökologisch verträgliches Konzept zur energetischen
Nutzung von Biomassepotenzialen in Deutschland entwickelt.
Ziel des von Juli 2008 bis Dezember 2009 durchgeführten Verbundvorhabens „Globale und
regionale räumliche Verteilung von Biomassepotenzialen“ war es, die Biomassepotenziale
zur energetischen Nutzung und deren räumliche Verteilung für Deutschland zu bestimmen.
Darüber hinaus wurden deren räumliche, ökologische und ökonomische Einflussfaktoren
bzw. Wechselwirkungen unter Berücksichtigung der politischen Zielvorgaben und des
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
23
globalen Kontextes analysiert. Zuwendungsempfänger des Projektes waren das Deutsche
Biomasseforschungszentrum gGmbH (DBFZ, Leipzig), das Leibniz Zentrum für
Agrarlandschaftsforschung (ZALF, Müncheberg), das Deutsche
Fernerkundungsdatenzentrum des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR,
Oberhausen), das Institut für landwirtschaftliche Betriebslehre der Universität Hohenheim
und das Institut für Ökonomie der Forst- und Holzwirtschaft des Johann Heinrich von
Thünen Instituts (vTI, Hamburg). Das Projekt wurde gefördert durch das
Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung und begleitet durch das
Bundesinstitut für Bau-, Stadt- und Raumforschung (BBSR) im Bundesamt für Bauwesen
und Raumordnung (BBR).
Die relevanten Ergebnisse dieser beiden Studien werden im Folgenden vergleichend
gegenübergestellt und diskutiert. Tabelle 1 gibt einen Kurzüberblick über die Ergebnisse
der entsprechenden Biomassefraktionen sowie die maßgeblichen Unterschiede der
Studien.
Tabelle 1 Gegenüberstellung der maßgeblichen Inhalte der beiden analysierten Studien (Quelle: eigene Darstellung)
Biomassefraktion Öko-Institut e.V. (2004) [1] BMVBS (2010) [2]
Energiepflanzen 4 Szenarien (Referenz, Umwelt, Biomasse, Nachhaltigkeit) bis 2030
3 Szenarien (Business as usual, Bioenergie, Bioenergie mit erhöhten Umwelt- und Naturschutzrestriktionen) bis 2020
Exkremente der Nutztierhaltung
3 Szenarien (Referenz, Umwelt, Biomasse) bis 2030
2007
Bio- und Grünabfälle 3 Szenarien (Referenz, Umwelt, Biomasse) bis 2030
2007 und Trendfortschreibung bis 2020
Industrielle Substrate grobe Abschätzung nicht untersucht
Erste Einschätzung + Szenarien bis 2030
- geringe räumliche Auflösung (nur Deutschlandwerte)
+ hohe regionale Auflösung (größtenteils bis auf Landkreisebene)
- Ergebnisse maximal bis 2020
- Keine Szenarien für Reststoffe
Im Folgenden wird ausschließlich das technische Biogas-/Biomethanpotenzial betrachtet.
Das technische Potenzial beschreibt den Teil des theoretischen Potenzials, der unter
Berücksichtigung der gegebenen technischen Restriktionen nutzbar ist. Zusätzlich werden
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
24
die gegebenen strukturellen und ökologischen Begrenzungen sowie gesetzlichen Vorgaben
berücksichtigt, da sie letztlich auch – ähnlich den technisch bedingten Einschränkungen –
„unüberwindbar“ sind (z. B. technisch: Wirkungsgrade bei der Konversion, ökologisch:
Naturschutzziele, administrativ: Cross-Compliance-Regelungen). Die Höhe des technischen
Potenzials ist demnach kein scharf definierter Wert, sondern von zahlreichen
Randbedingungen und Annahmen abhängig.
Da die zukünftige Entwicklung der Biogaspotenziale von vielen Einflussfaktoren abhängt, ist
zur qualifizierten Abschätzung oft ein szenarienorientierter Ansatz unumgänglich. Mit Hilfe
verschiedener Szenarien wird ein Korridor aufgespannt, in dem sich die Entwicklung mit
großer Wahrscheinlichkeit widerspiegelt. Es ist dabei zu beachten, dass Szenarien keine
gesicherten Prognosen darstellen, sondern von speziellen Rahmenbedingungen und
ausgewählten Kennwerten abhängig sind und mit Hilfe von wenn-dann-Aussagen
Modellwelten abbilden.
7.2. Ergebnisse
Neben der Ermittlung der technischen Biogas-/Biomethanpotenziale von Energiepflanzen
wurden auch verschiedene Reststoffe (Exkremente der Nutztierhaltung, Bio- und
Grünabfälle und industrielle Substrate) analysiert. Die Vorgehensweise ist in Abbildung 1
dargestellt.
Abbildung 1 Schematische Darstellung der Vorgehensweise zur Bestimmung des Biomethanpotenzials (Quelle: eigene Darstellung)
Reststoffe
Exkremente der
Nutztierhaltung
Bio- und
Grünabfälle
Industrielle
Substrate
Energiepflanzen
Silomais
Zuckerrübe
Getreide
Gras
Ackerland
Grünland
Flächenpotenzial Biogaspotenzial Biomethanpotenzial
Minimal
(30 % des frei
verfügbaren
Biogases)
Maximal
(70 % des frei
verfügbaren
Biogases)
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
25
Nach der Ermittlung des technischen Biogaspotenzials (siehe Abschnitt 7.2.1 und 7.2.1.8)
erfolgt anschließend die Ableitung des technischen Biomethanpotenzials, wobei
angenommen wird, dass mindestens 30 % und maximal 70 % des bis 2020 freien
technischen Biogaspotenzials für die Aufbereitung zu Biomethan und dessen Einspeisung in
das Erdgasnetz zur Verfügung steht (siehe Abschnitt 7.2.1).
7.2.1. Biogaspotenzial
7.2.1.1. Energiepflanzen
In Deutschland wurden 2010 auf rund 1,8 Mio. ha Pflanzen für die energetische Nutzung
angebaut, wobei auf mehr als der Hälfte dieser Fläche Raps wuchs (ca. 940.000 ha) [3].
Energiepflanzen für die Biogasproduktion wurden auf 650.000 ha und Pflanzen für die
Bioethanolproduktion auf 240.000 ha angebaut. Zahlen der Fachagentur Nachwachsende
Rohstoffe e.V. zeigen, dass die Anbaufläche für die Biogaserzeugung seit 2006 stetig
ansteigt (2006: 197.000 ha, 2007: 400.000 ha, 2008: 500.000 ha, 2009: 530.000 ha, 2010:
650.000 ha [3]).
Die Bestimmung des zukünftigen technischen Biogaspotenzials von Energiepflanzen erfolgt
in zwei Schritten. Zunächst wird ermittelt, in welchem Umfang landwirtschaftliche
Nutzflächen zum Anbau von Energiepflanzen zur Verfügung stehen könnten. Anschließend
werden Annahmen zur Fruchtartenverteilung auf den verfügbaren Flächen getroffen. Dabei
ist zu berücksichtigen, dass auf diesen Flächen neben Energiepflanzen zur
Biogasproduktion auch andere Rohstoffe für die energetische Nutzung produziert werden
könnten (z. B. für die Biodiesel- oder Bioethanolproduktion). Aus den sich ergebenden
Mengen an Biogassubstraten wird anschließend das Biogaspotenzial berechnet.
7.2.1.2. Flächenpotenzial Energiepflanzen
Zur Ermittlung des zukünftig für den Anbau von Energiepflanzen zur Verfügung stehenden
Flächenpotenzials dient in der Öko-Institut-Studie das Teilmodell HEKTOR, das die
grundlegenden Szenario-Daten enthält (u. a. Bevölkerungsentwicklung,
Flächenverwendung, Flächenerträge) und daraus den Flächenbedarf der Landwirtschaft in
den Szenarien ermittelt. In der BMVBS-Studie erfolgt die Abschätzung der für die
energetische Nutzung freiwerdenden landwirtschaftlichen Flächen mit Hilfe von
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
26
komparativ-statistischen agrarökonomischen Modellrechnungen bzw. dem sogenannten
GAPP-Simulationsmodell (globales Agrar-Produktions-Potenzial). In beiden Studien wird
davon ausgegangen, dass bei der landwirtschaftlichen Flächennutzung in Deutschland auch
in Zukunft die Nahrungsmittelproduktion im Vordergrund steht. Somit findet der Anbau
von Energiepflanzen nur auf den Flächen statt, die nicht mehr für die Produktion von
Nahrungsmitteln benötigt werden.
In Abbildung 2 sind die Ergebnisse beider Studien zu den Flächenpotenzialen für den
Energiepflanzenanbau in Deutschland dargestellt. Es wird deutlich, dass beide Studien
zukünftig mit einem Anstieg der Flächenpotenziale rechnen. In der BMVBS-Studie ist zu
beachten, dass hier in den Szenarien nur der Anteil der Ackerflächen variiert, während die
freiwerdenden Grünlandflächen in allen drei Szenarien bei ca. 1,4 Mio. ha liegen. In der
Öko-Institut-Studie liegen die Ackerflächen, die bis ins Jahr 2030 für den
Energiepflanzenanbau frei wären, zwischen 2,5 und 3,9 Mio. ha [1]. Grünland stände in
2030 zu 0,5 bis 0,9 Mio. ha zur Verfügung. Die BMVBS-Studie kommt bereits für 2020 zu
wesentlich höheren Potenzialen. Hier ständen je Szenario zwischen 2,7 bis 3,9 Mio. ha
Ackerfläche zur Verfügung [2].
Abbildung 2 Gegenüberstellung der Ergebnisse zum Flächenpotenzial für Energiepflanzen der BMVBS-Studie (links) und der Öko-Institut-Studie (rechts) (Quelle: eigene Zusammenstellung basierend auf [1], [2])
0
1
2
3
4
5
6
BA
U B
B&
U
Refe
ren
z
Um
welt
Bio
masse
Refe
ren
z
Um
welt
Bio
masse
Refe
ren
z
Um
welt
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d [M
io.
ha
]
Ackerland Grünland
2010 2020 20302020
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
27
Eine Kurzrecherche anderer Literaturquellen zeigt, dass die Bandbreite der Ergebnisse
hinsichtlich der zukünftig für den Energiepflanzenanbau in Deutschland zur Verfügung
stehenden Ackerflächen mit 1 bis 7 Mio. ha in Abhängigkeit von den jeweiligen
Szenarienannahmen sehr stark variiert, wobei die Mehrzahl der Studien einen Wert
zwischen 2 und 4 Mio. ha ausweist (vgl. [4][5][6][7][8][9]).
7.2.1.3. Biogaspotenzial Energiepflanzen
Im nächsten Schritt werden nun Annahmen zur Belegung der freiwerdenden Ackerflächen
mit Energiefruchtarten getroffen, da es nicht nur eine Flächenkonkurrenz zwischen
Nahrungsmittel- und Energiepflanzenanbau gibt, sondern auch zwischen den
Energiepflanzenarten der verschiedenen Bioenergie-Nutzungsoptionen. So spielen neben
den Biogassubstraten auch andere Fruchtarten wie Raps für Biodiesel und Getreide für
Bioethanol eine wichtige Rolle.
Die Öko-Institut-Studie variiert in den Szenarien den Anbaumix wie folgt:
Referenz-Szenario: dient als „Trend“-Szenario ohne nennenswerte aktive Politik und damit
Maßnahmen zur Biomasse-Nutzung. Daher werden auch die bis 2030 freiwerdenden
Ackerflächen in Höhe von 2,61 Mio. ha nur in sehr geringem Maße (ca. 570.000 ha) und
ausschließlich zum Anbau von Raps genutzt.
Umwelt-Szenario: bildet eine maximale Biomassenutzung, die unter maximalen
ökologischen und naturschutzseitigen Restriktionen künftig möglich ist, ab. Die bis 2030
freiwerdenden 2,47 Mio. ha werden zwar fast komplett genutzt, aber der Anbaumix
besteht aus KUP, Raps, Miscanthus, Sonnenblumen und Weizen und berücksichtigt daher
keine Biogassubstrate.
Biomasse-Szenario: beschreibt die maximale Biomassenutzung bei hohen ökologischen
Restriktionen und moderaten Naturschutzanforderungen. Auf ca. 900.000 ha der
insgesamt bis 2030 freiwerdenden rund 3,9 Mio. ha werden Biogassubstrate angebaut
(sogenannte Feuchtgut-Fruchtfolge: unreif geerntete Biomassen wie Getreide, Mais,
Leguminosen, Ackersenf etc.).
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
28
Nachhaltigkeits-Szenario: orientiert sich stark an den Ergebnissen des Biomasse-Szenarios,
wobei hier die Technologiewahl und das Szenario-Design insbesondere
Beschäftigungseffekte berücksichtigen und gegenüber dem Biomasse-Szenario eine höhere
Technologievielfalt unterstellt wird. In diesem Szenario werden die größten Anbauflächen
für Biogassubstrate angenommen (ca. 1,09 Mio. ha der in 2030 zur Verfügung stehenden
rund 3,9 Mio. ha; Feuchtgut und Mais-GP).
Die Ergebnisse der Grobabschätzung sind in Abbildung 3 dargestellt. Für den
Energiepflanzenanbau auf dem Ackerland ergibt sich in 2030 entsprechend der Annahmen
zum Anbaumix nur in den Szenarien „Biomasse“ und „Nachhaltigkeit“ ein Biogaspotenzial
(195 bzw. 228 PJ/a). Zudem liefert das Schnittgut der Grünlandflächen je nach Szenario ein
Biogaspotenzial zwischen ca. 19 bis 30 PJ/a (siehe Abbildung 3). Es gibt zwar keine
Ergebnisse zum Grünschnitt für das Nachhaltigkeits-Szenario, da sich dieses aber am
Biomasse-Szenario orientiert, werden hierfür identische Werte angenommen.
In der BMVBS-Studie wird das technische Biogaspotenzial für die Fruchtarten Silomais,
Getreide (Getreideganzpflanzensilage (GPS) und Getreidekörner) und Zuckerrübe ermittelt.
Die Berechnungen basieren hauptsächlich auf statistischen Daten auf Kreisebene
(Anbauflächen, Ernteerträge, Naturschutzflächen). Für die Ermittlung des Potenzials in
2020 wurden drei Szenarien entwickelt, welche die möglichen zukünftigen Entwicklungen
in Abhängigkeit von verschiedenen Annahmen darstellen. Das Szenario „Business as usual“
(BAU) führt die aktuelle Entwicklung bezüglich Landnutzungsänderungen, der
landwirtschaftlichen Entwicklung und Bevölkerungsentwicklung bis 2020 fort. Im
„Bioenergie“-Szenario (B) hingegen sollte eine verstärkte energetische Nutzung forciert
werden, indem die unten angegebenen Annahmen entsprechend verändert wurden.
Ausgegangen wird von einer erhöhten Investitionsbereitschaft in der Landwirtschaft, die zu
größeren Ertragsfortschritten bis 2020 führt, sowie von einem verstärkten Anbau von
Kulturen mit den höchsten Erträgen. Das dritte Szenario „Bioenergie mit verstärkten
Umwelt- und Naturschutzrestriktionen“ (B&U) stellt schließlich eine Modellwelt dar, in der
die Bedeutung des Natur- und Umweltschutzes stärker betont wird.
In Tabelle 2 sind für Deutschland die technischen Biogaspotenziale der drei Szenarien
gegenübergestellt. Die Anbaufläche für Biogassubstrate liegt in 2020 zwischen 0,96 und
1,76 Mio. ha. Hinzu kommen noch 1,4 Mio. ha Grünland, die zur Produktion von Grassilage
genutzt werden können (identisch für jedes Szenario). Aus dem Grünlandaufwuchs von ca.
6 Mio. t Trockenmasse ergibt sich ein Biogaspotenzial von rund 63 PJ. Das technische
Biogaspotenzial liegt je nach Szenario zwischen ca. 251 PJ und 466 PJ.
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
29
Tabelle 2 Gegenüberstellung der Annahmen und Ergebnisse für die drei Szenarien der BMVBS-Studie (Quelle: eigene Zusammenstellung basierend auf [2])
Business as usual 2020
Bioenergie 2020
Bioenergie mit
verstärkten Umwelt- und Naturschutzrestriktionen
2020
Gesamte verfügbare Ackerfläche für Energiepflanzen [Mio. ha]
3,3 3,9 2,7
Anteil an Ackerfläche [%]
a) Silomais
b) Getreide
c) Zuckerrübe
25,8
12,4
0,2
30,0
5,0
10,0
20,0
8,4
7,0
Summe Anteil Biogassubstrate an Ackerfläche [Mio. ha]
1,27 1,76 0,96
Technisches Biogaspotenzial [PJ/a]
a) Silomais
b) Getreide
c) Zuckerrübe
d) Grassilage
200,64
13,19
1,12
63,00
301,58
6,75
94,28
63,00
136,41
43,93
7,60
63,00
Gesamtes technisches Biogaspotenzial
277,95 465,61 250,94
In Abbildung 3 sind die technischen Biogaspotenziale der beiden Studien
gegenübergestellt. Hierbei ist zu beachten, dass die Biogaspotenziale der Öko-Institut-
Studie mangels genauer Angaben eine Grobabschätzung des DBFZ darstellen. Es wird
deutlich, dass die Biogaspotenziale aus Energiepflanzen in der BMVBS-Studie bereits 2020
im Bereich der Werte der Öko-Institut-Studie von 2030 liegen (jeweils ca. 225 - 275 PJ/a).
Das mit rund 465 PJ/a mit Abstand größte Biogaspotenzial hat das Bioenergie-Szenario der
BMVBS-Studie, in dem die für den Anbau von Biogassubstraten verfügbare Fläche mit ca.
1,76 Mio. ha vergleichsweise hoch ist und zudem 30 % der Fläche mit dem ertragreichen
Silomais belegt werden. In der Öko-Institut-Studie haben die Szenarien „Referenz“ und
„Umwelt“ ein nahezu vernachlässigbares Biogaspotenzial, welches ausschließlich auf der
Nutzung von Grünschnitt basiert. Zurückzuführen ist dies, auf die Annahmen zum
Anbaumix auf den freiwerdenden Ackerflächen, die keine Biogassubstrate vorsehen.
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
30
Abbildung 3 Gegenüberstellung der technischen Biogaspotenziale der BMVBS-Studie (links) und der Öko-Institut-Studie (rechts) (Quelle: eigene Zusammenstellung basierend auf [1], [2])
Zur Abschätzung einer Maximal-Variante wurde berechnet, welches technische
Biogaspotenzial sich ergäbe, wenn auf der von den meisten Studien als maximal
angegebenen freiwerdenden Ackerfläche für Deutschland von 4 Mio. ha ausschließlich
Biogassubstrate angebaut werden würden. Unter Annahme eines Anbaumixes von 60 %
Silomais, 30 % Getreide-Ganzpflanzensilage und 10 % Zuckerrüben ergibt sich ein
maximales Biogaspotenzial vom Ackerland von ca. 640 PJ/a.
7.2.1.4. Reststoffe
Neben nachwachsenden Rohstoffen werden auch organische Reststoffe als Substrat in
Biogasanlagen verwendet. Ihre energetische Nutzung wird zukünftig immer mehr an
Bedeutung gewinnen, da es sich bei der Reststoffnutzung um einen Bereich mit hohem
Klimagaseinsparungspotenzial bei vergleichsweise geringen Kosten handelt.
Eine Betreiberumfrage des DBFZ im Jahr 2009 zeigte, dass insbesondere massebezogen die
tierischen Exkremente mit 43 % des Substrateinsatzes einen hohen Anteil einnehmen
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150
200
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300
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450
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[PJ/a
]
Ackerland Grünland
2010 2020 20302020
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
31
(siehe Abbildung 4 [10]. Der massebezogene Anteil von kommunalen Abfällen liegt bei 10
%, während die industriellen und landwirtschaftlichen Reststoffe nach wie vor den deutlich
geringsten Anteil am gesamten Substratinput haben (ca. 6 %). Bezogen auf den
Energiegehalt verschiebt sich die Verteilung des Substrateinsatzes deutlich hin zu den
nachwachsenden Rohstoffen. Die Anteile der Exkremente, Bioabfall und industriellen und
landwirtschaftlichen Reststoffe liegen energiebezogen nur noch bei 11 %, 9 % und 7 %
(siehe Abbildung 4)
Abbildung 4 Masse- und energiebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen (Betreiberumfrage 2009 (n=420), Quelle: [10])
In den zu untersuchenden Anlagenkonzepten werden die folgenden Reststoffe eingesetzt
und daher deren technischen Biogaspotenziale für Deutschland analysiert:
Exkremente der Nutztierhaltung
Bio- und Grünabfälle
Industrielle Reststoffe
7.2.1.5. Exkremente aus der Nutztierhaltung
In der landwirtschaftlichen Nutztierhaltung fällt eine Menge an Exkrementen als Gülle oder
Festmist und Jauche an, die derzeit - zur Rückführung der darin enthaltenen Nährstoffe -
vorwiegend direkt als Wirtschaftsdünger auf landwirtschaftliche Nutzflächen ausgebracht
Bioabfall10%
industrielle und landw. Reststoffe
6%
Exkre-mente
43%
NawaRo41%
MassebezogenerSubstrateinsatz Bioabfall
9%industrielle und landw. Reststoffe
7%
Exkre-mente
11%
NawaRo73%
EnergiebezogenerSubstrateinsatz
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
32
werden. Gülle und Mist enthalten jedoch einen hohen Anteil an Biomasse, der durch
Vergärung in Biogasanlagen energetisch genutzt werden kann. In beiden Studien werden
ausschließlich die Nutztierarten Rinder, Schweine und Geflügel berücksichtigt sowie nur
Exkremente erfasst, die im Stall und in größeren Tierbeständen anfallen. In der Öko-
Institut-Studie erfolgt die Berechnung der Potenziale von Exkrementen mit Hilfe des
Computermodells GEMIS, das verschiedene Prozesse zum Exkrementaufkommen eines
Tieres über dessen gesamte Lebenszeit bis zur Schlachtung simuliert. Berücksichtigt
werden dabei u. a. verschiedene Haltungsformen, unterschiedliche Fütterungsintensitäten
sowie der Leistungsunterschied zwischen konventionellem und ökologischem Landbau. Die
Daten zu den Tierzahlen stammen aus dem Modell HEKTOR. Die Berechnung in der BMVBS-
Studie basiert auf Statistiken zu Viehbeständen sowie Annahmen zum Anteil der
Stallhaltung, Einstreumengen, tierartspezifischem Exkrementanfall sowie Biogasertrag.
Die Gegenüberstellung der Ergebnisse in Abbildung 5 zeigt, dass beide Studien
vergleichbare Ergebnisse liefern, wobei die BMVBS-Studie nur das Potenzial in 2007
betrachtet, während die Öko-Institut-Studie in drei Szenarien die mögliche Entwicklung bis
2030 darstellt.
Abbildung 5 Gegenüberstellung der technischen Biogaspotenziale von Exkrementen der Nutztierhaltung der BMVBS-Studie (links) und die Öko-Institut-Studie (rechts) (Quelle: eigene Zusammenstellung basierend auf [1], [2])
Im Referenz-Szenario der Öko-Institut-Studie wird die bisherige Agrarpolitik weitergeführt.
So führen eine sinkende Bevölkerungszahl sowie wachsende Leistungen und leichte
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40
60
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Bio
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J/a
]
Rinder Schweine Geflügel
2007 2010 2020 2030
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
33
Verschiebungen in den Ernährungsgewohnheiten zu sinkenden Rinder-, Schweine- und
Legehennenbeständen und einer Zunahme des Mastgeflügelbestandes. Zudem wird eine
Zunahme der ökologischen Landwirtschaft auf Basis der bisherigen Trends angenommen.
Im Umwelt-Szenario wird ein höherer Anteil der ökologischen Landwirtschaft
angenommen, der bis auf 30 % im Jahr 2030 ansteigt. Aufgrund der generell etwas
geringeren Leistung im ökologischen Landbau errechnet das verwendete Modell HEKTOR
höhere Tierzahlen im Umwelt-Szenario. Daher steigt auch die anfallende Exkrementmenge
und die Potenziale sind geringfügig höher als im Referenz-Szenario. Im Biomasse-Szenario
gelten prinzipiell die Annahmen des Umwelt-Szenarios. Jedoch wird die
Selbstversorgungsquote für Rindfleisch für 2020 und 2030 auf 100 % gesenkt. Um alle
Exkremente erfassen zu können, wird auf den Weidegang bei Milchkühen und Mastrindern
verzichtet.
Laut der Öko-Institut-Studie liegt das deutsche Biogaspotenzial im Jahr 2030 je nach
Szenario zwischen 83 und 94 PJ/a, wobei die Exkremente aus der Rinderhaltung den mit
Abstand größten Beitrag (rund 70 %) zum Potenzial leisten (siehe Abbildung 5). Das
Biogaspotenzial verändert sich innerhalb eines Szenarios zwischen 2010 und 2030 nur
geringfügig.
Während die Öko-Institut-Studie nur gesamtdeutsche Werte nennt, werden die Ergebnisse
in der BMVBS-Studie bis auf Landkreisebene auflöst. Abbildung 6 zeigt die Ergebnisse für
2007 für die Rinder- und Schweinepotenziale (97 % des Gesamtpotenzials) auf
Landkreisebene. Dabei zeigen sich die größten Potenziale in den Viehhaltungsgebieten im
nordwestlichen Teil Niedersachsens und im südöstlichen Bayern.
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
34
Abbildung 6 Regionale Verteilung der technischen Biogaspotenziale von Rinder- und Schweineexkrementen aus der Tierhaltung in 2007 (Quelle: [2])
Eine Kurzrecherche anderer Studien zeigt, dass auch diese zu vergleichbaren Zahlen für
Deutschland kommen:
Kaltschmitt, M. u. a. (2003) [11]: 97 PJ/a
Scheuermann, A. u. a. (2003) [12]: 96 PJ/a
Beckmann, G. (2006) [13]: 95 PJ/a
Scholwin, F., Daniel, J., Paterson, M. (2007) [14]: 96 PJ/a
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
35
7.2.1.6. Bio- und Grünabfälle
Bio- und Grünabfälle sind insbesondere im Bereich des Hausmülls als relevante
Abfallfraktion einzustufen. Darunter fallen z. B. Bioabfälle aus der
Nahrungsmittelverarbeitung, kompostierbare Küchen- und Kantinenabfälle, getrennt
erfasste Bioabfälle privater Haushalte und des Kleingewerbes, Bioabfälle aus der Holzbe-
und –verarbeitung, Landschaftspflegeabfälle.
In beiden Studien erfolgt die Berechnung der technischen Biomassepotenziale von Bio- und
Grünabfällen mit Hilfe von Annahmen zum Pro-Kopf-Aufkommen sowie
Einwohnerstatistiken. Beide Studien gehen davon aus, dass die getrennt erfassten
Bioabfälle zu 100 % vergoren werden, während die Grünabfälle nur zu 40 % der Vergärung
zugeführt werden. Die restlichen holzartigen 60 % der Grünabfälle werden thermisch
verwertet.
Die BMVBS-Studie liefert Ergebnisse für 2007 und 2020, während die Öko-Institut-Studie
die Entwicklung bis 2030 in drei Szenarien darstellt. Abbildung 7 zeigt, dass die Ergebnisse
der BMVBS Studie (ca. 9 PJ/a) unter den Ergebnissen der Studie des Öko-Instituts liegen
(ca. 12 - 23 PJ/a).
Abbildung 7 Gegenüberstellung der technischen Biogaspotenziale von Bio- und Grünabfällen der BMVBS-Studie (links) und die Öko-Institut-Studie (rechts) (Quelle: eigene Zusammenstellung basierend auf [1], [2])
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2007 2010 2020 20302020
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
36
Während in der BMVBS-Studie das Potenzial bis 2020 infolge des Bevölkerungsrückgangs
leicht abnimmt, steigt das Potenzial in allen drei Szenarien der Öko-Institut-Studie bis 2030
konstant an (z. B. im Biomasse-Szenario von 16,9 PJ in 2010 auf 22,7 PJ in 2030).
Zurückzuführen ist dies auf die Annahme der Öko-Institut-Studie, dass das für die
Vergärung zur Verfügung stehende Pro-Kopf-Aufkommen an Bioabfall bis 2030 stark
ansteigt.
Während die BMVBS-Studie davon ausgeht, dass das Pro-Kopf-Aufkommen bis 2020
konstant bleibt (Bio- und Grünabfälle mit je 46,5 kg/EW*a), variiert die Öko-Institut-Studie
das Pro-Kopf-Aufkommen insbesondere von Bioabfall pro Stützzeitpunkt sowie Szenario.
Im Referenz-Szenario wird eine „ungestörte“ Fortschreibung ohne aktive Politik dargestellt.
Die Abfallentsorgung wird stark ökonomisch eingerichtet und das spezifische
Gesamtaufkommen von Bioabfall, Garten-/Parkfälle bzw. Grünschnitt pendelt sich in einem
Bereich von 100 kg/EW*a ein. Der Bioabfall-Anfall steigt leicht an, von 45 auf 47 kg/EW*a,
während der Grünschnitt konstant bei 55 kg/EW*a bleibt. Das Umwelt-Szenario bildet
möglichst weitgehend eine Nachhaltigkeitsstrategie ab, wobei von moderaten Zuwächsen
im Bereich der getrennt erfassten Mengen ausgegangen wird. Im Bereich Bioabfall steigt
das Pro-Kopf-Aufkommen von 63 auf 81 kg/EW*a, im Bereich Grünschnitt bleibt es bei 53
kg/EW*a. Das Szenario Biomasse unterstellt die Nutzung der Obergrenzen der
Biomassepotenziale im Zusammenhang mit einer massiven Unterstützung der Biomasse
(z.B. flächendeckende Einführung der Biotonne mit Vorgabe der Getrennthaltungspflicht)
durch die identifizierten Potenziale weitgehend ausgeschöpft werden (Bioabfall von 70
kg/EW*a in 2010 auf 90 kg/EW*a in 2030, Grünschnitt bei 53 kg/EW*a).
Neben den unterschiedlichen Annahmen zum Pro-Kopf-Aufkommen sind auch die
Annahmen zum organischen Anteil der Trockensubstanz sowie zum Biogasertrag
unterschiedlich. Dies ist zurückzuführen auf die große Spannbreite dieser Werte. So gibt z.
B. die FNR-Broschüre „Handreichung Biogasgewinnung und –nutzung“ für die Biotonne
eine Spannbreite der Werte für oTS von 50-70 % TS sowie für den Biogasertrag von 150-
600 m3/t oTS an [15].
In der BMVBS-Studie ist die regionale Verteilung der Biomassepotenziale aus Bio- und
Grünabfall in 2007 bis auf Landkreisebene aufgelöst (siehe Abbildung 8). Hierbei ist zu
beachten, dass diese Abbildung auch die Potenziale der thermisch verwerteten Grünabfälle
beinhaltet. Da aufgrund der Methodik (Verwendung eines Pro-Kopf-Aufkommen) das
Aufkommen von Bio- und Grünabfällen direkt mit der Bevölkerung korreliert, ergeben sich
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
37
insbesondere in der Ballungsräumen wie Berlin und Hamburg oder auch dem Ruhrgebiet
besonders hohe technische Biomassepotenziale.
Andere Studien kommen für Deutschland zu folgenden Ergebnissen:
Kaltschmitt, M. u. a. (2003) [11]: 12,5 PJ/a
Scheuermann, A. u. a. (2003) [12]: 13 PJ/a
Scholwin, F., Daniel, J., Paterson, M. (2007) [14]: 21 PJ/a
Prognos (2010) [16]: 25 PJ/a
Abbildung 8 Regionale Verteilung der technischen Biogaspotenziale von Bio- und Grünabfällen in 2007 (Quelle: [2])
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
38
7.2.1.7. Industrielle Abfälle
Während die BMVBS-Studie industrielle Substrate nicht untersucht, gibt die Öko-Institut-
Studie hierzu einen kurzen Überblick. Laut der Öko-Institut-Studie gibt es im Bereich feste
industrielle Bioabfälle, wie z. B. Spelzen und Stäube aus dem Mühlenbetrieb oder
Tabakindustrie, Nusschalen, Leder, Knochen, Borsten-/Hornabfälle nur wenig belastbare
Daten und es fehlen weitgehend Aussagen zu den bisherigen Entsorgungswegen. Daher
wurden die festen industriellen Bioabfälle aus den Potenzialüberlegungen der Studie
ausgeklammert.
Unter industriellen Substraten werden im Rahmen der Öko-Institut-Studie vergärbare
organische Abfälle verstanden, die nicht den Bereichen „organischer Hausmüll“ oder den
industriellen festen Bioabfällen zugeordnet werden.
Den Potenzialen liegen die Produktions- und Abfallmengen der Jahre 1998 bzw. 1999,
mittlere Trockensubstanzgehalte und Gaserträge sowie folgende Einschätzungen zur
Nutzbarkeit der Rückstände zugrunde:
Bierherstellung: Es wird davon ausgegangen, dass rund 25 % der Hefe und ca. 25-30
% des Trebers sowie des Heiß- und Kühltrubs für eine Biogasproduktion zur
Verfügung steht. Der Treber wird hauptsächlich in der Milchviehfütterung, die
anderen Rückstände in der Viehfuttermittelherstellung und die anfallende Hefe in
konzentrierter Form als Bierhefe für die menschliche Ernährung eingesetzt.
Obstverarbeitung: Da nicht genau bekannt ist, wie die Reststoffe in Form von
Putzresten und Obsttrestern genutzt werden, wird eine nutzbare Reststoffmenge
von 25-50 % der anfallenden Menge angenommen.
Weinkeltereien: Auf Grund der derzeitig vorhandenen Nutzung des Tresters als
Alkoholgrundstoff bzw. als Futtermittel wird davon ausgegangen, dass lediglich 10-
20 % der anfallenden Menge tatsächlich für eine Biogasgewinnung zur Verfügung
stehen.
Brennereien: Derzeit wird die anfallende Schlempe hauptsächlich über den
Futtermittelsektor als Tierfutter verwertet bzw. als Stickstoffdünger auf
landwirtschaftliche Nutzflächen aufgebracht. Es wird angenommen, dass aufgrund
des hohen Mengenvolumens sowie der rückgängigen Nachfrage als Viehfutter die
energetische Nutzung der Schlempe zunehmen wird und in Zukunft ca. ein bis zwei
Drittel der anfallenden Schlempe für die energetische Verwertung zur Verfügung
stehen.
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
39
Milchverarbeitende Industrie: Abwässer können zu 100 % energetisch verwertet
werden, da es keine Konkurrenznutzung gibt.
Schlachthöfe, Fleischverarbeitung: Da nicht alle tierischen Schlachtabfälle vergärbar
sind und neben der energetischen Nutzung auch die stoffliche Verwertung bzw. die
Verbrennung in Frage kommt, wird unterstellt, dass rund ein bis zwei Drittel der
Gesamtmenge für eine Biogasproduktion zur Verfügung stehen (davon ca. 10 %
Flotatfette und rund 90 % Magen- und Panseninhalte, Geschlinge, Schleim etc.)
Zuckerherstellung: Der Großteil der Nebenerzeugnisse Melasse sowie
Rübenschnitzel werden als energiereiches Futtermittel eingesetzt, was die Nutzung
für die Biogasproduktion stark einschränkt. So wird angenommen, dass lediglich 1 %
der Rübenschnitzel sowie 10 % der Melasse zur Verfügung stehen könnten.
Abbildung 9 Technische Biogaspotenziale verschiedener industrieller Reststoffe aus der Öko-Institut-Studie (Quelle: eigene Zusammenstellung basierend auf [1])
Insgesamt geht die Öko-Institut-Studie von einem energetisch nutzbaren
Biomassepotenzial aus Gewerbe- und Industriesubstraten in Höhe von rund 6 bis 12 PJ/a
aus, wobei – auch unter Berücksichtigung der erheblichen Konkurrenznutzung – die
größten Potenziale industrieller Rückstände in der Bier- und Zuckerherstellung sowie in
Fruchtsaftkeltereien liegen (siehe Abbildung 9). Laut der Studie erscheinen die Daten zu
den Stoffmengen als zu wenig belastbar, um szenario- und zeitpunktbezogene Potenziale
auszuweisen.
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
40
Es gibt für Deutschland kaum Studien, die sich bundesweit mit den Potenzialen industrieller
Reststoffe befassen. Diese Studien kommen zu sehr ähnlichen Ergebnissen (6 - 12 PJ/a) und
verwenden wahrscheinlich die gleiche Datenlage bzw. Methodik [11], [12].
7.2.1.8. Zusammenfassung
Abschließend werden alle betrachteten technischen Biogaspotenziale aus den
verschiedenen Biomassefraktionen aufsummiert (siehe Abbildung 10). Da das
Nachhaltigkeits-Szenario nur für die Energiepflanzen relevant war, wird es an dieser Stelle
vernachlässigt.
Abbildung 10 Gegenüberstellung der technischen Biogaspotenziale der untersuchten Biogassubstrate der BMVBS-Studie (links) und die Öko-Institut-Studie (rechts) (Quelle: eigene Zusammenstellung basierend auf [1], [2])
Während die Werte der BMVBS-Studie für 2020 im Bereich 350 bis 570 PJ/a liegen, kommt
die Grobabschätzung des DBFZ anhand der Angaben aus der Öko-Institut-Studie zu einem
wesentlich geringeren Potenzial für 2020 von ca. 120 bis 230 PJ/a. Zum Vergleich: die
gegenwärtige Biogasproduktion und –nutzung liegt bei ca. 120 PJ/a (Stand Ende 2009). Die
vergleichsweise geringen Potenziale in den Szenarien „Referenz“ und „Umwelt“ der Öko-
Institut-Studie sind auf das fehlende Potenzial von Energiepflanzen zur Biogasproduktion
bzw. dem Fehlen dieser im angenommenen Anbaumix zurückzuführen. In den restlichen
Szenarien wird deutlich, dass das Potenzial aus den Energiepflanzen den mit Abstand
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Energiepflanzen - Biogas Exkremente der Nutztierhaltung Bio- und Grünabfall Industrielle Reststoffe
2020 20302010 2020
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
41
größten Anteil am Gesamtpotenzial ausmacht. Bio- und Grünabfälle sowie industrielle
Reststoffe haben deutschlandweit ein vergleichsweise geringes Biogaspotenzial.
7.2.2. Biomethanpotenzial
Das ermittelte Biogaspotenzial kann sowohl für die klassische Vor-Ort-Verstromung
genutzt, als auch zu Biomethan aufbereitet und in das Erdgasnetz eingespeist werden.
Nach einer im Folgenden beschriebenen Methodik wird die Menge des technisch
verfügbaren Biogases geschätzt, welches als Biomethan in das Erdgasnetz eingespeist
werden kann. Dabei wird das Biomethanpotenzial nur für die Werte der BMVBS-Studie
berechnet. Da bereits das Biogaspotenzial der Öko-Institut-Studie eine grobe Abschätzung
darstellt, wird an dieser Stelle auf die Ableitung des Biomethanpotenzials verzichtet. Dieses
dürfte, analog zum Vergleich der Ergebnisse des Biogaspotenzials der beiden Studien,
deutlich geringer ausfallen.
7.2.2.1. Methodik
Zur Bestimmung des technischen Biomethanpotenzials werden die zurzeit für die Vor-Ort-
Verstromung und für die Biogaseinspeisung genutzten Biogasmengen (aus der Datenbank
des DBFZ: Stand Mai 2010) vom technischen Biogaspotenzial für 2020 (siehe Abschnitt
7.2.1.8, ca. 350 bis 570 PJ/a) abgezogen. Das Ergebnis liefert das freie technische
Biogaspotenzial bis 2020. Es muss davon ausgegangen werden, dass ein erheblicher Teil
des freien Biogaspotenzials bis 2020 für die Vor-Ort-Verstromung genutzt wird und somit
nur ein Teil für die Aufbereitung von Biomethan zur Verfügung steht. Die Größe dieses
Anteils kann zum heutigen Zeitpunkt nur grob abgeschätzt werden. Aufgrund der
Entwicklungen in den letzten Jahren und der immer weniger vorhandenen Wärmesenken
im ländlichen Raum wird davon ausgegangen, dass ein wachsender Anteil des produzierten
Biogases für die Einspeisung in das Erdgasnetz genutzt wird. Daraus folgt die Annahme,
dass mindestens 30 % und maximal 70 % des bis 2020 freien technischen Biogaspotenzials
für die Aufbereitung von Biomethan und dessen Einspeisung in das Erdgasnetz zur
Verfügung stehen wird. Zusätzlich wird angenommen, dass ein Teil der bestehenden
Biogasanlagen, welche bisher das Biogas vor Ort verstromen, zu Biomethananlagen
umgerüstet werden. Eine solche Umrüstung ist allerdings nur für Anlagen ab einer
gewissen Größe wirtschaftlich sinnvoll. Für kleine Biogasanlagen (< 1 MWel), welche
aufgrund ihrer meist peripheren Lage vergleichsweise geringe Wärmenutzungsgrade
umsetzen, kann eine Nachrüstung einer Aufbereitung mit vertretbaren spezifischen
Aufbereitungskosten nur über Satellitensysteme, in welchen das Rohbiogas aus mehreren
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
42
Biogasanlagen in einer zentralen Anlage aufbereitet und eingespeist wird, realisiert
werden. Da auch dies mit höheren Kosten verbunden ist, lässt sich nur sehr grob
abschätzen, welcher Anteil der bestehenden Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung mit
einer Biogasaufbereitung nachgerüstet wird. Für die Potenzialbestimmung wird vereinfacht
angenommen, dass 50 % der Anlagen größer 500 kWel für eine Umrüstung zu
Biogaseinspeiseanlagen in Frage kommen.
7.2.2.2. Ergebnisse
In Tabelle 3 sind die Ergebnisse für das minimale und maximale technische
Biomethanpotenzial dargestellt. Für die Annahme, dass nur 30 % des bis 2020 freien
technischen Biogaspotenzials für die Biogaseinspeisung genutzt werden können, ergibt sich
ein technisches Biomethanpotenzial in 2020 zwischen ca. 96 und 104 PJ/a. Das maximale
technische Biomethanpotenzial ergibt sich für die Annahme, dass 70 % des freien
Biogaspotenzials als Biomethan in das Erdgasnetz eingespeist werden können und beträgt
zwischen ca. 191 und 341 PJ/a. Es zeigt sich also, dass das Ziel der Bundesregierung für
Biomethan von 10 % Biomethan als Erdgassubstitute in allen Sektoren (Strom, Wärme,
Kraftstoff) bis zum Jahr 2020 erreichbar ist (entspricht ca. 106 Mrd. kWh/a bzw. 106 PJ/a
bezogen auf den Gesamterdgasverbrauch in Deutschland).
Tabelle 3 Minimales und maximales technisches Biomethanpotenzial der drei Szenarien der BMVBS-Studie (Quelle: eigene Berechnungen nach [2])
Business as usual 2020
Bioenergie 2020
Bioenergie mit ver-stärkten Umwelt- und
Naturschutzrestriktionen 2020
Minimales technisches Biomethanpotenzial [PJ/a]
104 161 96
Maximales technisches Biomethanpotenzial [PJ/a]
209 341 191
Teilbericht B - Einschätzung der Verfügbarkeit von Biogas/Biomethan in Deutschland
43
7.2.3. Zusammenfassung
Im Rahmen dieses Arbeitspaketes erfolgte eine Einschätzung der technischen Biogas-
/Biomethanpotenziale ausgewählter Biogassubstrate in Deutschland. Die Auswahl der
Biogassubstrate erfolgte anhand der in diesem Projekt untersuchten Anlagenkonzepte zur
Biogaserzeugung und umfasste neben Energiepflanzen auch die Reststofffraktionen
Exkremente der Nutztierhaltung, Bio- und Grünabfälle sowie industrielle Reststoffe. Dabei
stützte sich die Analyse auf verfügbare Studien und vorliegende Analysen zu dieser
Fragestellung. Die Literaturrecherche zeigt, dass es für Deutschland zwei maßgebliche
Studien gibt, die neben den Potenzialen von Energiepflanzen auch die Reststofffraktionen
sowie deren Entwicklung bis 2020 bzw. 2030 untersuchen:
Öko-Institut e.V. (Hrsg.): Stoffstromanalyse zur nachhaltigen energetischen Nutzung von
Biomasse, 2004 [1]
BMVBS (Hrsg.): Globale und regionale räumliche Verteilung von Biomassepotenzialen, 2010
[2]
Während die Ergebnisse der beiden Studien im Bereich Reststoffe relativ übereinstimmen,
variieren die Ergebnisse für die Energiepflanzen sehr stark. Dies ist einerseits
zurückzuführen, auf die bereits sehr unterschiedlichen Ergebnisse zu den
Flächenpotenzialen für den Energiepflanzenanbau. So kommt die BMVBS-Studie bereits für
2020 zu wesentlich höheren Potenzialen an verfügbarer landwirtschaftlicher Nutzfläche
(Acker- und Grünland) von 4 bis 5,3 Mio. ha, während die Öko-Institut-Studie ca. 1,9 bis
2,5 Mio. ha angibt. In 2030 liegt das Flächenpotenzial in der Öko-Institut-Studie dann
zwischen 3 und 4,4 Mio. ha. Zudem werden in den verschiedenen Szenarien der Studien
unterschiedliche Anbaumixe für diese Flächen angenommen. Dies führt dazu, dass das
Biogaspotenzial der Energiepflanzen noch stärker variiert. So liegen die Biogaspotenziale
der Szenarien „Business as usual“ und „Bioenergie mit verstärkten Umwelt- und
Naturschutzrestriktionen“ in der BMVBS-Studie bereits 2020 im Bereich der Szenarien
„Biomasse“ und „Nachhaltigkeit“ der Öko-Institut-Studie von 2030 (ca. 225 - 275 PJ). Das
mit rund 465 PJ/a mit Abstand größte Biogaspotenzial hat das Bioenergie-Szenario der
BMVBS-Studie, wo die für die Anbau von Biogassubstraten verfügbare Fläche mit ca. 1,76
Mio. ha vergleichsweise hoch ist und zudem 30 % der Fläche mit dem ertragreichen
Silomais belegt werden. Das Durchspielen eines Maximum-Szenarios mit 4 Mio. ha
Biogassubstraten ergibt ein maximales Biogaspotenzial vom Ackerland von ca. 640 PJ/a.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
44
Der Vergleich der Ergebnisse zu den Reststofffraktionen zeigt, dass das technische
Biogaspotenzial aus den Exkremente der Nutztierhaltung im Bereich 83 bis 94 PJ/a liegt, für
die Bio- und Grünabfälle bei rund 9 bis 23 PJ/a und für die industriellen Reststoffe bei 6 bis
12 PJ.
Das Aufsummieren der untersuchten Biogassubstrate ergibt für Deutschland eine sehr
große Spannbreite für das zukünftige Biogaspotenzial von 120 bis 570 PJ/a in 2020. Die
gegenwärtige Biogasproduktion und –nutzung von ca. 120 PJ/a (Stand Ende 2009) könnte
sich also potenziell verdoppeln oder verfünffachen.
Die Ableitung des Biomethanpotenzials aus den Ergebnissen der BMVBS-Studie ergibt für
Deutschland in 2020 ein technisches minimales Biomethanpotenzial (30 % des frei
verfügbaren technischen Biogaspotenzials) von ca. 96 bis 104 PJ/a und ein maximales
technische Biomethanpotenzial (70 % des frei verfügbaren technischen Biogaspotenzials)
von 191 bis 341 PJ. Das Biomethan-Ausbauziel der Bundesregierung für das Jahr 2020 von
10 % Biomethan als Erdgassubstitute in allen Sektoren (entspricht 106 PJ/a bezogen auf
den Gesamterdgasverbrauch in Deutschland) ist also durchaus realistisch. [17], [6]
Diese stark variierenden Ergebnisse zeigen sehr deutlich die Grenzen der Einschätzung der
kurz- und mittelfristigen Biogas-/Biomethanpotenziale anhand von Literaturauswertungen.
Insbesondere die Annahmen in den Szenarien sind stark durch die jeweilige Zielstellung des
Projektes geprägt und daher meist nur begrenzt für die Ermittlung des Biogas-
/Biomethanpotenziale geeignet. Für eine fundierte Abschätzung wäre ein speziell auf diese
Fragestellung zugeschnittenes Projekt mit einheitlicher Datengrundlage und Methodik
zielführender.
8 Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
Das folgende Kapitel dient dazu, den möglichen Beitrag von Biogas/Biomethan zum
politischen Förderziel Klimaschutz2 im Rahmen des EEG einzuordnen sowie die mit der
Produktion und Nutzung von Biogas/Biomethan in unterschiedlichen Nutzungspfaden
verbundenen THG-Emissionen zu beschreiben. [25]
2 Die Förderziele Klima- und Umweltschutz finden im §1 „Zweck des Gesetzes“ des EEG Erwähnung.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
45
8.1. Ableitung eines methodischen Rahmens für die Treibhausgasbilanzierung im
Projekt
Zur Methodik der Ökobilanzierung
Für die Bewertung der potenziellen Umweltwirkungen eines Produktes oder einer
Dienstleistung findet häufig die Methodik der so genannten Ökobilanzierung Anwendung.
Der grundsätzliche Rahmen dieser Methodik ist in den Normen ISO 14040 ff. beschrieben.
Mit Hilfe einer Ökobilanz ist es grundsätzlich möglich, eine Vielzahl von potenziellen
Umweltwirkungen, die mit der Produktion, Nutzung und der „End-of-Life“ Phase von
Produkten verbunden sind, zu quantifizieren. Die Betrachtung und Quantifizierung
potenzieller Umwelteffekte bezieht sich dabei sowohl auf die primären Prozesse des
Lebensweges des zu analysierenden Produktes als auch auf die damit verbundenen vor-
und nachgeschalteten Prozesse (z. B. Herstellung der Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe).
Zielstellung einer solchen Analyse ist neben der Quantifizierung potenzieller
Umweltwirkungen aus der Produktion und Nutzung eines Produktes vor allem die
Entwicklung und Beurteilung von Ansätzen zur Verringerung dieser Umweltwirkungen.
Grundsätzlich gliedert sich eine nach ISO 14040 und 14044 [26], [27] vollständige Ökobilanz
in die vier Hauptbestandteile (siehe Abbildung 11) (i) Definition des Ziels und
Untersuchungsrahmens, (ii) der Sachbilanz, (iii) der Wirkungsabschätzung und (iv) der
Auswertung. Die Bearbeitung dieser Bestandteile stellt dabei einen iterativen Prozess dar,
in dem Arbeitsergebnisse eines Bearbeitungsschrittes durchaus auch Änderungen in
Festlegungen bei bereits durchgeführten, vorangegangenen Arbeitsschritten notwendig
machen können.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
46
Abbildung 11 Bestandteile einer Ökobilanz nach [26]
Im folgenden Abschnitt 8.1.1 wird der methodische Rahmen für die Arbeiten in diesem
Projekt weiter spezifiziert.
8.1.1. Methodischer Rahmen für die Arbeit im Projekt
Im Rahmen dieses Projektes sollen u.a. die mit der Produktion und Nutzung von
Biogas/Biomethan verbundenen Umweltwirkungen beschrieben und quantifiziert werden.
Für diese Bewertung wurde ein Bilanzierungsansatz verwandt, der sich eng an der
Methodik der ISO 14040 ff. sowie der Methodik zur THG-Bilanzierung für Biokraftstoffe im
Rahmen der EU Richtlinie 2009/28/EG orientiert.
8.1.2. Festlegung von Ziel und Untersuchungsrahmen
Im ersten Schritt der Bilanzierung erfolgt - vereinfacht dargestellt - die „Weichenstellung“
für die weiteren Arbeiten. Dieser Schritt ist von hoher Bedeutung, da er sowohl Einfluss auf
den mit der Bilanz verbundenen Gesamtaufwand als auch auf die Anwendbarkeit des
Bilanzergebnisses hat. Der erste Schritt in der Definition von Ziel und
Untersuchungsrahmen ist demnach häufig auch die Festlegung eines konkreten
Ziel- und
Untersuchungsrahmen
Sachbilanz
Wirkungsabschätzung
Auswertung
Ra
hm
en
ein
er
Ök
ob
ila
nz
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
47
Untersuchungsziels für die Bilanz. Diese Festlegung ist von hoher Bedeutung für die
verschiedenen Folgeschritte, da sich beispielsweise die Systemgrenzen der Bilanzierung je
nach Fragestellung deutlich unterschiedlich gestalten können. Prinzipiell gilt die
Grundregel, dass insbesondere bei vergleichenden Ökobilanzen die Systemgrenzen der zu
vergleichenden Produktsysteme eine parallele Detailtiefe aufweisen müssen bzw. dass die
zu vergleichenden Produktsysteme eine gewisse Nutzengleichheit aufweisen müssen [28].
Im Rahmen dieses Projektes sollte die Frage beantwortet werden, welche THG-Emissionen
mit der Produktion von Strom, Wärme und Kraftstoff aus Biogas/Biomethan verbunden
sind und durch welche Prozesse bzw. Elemente in der Prozesskette diese Emissionen
primär beeinflusst werden. Für die Bilanzierung wurden die folgenden Annahmen
getroffen.
Systemgrenzen der Betrachtung
Im Rahmen der durchgeführten Studie wurden die THG-Emissionen aus der Produktion von
Biogas/Biomethan sowie der Nutzung dieser Energieträger zur Strom-, Wärme- und
Kraftstoffproduktion quantifiziert. Die Systemgrenzen der THG-Bilanzierung umfassen
dabei alle Prozessschritte von der Produktion bzw. Bereitstellung der Biogassubstrate über
deren Transport an die Konversionsanlage bis zur Erzeugung des jeweils betrachteten
Energieträgers (der so genannten funktionellen Einheit).
Funktionelle Einheit
Die funktionelle Einheit stellt eine wichtige Bezugsgröße für alle Arbeiten im Rahmen der
THG-Bilanzierung dar. Diese Größe quantifiziert - vereinfacht dargestellt - den Nutzen, den
ein Produktsystem bereitstellt. Das Ergebnis der Bilanzierung kann dann im Verhältnis zu
diesem bereitgestellten Nutzen ausgewiesen werden. Im Rahmen der durchgeführten
Betrachtungen für unterschiedliche Produktsysteme wurden folgende funktionelle
Einheiten verwandt:
THG-Emissionen aus der Bereitstellung von:
Biomethan: 1 kWhBiomethan
Strom durch einen KWK Prozess (Vor-Ort KWK und KWK nach
Biomethaneinspeisung): 1 kWhel3, 1 kWhth
3
Wärme aus einem reinen Wärmeprozess nach Biomethaneinspeisung: 1 kWhth.
Biomethan als Kraftstoff: 1 MJBiomethan
3 Bei Prozessen mit mehr als einem Produkt kann der Bezug auf die funktionelle Einheit durch eine so
genannte Allokation (siehe Absatz: „Umgang mit Nebenprodukten“) aufrechterhalten werden.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
48
Umgang mit Nebenprodukten
Prozesse produzieren in der Regel häufig mehr als ein Produkt. Im Bereich der
Ökobilanzierung stellt sich in solchen Fällen die Frage, wie die berechneten Emissionen auf
die Prozessprodukte aufzuteilen sind. Für diese Herausforderung sind unterschiedliche
Zugänge möglich: die so genannte Systemerweiterung bzw. der „Substitutionsansatz“,
Brennstoffmehrbedarfs- bzw. Arbeitswertmethoden oder unterschiedliche
Allokationsansätze.
Im Rahmen dieses Projektes wurden der Ansatz der so genannten Energieallokation (oder
energetischer Allokationsansatz) sowie der Exergieallokation (exergetischer
Allokationsansatz) sowie beispielhaft der Substitutionsansatz angewendet.
Die grundsätzliche Funktionsweise der beiden Allokationsansätze wird im Folgenden kurz
erläutert:
Energieallokation:
Bei diesem Ansatz werden die Emissionen aus der Prozesskette bis zum KWK-Prozess
zwischen den Produkten Strom und Wärme, auf der Basis der erzeugten (und genutzten)
Strom- bzw. Wärmemengen aufgeteilt. Im Rahmen dieses Ansatzes werden elektrische
Arbeit und Nutzwärme vereinfacht als gleichwertig angesehen. Die Bestimmung des so
genannten Allokationsfaktors (also des Verteilungsschlüssels) für den Anteil der Emissionen
an der Stromproduktion (εel) bzw. der Wärmeproduktion (εth) geschieht dabei nach
folgender Gleichung.
Gleichung 1
und
Gleichung 2
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
49
Dabei sind:
ℇel: Emissionsfaktor Strom
nel: Menge der erzeugten elektrischen Energie
nth: Menge der erzeugten thermischen Energie
Der Vorteil dieses Ansatzes liegt in erster Linie in seiner einfachen Anwendbarkeit. Er
berücksichtigt allerdings nicht die unterschiedlichen thermodynamischen „Wertigkeiten“
der beiden im KWK-Prozess erzeugten Produkte.
Exergieallokation:
Wärme und Strom haben unterschiedliche thermodynamische Wertigkeiten bzw. einen
unterschiedlichen Exergiegehalt. Dieser Umstand kann im Rahmen der Emissionsallokation
durch die so genannte Exergieallokation berücksichtigt werden. Das Verhältnis des
Exergiegehalts zwischen Strom und Wärme fließt bei diesem Allokationsverfahren über den
Carnot-Faktor in die Bestimmung des Allokationsfaktors ein.
Im Vergleich zum Strom, dessen exergetische Wertigkeit mit 1 angesetzt wird, reduziert
sich diese Wertigkeit bei der Wärme auf die Höhe des Carnot-Faktors (ζth):
Gleichung 3
Dabei sind:
TA: Temperatur des Arbeitsmediums
Tu: Temperatur der Umgebung
Der Allokationsfaktor für die Produkte des KWK Prozesses wird dann durch die folgenden
Gleichungen bestimmt:
ℇ
Gleichung 4
und
ℇ
Gleichung 5
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
50
In den vorliegenden Betrachtungen wurde in zwei Fällen von der beschriebenen
Allokationsmethodik abgewichen. So werden in einem Teil der betrachteten Prozessketten
Abfälle zur Biogasproduktion eingesetzt. Die in diesen Anlagen produzierten Gärreste
enthalten wertvolle Nährstoffe, die geeignet sind, den Einsatz synthetischer Düngemittel in
der landwirtschaftlichen Produktion zu reduzieren. Diese umweltentlastende Wirkung des
Gärrestes kann bei der Betrachtung von Biogas-/Biomethanproduktionspfaden, die auf
NawaRos basieren, direkt bei der Beurteilung der Umweltwirkungen aus der Produktion
dieser NawaRos berücksichtigt werden (hier wurden entsprechend geringere Mengen an
synthetischen Düngemitteln eingesetzt und dadurch Emissionen aus der Produktion dieser
Düngemittel eingespart). Ein solches Vorgehen ist bei den betrachteten rein abfallbasierten
Biogas- /Biomethanpfaden allerdings nicht möglich. Hier besteht keine direkte Verbindung
zur landwirtschaftlichen Substratproduktion. Trotz allem erzeugen auch diese Pfade
Gärreste, die einen hohen pflanzlichen Nährwert aufweisen und an anderer Stelle in der
landwirtschaftlichen Produktion Verwendung finden können. Um die umweltentlastende
Wirkung dieser Gärreste auszuweisen, wurde den abfallbasierten Pfaden eine
entsprechende „Gutschrift“ in Höhe der vermiedenen Emissionen durch die Einsparung
synthetischer Düngemittel angerechnet.
Alternativ zur Vergabe einer solchen Gutschrift für das Nebenprodukt Gärrest bzw.
Düngemittel könnte der Gärrest auch mittels eines Allokationsansatzes in der Bilanzierung
berücksichtigt werden. Dieser Ansatz wurde im Rahmen der Studie jedoch nicht verfolgt,
da ein Verteilungsschlüssel für die Emissionsallokation bspw. auf der Basis des Heizwertes
für das Nebenprodukt Gärrest ungeeignet scheint.
Weiterhin wird in einem Teil der betrachteten Prozessketten ein gewisser Anteil an Gülle
als Biogassubstrat eingesetzt. Durch den Einsatz von Gülle in Biogasanlagen kann die, mit
zum Teil erheblichen Methanemissionen verbundene, konventionelle Lagerung von Gülle
vermieden werden. Diese umweltentlastende Wirkung kann dem System ebenfalls mit
Hilfe einer Gutschrift in Höhe der vermiedenen Emissionen angerechnet werden.
Betrachtete Umweltwirkungskategorien:
Der Fokus der durchgeführten Betrachtungen liegt auf der Beschreibung der THG-
Emissionen bzw. der potenziellen THG-Reduktion durch die Produktion und Nutzung von
Biogas-/Biomethan.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
51
8.2. Definition der Produktsysteme und Anlagenkonzepte
Um eine möglichst hohe Aussagekraft der Bilanzierungsergebnisse zur Ableitung
allgemeiner Handlungsempfehlungen für das EEG zu erreichen, wurden bei der Auswahl
der zu betrachtenden Pfade zur Biogas-/Biomethanproduktion und –Nutzung folgende
Parameter berücksichtigt:
Leistungsbereich der Biogasanlagen:
Insgesamt wurden fünf Leistungsgrößen (190 kWel, 600 kWel, 1200 kWel, 5000 kWel,
10000 kWel) betrachtet. Die Auswahl der Anlagengrößen erstreckte sich bewusst
über einen sehr breiten Leistungsbereich.
Substrateinsatz:
Für die dargestellten Anlagengrößen wurde jeweils der Einsatz zwei
unterschiedlicher Substratkategorien ((i) 80 % NawaRo; 20 % Gülle, (ii) 50 %
Bioabfälle/ 50 % Speiseabfälle bzw. Reststoffe aus der Lebensmittelindustrie)
unterstellt. Der eingesetzte NawaRo-Mix wurde auf der Basis einer jährlichen
Befragung von Biogasanlagenbetreibern durch das DBFZ mit 80 % Maissilage, 10 %
Ganzpflanzensilage, 10 % Grassilage angesetzt.
Um eine bessere Vergleichbarkeit zwischen den betrachteten Anlagenkonzepten zu
gewährleisten, blieb die Substratzusammensetzung für alle betrachteten
Leistungsklassen unverändert. Durch diesen Umstand entfernen sich zwar
insbesondere die extrem kleinen bzw. die extrem großen Biogasanlagenkonzepte
evtl. etwas von der momentanen Praxis im Bestand der Biogasanlagen, jedoch
ermöglicht es dieser Ansatz, auf der Basis vergleichbarer Ergebnisse sinnvolle
Handlungsempfehlungen für den weiteren Biogasausbau ableiten zu können.
Nutzung Biogas/Biomethan:
Entsprechend der Leistungsgröße der Anlagenkonzepte wurden verschiedene
Biogas- /Biomethannutzungen (KWK, reiner Wärmeprozess, Kraftstoff) und
Wärmekonzepte unterstellt.
Um Aussagen bezüglich einer, gemessen an den Förderzielen, sinnvollen Ausgestaltung der
zukünftigen Förderung von Biogas und Biomethan im Rahmen des EEG abzuleiten, richten
sich die modellierten Anlagen- und Nutzungskonzepte hinsichtlich ihrer Leistungsfähigkeit
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
52
und ihres Emissionsverhaltens4 bewusst nicht am breiten Anlagenbestand aus. Die in der
Bilanzierung als Stand der Technik abgebildeten Anlagen orientieren sich vielmehr an so
genannten best-practise Beispielen und modernen, effizienten Neuanlagen. Die folgende
Abbildung 12 gibt einen Überblick über die insgesamt betrachteten Anlagen- und
Nutzungskonzepte.
Abbildung 12 Überblick der betrachteten Leistungsklassen und Substratkategorien (Quelle: DBFZ, eigene Darstellung)
Im ersten Schritt werden die THG-Emissionen aus der Produktion von Biogas auf Basis der
beiden Substratkategorien in den fünf Leistungsklassen bilanziert. Daran schließt sich eine
Betrachtung der, mit der Strom- und Wärmeproduktion aus diesem Biogas verbundenen
THG-Emissionen an. Zusätzlich zu diesen Betrachtungen wurden für die 1200 kW, 5000 kW
und die 10000 kW Anlage die THG-Emissionen aus der Aufbereitung des erzeugten Biogas
zu Biomethan sowie die Emissionen aus der Nutzung des Biomethans in einem KWK-
Prozess, einem reinen Wärmeprozess und als Biokraftstoff bilanziert.
Neben diesen Eingangsparametern für die Auswahl der Leistungsklassen, Substrate und
Nutzungsformen des Biogas-/Biomethans wurden weitere grundlegende Annahmen für die
Bilanzierung getroffen. Diese Annahmen sind am Beispiel der Vor-Ort-Verstromung
zusammenfassend in der Abbildung 13 dargestellt und werden nachfolgend erläutert. Alle
Annahmen zu den betrachteten Anlagen- und –Nutzungskonzepten sind detailliert im
Anhang aufgeführt.
4 Hiermit sind vor allem diffuse Methanemissionen über die Anlage und Methanemissionen aus dem
Gärrestlager gemeint.
Bilanzierte
Produkte
Rohbiogaserzeugung in Nm3
64% Mais,
8% GPS,
8% Gras
+
20% Gülle
190 kWel
50% Bioabfall
+
50%
Speiseabfall/
Reststoffe
Nahrungs-
mittelindustrie
Vor-Ort-Verstromung-KWK in kWhel
Biomethaneinspeisung in Nm3
Nutzung im:
64% Mais,
8% GPS,
8% Gras
+
20% Gülle
600 kWel
50% Bioabfall
+
50%
Speiseabfall/
Reststoffe
Nahrungs-
mittelindustrie
64% Mais,
8% GPS,
8% Gras
+
20% Gülle
1200 kWel-äq.
50% Bioabfall
+
50%
Speiseabfall/
Reststoffe
Nahrungs-
mittelindustrie
64% Mais,
8% GPS,
8% Gras
+
20% Gülle
5000 kWel-äq.
50% Bioabfall
+
50%
Speiseabfall/
Reststoffe
Nahrungs-
mittelindustrie
64% Mais,
8% GPS,
8% Gras
+
20% Gülle
10000 kWel-äq.
50% Bioabfall
+
50%
Speiseabfall/
Reststoffe
Nahrungs-
mittelindustrie
- KWK-Prozess - Wärme-Prozess - Verkehrssektor
Leistungs-
klassen und
Substrate
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
53
Abbildung 13 Grundsätzliche Annahmen für die THG-Bilanzierung der betrachteten Anlagenkonzepte (Quelle: DBFZ, eigene Darstellung)
Annahmen zu Silageverlusten
Silageverluste spiegeln sich in der Bilanzierung durch eine entsprechende Mehrproduktion
an Biogassubstrat wieder. Die Höhe der Silageverluste ist demnach für die Biogas-
/Biomethanproduktion auf der Basis von NawaRos ergebnisrelevant. Im Rahmen der
durchgeführten Betrachtungen wurden Silageverluste in Höhe von 5 % unterstellt. Dieser
gute Wert, gemessen an der Bandbreite an Literaturwerten (ca. 5-10 %), kann nach
Betreiberangaben in modernen Anlagen mit guter Betriebsführung erreicht werden.
Annahmen zu Methanemissionen
Durch Diffusion aus gasführenden Anlagenteilen, Undichtigkeiten oder auch Störungen im
Betriebsablauf kann ein Teil des durch den Substratumsatz erzeugten Methans emittiert
werden. Die genaue Höhe dieser Emissionen ist aktuell Gegenstand aufwändiger und
umfangreicher Forschungsarbeiten. Bis zum Vorliegen von Ergebnissen aus
wissenschaftlichen Messprogrammen muss für die Bilanzierung der zu betrachtenden
Anlagenkonzepte auf Literaturwerte zurückgegriffen werden. Dabei wird nach [29], [30] für
die diffusen Methanemissionen pauschal ein Wert von 1 % der Methanproduktion als
Stand der Technik angesetzt. Neben den diffusen Methanemissionen aus dem Fermenter
können sowohl bei der Biogasaufbereitung als auch bei der Biogas-/Biomethannutzung im
BHKW weitere Methanemissionen entstehen. Die Höhe dieser Emissionen ist u.a. abhängig
von der Art der eingesetzten Aufbereitungstechnik und den verwendeten BHKW-Motoren.
Aus Gründen der Übersichtlichkeit wurde im Rahmen dieser Studie mit der
Druckwasserwäsche (DWW) nur ein Aufbereitungsverfahren betrachtet. Die
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
54
Methanemissionen aus der Aufbereitung im Anlagenbetrieb wurden für den Stand der
Technik nach mit 2 % angesetzt. Durch die Vorgaben des 2009 novellierten EEG ist der
zulässige Methanschlupf bei der Biogasaufbereitung auf 0,5 % begrenzt. Bei der
Modellierung der betrachteten Anlagenkonzepte wurde der Aufbereitung eine thermische
Nachbehandlung nachgeschaltet. Durch diese können die Methanemissionen auf ca. 0,1 %
reduziert werden. Den Biogas-/Biomethankonzepten, in denen in einem BHKW Strom und
Wärme erzeugt wird, wurden Methanemissionen aus dem Abgasstrom des BHKW von 1 %
des eingehenden Methans als Stand der Technik unterstellt.
Neben der Darstellung der Umweltwirkungen aus der Biogas-/Biomethanproduktion auf
Basis des aktuellen Standes der Technik soll im Rahmen dieser Studie auch versucht
werden, die Umweltwirkungen durch die Biogas-/Biomethanproduktion in zukünftigen,
hinsichtlich der Methanemissionen deutlich verbesserten Anlagen, darzustellen. Aus
diesem Grund wurde den Berechnungen für den Stand der Technik jeweils ein Szenario auf
Basis minimierter Methanemissionen (0,1 % über die Biogasanlage, thermische
Nachbehandlung am BHKW bzw. der Biogasaufbereitung) gegenübergestellt.
Annahmen zur Prozessenergieversorgung
Die Art der Prozessenergieversorgung von Biogas-/Biomethanlagen kann ebenfalls einen
deutlichen Einfluss auf deren THG-Bilanz haben. Um die Höhe dieses Effektes besser zu
beschreiben, wurden für alle betrachteten Anlagenkonzepte zwei unterschiedliche
Szenarien berücksichtigt. Im ersten Szenario (im Folgenden als externe
Prozessenergieversorgung bezeichnet) wurde eine Prozessenergieversorgung auf der Basis
von Netzstrom und Wärme aus einem Erdgasheizkessel bilanziert. Diesem Szenario wurde
ein zweites Szenario (im Folgenden als interne Prozessenergieversorgung bezeichnet) mit
einer Prozessenergieversorgung durch die Nutzung eines Teils des erzeugten Biogas in
einem BHKW gegenübergestellt.
8.3. Quantifizierung der THG-Emissionen für die betrachteten Anlagenkonzepte
Im Folgenden werden die mit der Biogas-/Biomethanproduktion und -nutzung in den
betrachteten Anlagenkonzepten verbundenen THG-Emissionen detailliert beschrieben.
Dabei wird zunächst auf die Biogasproduktion eingegangen. An diesem Beispiel werden
auch die Annahmen zur Bestimmung der THG-Emissionen aus den einzelnen
Prozessschritten zur Biogasproduktion (z.B. Substratproduktion, Transport, Nutzung von
Gülle im Biogasprozess vs. konventionelles Güllehandling) noch einmal detailliert
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
55
beschrieben. Diese Betrachtungen stellen damit das Fundament für die anschließenden
Berechnungen der THG-Emissionen aus der weiteren Nutzung dieses Biogases (z.B. Vor-
Ort-Verstromung, Aufbereitung und Nutzung nach Einspeisung) dar.
8.3.1. Biogasproduktion
Emissionen aus der Produktion der Biogassubstrate
Der Anbau von Energiepflanzen zur Biogasproduktion folgt grundsätzlich den Vorgaben und
Verpflichtungen der traditionellen landwirtschaftlichen Produktion. Gesetzliche
Regelwerke zur guten fachlichen Praxis (z. B. durch das Pflanzenschutzgesetz, das
Bundesbodenschutzgesetz und die Düngeverordnung) sind für den Anbau von
Energiepflanzen ebenso relevant wie für den Anbau sonstiger Kulturen (beispielsweise für
den Futtermittelmarkt). Für eine aus pflanzbaulicher Sicht vorteilhafte
Energiepflanzenproduktion zeigt der Anbau im Rahmen einer mehrgliedrigen Fruchtfolge
deutliche Vorzüge. So lässt sich z. B. durch mehrgliedrige Fruchtfolgen mit einem sinnvollen
Mix aus Flach- und Tiefwurzlern, Humusmehrern und –zehrern ein Befall durch Unkräuter,
Pilzkrankheiten und sonstige Schädlinge verringern und die allgemeine Nährstoff- und
Wasserverfügbarkeit im Boden gegenüber dem Monokulturanbau erhöhen. Dies reduziert
u. a. den Pflanzenschutzaufwand. Der Energiepflanzenanbau in einer Fruchtfolge bietet
durch eine mögliche ganzjährige Bodenbedeckung zudem Möglichkeiten zur
Bodenerosionsreduktion sowie der Verminderung von möglichen Stickstoffauswaschungen
im Winterhalbjahr. [30], [31]
Neben diesen allgemeinen Anforderungen an die landwirtschaftliche Produktion kann es
beim Anbau von Biogassubstraten (z. B. Silomais) zu leichten Modifikationen zum Zwecke
der Erhöhung der Methanausbeuten kommen. Beispiele hierfür sind ein Einsatz
möglicherweise geringfügig höherer Saatstärken, ein früherer Erntezeitpunkt bei
geringeren Verholzungsgraden der Biomasse und idealem Trockensubstanzgehalt sowie bei
einer verringerten Häcksellänge (zur Verbesserung des enzymatischen Abbaus der
Biomasse im Fermenter). Ein klarer Nachweis der Wirksamkeit dieser Effekte ist in der
verfügbaren Fachliteratur allerdings bislang nicht immer eindeutig beschrieben. [32]
Einen entscheidenden Einfluss auf die THG-Bilanz hat dabei der flächenspezifische
Biomasseertrag. Dieser wird wesentlich durch das Düngemittelmanagement beeinflusst.
Hier können bei der Produktion von Biogassubstraten leichte Anpassungen im Vergleich
zum konventionellen Anbau von beispielsweise Qualitätsgetreiden vorgenommen werden,
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
56
da auf qualitätsbezogene Stickstoffspätgaben verzichtet werden kann. Eine solche
Anpassung ist, sofern möglich, sowohl ökonomisch als auch ökologisch vorteilhaft. [30]
Für die Treibhausgasbilanz der Biogassubstratproduktion als Teil der Prozesskette zur
Biogaserzeugung ist die Art und Menge des eingesetzten Stickstoffdüngers von
signifikanter Bedeutung. Bei der Treibhausgasbilanzierung unterscheidet man beim Einsatz
von Stickstoffdüngemitteln im landwirtschaftlichen Produktionsprozess zwei
Emissionsbereiche. Der erste Bereich umfasst Emissionen, die bei der Herstellung
synthetischer Düngemittel entstehen. Hier ist anzumerken, dass die unterschiedlichen
industriellen Stickstoffdüngemittel sich zum Teil erheblich in Ihrer THG-Bilanz pro kg N
unterscheiden. Das heißt durch die Wahl des eingesetzten Stickstoffdüngers im
landwirtschaftlichen Prozess lassen sich die THG-Emissionen der Biogasproduktion bereits
in der Vorkette verringern. [33]
Der zweite Bereich der Emissionen betrifft die Bildung von Lachgas aus in den Boden
eingebrachten Stickstoff infolge mikrobiologischer Aktivität. Diese in der Literatur häufig als
direkte Emissionen bzw. Feldemissionen bezeichnete Größe wird von einer Vielzahl an
Faktoren beeinflusst. Wesentlich entscheidender für die Höhe der entstehenden
Lachgasemissionen sind klimatische und allgemeine standortspezifische Faktoren sowie
Parameter wie die Art der Düngemittelausbringung (z. B. bei Wirtschaftsdüngern). Da sich
die Höhe der im landwirtschaftlichen Produktionsprozess entstehenden Lachgasemissionen
aufgrund der Komplexität und dem Zusammenspiel der zahlreichen Einflussparameter nur
bei einer genauen Kenntnis des Standorts bestimmen lässt, finden sich in der verfügbaren
Literatur sehr häufig vereinfachte Berechnungsansätze. So gibt beispielsweise auch das
Intergovernmental Panel on Climate Change ein vereinfachtes Berechnungsverfahren vor,
nach dem in der THG-Bilanz die Umwandlung von ca. 1 % des als Düngemittel in den
Produktionsprozess eingebrachten Stickstoffs in Lachgas umgewandelt wird. [34] Aufgrund
der Höhe der so entstehenden Lachgasemissionen sowie der enormen Klimawirksamkeit
(diese entspricht nach [34] ungefähr der 296zigfachen Wirkung von CO2) von Lachgas
stellen diese Emissionen in der Treibhausgasbilanz der Biogassubstratproduktion einen
entscheidenden Faktoren dar. [30], [29], [33]
Eine nachhaltige landwirtschaftliche Produktion von Biogassubstraten setzt daher neben
der ökonomischen auch eine ökologische Optimierung des Düngemittelmanagements
voraus.
Für die Bilanzierung der THG-Emissionen aus der Substratproduktion wurden die in
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
57
Tabelle 4 dargestellten Annahmen und Eingangsgrößen im landwirtschaftlichen
Produktionsprozess sowie die dargestellten Biogaserträge unterstellt.
Tabelle 4 Basisdaten für die Bilanzierung der Substratproduktion auf Basis von [41], [30], [42] und [43]
Substratanbau Einheit Mais-
silage
Weizen -
GPS
Roggen -
GPS
Triticale -
GPS
Gras-
silage
Ertrag t pro ha*a 47 32 29 35 39
Dieselverbrauch kg pro ha*a 69 50 60 83 73
N-Düngemittel5 kg pro ha*a 140 176 160 138 120
P2O5-Düngemittel kg pro ha*a 80 128 116 100 72
K2O-Düngemittel kg pro ha*a 213 224 203 175 204
CaO-Düngemittel kg pro ha*a 11 11 11 11 11
Pflanzenschutz-
mittel kg pro ha*a 3,5 3,5 3,5 3,5 3,5
Saatgut kg pro ha*a 20 140 140 140 -
kg FM pro Nm³Rohbiogas6 4,7 5,33 5,33 5,33 6,5
Aufgrund der Emissionen aus dem landwirtschaftlichen Anbauprozess zeigen Reststoffe in
der Regel das Potenzial geringerer THG-Emissionen, da beim Einsatz von Rest- bzw.
Abfallstoffen in der THG-Bilanz keine Aufwendungen zur Herstellung berücksichtigt
werden. Die Bilanzierung dieser Substrate beginnt in der Regel bei deren
Verfügbarmachung, das heißt bei deren Einsammlung und Transport zur Biogasanlage. [29],
[33]
In unmittelbarer Nähe zur Biogasanlage erfolgt in der Regel die Sammlung und ggf.
Silierung der Substrate. Um einen dauerhaften Betrieb der Biogasanlage gewähren zu
können, ist in Abhängigkeit von der Anlagengröße, die Bevorratung großer Substratmengen
5 Lachgasemissionen aus dem Einsatz von Stickstoffdünger werden nach dem Faktor der IPCC Guidelines for
National Greenhouse Gas Inventories 2006 Vol 4 Chapter 11 Tier 1 (1% vom Stickstoffgehalt) berechnet. 6 inkl. Silageverluste.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
58
erforderlich. Für die THG-Bilanz der Biogasproduktion sind bei diesem Prozessschritt vor
allem die Höhe der Silageverluste sowie die möglichst gasdichte Abdeckung der Substrate
von Bedeutung. Die abgedeckte Lagerung dient darüber hinaus auch der biochemischen
Konservierung [35] der Biogassubstrate.
Emissionen aus dem Transport der Biogassubstrate
Emissionen aus dem Transport der Substrate zur Biogasanlage sind durch die Nutzung von
fossilen Kraftstoffen charakterisiert. Ausschlaggebend für die Höhe der Emissionen aus
diesem Prozess sind demnach die Transportentfernung und die Art des Transportmediums
bzw. der Energieverbrauch während des Transportprozesses. Für die betrachteten
Leistungsklassen und Substratkategorien wurden die in der Tabelle 5 dargestellten
Transportentfernungen unterstellt.
Tabelle 5 Annahmen für die Berechnungen der THG-Emissionen aus dem Substrattransport (Quelle: Annahmen DBFZ)
Anlagengröße Einheit NawaRo/Gülle Bioabfall extern
190 kW
km
11 15
600 kW 11 15
1.200 kW 15 15
5.000 kW 20 15
10.000 kW 50 15
Fermenter
Aus dem Silo gelangt das Substrat in den eigentlichen Prozess der Biogasproduktion, der
Fermentation. Für die ökologische Bewertung des Fermenterbetriebs sind neben den
Emissionen aus der Bereitstellung der zum Betrieb benötigten Energie die auftretenden
direkten Methanemissionen relevant.
Für den Betrieb des Biogasfermenters wird zum einen Energie in Form von Wärme (u. a. für
das Einstellen der idealen Temperaturbedingungen) und zum anderen in Form von Strom
für Anlagenkomponenten wie beispielsweise Rührwerke, Dosierer, etc. benötigt. Ein
Untersuchungsgegenstand der Studie war die Frage, wie stark sich eine interne
Prozessenergieversorgung (durch Nutzung eines Teils des in den Anlagen erzeugten
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
59
Biogases in einem BHKW) gegenüber einer vollständig „externen“
Prozessenergieversorgung (mit Strombezug aus dem deutschen Stromnetz und
Wärmebereitstellung durch einen Erdgasheizkessel) auswirkt. Die Annahmen zum
Prozessenergiebedarf für die betrachteten Anlagenkonzepte können dem Anhang
entnommen werden.
Neben den Aufwendungen zur Versorgung der Biogasanlage mit Prozessenergie ist auf der
Stufe der Fermentation vor allem die Betrachtung der direkten Methanemissionen
relevant. Da das Treibhausgas Methan eine vielfach höhere Klimawirksamkeit als
beispielsweise CO2 aufweist (nach [34] entspricht die Klimawirksamkeit von einem kg
Methan ca. der von 23 kg CO2), kann die Größenordnung dieser Emissionen das
Gesamtergebnis entscheidend beeinflussen. Im Fermenterbetrieb kann es in Folge von
Undichtigkeiten und Störungen zu Methanleckagen kommen. Da solche Leckagen von einer
Vielzahl an zum Teil unregelmäßig wirksamen Einflussfaktoren bedingt werden, gibt es
keine exakten oder etwa verallgemeinerbaren Messergebnisse. In der Literatur (z. B. [36])
werden üblicherweise diffuse Methanemissionen von 1 % bezogen auf die
Methanproduktion angenommen.
Im Rahmen dieser Studie wurden für die betrachteten Anlagen jeweils zwei Szenarien
betrachtet. Diese umfassen die Biogas-/Biomethanproduktion und Nutzung auf der Basis
des Standes der Technik (hier wurden in der Bilanzierung 1 % diffuse Methanemissionen
berücksichtigt) und auf der Basis von emissionsminimierten Anlagen (hier wurden diffuse
Methanemissionen in der Höhe von 0,1 % berücksichtigt).
Einen weiteren Parameter, mit einem nicht unwesentlichen Einfluss auf die
Treibhausgasbilanz des Fermenterbetriebs, stellt die Verweilzeit der Biogassubstrate dar.
Bei zu geringen Verweilzeiten wird die organische Substanz nur teilweise abgebaut, so dass
durch Nachgärprozesse in den Gärrestelagern hohe Restmethanemissionen entstehen
können.
Gärrestlager
Das in Abhängigkeit von der Verweildauer im Fermenter weitestgehend ausgefaulte
Biogassubstrat wird im Folgenden in einen Nachgärbehälter und im Anschluss in das
Gärrestlager überführt. In modernen Biogasanlagen ist dieses Gärrestlager gasdicht
abgedeckt.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
60
Die Bedeutung der Abdeckung dieses Gärrestlagers wird bei der Betrachtung von
Ergebnissen aus den im Abschnitt 8.3.7 dargestellten Sensitivitätsrechnungen deutlich.
Neben der Lagerung der Gärreste ist auch deren Ausbringung eine Quelle relevanter
Umweltemissionen. Insbesondere Lachgas- und Ammoniakemissionen können sowohl die
Treibhausgasemissions- als auch das Versauerungspotenzial beeinflussen. Die Höhe dieser
Emissionen ist in erster Linie von der Art und Weise der Gärrestausbringung und
Einarbeitung abhängig. Ähnlich, wie die bereits beschriebenen Lachgasemissionen aus der
Stickstoffdüngung, beeinflussen weitere allgemeine standortspezifische und klimatische
Faktoren die Emissionsbildung. Die Quantifizierung und mögliche Minderung der Bildung
von Lachgas und Methanemissionen aus der Gärrestausbringung ist Gegenstand
verschiedener Forschungsvorhaben. Weiterer Forschungsbedarf besteht beispielsweise bei
der Ermittlung der spezifischen Düngewirkung verschiedener Gärreste und deren möglicher
Substitutionswirkung gegenüber industriellen Düngemitteln. Diese Effekte können sich in
der Treibhausgasbilanz der Biogasproduktion und -nutzung emissionsmindernd auswirken
[30]. Im Rahmen der Arbeiten zu diesem Projekt wurde vereinfachend angenommen, dass
sich Gärreste und konventionelle Düngemittel hinsichtlich der klimarelevanten Emissionen
aus der Ausbringung ähnlich verhalten.
Umgang mit umweltentlastenden Effekten wie Gülleeinsatz und Gärrestnutzung
In allen betrachteten Anlagenkonfigurationen entsteht neben den Hauptprodukten Biogas
und Biomethan ein Gärrest als wertvolles Nebenprodukt. Wie bereits im Abschnitt 8.1.2
beschrieben, ist es bei den Biogas- /Biomethanpfaden auf der Basis von NawaRos
methodisch möglich, den Gärrest intern in der Bilanzierung zu berücksichtigen. Diese
methodische Herangehensweise funktioniert nicht bei den betrachteten Konzepten, in
denen Rest- und Abfallstoffe zur Biogas- und Biomethanproduktion herangezogen werden.
Aus diesem Grunde wurden in allen Berechnungen zur Berücksichtigung des
Nebenproduktes Gärrest und der umweltentlastenden Wirkung des Gülleeinsatzes in
Biogasanlagen THG-Gutschriften vergeben (eine Ausnahme stellen die Betrachtungen für
Biomethan als Kraftstoff dar). Bei der Vergabe dieser Gutschriften wurde zunächst
eingeschätzt, welche Menge an THG-Emissionen durch die Nutzung von Gärrest (und damit
die entsprechende Vermeidung der Produktion synthetischer Düngemittel) bzw. Gülle (hier
können Methanemissionen aus der konventionellen Güllelagerung vermieden werden)
eingespart werden können. Diese Menge wurde dem Produktsystem in der Bilanz
gutgeschrieben.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
61
Gärrestgutschrift
Für die Bestimmung der Düngemittelgutschrift des Gärrestes ist im Wesentlichen die
potenzielle Düngewirkung des Gärrestes und damit die Frage, wie viel synthetische
Düngemittel durch den Gärrest substituiert werden können, relevant. Die potenzielle Höhe
der Düngewirkung wurde mit Hilfe eines Rechentools der thüringischen Landesanstalt für
Landwirtschaft (Biogasgülle-Rechner Vers. 21.02.09 [37]) berechnet. Die Ergebnisse dieser
Berechnungen sind in der Tabelle 6 zusammengefasst.
Tabelle 6 Düngewirkung des Gärrestes für die NawaRo/Gülle und Bioabfall-Pfade. Berechnet mithilfe des Biogasgülle–Rechners [37]
N P K Mg
[kg
Düngemitteläq./
kg Biogassubstrat]
[kg
Düngemitteläq./
kg Biogassubstrat]
[kg
Düngemitteläq./
kg Biogassubstrat]
[kg
Düngemitteläq./
kg Biogassubstrat]
NawaRo/Gülle 0,0140 0,0046 0,0219 0,0041
Bioabfall 0,0054 0,0016 0,0092 0,0010
Güllegutschrift
Zu der Frage der möglichen Vermeidung von THG-Emissionen durch die Nutzung von Gülle
in Biogasanlagen besteht weiterhin Forschungsbedarf. Grundsätzlich besteht die
Möglichkeit, durch den Einsatz von Gülle als Biogassubstrat Emissionen aus einer
konventionellen Güllelagerung zu verringern bzw. zu vermeiden. Die Höhe der gesamten
Einsparung hängt dabei auch von der Ausbringung der Gülle (z.B. von der Bodenart, der
Bodenfeuchte, dem Ausbringungsverfahren und der Bewirtschaftungsform) ab [38]. Da es
keine allgemein anwendbaren nationalen und internationalen Standardfaktoren gibt [38],
sind verschiedene Annahmen möglich.
Für die Berechnungen im Rahmen dieses Projektes wurde beim Einsatz von Gülle eine
Gutschrift in Höhe von ca. 20 % Biogas- bzw. 40 % des Methanpotenzials vergeben. Die
Einschätzung der Höhe dieses Potenzials ist nach [39] in der Tabelle 7 enthalten.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
62
Tabelle 7 Ammoniak- (NH3), Methan- (CH4) und Lachgasemissionen (N2O) pro Nm³ Gülle während der Lagerung und nach der Ausbringung von unbehandelter bzw. fermentierter Rinder- und Schweinegülle
nach [39]
NH3 CH4 N2O
[g/Nm³] [g/Nm³] [g/Nm³]
Rindergülle unvergoren 227 4.047 24
Rindergülle vergoren 230 1.345 31
Schweinegülle
unvergoren
211 866 56
Schweinegülle vergoren 263 217 77
Darstellung der THG-Emissionen aus der Biogasproduktion
Die folgende Abbildung 14 zeigt zusammengefasst das Ergebnis der THG-Bilanzierung für
die betrachteten Anlagenkonzepte und Substratkategorien.
Abbildung 14 THG-Emissionen aus der Biogasproduktion in gCO2 pro kWhHS Biogas (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen)
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
63
Die Ergebnisse der THG-Bilanzierung für die Biogasproduktion zeigen eine deutliche
Bandbreite und werden im Wesentlichen durch die Aufwendungen zur Substratproduktion
(hier Emissionen aus der Produktion synthetischer Düngemittel und Lachgasemissionen),
die Aufwendungen zur Bereitstellung von Prozessenergie sowie die Methanemissionen aus
der Substratkonversion zu Biogas und die umweltentlastenden Effekte der Gülle- und
Gärrestnutzung beeinflusst. Der Ergebnisunterschied zwischen den betrachteten
Leistungsklassen ist in der Grafik als minimaler bzw. maximaler Emissionswert
gekennzeichnet. Die Differenz zwischen diesen min. und max. Werten spiegelt also die
Bandbreite der betrachteten Leistungsklassen wider. Grundsätzlich lässt sich festhalten,
dass die Ergebnisse der THG-Bilanzierung für die betrachteten Leistungsklassen sehr dicht
beieinander liegen. Die Unterschiede zwischen den min. und max. Werten sind für die
Betrachtungen der Biogasproduktion in erster Linie durch die längeren
Transportentfernungen der Biogassubstratbereitstellung bei den größeren Anlagen (vgl.
Tabelle 5) gekennzeichnet.
Das Ergebnis zeigt weiterhin deutlich den Einfluss der Art der Prozessenergieversorgung auf
die THG-Bilanz. Beim direkten Vergleich der entsprechenden Anlagenkonzepte (z.B.
NawaRo/GUE mit externer und interner Prozessenergieversorgung) zeigen sich deutliche
THG-Einsparungen bei einer Prozessenergieversorgung auf der Basis des selbst erzeugten
Biogas. Bei dieser internen Prozessenergieversorgung entstehen auf der einen Seite zwar
leicht höhere THG-Emissionen aus der Substratproduktion, da durch die Verwendung eines
Teils des Biogases zur Prozessenergieversorgung entsprechend größere Substratmengen
bereitgestellt werden müssen, auf der anderen Seite steht allerdings eine deutlich höhere
THG-Vermeidung durch eingesparte externe Energie.
Durch die entfallenden Emissionen in der landwirtschaftlichen Produktion zeigt der Einsatz
von Rest- und Abfallstoffen in der THG-Bilanz deutliche Vorteile gegenüber dem Einsatz
von NawaRos. Bei einer Berücksichtigung der umweltentlastenden Wirkung des erzeugten
Gärrestes können bei manchen Anlagenkonfigurationen (Bioabfall mit interner
Prozessenergieversorgung) sogar netto Umweltentlastungen entstehen. Diese Fallbeispiele
sind in der Grafik durch einen negativen THG-Beitrag gekennzeichnet.
Weiterhin zeigt die Höhe der Methanemissionen über die Biogasanlage einen signifikanten
Einfluss auf das Bilanzierungsergebnis. Die direkte Gegenüberstellung vergleichbarer
Anlagenkonzepte (z.B. NawaRo/GUE mit interner Prozessenergieversorgung nach Stand der
Technik und aus einer emissionsminimierten Anlage) macht das zusätzliche THG-
Minderungspotenzial durch emissionsmindernde Maßnahmen deutlich. Der Effekt dieser
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
64
Emissionsminderung ist vor allem in Kombination mit einer internen
Prozessenergieversorgung signifikant. Durch die Verringerung der Methanemissionen im
Abgasstrom des BHKW wird der Vorteil der intern erzeugten Energie gegenüber der
Versorgung mit Netzstrom und Erdgaswärme besonders deutlich.
8.3.2. Vor-Ort-Verstromung
Aufbauend auf den vorangegangenen Ergebnissen für die Biogasproduktion wird im
folgenden Abschnitt die Nutzung des erzeugten Biogas zur Produktion von Strom und
Wärme in einem BHKW untersucht. Die THG-Bilanz der beiden erzeugten Produkte hängt
neben den Emissionen aus der Vorkette (Biogasproduktion) vor allem vom Wirkungsgrad,
vom Wärmenutzungsgrad sowie von der Höhe der Methanemissionen im Abgasstrom des
BHKW ab. Die entsprechenden Annahmen sind in der folgenden Tabelle 8 enthalten.
Tabelle 8 Annahmen für die Berechnung der THG-Emissionen aus der Vor-Ort-Verstromung (Quelle: Annahmen und eigene Berechnungen DBFZ)
Einheit 190 kW
600
kW
1200 kW
5000
kW
1000 kW
Wirkungsgrad elektrisch
% 38 39 39 41 41
Wirkungsgrad thermisch
% 47 46 46 44 44
Eigenstrombedarf kWhel/
kWhHsBiomethan
0,0072 0,0074 0,0074 0,0078 0,0078
Externer Wärmenutzungsgrad
% 40 40 80 80 80
Für alle betrachteten Leistungsklassen und Substratkategorien wurden erneut mehrere
Szenarien berechnet. Diese beziehen sich neben der Frage der Prozessenergieversorgung,
die in erster Linie die Emissionen aus der Vorkette des Biogases beeinflusst, vor allem auf
die Höhe der Methanemissionen aus der Vorkette der Biogasproduktion und im
Abgasstrom des BHKW.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
65
Die insgesamt für das Produktsystem berechneten Emissionen wurden gemäß den im
Abschnitt 8.1.2 beschriebenen Vorgehen zwischen den Produkten Strom und Wärme (hier
wurde der Wärmenutzungsgrad berücksichtigt) allokiert.
Die Ergebnisse der Berechnungen sind, bezogen auf eine kWhel auf der Basis des
energetischen Allokationsansatzes, in der folgenden Abbildung 15 dargestellt. Um die
Übersichtlichkeit der Abbildung zu erhöhen, wurden - analog zur Abbildung 14 - die
Ergebnisse für die Bandbreite der Leistungsklassen zusammengefasst und als
Ergebnisbandbreite in Form von min. und max. Werten dargestellt.
Abbildung 15 THG-Emissionen aus der Vor-Ort-Verstromung von Biogas (energetischer Allokationsansatz), (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen)
Insgesamt bestätigen die dargestellten Ergebnisse die grundsätzlichen Aussagen aus der
Ergebnisbetrachtung für die Biogasproduktion. Zusätzlich zum deutlichen Einfluss der
Emissionen aus der Vorkette (Biogasproduktion) und der hier relevanten Parameter (Art
der Prozessenergieversorgung, Reststoffeinsatz, Methanemissionen, etc.) sind die
Ergebnisse stark durch den Wärmenutzungsgrad der Anlagenkonzepte geprägt. Die
Ergebnisse zeigen bei einem ansteigenden Wärmenutzungsgrad (vgl. Tabelle 8) deutlich
sinkende THG-Emissionen pro kWhel.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
66
Grundsätzlich zeigt sich für die Stromproduktion in allen betrachteten Anlagenkonzepte
und Substratkategorien ein deutliches THG-Minderungspotenzial gegenüber den fossilen
Referenzen. Diese sind in der Abbildung 15 auf der rechten Seite als graue Balken
dargestellt.
Beim Vergleich der Anlagenkonzepte untereinander wird erneut der Einfluss der Art der
Prozessenergieversorgung auf die THG-Bilanz sowie der Vorteil des Einsatzes von Rest- und
Abfallstoffen deutlich. Hier können erneut sogar negative Emissionswerte, d.h. netto
Umweltentlastungen entstehen. Diese negativen Beiträge entstehen, wenn die Höhe der
bei diesen Konzepten vergebenen Gutschriften höher ist, als die insgesamt anfallenden
Emissionen. Bei den auf Bioabfall basierenden Pfaden wurde konkret eine Gutschrift für
den Gärrest und die durch diesen Gärrest vermiedenen THG-Emissionen aus der
konventionellen Düngemittelproduktion vergeben.
Im Vergleich zu den Betrachtungen für die Biogasproduktion können bei der Nutzung des
Biogas im BHKW zusätzliche Emissionen durch einen Methananteil im Abgasstrom des
BHKW entstehen. Um den Einfluss emissionsreduzierender Maßnahmen zu quantifizieren,
wurde neben einer „konventionellen“ Stromproduktion mit Methanemissionen am BHKW
in Höhe von 1 % (des eingehenden Methans) zusätzlich die Stromproduktion in einem
BHKW mit thermischer Nachbehandlung betrachtet (enthalten in den Berechnungen zu
Emissionsminimierten Anlagen). Abbildung 15 macht bei einer direkten Gegenüberstellung
vergleichbarer Anlagenkonzepte das zusätzliche THG-Minderungspotenzial durch diese
emissionsmindernden Maßnahmen deutlich. Die Ergebnisse der durchgeführten
Berechnungen sowie die Mengen der durch die Strom- und Wärmeproduktion in den
betrachteten Anlagenkonzepten eingesparten THG-Emissionen sind (für den energetischen
Allokationsansatz) in der Tabelle 9 noch einmal zusammenfassend dargestellt.
Neben den klimarelevanten Emissionen finden sich im Abgasstrom der Biogas-BHKW auch
verschiedenartige Luftschafstoffe wie beispielsweise Stickoxide. Diese haben in
Abhängigkeit der Emissionskonzentration einen entsprechenden Einfluss auf das
Versauerungspotenzial der Prozesskette.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
67
Tabelle 9 THG-Emissionen und Einsparungen aus der Vor-Ort-Verstromung von Biogas, energetische Allokation. Referenzwerte: Stromproduktion: Strommix Deutschland 575 g CO2-Äq/kWhel, Kohlekraftwerk 750 g CO2-Äq/kWhel, Wärmeproduktion: Erdgas/Wärmepumpe 180 g CO2-Äq/kWhth, Erdgas/Heizöl 281 g CO2-Äq/kWhth (Quelle: eigene Berechnungen DBFZ)
Anlagentyp THG-Emissionen Strom aus Biogas KWK bezogen
auf 1 kWhel
THG-Emissionen Wärme aus Biogas KWK
bezogen
auf 1 kWhth
THG-Einsparung für
Strom in % gegenüber der fossilen Referenz
THG-Einsparung für
Wärme in % gegenüber der fossilen Referenz
Std. der Technik
Emissionsmin. Anlage
Std. der Technik
Emissionsmin. Anlage
Std. der Technik
Emissionsmin. Anlage
Std. der Technik
Emissionsmin. Anlage
[g CO2-Äq./kWhel] [g CO2-Äq./kWhth] [% Strommix]-[% Kohlekraftwerk]
[% Erdgas/Wärmepumpe]-[% Erdgas/Heizöl]
190 kW, NawaRo/Gülle externe Prozessenergie
129 80 131 81 77 - 83 86 - 89 27 - 53 55 - 71
190 kW, NawaRo/Gülle interne Prozessenergie
84 21 85 21 85 - 89 96 - 97 53 - 70 88 - 93
190 kW, Bioabfall
externe Prozessenergie
99 59 98 59 83 - 87 90 - 92 45 - 65 67 - 79
190 kW, Bioabfall
interne Prozessenergie
-8 -73 -8 -75 101 - 101 113 - 110 104 - 103 142 - 127
600 kW, NawaRo/Gülle externe Prozessenergie
127 79 129 80 78 - 83 86 - 90 28 - 54 56 - 72
600 kW, NawaRo/Gülle interne Prozessenergie
83 20 84 21 86 - 89 96 - 97 53 - 70 89 - 93
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
68
Anlagentyp THG-Emissionen Strom aus Biogas KWK bezogen
auf 1 kWhel
THG-Emissionen Wärme aus Biogas KWK
bezogen
auf 1 kWhth
THG-Einsparung für
Strom in % gegenüber der fossilen Referenz
THG-Einsparung für
Wärme in % gegenüber der fossilen Referenz
Std. der Technik
Emissionsmin. Anlage
Std. der Technik
Emissionsmin. Anlage
Std. der Technik
Emissionsmin. Anlage
Std. der Technik
Emissionsmin. Anlage
[g CO2-Äq./kWhel] [g CO2-Äq./kWhth] [% Strommix]-[% Kohlekraftwerk]
[% Erdgas/Wärmepumpe]-[% Erdgas/Heizöl]
600 kW, Bioabfall
externe Prozessenergie
98 59 97 58 83 - 87 90 - 92 46 - 65 68 - 79
600 kW, Bioabfall
interne Prozessenergie
-8 -71 -8 -73 101 - 101 112 - 110 104 - 103 141 - 126
1.200 kW, NawaRo/Gülle
externe Prozessenergie
106 66 105 65 82 - 86 89 - 91 42 - 63 64 - 77
1.200 kW, NawaRo/Gülle interne Prozessenergie
66 17 67 17 89 - 91 97 - 98 63 - 76 90 - 94
1.200 kW, Bioabfall
externe Prozessenergie
81 49 83 50 86 - 89 92 - 94 54 - 70 72 - 82
1.200 kW, Bioabfall
interne Prozessenergie
-6 -57 -6 -57 101 - 101 110 - 108 103 - 102 132 - 120
5.000 kW, NawaRo/Gülle
externe Prozessenergie
106 66 106 66 82 - 86 89 - 91 41 - 62 63 - 77
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
69
Anlagentyp THG-Emissionen Strom aus Biogas KWK bezogen
auf 1 kWhel
THG-Emissionen Wärme aus Biogas KWK
bezogen
auf 1 kWhth
THG-Einsparung für
Strom in % gegenüber der fossilen Referenz
THG-Einsparung für
Wärme in % gegenüber der fossilen Referenz
Std. der Technik
Emissionsmin. Anlage
Std. der Technik
Emissionsmin. Anlage
Std. der Technik
Emissionsmin. Anlage
Std. der Technik
Emissionsmin. Anlage
[g CO2-Äq./kWhel] [g CO2-Äq./kWhth] [% Strommix]-[% Kohlekraftwerk]
[% Erdgas/Wärmepumpe]-[% Erdgas/Heizöl]
5.000 kW, NawaRo/Gülle interne Prozessenergie
67 18 67 18 88 -91 97 - 98 63 - 76 90 - 93
5.000 kW, Bioabfall
externe Prozessenergie
82 49 81 49 86 - 89 91 - 93 55 - 71 73 - 83
5.000 kW, Bioabfall
interne Prozessenergie
-6 -56 -6 -57 101 - 101 110 - 107 103 - 102 131 - 120
10.000 kW, NawaRo/Gülle
externe Prozessenergie
113 73 113 73 80 - 85 87 - 90 37 - 60 59 - 74
10.000 kW, NawaRo/Gülle
interne Prozessenergie
76 27 76 27 87 - 90 95 - 96 58 - 73 85 - 90
10.000 kW, Bioabfall externe Prozessenergie
82 49 81 49 86 - 89 91 - 93 55 - 71 73 - 83
10.000 kW, Bioabfall
interne Prozessenergie
-6 -56 -6 -57 101 - 101 110 - 107 103 - 102 132 – 120
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
70
8.3.3. Biogasaufbereitung
Der folgende Abschnitt betrachtet die Aufbereitung des im Abschnitt 8.3.1 bilanzierten
Biogases. Für eine Biomethaneinspeisung ist es zunächst erforderlich, die technischen
Eigenschaften des erzeugten Biogases an die des Erdgases anzupassen. Dafür wird das
kohlendioxid- und methanhaltige Biogas zunächst entschwefelt, getrocknet und im
Anschluss fast vollständig vom Kohlendioxid befreit. Für die Kohlendioxid-Abscheidung sind
unterschiedliche Verfahren wie beispielsweise die Druckwechseladsorption (Pressure Swing
Adsorption, PSA) oder die Druckwasserwäsche (DWW) im Einsatz. [30] Durch die
Aufbereitung des Biogases zu Gas mit einem Methangehalt von bis zu 96 % bei einem
oberen Heizwert von ca. 11 kWh/Nm3 wird dabei annähernd Erdgasqualität erreicht. [40]
Vor der folgenden Einspeisung des Biomethan in das Erdgasnetz ist eine Erhöhung des
Gasdrucks auf ein Niveau oberhalb des Leitungsdrucks des Erdgasnetzes erforderlich [30].
Das eingespeiste Biomethan kann nun analog zum Erdgas einer entsprechenden Nutzung
(z.B. der Verstromung in einem Erdgas-BHKW) zugeführt werden.
Für die Treibhausgasbilanz sind auf der Stufe der Biogasaufbereitung zu Biomethan und der
Einspeisung in das Erdgasnetz insbesondere der auftretende Methanverlust und der
entsprechende Energiebedarf von Bedeutung. Im Rahmen der durchgeführten
Bilanzierungen wurde eine Biogasaufbereitung auf Basis der Druckwasserwäsche mit einem
Strombedarf von ca. 0,3 kWh pro Nm3 aufzubereitendem Biogas modelliert. Bei der
Berechnung der Methanemissionen für diesen Prozessschritt wurde erneut eine thermische
Nachbehandlung (z.B. durch ein regenerativ thermisches Oxidationsverfahren) und damit
eine Verringerung der Methanemissionen auf ca. 0,1 % des eingehenden Methans
berücksichtigt.
Die Ergebnisse dieser Betrachtungen bauen ebenso auf die Vorkette der Biogasproduktion
auf. Sie sind für alle Anlagen und Szenarien (Prozessenergieversorgung, Methanemissionen)
der Leistungsklassen 1.200 kW, 5.000 kW und 10.000 kW in der folgenden Abbildung 16
dargestellt.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
71
Abbildung 16 THG-Emissionen pro kWhHS Biomethan (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen)
Auf der rechten Seite der Abbildung ist als grauer Balken die fossile Referenz (Erdgas) für den
direkten Vergleich bzw. die Einordung der dargestellten Konzepte dargestellt. Die
Ergebnisunterschiede aus der Bandbreite der betrachteten Leistungsklassen sind in der
Abbildung als min. bzw. max. Emissionswerte angegeben.
Grundsätzlich zeigen erneut alle betrachteten Anlagenkonzepte ein deutliches THG-
Einsparpotenzial gegenüber der dargestellten fossilen Referenz. Die Höhe dieser
potenziellen Einsparung wird dabei abermals von (a) der Art der Prozessenergieversorgung
(deutlicher Vorteil für die Konzepte mit interner Prozessenergiebereitstellung), (b) der
Substrate (deutlicher Vorteil für die bioabfallbasierten Konzepte) und (c) der Höhe der
Methanemissionen über die Anlage bestimmt.
Durch die - im Vergleich zur Biogasproduktion - zusätzlichen Aufwendungen für die
Biogasaufbereitung zeigen sich für die betrachteten Anlagenkonzepte insgesamt leicht
höhere THG-Emissionen, im Vergleich zu den entsprechenden Betrachtungen für Biogas (vgl.
Abschnitt 8.3.1).
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
72
8.3.4. Stromerzeugung nach Biomethaneinspeisung
Aufbauend auf den Ergebnissen für die Biogasproduktion und –aufbereitung schließt sich im
folgenden Abschnitt eine Betrachtung der THG-Emissionen aus der Nutzung des erzeugten
Biomethans in einem BHKW an. Die THG-Bilanz des erzeugten Stroms bzw. der erzeugten
Wärme hängt neben den Emissionen aus der Vorkette der Biomethanproduktion in den
betrachteten Anlagen vor allem vom Wirkungsgrad des BHKW sowie von den zusätzlichen
Methanemissionen durch den KWK-Prozess ab. Die Kenngrößen und wichtigsten Annahmen
der Biomethanverstromung sind in der folgenden Tabelle dargestellt.
Tabelle 10 Annahmen für die Nutzung von Biomethan in einem KWK-Prozess (Quelle: Annahmen und eigene Berechnungen DBFZ)
Einheit 1.200 kW 5.000 kW 10.000 kW
Wirkungsgrad elektrisch
% 40 40 40
Wirkungsgrad
thermisch
% 47 47 47
Eigenstrombedarf kWhel/
kWh HsBiomethan
0,00604 0,00604 0,00604
Externe
Wärmenutzung
% 100 100 100
Wärmeproduktion kWhth/kWhel 1,175 0,00064 0,00064
Stromproduktion kWhel/a 9.227.077 1,175 1,175
Wärmeproduktion kWhth/a 10.841.815 36.570.732 73.141.463
Analog zum Vorgehen bei der Betrachtung der THG-Emissionen aus der direkten Nutzung
des erzeugten Biogases in einem KWK-Prozess (vgl. Abschnitt 8.3.2) wurden die insgesamt
für das Produktsystem berechneten Emissionen zwischen den Produkten Strom und Wärme
allokiert.
Die Ergebnisse der Berechnungen sind bezogen auf eine kWhel auf der Basis des
energetischen Allokationsansatzes in der folgenden Abbildung 17 dargestellt. Die Abbildung
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
73
zeigt die Ergebnisbandbreite der min. bzw. max. Emissionen der betrachteten
Leistungsklassen. Die Bandbreite ist jedoch so gering, dass sie augenscheinlich in der
Abbildung nicht sichtbar ist.
Abbildung 17 THG-Emissionen aus der Stromproduktion nach Biomethaneinspeisung (energetischer Allokationsfaktor) (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen)
Als fossile Referenz für den direkten Vergleich der betrachteten Anlagenkonzepte sind auf
der rechten Seite der Abbildung erneut die entsprechenden Emissionswerte für den
deutschen Strommix bzw. Strom aus einem modernen Kohlekraftwerk aufgetragen. Bei
einem direkten Vergleich der Ergebnisse mit den THG-Emissionen aus der Vor-Ort-
Verstromung (vgl. Abschnitt 8.3.2) wird deutlich, dass der höhere Aufwand für die
Biogasaufbereitung bei einem höheren Wärmenutzungsgrad in einem Nutzungskonzept
nach der Biomethaneinspeisung zum Teil wieder kompensiert werden kann. Dies ist
insbesondere dann der Fall, wenn die Prozessenergieversorgung der Biogasproduktion und –
aufbereitung intern bereitgestellt wird.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
74
Im Vergleich zu den aufgetragenen fossilen Referenzen wird das sehr hohe THG-
Einsparpotenzial durch den erzeugten Strom deutlich. Analog zu den vorangegangenen
Betrachtungen wird auch bei diesem Nutzungspfad die Höhe des THG-Minderungspotenzials
durch die Art der Prozessenergieversorgung, der Substrate und der Höhe der
Methanemissionen über die Anlage und im BHKW bestimmt. Die Ergebnisse der
durchgeführten Berechnungen sowie die Mengen der durch die Strom- und
Wärmeproduktion in den betrachteten Anlagenkonzepten eingesparten THG-Emissionen
sind (für den energetischen Allokationsansatz) in der Tabelle 11 noch einmal
zusammenfassend dargestellt.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
75
Tabelle 11 THG-Emissionen und Einsparungen aus der Stromproduktion nach Biomethaneinspeisung, energetische Allokation. Referenzwerte: Stromproduktion: Strommix Deutschland 575 g CO2-Äq/kWhel, Kohlekraftwerk 750 g CO2-Äq/kWhel, Wärmeproduktion: Erdgas/Wärmepumpe 180 g CO2-Äq/kWhth, Erdgas/Heizöl 281 g CO2-Äq/kWhth
(Quelle: Annahmen und eigene Berechnungen DBFZ)
Anlagentyp THG-Emissionen Strom aus Biogas KWK bezogen
auf 1 kWhel
THG-Emissionen Wärme aus Biogas KWK
bezogen
auf 1 kWhth
THG-Einsparung für
Strom in % gegenüber der fossilen Referenz
THG-Einsparung für
Wärme in % gegenüber der fossilen Referenz
Std. der Technik
Emissionsmin.
Anlagen
Std. der Technik
Emissionsmin.
Anlagen
Std. der Technik
Emissionsmin.
Anlagen
Std. der Technik
Emissionsmin.
Anlagen
[g CO2-Äq./kWhel] [g CO2-Äq./kWhth] [% Strommix]-[% Kohlekraftwerk]
[%Erdgas/Wärmepumpe]-[% Erdgas/Heizöl]
1.200 kW, NawaRo/Gülle externe Prozessenergie
157 117 156 117 73 - 79 80 -84 13 - 44 35 - 58
1.200 kW, NawaRo/Gülle interne Prozessenergie
80 24 80 24 86 - 89 96 - 97 56 - 72 87 - 91
1.200 kW, Bioabfall
externe Prozessenergie
148 109 148 108 74 - 80 81 - 86 18 - 47 40 - 61
1.200 kW, Bioabfall
interne Prozessenergie
-16 -83 -16 -83 103 - 102 114 - 111 109 - 106 146 - 130
5.000 kW, NawaRo/Gülle externe Prozessenergie
159 118 158 118 72 - 79 79 - 84 12 - 44 35 - 58
5.000 kW, NawaRo/Gülle interne Prozessenergie
82 26 82 26 86 - 89 96 - 97 54 - 71 86 - 91
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
76
Anlagentyp THG-Emissionen Strom aus Biogas KWK bezogen
auf 1 kWhel
THG-Emissionen Wärme aus Biogas KWK
bezogen
auf 1 kWhth
THG-Einsparung für
Strom in % gegenüber der fossilen Referenz
THG-Einsparung für
Wärme in % gegenüber der fossilen Referenz
Std. der Technik
Emissionsmin.
Anlagen
Std. der Technik
Emissionsmin.
Anlagen
Std. der Technik
Emissionsmin.
Anlagen
Std. der Technik
Emissionsmin.
Anlagen
[g CO2-Äq./kWhel] [g CO2-Äq./kWhth] [% Strommix]-[% Kohlekraftwerk]
[%Erdgas/Wärmepumpe]-[% Erdgas/Heizöl]
5.000 kW, Bioabfall
externe Prozessenergie
150 109 150 109 74 - 80 81 - 85 17 - 47 39 - 61
5.000 kW, Bioabfall
interne Prozessenergie
-15 -83 -15 -83 103 - 102 114 - 111 108 - 105 146 - 130
10.000 kW, NawaRo/Gülle
externe Prozessenergie
166 126 166 126 71 - 78 78 - 83 8 - 41 30 - 55
10.000 kW, NawaRo/Gülle interne Prozessenergie
93 37 93 37 84 - 88 94 - 95 48 - 67 79 - 87
10.000 kW, Bioabfall externe Prozessenergie
150 109 150 109 74 - 80 81 - 85 17 - 47 39 - 61
10.000 kW, Bioabfall
interne Prozessenergie
-15 -83 -15 -83 103 - 102 114 - 111 108 - 105 146 - 130
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
77
8.3.5. Wärmeerzeugung nach Biomethaneinspeisung
Neben der Nutzung des erzeugten Biomethans zur Produktion von Strom und Wärme kann
das Biomethan nach der Einspeisung auch in einem Prozess zur ausschließlichen
Wärmeproduktion Verwendung finden. Die potenziellen THG-Emissionen aus einer solchen
Wärmeproduktion auf Basis von Biomethan sind Gegenstand des folgenden Abschnitts.
Die Höhe der THG-Emissionen aus der Wärmeproduktion auf Basis von Biomethan ist im
Wesentlichen durch die Emissionen aus der Vorkette der Biomethanbereitstellung sowie
durch den Wirkungsgrad der Biomethankonversion beeinflusst. Die folgende Abbildung zeigt
das Ergebnis der durchgeführten Berechnungen in Form von THG-Emissionen pro kWhth. Zur
Wärmeproduktion wurde die Biomethannutzung in einem Erdgas-Brennwertkessel mit
einem Wirkungsgrad von 103 % angenommen. Analog zu den vorangegangenen
Betrachtungen sind die Bandbreiten über die betrachteten Leistungsklassen in der Abbildung
als min. bzw. max. Wert berücksichtigt. Auf der rechten Seite der Abbildung ist als
Vergleichsgröße der Emissionswert für die fossile Referenz dargestellt.
Abbildung 18 THG-Emissionen aus der Wärmeproduktion nach Biomethaneinspeisung (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen)
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
78
Die Ergebnisse zeigen, dass grundsätzlich mit allen betrachteten Anlagenkonzepten im
Bereich der Wärmeproduktion eine Verringerung der THG-Emissionen gegenüber der
fossilen Referenz möglich ist.
Aufgrund des, im Vergleich zur Stromproduktion auf Basis von Biomethan, relativ niedrigen
Referenzwertes hängt die Höhe und damit auch eine aus ökologischer Sicht effiziente
Nutzung des Biomethans vom konkreten Anlagenkonzept zur Wärmeproduktion ab. In
einem direkten Vergleich der betrachteten Anlagenkonzepte untereinander stellen sich
erneut insbesondere die Konzepte mit interner Prozessenergieversorgung bzw. mit der
Nutzung von Rest- und Abfallstoffen als besonders vielversprechend dar.
Die Ergebnisse der durchgeführten Berechnungen für die Wärmeproduktion aus Biomethan
sowie die möglichen THG-Einsparungen sind im Detail noch einmal in der folgenden Tabelle
aufgeführt.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
79
Tabelle 12 THG-Emissionen und Einsparungen aus der Wärmeproduktion nach Biomethaneinspeisung, Referenzwerte: Erdgas/Wärmepumpe 180 g CO2-Äq/kWhth, Erdgas/Heizöl 281 g CO2-Äq/kWhth (Quelle:
eigene Berechnungen DBFZ)
Anlagentyp THG-Emissionen pro kWhth THG-Einsparung pro kWhth gegenüber den fossilen
Referenzwerten
Std. der Technik
Emissionsmin. Anlage
Std. der Technik
Emissionsmin. Anlage
[g CO2-Äq./kWhth] [%Erdgas/Wärmepumpe]-[% Erdgas/Heizöl]
1.200 kW, NawaRo/Gülle externe Prozessenergie
121 96 33 - 57 47 - 66
1.200 kW, NawaRo/Gülle interne Prozessenergie
58 19 68 - 80 89 - 93
1.200 kW, Bioabfall
externe Prozessenergie 114 89 37 - 59 50 - 68
1.200 kW, Bioabfall intern -22 -69 112 - 108 139 - 125
5.000 kW, NawaRo/Gülle externe Prozessenergie
122 97 32 - 57 46 - 65
5.000 kW, NawaRo/Gülle interne Prozessenergie
59 21 67 - 79 88 - 93
5.000 kW, Bioabfall
externe Prozessenergie 115 90 36 - 59 50 - 68
5.000 kW, Bioabfall
interne Prozessenergie -21 -69 112 - 108 139 - 125
10.000 kW, NawaRo/Gülle externe Prozessenergie
128 103 29 - 54 43 - 63
10.000 kW, NawaRo/Gülle interne Prozessenergie
59 21 67 - 79 88 - 93
10.000 kW, Bioabfall
externe Prozessenergie 115 90 36 - 59 50 - 68
10.000 kW, Bioabfall
interne Prozessenergie -21 -69 112 - 108 139 – 125
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
80
8.3.6. Biomethan als Kraftstoff
Als dritte Variante der Nutzung von Biomethan soll im folgenden Abschnitt die Verwendung
von Biomethan als Biokraftstoff im Transportsektor betrachtet werden.
Für den Bereich der Biokraftstoffe gelten durch die Bestimmungen der
Biokraftstoffnachhaltigkeitsverordnung (BioKraftNachV) seit dem 01.01.2011 verbindliche
Nachhaltigkeitskriterien. Der Nachweis der Erfüllung dieser Kriterien ist dabei Voraussetzung
für die Anrechenbarkeit eines Biokraftstoffes auf die nationale Biokraftstoffquote. Neben
verschiedenen Anforderungen an die nachhaltige Produktion der biogenen Rohstoffe ist ein
vorgegebenes Mindest-THG-Minderungspotenzial zentraler Bestandteil dieser
Nachhaltigkeitskriterien. Demnach müssen Biokraftstoffe als Voraussetzung zur
Quotenanrechnung zunächst ein THG-Minderungspotenzial von 35% gegenüber dem fossilen
Referenzwert (nach [19] beträgt dieser 83,8 g CO2-Äq./MJ) nachweisen. Diese Vorgaben
werden bis zum Jahr 2018 sukzessive auf eine Vorgabe von 50 % bzw. 60 % THG-Minderung
angehoben.
Für die Bilanzierung dieses THG-Minderungspotenzials sind in der BioKraftNachV konkrete
Vorgaben enthalten. Diese Vorgaben wurden zur Bilanzierung der im Folgenden
dargestellten Ergebnisse berücksichtigt. Das Verwenden der Berechnungsmethodik für die
THG-Bilanzierung nach dem Regelwerk der BioKraftNachV macht eine methodische
Abweichung zu der im Abschnitt 8.1.2 definierten Berechnungsmethodik erforderlich. Die
Vorgaben der BioKraftNachV gestatten keine Berücksichtigung von Gutschriften für
vermiedene THG-Emissionen bzw. Umweltentlastungseffekte in der Berechnung der THG-
Bilanz.
In den bisher durchgeführten Betrachtungen für die Biogas-/Biomethanproduktion und
-nutzung wurde eine solche Gutschrift zum einen beim Einsatz von Gülle zur
Biogasproduktion und für die dadurch vermiedenen Emissionen aus dem konventionellen
Güllehandling und zum anderen für die Düngewirkung des Gärrestes bei den abfallbasierten
Biogas-/Biomethankonzepten berücksichtigt. Durch den Berechnungsansatz der
BioKraftNachV kann der potenziell umweltentlastende Effekt der entfallenden
konventionellen Güllelagerung nicht mehr berücksichtigt werden.
Um bei der Betrachtung der Biomethankonzepte auf Basis von Abfall- und Reststoffen
zumindest den Gärrest als Nebenprodukt in der THG-Bilanz zu berücksichtigen, wurde dieser
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
81
bei den im Folgenden dargestellten Berechnungen allokiert. Das bedeutet, dass bei den
Biomethanpfaden auf der Basis von Rest- und Abfallstoffen die insgesamt auftretenden THG-
Emissionen zwischen den Produkten Biomethan und Gärest aufgeteilt wurden. Diese
Aufteilung erfolgte nach den Vorgaben der BioKraftNachV auf der Basis des unteren
Heizwertes beider Produkte.
Bei der Betrachtung und Anwendung dieser Berechnungsmethodik für das Produkt
Biomethan wird deutlich, dass die in der BioKraftNachV definierte Berechnungsmethodik im
Wesentlichen auf die Bewertung von flüssigen Biokraftstoffen zugeschnitten ist.
Insbesondere für die Betrachtung von Biomethan auf Basis von Rest- und Abfallstoffen (wie
z.B. Gülle oder Bioabfälle) scheint die Berechnungsmethodik methodisch nicht passend.
Die folgende Abbildung 19 zeigt das Ergebnis der durchgeführten Berechnungen für die
betrachteten Leistungsklassen, Substratkategorien und berücksichtigten Szenarien (Art der
Prozessenergieversorgung, Höhe der Methanemissionen). In der Abbildung sind neben dem
fossilen Referenzwert (aus den Vorgaben der BioKraftNachV) auch die für Biokraftstoffe
geforderten THG-Minderungspotenziale (als rote Linien) enthalten. Analog zu den
vorangegangenen Betrachtungen sind die Ergebnisbandbreiten über die betrachteten
Leistungsklassen in der Abbildung als min. bzw. max. Emissionswerte dargestellt.
Abbildung 19 THG-Emissionen aus der Nutzung von Biomethan als Kraftstoff (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen)
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
82
Die Abbildung zeigt deutlich das große THG-Minderungspotenzial von Biomethan als
Kraftstoff im Verkehrssektor. Die Höhe dieses Einsparpotenzials wird erneut im
Wesentlichen durch die Art der Prozessenergieversorgung, die Art des Biogassubstrates und
die Höhe der Methanemissionen beeinflusst. Die Einordnung der Berechnungsergebnisse
gegenüber den Zielvorgaben aus der BioKraftNachV (dargestellt als rote Linien) zeigt zudem,
dass die bilanzierten Leistungsklassen und Substratkategorien bei einer internen
Prozessenergieversorgung (bei der Verwendung von Bioabfällen sogar bei einer externen)
bereits das für 2018 vorgegebene Einsparziel von 60 % gegenüber dem Referenzwert
erreichen können.
8.3.7. Sensitivitätsanalyse
Die durgeführten Berechnungen basieren auf einer Vielzahl von Eingangsdaten und
Annahmen. Diese Größen beeinflussen sowohl die Aussagekraft der Ergebnisse hinsichtlich
des Leistungspotenzials von Biomethan zur THG-Reduktion gegenüber den fossilen
Referenzwerten und zum anderen den Vergleich der betrachteten Anlagen- und
Nutzungskonzepte untereinander. Um die Belastbarkeit der Ergebnisse zur Ableitung von
grundsätzlichen Schlussfolgerungen zu erhöhen, wurde zusätzlich zu den vorangegangenen
Betrachtungen eine Variation bestimmter Annahmen durchgeführt. Der folgende Abschnitt
soll aufzeigen, wie sensitiv die dargestellten Berechnungsergebnisse hinsichtlich bestimmter
Parameter sind.
Für diese Sensitivitätsanalyse wurden folgende Parameter ausgewählt und betrachtet:
Höhe der Silageverluste (Variation von 5 % auf 10 %),
Höhe der Methanemissionen aus dem Gärrestlager (Variation von gasdicht abgedeckt
auf 2,5 % Methanausgasung),
Entfernungen der Substrattransporte (Verdoppelung der Transportentfernung von 11
km auf 22 km),
Art der Prozessenergieversorgung (Umstellung des Strombezugs für den
Anlagenbedarf von interner Bereitstellung auf Netzstrom).
Diese Betrachtungen wurden am Beispiel der Vor-Ort-Verstromung von Biogas aus einer
600 kW Anlage durchgeführt. Dabei wurde nur die Biogasproduktion auf Basis von NawaRos
und Gülle mit interner Prozessenergieversorgung betrachtet.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
83
Die Ergebnisse der Betrachtungen sind in Abbildung 20 dargestellt. Die folgenden Absätze
gehen konkreter auf die Variation der dargestellten Parameter ein.
Abbildung 20 Ergebnis der durchgeführten Sensitivitätsrechnungen (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen)
Höhe der Silageverluste
Die Höhe der Silageverluste hat über die Menge an Biogassubstrat, die der Biogasanlage
zugeführt wird, einen direkten Einfluss auf die THG-Bilanz. Insbesondere beim Einsatz von
Energiepflanzen wirkt sich ein potenzieller Mehrbedarf durch hohe Silageverluste aufgrund
der Aufwendungen in der landwirtschaftlichen Produktion in der THG-Bilanz aus. Die im
Rahmen dieses Projektes betrachteten Anlagenkonzepte spiegeln bewusst sehr moderne
Anlagen mit ausgezeichneter Betriebsführung wieder. Diese sind nicht unbedingt
repräsentativ für den gesamten Bestand an Biogasanlagen in Deutschland. In den
durchgeführten Betrachtungen wurden Silageverluste in Höhe von 5 % angenommen. Um
die Robustheit der berechneten Ergebnisse gegenüber diesem Faktor einzuschätzen, wurde
dem Wert für die Basisbetrachtung eine Berechnung auf der Grundlage von 10 %
Silageverlusten gegenübergestellt. Das in der Abbildung 20 dargestellte Ergebnis zeigt zwar
den vorhandenen Einfluss des Parameters Silageverluste auf die THG-Bilanz, allerdings ist
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
84
der Ergebnisunterschied durch die Verdopplung der Silageverluste eher als moderat
einzustufen.
Abdeckung des Gärrestlagers
Nach der Biogaserzeugung im Fermenter wird das, in Abhängigkeit von der Verweildauer,
weitestgehend ausgefaulte Biogassubstrat in einen Nachgärbehälter und im Anschluss in das
Gärrestlager überführt. In modernen Biogasanlagen ist dieses Gärrestlager gasdicht
abgedeckt. Diese Annahme ist für den Bestand der Biogasanlagen jedoch nicht zwingend.
Verfügbare Literaturwerte zeigen die ökologische Notwendigkeit dieser
Gärrestlagerabdeckung. Um den Einfluss dieses Faktors in der THG-Bilanz von Strom aus
Biogas noch einmal zu verdeutlichen, wurden im Rahmen einer Sensitivitätsrechnung
zusätzliche Methanemissionen durch ein nur teilweise abgedecktes Gärrestlager
angenommen. Der in Abbildung 20 dargestellte Unterschied zwischen dem Basisfall und den
Berechnungen für die zusätzlichen Methanemissionen aus dem Gärrestlager ist signifikant
und führt zu einer Verdreifachung des Berechnungsergebnisses.
Dies macht deutlich, dass im Falle eines relevanten Potenzials an Methanemissionen im
Gärrestlager eine gasdichte Abdeckung mit Restgaserfassung eine wesentliche
Voraussetzung für die (unter dem Gesichtspunkt der THG-Einsparung) möglichst effiziente
Nutzung von Biogas und Biomethan darstellt. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die Höhe der
Methanemissionen im Gärrestlager stark von der Betriebsweise (Verweilzeit, Abbaugrad) der
Biogasanlage abhängt.
Variation der Transportentfernungen
Um den Einfluss des Parameters Transportentfernung in der THG-Bilanz besser
einzuschätzen, wurden diese in einer Beispielrechnung von 11 (für den Basisfall) auf 22 km
verdoppelt. Die Abbildung 20 zeigt, dass sich diese Parametervariation gegenüber den
anderen Einflussgrößen in der Bilanz sehr moderat auf das Ergebnis auswirkt.
Bereitstellung des Prozessstroms
In den vorangegangenen Betrachtungen wurde für alle betrachteten Anlagenkonzepte stets
zwischen einer internen Prozessenergieversorgung durch die Umsetzung eines Teils des
erzeugten Biogas und einer vollständig externen Prozessenergieversorgung auf der Basis von
Strom aus dem deutschen Stromnetz und Wärme aus der Nutzung von Erdgas in einem
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
85
Heizkessel unterschieden. Um bezüglich der Art der Prozessenergieversorgung vollständige
Handlungsempfehlungen hinsichtlich der ökologischen Vorteilhaftigkeit abzugeben, ist es
notwendig auch ein Anlagenkonzept zu betrachten, das sich nahe an der momentanen
Realität im Anlagenbestand orientiert. Dabei wurde unterstellt, dass der für die Anlage
benötigte Prozessstrom vollständig aus dem deutschen Stromnetz bezogen und nur die
Prozesswärme intern bereitgestellt wird. Das Ergebnis dieser Berechnung ist ebenfalls in der
Abbildung 20 enthalten. Die Berechnung zeigt, dass sich das THG-Minderungspotenzial für
den Fall dieser Sensitivitätsbetrachtung deutlich gegenüber dem Basisfall reduziert.
8.4. Schlussfolgerungen und Handlungsempfehlungen aus den ökologischen
Betrachtungen
Die im Rahmen dieser Studie durchgeführten Berechnungen zeigen für alle betrachteten
Leistungsklassen, Substratkategorien und Anlagenkonzepte eine Einsparung von THG-
Emissionen durch die Nutzung von Biogas und Biomethan in den unterschiedlichen
Anwendungsfeldern. Es wurde weiterhin deutlich, dass die Höhe des möglichen
Einsparpotenzials neben der Frage des Nutzungsbereiches vor allem von der
Anlagenkonfiguration der Biogas- und Biomethanerzeugung und -nutzung sowie vom
genutzten Rohstoff abhängt. Für die Bilanzierung der THG-Emissionen wurde bei allen
betrachteten Anlagenkonzepten von dem Einsatz moderner Anlagen nach dem Stand der
Technik ausgegangen. Für einen ökologisch möglichst effizienten Einsatz von Biomethan (in
Bezug auf die THG-Reduzierung) lassen sich bezüglich der untersuchten Anlagenkonzepte
und Substratkategorien folgende allgemeine Schlussfolgerungen ableiten:
Der Einsatz von Rest- und Abfallstoffen zeigt aufgrund der entfallenden THG-
Emissionen aus der landwirtschaftlichen Produktion Vorteile gegenüber der Nutzung
von Anbaubiomasse (NawaRo).
Die Art der Prozessenergieversorgung bestimmt die Höhe der möglichen THG-
Minderungseffekte durch Biomethan maßgeblich. Hier kann eine
Prozessenergieversorgung auf der Basis regenerativer Energiequellen deutliche
Vorteile aufweisen.
Technische Maßnahmen zur Minderung von Methanemissionen über die
Biogasanlage und im Abgasstrom des BHKW zeigen ebenfalls einen signifikanten
Einfluss auf die THG-Bilanz und sollten politisch gefordert werden.
Die wesentlichen Ergebnisse der durchgeführten Betrachtungen sind in der folgenden
Abbildung 21 zusammengeführt.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
86
Abbildung 21 THG-Einsparungen durch den Einsatz von Biomethan in unterschied. Nutzungskonzepten (energetischer Allokationsansatz) (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen)
KWK0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Nawaro/Gue
Bioabfall
Wärme Kraftstoff
B
C
B+C
B+C
C
A
B+C
B+C
B
C
B+C
C
B+C
A: Basisfall mit externer Prozessenergieversorgung;
B: interne Prozessenergieversorgung;
C: Emissionsminimierte Anlagen
Innovatives Referenzsystem: Strom aus Kohlekraft, Wärme aus Erdgas-/ Wärmepumpenmix
Konservatives Referenz-system 1
Konservatives Referenz-system 2
Konservatives Referenzsystem 1: Strommix; Erdgas-/ Heizölmix
Konservatives Referenzsystem 2: Heizungsmix (Erdgas/Heizöl)
Innovatives Referenzsystem: Wärme aus einem Erdgas-Wärmepumpenmix
Referenz: Fossile Referenz nach BioKraftNachV
THG
-Ein
spar
un
gen
in g
CO
2-kW
h B
iom
eth
an
Legende
A
A
B+C
B+C
B
C
B+C
C
B+C
B
B
A
A
B
A
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
87
8.4.1. Allgemeine Handlungsempfehlungen auf Basis der durchgeführten Betrachtungen
Grundsätzlich ist die Rohstoffbasis für die Biogas- und Biomethanerzeugung erneuerbar,
aber mit Blick auf die verfügbaren Rohstoffe und Flächen begrenzt. Eine effiziente Nutzung
der Rohstoffe ist daher zentral, um beim weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien einen
möglichst hohen Beitrag zu den Förderzielen zu erreichen.
Im Rahmen der Förderung von Bioenergie sollte daher - im Sinne eines effektiven
Primärenergieeinsatzes - bei allen Nutzungsoptionen hohe energetische
Wirkungsgrade und bei Biogas- und Biomethanoptionen die Nutzung des Gärrestes
als ein hochwertiger Dünger sichergestellt werden. Die Stromerzeugung sollte
grundsätzlich mit einer möglichst umfassenden Nutzung der Abwärme verbunden
sein.
Die Treibhausgasbilanz der Biogas- und Biomethanerzeugung ist entscheidend geprägt von
der Art der eingesetzten Substrate und der Art der Prozessenergieversorgung. Die höchsten
THG-Einsparungen werden beim Einsatz von Bioabfällen (Rest- und Abfallstoffen) und einer
regenerativ bereitgestellten Prozessenergie (insbesondere Wärme) erzielt.
Die Biogas- und Biomethanerzeugung aus Rest- und Abfallstoffen sollte politisch
gezielt unterstützt werden. Die Ausbauziele der Bundesregierung können mit
Reststoffen allein jedoch nicht erreicht werden, da die Rohstoffbasis sowohl in der
Summe als auch lokal begrenzt ist.
Der Einsatz von Gülle in Biogasanlagen geht mit signifikanten THG-Reduktionen
einher und ist uneingeschränkt anzustreben. Realisierbar ist dies in unterschiedlichen
Substratanteilen, wobei die lokale Gülleverfügbarkeit in der Regel den limitierenden
Faktor darstellt. Der Einsatz von (flüssiger) Gülle sollte daher für das gesamte
betrachtete Anlagenspektrum geboten sein.
Auch beim Einsatz von nachwachsenden Rohstoffen zur Biogas- und Biomethanproduktion
können vielversprechende Treibhausgasbilanzen erreicht werden. Dies gilt insbesondere
dann, wenn die Prozessenergieversorgung regenerativ bereitgestellt wird.
Um einen möglichst hohen Klimaschutzbeitrag durch die Nutzung von Biogas und
Biomethan zu erzielen, sollte die Bereitstellung dieser Energieträger generell mit
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
88
Prozessenergie (d.h. Strom- und Wärmebedarf) aus regenerativen Energieträgern
realisiert werden.
8.4.2. Handlungsempfehlungen aus der Betrachtung der berücksichtigten
Anlagenkonzepte zur Biogas-/Biomethanproduktion
Die durchgeführten Berechnungen haben deutlich den Einfluss von Maßnahmen zur
Verringerung der Methanemissionen bei der Biogasproduktion, -aufbereitung und -nutzung
im BHKW gezeigt. Diese Maßnahmen tragen signifikant zur Minderung der
Treibhausgasemissionen durch die Nutzung von Biogas- und Biomethan bei.
Generell besteht bei der Bewertung von Art und Umfang der verschiedenen Methan-
emissionsquellen in der Prozesskette zur Biogas- und Biomethanproduktion noch
Forschungsbedarf. Eine bessere Kenntnis und Bewertung ist die Voraussetzung für
umfassend optimierte Konzepte. Aus diesem Grund sollten entsprechende
Forschungsprojekte und Messprogramme gezielt unterstützt werden und die in Ihnen
erarbeiteten Erkenntnisse und Handlungsempfehlungen in die zukünftige Förderung
der Nutzung von Biogas- und Biomethan Eingang finden.
Eine umfassende Minderung der Methanemissionen scheint grundsätzlich sowohl bei
kleinen als auch bei großen Anlagenkonzepten möglich.
Zur Marktimplementierung der erforderlichen emissionsmindernden7 Maßnahmen
(z.B. thermische Abgasnachbehandlung am BHKW, Nachverbrennungsverfahren bei
der Biogasaufbereitung, gasdichte Abdeckung von Gärrestlagern mit
Restgaserfassung) sind zusätzliche gesetzliche Vorgaben (Bspw. im BImSchG)
erforderlich. Diese müssen schrittweise etabliert werden.
Relevante Methanemissionen treten auch bei der Nutzung des Biogases im BHKW auf
und werden nach Herstellerangaben in der Größenordnung von 1-2 % des
produzierten Biogases beziffert. Die Einhaltung festgelegter Emissionsgrenzwerte am
7 Die Ergebnisse der THG-Bilanz sowie der Sensitivitätsrechnungen verdeutlichen, dass relevante
Emissionsminderungen bei der Lagerung der Gärreste und bei der Verwertung des Biogases im BHKW möglich sind. Die Höhe der Restgasemissionen von Gärresten in Gärrestlagern hängt stark von der Betriebsweise (Verweilzeit, Abbaugrad) der Anlage und der Temperatur im Gärrestlager ab. Geht man von Restgasemissionen in der Größenordnung von 2-3 % des produzierten Methans aus, so hat dies eine erhebliche ökologische Relevanz. Werden die Gärrestlager (gasdicht) abgedeckt, ergeben sich deutliche Klimagaseinsparungen. Hierbei ist zu bedenken, dass die zusätzlichen Kosten für eine gasdichte Gärrestlagerabdeckung in der Regel bei NawaRo-Anlagen durch den Mehrertrag der Restgaserfassung kompensiert werden können; bei großen Gülleanlagen sind ggf. finanzielle Anreize erforderlich.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
89
BHKW könnten dabei z.B. über eine Nachverbrennung des Abgases sichergestellt
werden. Optimierungsmaßnahmen sind auch über die Anpassung der Betriebsweise
oder BHWK-Einstellungen denkbar, allerdings besteht hierzu weiterer
Forschungsbedarf. Zu berücksichtigen ist, dass die vergleichsweise höheren
Investitionen für Abgasnachbehandlungssysteme bei Kleinanlagen anders gewichtet
werden müssen. Grundsätzlich ist jedoch eine einheitliche Regelung für alle Anlagen
zu begrüßen.
8.4.3. Handlungsempfehlungen aus der Betrachtung der berücksichtigten Konzepte der
Biogas- und Biomethannutzung
Die Nutzung von Biogas und Biomethan zur Erzeugung von KWK-Strom und Wärme sowie
Kraftstoff ist im Rahmen der betrachteten Anlagenkonzepte (bei entsprechenden
Einsatzstoffen und Anlagenkonzept) grundsätzlich mit deutlichen Treibhausgasreduktionen
gegenüber der jeweiligen Referenz verbunden. Über alle Einsatzstoffe und Leistungsklassen
werden bei einer KWK-Stromerzeugung mit umfassender Wärmenutzung die höchsten
Einsparungen erzielt.
Um diesen effizienten Weg der Biogas- und Biomethannutzung verstärkt zu fördern
und auszubauen, müssen geeignete Rahmenbedingungen geschaffen werden.
Die durchgeführten Berechnungen haben auch gezeigt, dass der Vergleich der
verschiedenen Nutzungsoptionen (KWK-Strom, Wärme, Kraftstoff) untereinander wesentlich
von den jeweils angenommenen Referenzsystemen (gegenwärtiger Energiemix oder fossile
„Ersatzinvestition“) bestimmt wird. Die Wahl des Referenzsystems kann dadurch nicht nur
eine Lenkungswirkung für das Biomethan in unterschiedliche Nutzungspfade sondern auch
einen zusätzlichen Innovationsanreiz zur stärkeren Verringerung von THG-Emissionen aus
der Biomethanproduktion haben.
Ein möglichst effizientes Referenzsystem sollte an der Frage möglicher Alternativinvestitionen orientiert sein (vgl. Abschnitt 6.1.2 „Referenztechnologien“).
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
90
8.4.4. Empfehlungen für die Ausgestaltung des EEG Vorschlags
Werden entsprechende technische Maßnahmen zur Emissionsminderung bzw. eine
regenerative Prozessenergieversorgung sowie hohe Wärmenutzungsgrade realisiert, zeigen
sich über alle untersuchten Leistungsklassen und Substratkategorien hohe
Klimagaseinsparungen für KWK-Anwendungen. Die dargestellten Berechnungen haben
gezeigt, dass die Höhe dieser Einsparungen dabei nicht von der Anlagengröße abhängen
muss.
Für den weiteren Ausbau der Biogas- und Biomethankapazitäten können – je nach
lokalen Randbedingungen – große oder kleine Anlagen sinnvoll sein. Daher sollte die
Vergütungsstruktur für alle betrachteten Modellfälle den weiteren Ausbau
ermöglichen. Dabei sind generelle Unterschiede der spezifischen Investitionen in
Abhängigkeit der Anlagengröße zu beachten (z.B. über eine größenabhängige
Vergütung).
Grundsätzlich sollte das EEG vereinfacht und mit Mindestanforderungen an eine effiziente
Bereitstellung von KWK-Strom versehen werden.
Dazu:
sind Emissionsminderungsanforderungen sind als Vergütungsvoraussetzung für
Neuanlagen zu definieren (u.a. gasdichte Gärrestlagerabdeckung mit
Restgaserfassung, stationäre Notfackel oder alternatives Verwertungssystem,
Methanemissionsgrenzwerte für BHKW für alle nach BauG- und BImsCHG-
genehmigten Anlagen). Darüber hinaus müssen Ertüchtigungsmaßnahmen für die
bestehenden Anlagen auf den Weg gebracht werden.
ist die Prozessenergieversorgung auf der Basis erneuerbarer Energieträger
sicherzustellen. Dies umfasst sowohl den Strom- als auch den Wärmebedarf.
sind erweiterte Anforderungen an die Wärmenutzung aus dem KWK-Prozess
festzulegen (z.B. Mindest-Wärmenutzungsgrade und Nachweis der Substitution von
Wärme, die ansonsten auf der Basis fossiler Energieträger in vergleichbarer Menge
und Qualität bereitgestellt werden müsste).
ist die Vergärung von Bioabfällen in Verbindung mit einer Kompostierung stärker zu
unterstützen.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
91
Um sicher zu stellen, dass die jeweils effizientesten Konzepte vor Ort realisiert werden, muss
sich die Vergütungsstruktur möglichst stark an den Kosten orientieren und Mitnahmeeffekte
begrenzen. Darüber hinaus sollte, vor dem Hintergrund eines wachsenden
Anlagenbestandes und einer zunehmenden Rohstoffkonkurrenz, bei der Umgestaltung des
EEG auf eine hohe Anschlussfähigkeit an das EEG 2009 geachtet werden. Bestehende
Anlagen müssen die Möglichkeit zum Systemübergang von 2009 auf das EEG 2012 erhalten.
Die Stromerzeugung aus Biomethan ist - bei gleicher Anlagenkonfiguration - zum einen mit
höheren Kosten, zum anderen (zumindest teilweise) mit höherem Nutzungsgrad für
vergleichbare Klimaschutzeffekte als die direkte Verstromung von Biogas vor Ort verbunden.
Gleichwohl bietet diese Option auf der anderen Seite neue, interessante Möglichkeiten der
KWK-Anwendung – vor allem in Hinblick auf die Systemintegration.
Daher sind für diese Anwendung eine höhere Vergütung und gleichzeitig höhere Anforderungen an die Wärmenutzung vorzusehen.
8.4.5. Handlungsempfehlungen aus den Betrachtungen für die Kraftstoff und
Wärmebereitstellung auf Basis von Biomethan
Die durchgeführten Berechnungen haben gezeigt, dass die Nutzung von Biomethan zur
Kraftstoff- und Wärmebereitstellung mit geringeren THG-Einsparungen verbunden ist als der
Einsatz in optimierter KWK-Anwendung. Zur Sicherstellung von Klimaschutzeinsparungen in
diesen Nutzungspfaden müssen daher entsprechende Mindestanforderungen an die
Einsparung definiert werden. Weiterhin muss eine Abwägung der Verfügbarkeit von
Biomethan für alle Nutzungspfade vor dem Hintergrund der begrenzten Rohstoffbasis
erfolgen.
Im Kraftstoffbereich stellt der Einsatz von Biomethan gegenüber anderen Biokraftstoffen
eine vielversprechende Option dar. Entsprechende THG-Minderungsvorgaben sind durch
den Gesetzgeber im Rahmen der BioKraftNachV bereits implementiert. Biomethan kann –
bei entsprechenden Konzepten – bereits heute Treibhausgaseinsparungen von 60%
realisieren, was als generelle Anforderung erst 2018 vorgesehen ist. Eine Anreizwirkung für
den Einsatz von Rest- und Abfallstoffen kann durch eine Umsetzung des „double-counting“
Paragraphen der EU Richtlinie 2009/28/EG erfolgen.
Teilbericht B - Potenzielle Umweltwirkungen der Biogas/Biomethanproduktion
92
Wird der Einsatz von Biogas und Biomethan im Wärmebereich angestrebt, ist durch die
Vorgabe von THG-Mindesteinsparungen, analog zu den Vorgaben für Biokraftstoffe, ein
effizienter Einsatz zu sichern. Diese sollten mindestens 50 % gegenüber der
Ersatzinvestitions-Referenz betragen.
8.4.6. Weitere Handlungsempfehlungen
THG-Emissionen sind bei weitem nicht der einzige relevante ökologische Faktor. So kann die
Biogas- und Biomethanproduktion aus Gülle bei einer entsprechenden Substrat- und
Gärrestaufbereitung zusätzlich den starken Nährstoffdruck in Veredelungsregionen (und
viele mit diesem Effekt verbundene Probleme wie z.B. die Grundwasserverschmutzung)
abschwächen. Andererseits können durch eine rein auf Energieertrag ausgerichtete
Energiepflanzenproduktion ökologische Fehlentwicklungen (z.B. im Bereich Biodiversität)
forciert werden. Um dieser Gefahr entgegenzuwirken, müssen in der Landwirtschaft
geeignete Rahmenbedingungen geschaffen werden (z.B. Einhalten von Vorgaben zur
Fruchtfolge, stärkere Integration von Zwischenfrüchten) und entsprechende
Nachhaltigkeitsanforderungen definiert werden; damit diese die notwendige Wirksamkeit
entfalten, müssen sämtliche landwirtschaftliche Flächen einbezogen werden (also auch
Nahrungs- und Futtermittelproduktion sowie Produktion nachwachsender Rohstoffe für die
stoffliche Nutzung). Das EEG stellt hierfür kein geeignetes Instrument dar.
Teilbericht B - Abbildungsverzeichnis
93
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1 Schematische Darstellung der Vorgehensweise zur Bestimmung des
Biomethanpotenzials (Quelle: eigene Darstellung) ................................................................. 24
Abbildung 2 Gegenüberstellung der Ergebnisse zum Flächenpotenzial für Energiepflanzen
der BMVBS-Studie (links) und der Öko-Institut-Studie (rechts) (Quelle: eigene
Zusammenstellung basierend auf [1], [2]) ............................................................................... 26
Abbildung 3 Gegenüberstellung der technischen Biogaspotenziale der BMVBS-Studie (links)
und der Öko-Institut-Studie (rechts) (Quelle: eigene Zusammenstellung basierend auf [1],
[2]) ............................................................................................................................................ 30
Abbildung 4 Masse- und energiebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen
(Betreiberumfrage 2009 (n=420), Quelle: [10]) ....................................................................... 31
Abbildung 5 Gegenüberstellung der technischen Biogaspotenziale von Exkrementen der
Nutztierhaltung der BMVBS-Studie (links) und die Öko-Institut-Studie (rechts) (Quelle: eigene
Zusammenstellung basierend auf [1], [2]) ............................................................................... 32
Abbildung 6 Regionale Verteilung der technischen Biogaspotenziale von Rinder- und
Schweineexkrementen aus der Tierhaltung in 2007 (Quelle: [2]) ........................................... 34
Abbildung 7 Gegenüberstellung der technischen Biogaspotenziale von Bio- und Grünabfällen
der BMVBS-Studie (links) und die Öko-Institut-Studie (rechts) (Quelle: eigene
Zusammenstellung basierend auf [1], [2]) ............................................................................... 35
Abbildung 8 Regionale Verteilung der technischen Biogaspotenziale von Bio- und
Grünabfällen in 2007 (Quelle: [2]) ........................................................................................... 37
Abbildung 9 Technische Biogaspotenziale verschiedener industrieller Reststoffe aus der Öko-
Institut-Studie (Quelle: eigene Zusammenstellung basierend auf [1] ..................................... 39
Abbildung 10 Gegenüberstellung der technischen Biogaspotenziale der untersuchten
Biogassubstrate der BMVBS-Studie (links) und die Öko-Institut-Studie (rechts) (Quelle:
eigene Zusammenstellung basierend auf [1], [2]) ................................................................... 40
Abbildung 11 Bestandteile einer Ökobilanz nach [26] ............................................................. 46
Abbildung 12 Überblick der betrachteten Leistungsklassen und Substratkategorien (Quelle:
DBFZ, eigene Darstellung) ........................................................................................................ 52
Abbildung 13 Grundsätzliche Annahmen für die THG-Bilanzierung der betrachteten
Anlagenkonzepte (Quelle: DBFZ, eigene Darstellung) ............................................................. 53
Teilbericht B - Abbildungsverzeichnis
94
Abbildung 14 THG-Emissionen aus der Biogasproduktion in gCO2 pro kWhHS Biogas (Quelle:
DBFZ, eigene Berechnungen) ................................................................................................... 62
Abbildung 15 THG-Emissionen aus der Vor-Ort-Verstromung von Biogas (energetischer
Allokationsansatz), (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen) ...................................................... 65
Abbildung 16 THG-Emissionen pro kWhHS Biomethan (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen)71
Abbildung 17 THG-Emissionen aus der Stromproduktion nach Biomethaneinspeisung
(energetischer Allokationsfaktor) (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen) ............................... 73
Abbildung 18 THG-Emissionen aus der Wärmeproduktion nach Biomethaneinspeisung
(Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen) ..................................................................................... 77
Abbildung 19 THG-Emissionen aus der Nutzung von Biomethan als Kraftstoff (Quelle: DBFZ,
eigene Berechnungen) ............................................................................................................. 81
Abbildung 20 Ergebnis der durchgeführten Sensitivitätsrechnungen (Quelle: DBFZ, eigene
Berechnungen) ......................................................................................................................... 83
Abbildung 21 THG-Einsparungen durch den Einsatz von Biomethan in unterschiedlichen
Nutzungskonzepten (energetischer Allokationsansatz) (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen)
.................................................................................................................................................. 86
Abbildung 22 THG-Emissionen aus der Vor-Ort-Verstromung von Biogas (exergetischer
Allokationsansatz) (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen) ..................................................... 105
Abbildung 23 THG-Emissionen aus der Stromproduktion nach Biomethaneinspeisung
(exergetischer Allokationsfaktor) (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen) ............................. 106
Teilbericht B - Tabellenverzeichnis
95
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1 Gegenüberstellung der maßgeblichen Inhalte der beiden analysierten Studien
(Quelle: eigene Darstellung) .................................................................................................... 23
Tabelle 2 Gegenüberstellung der Annahmen und Ergebnisse für die drei Szenarien der
BMVBS-Studie (Quelle: eigene Zusammenstellung basierend auf [2]).................................... 29
Tabelle 3 Minimales und maximales technisches Biomethanpotenzial der drei Szenarien der
BMVBS-Studie (Quelle: eigene Berechnungen nach [2]) ......................................................... 42
Tabelle 4 Basisdaten für die Bilanzierung der Substratproduktion auf Basis von [41], [30], [42]
und [43] .................................................................................................................................... 57
Tabelle 5 Annahmen für die Berechnungen der THG-Emissionen aus dem Substrattransport
(Quelle: Annahmen DBFZ) ........................................................................................................ 58
Tabelle 6 Düngewirkung des Gärrestes für die NawaRo/Gülle und Bioabfall-Pfade. Berechnet
mithilfe des Biogasgülle–Rechners [37] ................................................................................... 61
Tabelle 7 Ammoniak- (NH3), Methan- (CH4) und Lachgasemissionen (N2O) pro Nm³ Gülle
während der Lagerung und nach der Ausbringung von unbehandelter bzw. fermentierter
Rinder- und Schweinegülle nach [39] ...................................................................................... 62
Tabelle 8 Annahmen für die Berechnung der THG-Emissionen aus der Vor-Ort-Verstromung
(Quelle: Annahmen und eigene Berechnungen DBFZ) ............................................................ 64
Tabelle 9 THG-Emissionen und Einsparungen aus der Vor-Ort-Verstromung von Biogas,
energetische Allokation. Referenzwerte: Stromproduktion: Strommix Deutschland 575 g CO2-
Äq/kWhel, Kohlekraftwerk 750 g CO2-Äq/kWhel, Wärmeproduktion: Erdgas/Wärmepumpe
180 g CO2-Äq/kWhth, Erdgas/Heizöl 281 g CO2-Äq/kWhth (Quelle: eigene Berechnungen
DBFZ) ........................................................................................................................................ 67
Tabelle 10 Annahmen für die Nutzung von Biomethan in einem KWK-Prozess (Quelle:
Annahmen und eigene Berechnungen DBFZ) .......................................................................... 72
Tabelle 11 THG-Emissionen und Einsparungen aus der Stromproduktion nach
Biomethaneinspeisung, energetische Allokation. Referenzwerte: Stromproduktion: Strommix
Deutschland 575 g CO2-Äq/kWhel, Kohlekraftwerk 750 g CO2-Äq/kWhel, Wärmeproduktion:
Erdgas/Wärmepumpe 180 g CO2-Äq/kWhth, Erdgas/Heizöl 281 g CO2-Äq/kWhth (Quelle:
Annahmen und eigene Berechnungen DBFZ) .......................................................................... 75
Teilbericht B - Tabellenverzeichnis
96
Tabelle 12 THG-Emissionen und Einsparungen aus der Wärmeproduktion nach
Biomethaneinspeisung, Referenzwerte: Erdgas/Wärmepumpe 180 g CO2-Äq/kWhth,
Erdgas/Heizöl 281 g CO2-Äq/kWhth (Quelle: eigene Berechnungen DBFZ) ............................. 79
Tabelle 13 Hintergrundannahmen 190 kW Anlage (Quelle: Annahmen und eigene
Berechnungen DBFZ) .............................................................................................................. 100
Tabelle 14 Hintergrundannahmen 600 kW Anlage (Quelle: Annahmen und eigene
Berechnungen DBFZ) .............................................................................................................. 101
Tabelle 15 Hintergrundannahmen 1.200 kW Anlage inkl. Aufbereitung (Quelle: Annahmen
und eigene Berechnungen DBFZ) ........................................................................................... 102
Tabelle 16 Hintergrundannahmen 5.000 kW Anlage inkl. Aufbereitung (Quelle: Annahmen
und eigene Berechnungen DBFZ) ........................................................................................... 103
Tabelle 17 Hintergrundannahmen 10.000 kW Anlage inkl. Aufbereitung (Quelle: Annahmen
und eigene Berechnungen DBFZ) ........................................................................................... 104
Teilbericht B - Literaturverzeichnis
97
Literaturverzeichnis
[1] Öko-Institut e.V., (Hrsg.): Stoffstromanalyse zur nachhaltigen energetischen Nutzung von Biomasse. Herausgegeben von Öko-Institut e.V., 1. Aufl. (ISBN: 3-934490-20-4), Freiburg, Darmstadt, Berlin, 2004
[2] Globale und regionale räumliche Verteilung von Biomassepotenzialen. Endbericht, BMVBS-Online-Publikation, (http://www.bbsr.bund.de/BBSR/DE/Veroeffentlichungen/BMVBS/Online/2010/ON272010.html), November 2010
[3] Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V.: Homepage Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. Daten und Fakten, (Zugegriffen 13. Dezember 2010 auf: www.nachwachsenderohstoffe.de/service/daten-und-fakten/anbau/?spalte=3), 2010
[4] Ramesohl, S. und Arnold, K.: Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse - Band 1: Gesamtergebnisse und Schlussfolgerungen. Endbericht, (http://www.wupperinst.org/uploads/tx_wiprojekt/1110-report.pdf), Wuppertal Institut für Klima, Umwelt und Energie: Wuppertal, Januar 2006
[5] European Environment Agency, (Hrsg.): How much bioenergy can Europe produce without harming the environment? Herausgegeben von European Environment Agency, EEA Report 7, (ISBN: 92-9167-849-X), Copenhagen, 2006
[6] Thrän, D., Edel, M., Seidenberger, T., Gesemann, S. und Rohde, M.: Identifizierung stra-tegischer Hemmnisse und Entwicklung von Lösungsansätzen zur Reduzierung der Nut-zungskonkurrenzen beim weiteren Ausbau der energetischen Biomassenutzung. 1. Zwi-schenbericht FKZ 0327635, (http://www.erneuerbare-energien.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/zwischenber_nutzungskonkurr.pdf), Deutsches Biomasseforschungszentrum gGmbH, Institut für Umweltplanung: Leipzig, Februar 2009
[7] Thrän, D., Weber, M., Scheuermann, A., Fröhlich, N., Zeddies, J., Henze, A., Thoroe, C., Schweinle, J., Fritsche, U.R., Jenseit, W., Rausch, L. und Schmidt, K.: Nachhaltige Bio-massenutzungsstrategien im europäischen Kontext. Endbericht, (http://www.erneuerbareenergien.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/biohandel_endbericht.pdf), Institut für Energetik und Umwelt gGmbH, Universität Hohenheim, Bundesanstalt für Forst- und Holzwirtschaft, Öko-Institut e.V.: Leipzig, November 2005
[8] Nitsch, J., Krewitt, W., Nast, M., Viebahn, P., Gärtner, S., Pehnt, M., Reinhardt, G., Schmidt, R., Ulhlein, A., Scheurlen, K., Barthel, C., Fischedick, M. und Merten, F.: Ökolo-gisch optimierter Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien in Deutschland. Endbe-richt, Forschungsvorhaben im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit FKZ 901 41 803, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt, Institut für Energie- und Umweltforschung, Wuppertal Institut für Klima, Umwelt und Energie: Stuttgart, Heidelberg, Wuppertal, März 2004
[9] Arnold, K.: Wissenschaftliche Begleitforschung zur Markteinführung von Biogas zur Ein-speisung ins Erdgasnetz - Zwischenbericht AP 2: Potenziale. (http://www.wupperinst.org/projekte/proj/index.html?projekt_id=198&bid=43&searchart=projekt_uebersicht), Wuppertal Institut für Klima, Umwelt und Energie: Wuppertal, Juli 2009
[10] DBFZ: Monitoring zur Wirkung des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) auf die Entwick-lung der Stromerzeugung aus Biomasse. 3. Zwischenbericht. Zwischenbericht, BMU: Berlin, März 2010
[11] Kaltschmitt, M., Merten, D., Fröhlich, N. und Nill, M.: Energiegewinnung aus Biomasse.
Teilbericht B - Literaturverzeichnis
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Externe Expertise für das WBGU-Hauptgutachten 2003, (http://www.wbgu.de/wbgu_jg2003_ex04.pdf), Berlin, Heidelberg, 2003
[12] Anne Scheuermann, Daniela Thrän, Frank Scholwin, Martin Dilger, Doris Falkenberg, Moritz Nill und Janet Witt: Monitoring zur Biomasseverordnung auf Basis des Erneuer-bare-Energien-Gesetzes (EEG) aus Umweltsicht. Endbericht. Endbericht, (http://blum.home.cern.ch/blum/Studie/Dok-A7/Biomasse-Stromerzeugung.pdf), Insti-tut für Energetik und Umwelt gGmbH, 2003
[13] Gisela Beckmann: Regionale Potenziale ausgewählter biogener Reststoffe. Informatio-nen zur Raumordnung, 2006
[14] Frank Scholwin, Jaqueline Daniel und M. Paterson: Biogaserzeugung durch Trockenver-gärung von organischen Rückständen, Nebenprodukten und Abfällen aus der Landwirt-schaft - Teilbericht 2: Erhebung der mit Trockenfermentationsverfahren erschließbaren energetischen Potenziale in Deutschland, vergleichende ökonomische und ökologische Analyse landwirtschaftlicher Trockenfermentationsanlagen. Endbericht, (www.fnr-server.de/ftp/pdf/literatur/TV/Abschnitt2-IE.pdf), Institut für Energetik und Umwet gGmbH, 2007
[15] Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V., (Hrsg.): Handreichung Biogasgewinnung und -nutzung. Herausgegeben von Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V., 3. Aufl. (ISBN: 3-00-014333-5), Gülzow, 2006
[16] Prognos, (Hrsg.): Regionale Potenziale von Bio- und Grünabfällen zur Vergärung. Her-ausgegeben von Prognos, 2010
[17] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (Hrsg.): Das Integrierte Energie- und Klimaprogramm der Bundesregierung. Berlin, 2007,(Zugegriffen 12. April 2011 auf:
http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/hintergrund_meseberg.pdf)
[18] Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Änderung und anschließenden Aufhebung der Richtlinien 2001/77/EG und 2003/30/EG;
[19] Verordnung über Anforderungen an eine nachhaltige Herstellung von Biokraftstoffen (Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung - Biokraft-NachV) vom 30. September 2009 (BGBl. I S. 3182), die durch die Verordnung vom 22. Juni 2010 (BGBl. I S. 814) geändert worden ist; 2010
[20] Zah, R. Böni, H., Gauch, M., Hischier, R., Lehmann, M., Wäger, P.: Ökobilanz von Energie-produkten: Ökologische Bewertung von Biotreibstoffen. Empa, April 2007
[21] Scholwin, F., Fritsche, U.; Kurzstudie. Beurteilung von Biogasanlagenparks im Vergleich zu Hof-Einzelanlagen. Institut für Energetik und Umwelt gGmbH, Leipzig, 2007
[22] Kalies, M., Schröder, G.,: Schlüsseldaten Klimagasemissionen. Welchen Beitrag kann die Biomasse zum Klimaschutz leisten?, Institut für Energetik und Umwelt gGmbH, Leipzig 2007
[23] Pehnt, M., Vogt, R.: Biomasse und Effizienz. Vorschläge zur Erhöhung der Energieeffizi-enz. Institut für Energie- und Umweltforschung GmbH, Heidelberg, 2007
[24] Vogt, R,: Basisdaten zu THG-Bilanzen für Biogas-Prozessketten und Erstellung neuer THG-Bilanzen, Institut für Energie- und Umweltforschung GmbH, Heidelberg, 2007
[25] Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vom 25. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2074), das zuletzt durch das Gesetz vom 11. August 2010 (BGBl. I S. 1170) geändert worden ist;
[26] DIN EN ISO 14040: Umweltmanagement - Ökobilanz - Grundsätze und Rahmenbedingungen (ISO 14040:2006), Deutsche und Englische Fassung EN ISO 14040:2006
Teilbericht B - Literaturverzeichnis
99
[27] DIN EN ISO 14044: Umweltmanagement - Ökobilanz - Anforderungen und Anleitungen (ISO 14044:2006); Deutsche und Englische Fassung EN ISO 14044:2006
[28] Fleischer, G., Hake, J.-F.: Aufwands- und ergebnisrelevante Probleme der Sachbilanzierung Schriften des Forschungszentrums Jülich, Reihe Umwelt/Environment Band 30, Jülich 2002 ADDIN ZOTERO_BIBL
[29] Müller-Langer, F., Rönsch, S., Weithäuser, M., Oehmichen, K., Scholwin, F., Höra, S. Scheftelowitz, M., Seiffert, M.: Ökonomische und ökologische Bewertung von Erdgassubstituten aus nachwachsenden Rohstoffen. Deutsches Biomasse Forschungszentrum gGmbH, Leipzig, 2009
[30] Vetter, A., Arnold, K.: Klima- und Umwelteffekte von Biomethan, Anlagentechnik und Substratauswahl, Wuppertal Paper Nr. 182, Februar 2010
[31] Warneke, S. Overesch, M., Brauckmann, H.-J., Broll, G., Höper, H.: Auswirkungen des E-nergiepflanzenanbaus und der Düngung mit Gärresten auf den Kohlenstoffgehalt im Boden – erste Modellierungsergebnisse. In: Tagung: Bodenbiologische Indikatoren für eine nachhaltige Bodennutzung, 28.-29. Osnabrück, Februar 2008
[32] Gebel, D.; Klingenhagen, G.: Wie viel Pflanzenschutz brauchen Energiepflanzen? Bayer Crop Science Kurier, März 2008
[33] Majer, S.; Oehmichen, O.: Mögliche Ansätze zur Optimierung der THG-Bilanz von Biodiesel aus Raps. Deutsches Biomasse Forschungszentrum gGmbH, Leipzig, 2010
[34] Paustian, K., et al: 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories; IPCC National Greenhouse Inventories Programme; published by the Institute for Global Environmental Strategies (IGES), Hayama, Japan on behalf of the Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), 2006;
[35] Soukup, O.: Erstellung von Produktökobilanzen auf Basis von Stoffstromnetzen für die Bereitstellung von Biogas zur Einspeisung in das Erdgasnetz. Wuppertal Institut 2008
[36] Bachmaier, J. und Gronauer, A.: Klimabilanz von Biogasstrom. Klimabilanz der energetischen Nutzung von Biogas aus Wirtschaftsdüngern und nachwachsenden Rohstoffen. Bayrische Landesanstalt für Landwirtschaft: Freisingen, 2007
[37] Reinhold, G. and Peyker, W. Biogasgülle–Rechner Vers. 21.02.09. Thüringer Landesanstalt für Landwirtschaft, 2009d
[38] Bundesregierung Deutschland: Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Abgeordneten Bärbel Höhn, Hans-Josef Fell, Cornelia Behm, Ulrike Höfken und der Fraktion BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN – Drucksache 16/4930 – Landwirtschaft und Klimaschutz. 2007e
[39] Wegener, Jens, Lücke, Wolfgang and Heinzemann, Jörg: Potenzieller Beitrag der Landwirtschaft zur Verminderung der Treibhausgasemissionen in Deutschland. vol. 4, (55) 2006f
[40] Emissions- und Leistungsverhalten von Biogas-Verbrennungsmotoren in Abhängigkeit von der Motorwartung. Schlussbericht zum Forschungsvorhaben. Bayrisches Landesamt Umwelt 2006
[41] Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft: Faustzahlen Landwirtschaft, 14. Auflage, Darmstadt 2009
[42] Witt, J.; Buchhorn, M.; Wirkner, R.; Hennig, C.; Oehmichen, K.; Majer, S.; von Korff, J.; Zimmer, M.; Schneidenbach, K.: Endbericht und Handbuch zur Datenbank „Untersuchung der ökonomischen Nachhaltigkeit möglicher Biomasseproduktlinien“ Sächsiches Landesamt für Umwelt, Landwirtschaft und Geologie, 2010
[43] Mündliche und Schriftliche Kommunikation durch Mitglieder aus dem Lenkungskreis des Biogasrates e.V.
Teilbericht B - Anhang
100
Anhang
Hintergrunddaten Biogasproduktion
Tabelle 13 Hintergrundannahmen 190 kW Anlage (Quelle: Annahmen und eigene Berechnungen DBFZ)
Einheit NawaRo/Gülle extern
NawaRo/Gülle intern
Bioabfall extern
Bioabfall intern
Substratmenge NawaRo inkl.
Silageverluste
t/kWh
HsBiomethan 0,00099 0,00099 0,00096 0,00096
Silageverluste % 5 5 0 0
Güllemenge t/kWh
HsBiomethan 0,00021 0,00021 0,00000 0,00000
Biogasmenge Nm³Biogas/a 808,164 808,164 767,368 767,368
Eigenstrombedarf BGA
kWhel/kWh
HsBiomethan 0,0236 0,0236 0,0784 0,0784
Eigenwärmebedarf BGA
kWhth/kWh
HsBiomethan 0,0968 0,0968 0,1212 0,1212
Volllaststunden h/a 8100 8100 8100 8100
Teilbericht B - Anhang
101
Tabelle 14 Hintergrundannahmen 600 kW Anlage (Quelle: Annahmen und eigene Berechnungen DBFZ)
Einheit NawaRo/Gülle extern
NawaRo/Gülle intern
Bioabfall extern
Bioabfall intern
Substratmenge NawaRo inkl.
Silageverluste
t/kWh
HsBiomethan 0,00099 0,00099 0,00096 0,00096
Silageverluste % 5 5 0 0
Güllemenge
t/kWh
HsBiomethan 0,00021 0,00021 0,00000 0,00000
Biogasmenge Nm³Biogas/a 2486658 2486658 2361131 2361131
Eigenstrombedarf BGA
kWhel/kWh
HsBiomethan 0,0242 0,0242 0,0804 0,0804
Eigenwärmebedarf BGA
kWhth/kWh
HsBiomethan 0,0949 0,0949 0,1185 0,1185
Volllaststunden h/a 8100 8100 8100 8100
Teilbericht B - Anhang
102
Tabelle 15 Hintergrundannahmen 1.200 kW Anlage inkl. Aufbereitung (Quelle: Annahmen und eigene Berechnungen DBFZ)
Einheit NawaRo/Gülle extern
NawaRo/Gülle intern
Bioabfall extern
Bioabfall intern
Substratmenge NawaRo inkl.
Silageverluste
t/kWh
HsBiomethan 0,00099 0,00099 0,00096 0,00096
Silageverluste % 5 5 0 0
Güllemenge t/kWh
HsBiomethan 0,00021 0,00021 0,00000 0,00000
Biogasmenge Nm³Biogas/a 4973317 4973317 4722262 4722262
Eigenstrombedarf BGA
kWhel/kWh
HsBiomethan 0,0242 0,0242 0,0804 0,0804
Eigenwärmebedarf BGA
kWhth/kWh
HsBiomethan 0,0949 0,0949 0,1185 0,1185
Biomethanmenge Nm³Biomethan/a 2703495 2703495 2703495 2703495
Stromverbrauch DWW
kWhel/kWh
HsBiomethan 0,0514 0,0514 0,0488 0,0488
Volllaststunden h/a 8100 8100 8100 8100
Teilbericht B - Anhang
103
Tabelle 16 Hintergrundannahmen 5.000 kW Anlage inkl. Aufbereitung (Quelle: Annahmen und eigene Berechnungen DBFZ)
Einheit NawaRo/ Gülle extern
NawaRo/Gülle intern
Bioabfall extern
Bioabfall intern
Substratmenge NawaRo inkl.
Silageverluste
t/kWh
HsBiomethan 0,00099 0,00099 0,00096 0,00096
Silageverluste % 5 5 0 0
Güllemenge t/kWh
HsBiomethan 0,00021 0,00021 0,00000 0,00000
Biogasmenge Nm³Biogas/a 19711317 19711317 19184190 19184190
Eigenstrombedarf BGA
kWhel/kWh
HsBiomethan 0,0253 0,0253 0,0845 0,0845
Eigenwärmebedarf BGA
kWhth/kWh
HsBiomethan 0,0907 0,0907 0,1134 0,1134
Biomethanmenge Nm³Biomethan/a 10715072 10715072 10982949 10982949
Stromverbrauch DWW
kWhel/kWh
HsBiomethan 0,0514 0,0514 0,0488 0,0488
Volllaststunden h/a 8100 8100 8100 8100
Teilbericht B - Anhang
104
Tabelle 17 Hintergrundannahmen 10.000 kW Anlage inkl. Aufbereitung (Quelle: Annahmen und eigene Berechnungen DBFZ)
Einheit NawaRo/ Gülle extern
NawaRo/Gülle intern
Bioabfall extern
Bioabfall intern
Substratmenge NawaRo inkl.
Silageverluste
t/kWh
HsBiomethan 0,00099 0,00099 0,00096 0,00096
Silageverluste % 5 5 0 0
Güllemenge t/kWh
HsBiomethan 0,00021 0,00021 0,00000 0,00000
Biogasmenge Nm³Biogas/a 39422634 39422634 38368380 38368380
Eigenstrombedarf BGA
kWhel/kWh
HsBiomethan 0,0253 0,0253 0,0845 0,0845
Eigenwärmebedarf BGA
kWhth/kWh
HsBiomethan 0,0907 0,0907 0,1134 0,1134
Biomethanmenge Nm³Biomethan/a 21430144 21430144 21956898 21956898
Stromverbrauch DWW
kWhel/kWh
HsBiomethan 0,0514 0,0514 0,0488 0,0488
Volllaststunden h/a 8100 8100 8100 8100
Teilbericht B - Anhang
105
Ergebnisse der exergetischen Allokation aus der Nutzung von Biogas und Biomethan in
einem KWK-Prozess
Abbildung 22 THG-Emissionen aus der Vor-Ort-Verstromung von Biogas (exergetischer Allokationsansatz) (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen)
Teilbericht B - Anhang
106
Abbildung 23 THG-Emissionen aus der Stromproduktion nach Biomethaneinspeisung (exergetischer Allokationsfaktor) (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen)
Teilbericht C - Abkürzungsverzeichnis
107
Abkürzungsverzeichnis
Abkürzung Erklärung
AGFW Arbeitsgemeinschaft für Wärme- und Heizkraftwirtschaft
e.V.
BHKW Blockheizkraftwerk
Biokraft-NachV Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung
CO2 Kohlendioxid
EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz
EEX European Energy Exchange
el elektrisch
EEWärmeG Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz
GasNZV Gasnetzzugangsverordnung
IEKP Integriertes Energie- und Klimaschutzprogramm
Kfz Kraftfahrzeug(e)
KWKG Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz
kW Kilowatt
kWh Kilowattstunde(n)
KWK Kraft-Wärme-Kopplung
Lkw Lastkraftwagen
MW Megawatt
Teilbericht C - Abkürzungsverzeichnis
108
Abkürzung Erklärung
MWh Megawattstunde(n)
NawaRo Nachwachsende Rohstoffe
Nm³ Normkubikmeter
NOx Stickoxyd
PV Photovoltaik
RECSS Renewable Energy Certitficates
th thermisch
THG Treibhausgasemissionen
TWh Terawattstunde(n)
Teilbericht C - Einleitung EWL
109
9 Einleitung EWL
Neben den ökologischen Effekten einer verstärkten Nutzung von Biogas sind für die
politische Prioritätensetzung auch die ökonomischen Aspekte von großer Bedeutung. Dabei
sind zum einen die Kosten der verschiedenen Technologien relevant, zum anderen aber auch
die Anreize unterschiedlicher Formen der Ausgestaltung der Fördermechanismen.
Nachfolgend soll in Kapitel 10 zunächst ein Überblick über die aktuellen gesetzlichen
Rahmenbedingungen für den Einsatz von Biogas in unterschiedlichen Anwendungsfeldern
gegeben werden. Anschließend werden in Kapitel 11 die Kosten der Energiebereitstellung
aus Biogas bzw. Biomethan analysiert. Dabei wird zwischen Anlagen mit Direktverstromung
und solchen mit Biomethanaufbereitung und –einspeisung sowie nachgeordneter Entnahme
aus dem Erdgasnetz unterschieden. Außerdem werden auch Anlagenkonzepte mit
bedarfsorientierter, flexibler Betriebsweise des BHKW und Zwischenspeicherung des
erzeugten Biomethans betrachtet.
Aufbauend auf diesen Kostenanalysen werden in Kapitel 12 die Potenziale zur
Treibhausgasminderung und die entsprechenden CO2-Minderungskosten abgeleitet. Dabei
werden in einer übergreifenden Betrachtung sowohl Anlagen zur Stromerzeugung als auch
Anwendungen im Kraftstoff- und Wärmemarkt betrachtet.
In Kapitel 13 werden Ansätze für eine verbesserte Förderung zunächst allgemein diskutiert
und dann für die Förderung für Biogas/Biomethan sukzessive konkretisiert. Dabei wird ein
Marktprämienmodell als besonders geeignet für eine effiziente und marktorientierte
Förderung identifiziert und es wird die erforderliche Höhe der Marktprämie abgeleitet.
Diese Konzepte münden in Kapitel 14 schließlich in drei Kernempfehlungen sowie fünf
weiteren Empfehlungen für die zukünftige Förderung.
Teilbericht C - Energiegesetzlicher und energiewirtschaftlicher Kontext
110
10 Energiegesetzlicher und energiewirtschaftlicher Kontext
10.1. Aktueller energiegesetzlicher Rahmen
Für die Nutzung von Energie aus Pflanzen und anderen biologischen Einsatzstoffen ist eine
Vielzahl von gesetzlichen Vorschriften relevant. Nachfolgend werden die wesentlichen
Regelungen auf europäischer und nationaler Ebene vorgestellt, die für die Förderung des
energetischen Einsatzes von Biomasse und insbesondere Biogas relevant sind. Dabei ist zu
berücksichtigen, dass Biogas durch gängige und erprobte technische Verfahren zu
Biomethan veredelt werden kann. Biomethan kann in das Erdgasnetz eingespeist werden
und ist vom herkömmlichen fossilen Erdgas nicht zu unterscheiden, so dass sich die gleichen
Nutzungspfade eröffnen.
10.1.1. Sektorübergreifende europäische Vorgaben
Auf europäischer Ebene wurde mit der EU-Richtlinie 2009/28/EG eine wesentliche Vorgabe
für den Energiesektor mit den Teilsektoren Stromerzeugung, Wärmeerzeugung und Verkehr
entwickeltdie. In dieser Richtlinie ist u.a. vorgegeben, dass der Anteil erneuerbarer
Energieträger am Gesamtenergieverbrauch in der EU bis zum Jahr 2020 mindestens 20 %
betragen soll. Je nach Mitgliedsstaat sind unterschiedliche Zielquoten vorgesehen. Im Jahr
2005 hatte Deutschland eine Erneuerbaren-Quote von 5,8 %. Bis zum Jahr 2020 muss diese
Quote auf 18 % ausgebaut werden (vgl. EU-Richtlinie 2009/28/EG, Anhang I A). Diese
Vorgabe betrifft den Ausbau der Erneuerbaren Energien in den Sektoren Stromerzeugung,
Wärmeerzeugung und Kraftstoffe. Grundsätzlich überlässt es die EU ihren Mitgliedsstaaten,
wie die Anteile zur Zielerreichung auf die drei Sektoren aufgeteilt werden. In Artikel 3 Abs. IV
gibt die Richtlinie jedoch für den Verkehrssektor explizit vor, dass der „Anteil von
Erneuerbaren Energien bei allen Verkehrsträgern im Jahr 2020 mindestens 10 % seines
Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor entspricht.“
10.1.2. Sektorübergreifende deutsche Vorgaben
Integriertes Energie- und Klimaschutzprogramm (IEKP)
Im Jahr 2007 hat die damalige Bundesregierung im Rahmen des Integrierten Energie- und
Klimaschutzprogramms (IEKP) ein Mengenziel für die Einspeisung von Biogas festgelegt.
Gemäß IEKP sollen in Deutschland bis zum Jahr 2020 jährlich zirka 6 Mrd. Nm³ Biogas als
Teilbericht C - Energiegesetzlicher und energiewirtschaftlicher Kontext
111
Biomethan in das Gasnetz einspeist werden. Bis zum Jahr 2030 ist eine Steigerung der
jährlichen Einspeisung auf 10 Mrd. Nm³ vorgesehen. Mit der entsprechenden
einzuspeisenden Energiemenge von zirka 60 TWh bis zum Jahr 2020 und 100 TWh bis zum
2030 hebt sich Deutschland bislang noch deutlich von der EU und den meisten anderen
Mitgliedsländern ab, die bislang keine derartigen konkreten Ziele formuliert haben.
Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV)
In der GasNZV ist in Teil 6, § 31 das bereits im IEKP genannte Einspeiseziel von
Biogas/Biomethan im Jahr 2008 gesetzlich verankert worden. Der sechste Teil der GasNZV
enthält mit den §§ 31-37 privilegierende Ausnahmeregeln für die Einspeisung von
Biogas/Biomethan. Dabei sind vor allem die Netzanschlusspflicht (§ 33) inklusive
Verteilungsschlüssel für die Kosten sowie der vorrangige Netzzugang für Transportkunden
von Biogas (§ 34) und die besonderen Qualitätsanforderungen für Biogas (§ 36)
hervorzuheben.
Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV)
In der GasNZV ist 2008 im neugeschaffenen Paragraphen § 20a festgelegt worden, dass
Transportkunden, die Biogas ins Erdgasnetz einspeisen, vom Netzbetreiber ein Entgelt von
0,007 €/kWh für vermiedene Netzkosten erhalten.
Energiekonzept der Bundesregierung
In dem im September 2010 von der Bundesregierung veröffentlichten Energiekonzept wird
der Biogaserzeugung und Biomethanverwendung eine tragende Rolle zugeschrieben. Die
Vorteile eines breiten Einsatzspektrums in Kombination mit einer guten Speicherbarkeit
sollen durch eine stärkere Verwendung in den Strom-, Wärme- und Kraftstoffsektoren
weiter ausgespielt werden8.
10.1.3. Stromerzeugung einschließlich Kraft-Wärme-Kopplung
Erneuerbare Energien Gesetz (EEG)
Das derzeitige Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) gewährt feste Vergütungssätze für
eingespeisten Strom aus erneuerbaren Energien in Verbindung mit einer Anschluss- und
Abnahmeverpflichtung. Es wird innerhalb des EEG zwischen verschiedenen Technologien wie
8 BMWI (2010), S. 10.
Teilbericht C - Energiegesetzlicher und energiewirtschaftlicher Kontext
112
z.B. Photovoltaik, Wind, Biomasse oder Wasserkraft differenziert. Die Höhe der
Vergütungssätze ist technologiespezifisch ausgerichtet. Dabei gibt es teilweise große
Unterschiede, am stärksten wurde die Einspeisung aus Photovoltaikanlagen bezuschusst, in
der Vergangenheit teilweise mit 50 ct/kWh und mehr9.
Das EEG gilt als das zentrale Instrument der deutschen Förderpolitik im Hinblick auf
Erneuerbare Energien. Der mit diesem Gesetz einhergegangene enorme Ausbau der
Erneuerbaren in Deutschland wird von vielen als beispielhaft für Europa angesehen. Der
Planungssicherheit für die Anlagenbetreiber durch eine gewährte Vergütungsdauer von bis
zu 20 Jahren steht allerdings eine in den letzten Jahren konstant gestiegene finanzielle
Belastung der Endabnehmer durch die EEG-Umlage gegenüber.
Innerhalb des EEG werden je nach Technologie, Standort und Inbetriebnahmejahr
unterschiedlich hohe Fördersätze gewährt. Eine degressive Gestaltung der Vergütungssätze
(§ 20) nach Inbetriebnahmejahr, installierter Kapazität oder Erträgen ist bei verschiedenen
Technologien bereits implementiert. Um eine schnellere Marktintegration zu erreichen,
wurde den Anlagenbetreibern in § 17 das Recht zur Direktvermarktung eingeräumt. Die
Betreiber können den durch die Anlagen erzeugten Strom kalendermonatlich an Dritte direkt
verkaufen. Voraussetzung ist, dass dies in ausreichender Frist dem Netzbetreiber mitgeteilt
wurde.
Die Vergütung der Biogasverstromung und Biomethaneinspeisung ist im EEG zunächst im
§ 27 (Biomasse) geregelt, wobei das aus einem Gasnetz entnommene Gas als Biomasse gilt,
wenn das entnommene Gas im Wärmeäquivalent der Menge von Biogas entspricht, die an
anderer Stelle bis zum Ende des Jahres in das Netz eingespeist wird. Bei Biogas ist die
Vergütung bislang differenziert nach Größenklassen und es werden zusätzliche Boni gewährt
für die Stromerzeugung mit Hilfe von innovativen Technologien (Technologie-Bonus), die
Stromerzeugung aus nachwachsenden Rohstoffen (NawaRo-Bonus), die Stromerzeugung in
KWK-Anlagen (KWK-Bonus) sowie für die Vermeidung von Formaldehyd-Emissionen
(Formaldehyd-Bonus). Die jährliche Degression der Vergütungssätze nach
Inbetriebnahmejahr ist in § 20 mit 1 % pro Jahr festgelegt.
9 Der dadurch induzierte starke Ausbau von PV-Anlagen und der entsprechend gestiegene Fördermitteleinsatz
hat im Jahr 2010 zu einer starken Reduktion der Förderhöhe für PV geführt.
Teilbericht C - Energiegesetzlicher und energiewirtschaftlicher Kontext
113
Weitere gesetzliche Regelungen im Hinblick auf die Förderung von Biogas/Biomethan finden
sich im § 66 (Übergangsbestimmungen) sowie in Anlage I (Technologie-Bonus), Anlage 2
(NawaRo-Bonus), Anlage 3 (KWK-Bonus) sowie Anlage 4 (Wärmenutzungs-Bonus).
Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz - KWKG
Das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz regelt die die Abnahme und die Vergütung von Strom aus
Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung auf Basis von Stein-, Braunkohle, Abfall, "Abwärme",
Biomasse, gasförmigen und flüssigen Brennstoffen. Ziel des Gesetzes ist es dazu beizutragen,
dass der Anteil der Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung bis zum Jahr 2020 auf 25 %
erhöht wird. Dies soll, ähnlich dem EEG über den befristeten Schutz, die Förderung der
Modernisierung und des Neubaus von Anlagen sowie die Förderung des Neu- und Ausbaus
von Wärmenetzen geschehen. Biogas bzw. Biomethan fallen im Zusammenhang mit dem
KWKG unter den Begriff Biomasse. Grundsätzlich bestimmt das KWKG in § 2, Satz 2, dass
Strom, welcher nach dem EEG gefördert wird, nicht in den Anwendungsbereich des KWKG
fällt. Laut § 27 Abs. 4 Nr. 3 und Anlage 3 EEG 2009 jedoch wird vom Netzbetreiber eine
zusätzliche Vergütung (KWK-Bonus) gezahlt, wenn es sich um Strom in Sinne von § 3 Abs. 4
des KWKG handelt. Die beiden Gesetze können in diesem speziellen Fall somit nicht losgelöst
von einander betrachtet werden und verweisen auf den jeweils anderen Gesetzestext.
Voraussetzung für den KWK-Bonus ist ein entsprechender Nachweis, dass es sich um Strom
aus einer KWK-Anlage handelt. Als Nachweis ist bei Anlagen mit einer Leistung von ≤ 2 MW
eine Bescheinigung des Herstellers erforderlich, aus der die elektrische und thermische
Leistung, sowie die Stromkennzahl hervorgehen. Anlagen >2 MW benötigen einen Nachweis
gemäß den Anforderungen des Arbeitsblattes FW 308 der Arbeitsgemeinschaft für Wärme
und Heizkraftwirtschaft (AGFW-e.V.). Die genaue Ausgestaltung und die zu erzielende
Förderhöhe des KWK-Bonus sind in Anlage 3 des EEG geregelt.
10.1.4. Wärmeerzeugung
Erneuerbaren-Energien-Wärmegesetz - EEWärmeG
Ziel des Erneuerbaren-Energie-Wärmegesetzes ist ein Wärmeanteil an Erneuerbaren
Energien am Endenergieverbrauch von 14 % bis zum Jahr 2020. Im bisherigen EEWärmeG ist
eine Pflicht zur anteiligen Nutzung Erneuerbarer Energien zur Wärmeerzeugung nur bei
Neubauten vorgeschrieben. Die Auswahl an Erneuerbaren Technologien ist dabei auf
solarthermische Anlagen, Pelletheizungen, Wärmepumpen und Biogas/Pflanzenöl
Teilbericht C - Energiegesetzlicher und energiewirtschaftlicher Kontext
114
beschränkt. Für die beiden letztgenannten Energieträger besteht jedoch die Einschränkung,
dass nicht nur ein Mindestanteil an der zu deckenden Wärme vorgegeben wird sondern auch
der Nutzungspfad. So muss Pflanzenöl in modernsten Brennwertkesseln, Biogas/-methan in
Kraft-Wärme-Kopplungsanalgen genutzt werden. Eine Nutzung von Biomethan in
Gasthermen ist nicht vorgesehen. Alternativ zum Einsatz erneuerbarer Energien können
Ersatzmaßnahmen, wie zum Beispiel die Nutzung von Abwärme, eine verbesserte Dämmung
oder der Anschluss an ein Netz der Nah- oder Fernwärme erfolgen. Auch hierbei sind
bestimmte Grenzwerte einzuhalten. Auch wenn Biomethan als Energieträger für
herkömmliche Gasheizungen gerade im durch Baurestriktionen beschränkten
Gebäudebestand eine attraktive und sinnvolle Alternative darstellt, so wird diese
Verwendung von Biomethan bislang noch gesetzlich nicht gefördert.
Bei einer Neubauquote von rund 0,5 % des Gebäudebestands pro Jahr ist der Wärmeabsatz
in bestehenden Gebäuden auf Jahre hinaus wesentlich größer, so dass in diesem Bereich
ungleich größere CO2-Reduktionen erreicht werden können. Das Bundesland Baden-
Württemberg hat als bisher einziges auf Basis des EEWärmeG die Nutzungsverpflichtung für
Erneuerbare Energien im Erneuerbare-Wärme-Gesetz Baden-Württemberg (EWärmeG) auf
Bestandsgebäude ausgeweitet. Ziel ist es in Baden-Württemberg, bis 2020 16 % erneuerbare
Energien in der Wärmeversorgung zu haben. Generell muss ab dem 01. Januar 2010 bei
einem Austausch der Heizungsanlage 10 % der Wärme durch erneuerbare Energien erzeugt
werden. Auch die Nutzung von Biogas ist hierbei explizit möglich, so dass das EWärmeG auch
in diesem Punkt weiter geht als das Bundesgesetz. Deckt eine Heizanlage den gesamten
Jahreswärmebedarf (Heizung und Warmwaser), so ist die Pflicht erfüllt, wenn mindestens 10
% des Brennstoffbedarfs der Heizanlage durch Biogas gedeckt werden. Als
Erfüllungsnachweis muss der unteren Baurechtsbehörde nach der erstmaligen Abrechnung
der Brennstofflieferung innerhalb von drei Monaten eine Bestätigung des Lieferanten über
die gelieferten fossilen und regenerativen Anteile des Brennstoffes vorgelegt werden. Eine
vergleichbare Vorgabe ist bisher nicht bundesweit implementiert.
Energiekonzept der Bundesregierung
Im Energiekonzept von 2010 hat die Bundesregierung erklärt, dass sie die in dem EE-
WärmeG die bestehenden Anforderungen an die Nutzung erneuerbarer Energieträger
prüfen wird. Dabei soll insbesondere untersucht werden, ob diese stärker technologieoffen
gestaltet werden können. Eine Öffnung des Wärmemarktes für Biomethan in effizienten
Gasthermen würde für Hauseigentümer die Auswahlmöglichkeiten zur Erfüllung der
Erneuerbarenquote erhöhen, gleichzeitig würden Beiträge zum Biomethan-Einspeise- und
zum CO2-Minderungsziel geleistet.
Teilbericht C - Energiegesetzlicher und energiewirtschaftlicher Kontext
115
Zu Beginn des Jahres 2010 wurde von Seiten der EU in Erwägung gezogen, ggf. die
Mitgliedsstaaten dazu zu verpflichten, die Bestrebungen zur Gebäudesanierung zu forcieren.
Demnach werden die bisherigen Anstrengungen in diesem Bereich als unzureichend
angesehen und in Zukunft sind diesbezüglich weitere Anforderungen zu erwarten.
10.1.5. Biokraftstoffe
EU-Richtlinien und Vorgaben
Das europäische Parlament und der Rat konnten sich Ende 2008 darüber verständigen,
Obergrenzen für die CO2-Emissionen von neuen Pkw festzulegen. Ab 2012 soll der
Durchschnittsausstoß von Neuwagen pro km auf 120 g/CO2 gesenkt werden. Bis 2020 ist
dann eine Höchstgrenze von nur noch 95 gCO2/km vorgesehen. Hervorzuheben ist dabei,
dass im Rahmen einer Bonusregelung pauschal eine Minderung von 5 gCO2/km geltend
gemacht werden kann, wenn eine Beimischung von Biokraftstoffen inklusive Biomethan
erfolgt10.
Kraftstoffstrategie der Bundesregierung
Bereits im Jahr 2004 hat die Bundesregierung ein Strategiekonzept für den Verkehrssektor
entwickelt. Vor dem Hintergrund, dass durch eine Verringerung von Ölimporten die
Versorgungssicherheit erhöht und der Treibhausgasausstoß im Verkehrsbereich gesenkt
werden soll, ist ein primäres Ziel dieses Konzeptes, die Verbreitung neuer,
vielversprechender Kraftstoffe deutlich voranzutreiben11. Erdgas weist im Vergleich zu
anderen fossilen Treibstoffen geringere Emissionen von NOx und Staubpartikeln auf und
besitzt darüber hinaus ein relevantes CO2-Minderungspotenzial. Diesen Vorteilen stehen
höhere Kosten für die Kombination aus Motor- und Speichertechnik sowie die aufwändigere
Tankstelleninfrastruktur gegenüber12. Die Abschätzung des Marktpotenzials für das Jahr
2020 sieht einen Anteil von Erdgas am gesamten Kraftstoffmarkt von 2 bis 4 % vor. Zur
Erreichung des 4 %-Zieles müssten im Jahr 2020 zirka 1,4 Millionen Erdgasfahrzeuge
zugelassen sein. Dieses Ziel erscheint ambitioniert, da im Jahr 2009 der Erdgasanteil am
gesamten Kraftstoffverbrauch lediglich 0,3 % betrug bzw. 85.000 Erdgas-Kfz zugelassen
waren13.
10
Dena (2010), S. 7. 11
Vgl. Bundesregierung (2004), S. 170. 12
Ebd., S. 174. 13
Vgl. Dena (2010), S. 8 f.
Teilbericht C - Energiegesetzlicher und energiewirtschaftlicher Kontext
116
Durch den politisch gewollten Ausbau der Erdgasflotte ergeben sich auch entsprechende
Absatzpotenziale für Biomethan. Durch nochmals im Vergleich zu Erdgas reduzierte CO2-
Emissionen wird das Klimaschutzziel der Bundesregierung zudem unterstützt.
Biokraftstoffquotengesetz
Verschiedene EU-Vorgaben wurden Ende 2006 durch Implementierung des
Biokraftstoffquotengesetzes in deutsches Recht umgesetzt. Die vorgegebene
Biokraftstoffquote von 6,25 % sollte durch Beimischung von Biokraftstoffen in Diesel und
Benzin erreicht werden. Im Jahr 2009 wurden die gesetzlichen Regelungen so angepasst,
dass Biomethan zur Erfüllung der Biokraftstoffquote eingesetzt werden kann. Zudem
orientiert sich die Anrechnung der Biokraftstoffe auf die vorgegebene Quote ab 2015 stärker
an der damit verbundenen Treibhausgasemissionsminderung14.
Abgasnormen
Im September 2014 wird die aktuell gültige Abgasnorm Euro 5 durch die dann geltende Euro
6-Norm abgelöst, mit der weitere Verschärfungen bezüglich des NOx-Ausstoßes
einhergehen. Bereits ab 2013 muss im Vorfeld der Euro 6-Norm der Partikelausstoß um 66 %
und die NOx-Emissionen um 80 % gesenkt werden. Aus ökonomischer Sicht werden diese
verschärften Anforderungen vornehmlich zu Lasten von Dieselfahrzeugen gehen. In Bezug
auf eine breitere Anwendung von Biomethan im Verkehrssektor bedeutet dies
wahrscheinlich eine Reduktion der Kostendifferenz zwischen Diesel- und Erdgasfahrzeugen.
Energiekonzept der Bundesregierung
In Bezug auf den Verkehrssektor ist im Energiekonzept erwähnt, dass die Flotte an
Erdgasfahrzeugen in Zukunft weiter ausgebaut werden soll15. Dies ermöglicht gleichzeitig
den Betrieb von Erdgas-Kfz mit purem Biomethan oder als Beimischung. Eine explizite
Erwähnung eines forcierten Einsatzes von Biomethan im Verkehrssektor fehlt indes im
Energiekonzept.
14
Dabei muss der Biomethaneinsatz durch staatliche Seite zertifiziert und eine nachhaltige Erzeugung, Umwandlung und Transport nachgewiesen werden. Ohne diese Zertifizierung ist eine steuerliche Vergünstigung nichtmöglich (vgl. Biokraft-NachV Teil 2). 15
Ebd., S. 24.
Teilbericht C - Energiegesetzlicher und energiewirtschaftlicher Kontext
117
10.2. Einordnung der aktuellen Förderpolitik
Die aktuell in Deutschland durch das EEG vorgegebene feste Einspeisevergütung wird derzeit
noch in 15 anderen EU-Staaten eingesetzt. Darunter befinden sich Länder wie Frankreich,
Spanien und auch Österreich. Teilweise liegen jedoch die Fördersätze in anderen
europäischen Ländern deutlich unter denen in Deutschland, zudem gibt es teilweise auch
erhebliche administrative Hindernisse. Die Verbindung von vergleichsweise hohen
Vergütungssätzen und etablierten Genehmigungsprozessen hat sicherlich wesentlich zum
zügigen Ausbau der unterschiedlichen Erneuerbaren Energien in Deutschland beigetragen,
der über den Ausbau in anderen Ländern zumeist deutlich hinausgeht. Zugleich sind mit
dieser Förderung erhebliche Kosten und auch Mitnahmeeffekte verbunden. Auffällig ist
auch, dass Länder wie Spanien und Dänemark sich mittlerweile zumindest teilweise (bei
Onshore-Windenergie) von festen Vergütungssätzen abgewendet haben. Auch
mengenmäßige Begrenzungen des geförderten Zubaus gibt es in verschiedenen Ländern
insbesondere bei Photovoltaik.
Bewertung
Die im deutschen EEG verankerte feste Einspeisevergütung kann als bewährtes Instrument
bezeichnet werden. Der zügige Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland hat die
mit diesem Instrument einhergehende hohe Anreizwirkung für Investitionen bestätigt,
hierbei spielt die Reduktion der Unsicherheiten für Investoren sicherlich eine wesentliche
Rolle. Auf der anderen Seite werden durch dieses Instrument nur wenige Anreize in Richtung
einer vermehrten flexiblen Einspeisung der fluktuierenden Erneuerbaren gesetzt.
Außerdem ist in den letzten Monaten die Kritik an den deutlich ansteigenden Kosten dieses
Förderinstrumentes gewachsen. Nach zirka 1,1 ct/kWh EEG-Umlage im Jahr 2009 stieg diese
im Jahr 2010 auf knapp über 2,0 ct/kWh. Für das Jahr 2011 ist eine Erhöhung auf 3,5 ct/kWh
festgelegt worden. Auch wenn hier ggf. der tatsächliche Zuschussbedarf überschätzt wurde,
wird die Umlage kaum unter 3 ct/kWh sinken. Zudem bedeutet die gewährte
Vergütungsdauer von in der Regel 20 Jahren auch auf längere Sicht erhebliche Belastungen
für die Endkunden.
In Anbetracht dieser zunehmend kritisch bewerteten Kosten der Erneuerbaren-Förderung in
Deutschland hat der Punkt der Fördermitteleffizienz sicherlich an Bedeutung gewonnen. In
einem weiterführenden Vorschlag für das EEG 2012 sind daher der Fördermitteleffizienz und
Teilbericht C - Energiegesetzlicher und energiewirtschaftlicher Kontext
118
damit einhergehend der verstärkten Heranführung der Erneuerbaren an den Wettbewerb
erhebliche Aufmerksamkeit zu widmen.
Weiterer Handlungsbedarf
Die Ausgestaltung der Erneuerbaren-Förderung im Bereich Biogas hat in den vergangenen
Jahren auch in einzelnen Regionen zu problematischen Entwicklungen geführt, insbesondere
einer starken Nachfrage nach Maisanbauflächen in sogenannten Veredelungsregionen. Hier
ist zu prüfen, wie das EEG so fortentwickelt werden kann, dass ökologische Ziele neben dem
Klimaschutz nicht gefährdet werden.
Zudem ist zu überlegen, wie eine adäquate Behandlung der unterschiedlichen Regelbarkeit
Erneuerbarer Energien bei der Stromerzeugung erfolgen kann. Gerade Biogas/Biomethan
kann durch gute Speichermöglichkeiten „grüne“ Regelleistung bereitstellen und
entsprechend eine forcierte Marktintegration von Erneuerbaren Energien unterstützen. Eine
verstärkte Nutzung von Biogas/Biomethan zu Regelzwecken sollte im Rahmen der Förderung
wirtschaftlich beanreizt werden.
Auch ist die momentan noch unterschiedliche Ausgangssituation bei der Wärmeerzeugung
zu überprüfen. Eine Öffnung des Wärmemarktes für Biogas/Biomethan in Bestandsgebäuden
und Neubauten ermöglicht den Endverbrauchern eine zusätzliche Alternative im
Erneuerbaren-Portfolio. Hierbei würden zudem große Absatzpotenziale erschlossen, die die
Erreichung des 6 Mrd. Nm³-Ziels und der damit verbundenen CO2-Minderung unterstützen.
10.3. Identifikation wesentlicher Elemente einer effizienten, marktnahen Förderung
Biogas und Biomethan können beim geplanten Umbau der deutschen Energieversorgung
eine wichtige Rolle spielen, um die grundlegenden Ziele des Umweltschutzes und der
Versorgungssicherheit zu erreichen. Dabei darf aber auch das dritte Element des
energiewirtschaftlichen Zieldreiecks, die Wirtschaftlichkeit, nicht aus den Augen verloren
werden. Daher kommt der wirtschaftlichen Effizienz eines Fördersystems eine hohe
Bedeutung zu. Das Fördersystem sollte zu einer vermehrten Nutzung der geförderten
Technologie bei möglichst geringen Kosten führen, um entsprechend die gesetzten
ökologischen Ziele möglichst wirtschaftlich zu erreichen. Dazu gehören auch Anreize zur
Teilbericht C - Energiegesetzlicher und energiewirtschaftlicher Kontext
119
Hebung von Kostensenkungspotenzialen, die eine schnellere Marktreife und die Einbindung
in den Wettbewerb fördern.
Insgesamt ist ein einfaches Fördersystem zu bevorzugen. Daher muss hinterfragt werden, ob
zahlreiche Sonderregeln und Ausnahmen zielführend sind oder eher Hemmnisse darstellen,
die Investoren abschrecken und Ineffizienzen begünstigen16. Gleichzeitig ist auch zu prüfen,
welche weiteren Ziele sinnvoll im Rahmen des EEG angestrebt werden sollten. Denn eine
Überfrachtung des EEG mit sachfremden Regelungen kann sowohl die Fördermitteleffizienz
als auch die Anreizwirkung beeinträchtigen.
Damit ergeben sich die nachfolgend ausgeführten wesentlichen Elemente für eine zukünftig
verbesserte Förderung.
Erreichung des Biogas/Biomethan-Mengenziels und Reduktion der CO2-Emissionen
Das in der Gasnetzzugangsverordnung verankerte Mengenziel in Höhe einer Einspeisung von
6 Mrd. Nm³ im Jahr 2020 in das deutsche Gasnetz ist weiterhin als Zielmarke relevant. Dieses
Mengenziel wird als Ausgangspunkt für die in der Studie entwickelten Empfehlungen
verwendet. Die 6 Mrd. Nm³ können grundsätzlich im Bereich der Kraft-Wärme-Kopplung, der
reinen Stromerzeugung, der reinen Wärmebereitstellung und der Bereitstellung von
Biokraftstoffen verwendet werden. Hierbei sollte sich der Einsatz insbesondere auch an der
wirksamen und kosteneffizienten Vermeidung von CO2-Emissionen orientieren.
Fördermitteleffizienz und verstärkte Marktintegration
Die Diskussion der teilweise überhöhten und somit ineffizienten Förderung verschiedener
Erneuerbarer Energien Technologien hat zuletzt zugenommen. Die 2011 stark gestiegene
EEG-Umlage und die damit einhergehende erhöhte finanzielle Belastung der Stromkunden
hat zu einer kritischeren Auseinandersetzung mit der bislang gewährten EEG-
Einspeisevergütung geführt. In Zukunft sollte der Fokus daher verstärkt auf die Förderung
von ökologisch und ökonomisch effizienten Technologien und Anlagengrößen ausgerichtet
sein, damit eine volkswirtschaftlich effiziente Verwendung von Mitteln aus der EEG-Umlage
gewährleistet wird. Dementsprechend sollte eine verbesserte Fördermethodik dazu führen,
dass das bei gleichbleibender Zielerreichung erforderliche Fördervolumen reduziert wird.
16
An dieser Stelle der Hinweis, dass das EEG evolutorisch von 5 Paragraphen (Stromeinspeisegesetz aus dem Jahr 1991) auf mittlerweile 66 Paragraphen (EEG 2009) angewachsen ist.
Teilbericht C - Energiegesetzlicher und energiewirtschaftlicher Kontext
120
Hierbei ist es ebenfalls sinnvoll, erhöhte Anreize für eine marktkonforme Produktion von
Strom aus Biogas/Biomethan zu setzen. Die Vorteile einer möglichen Speicherung von
Biogas/Biomethan und einer bedarfsorientierten Produktion sollten vermehrt genutzt
werden. Dies hätte neben einer erhöhten Wirtschaftlichkeit auch die verstärkte Integration
in den Strommarkt und den Wettbewerb zu Folge und zugleich eine Reduktion des
zukünftigen Fördermittelbedarfs.
Dabei ist die Förderung so auszugestalten, dass in Summe möglichst geringe
Mitnahmeeffekte ermöglicht werden. Das Förderinstrumentarium ist hierbei im
Spannungsfeld von Fördermitteleffizienz, Marktintegration, Effektivität und
Investitionssicherheit auszubalancieren. Hierzu ist es auch erforderlich, Alternativen zu den
bisher im Rahmen des EEG gewährten festen Einspeisevergütungen ins Auge zu fassen. Ggf.
können diese zu einer schnelleren Marktintegration und einer höheren Fördermitteleffizienz
beitragen.
Übersichtlichkeit und einfache Struktur
Die Förderung von Strom aus Biogas/Biomethan ist in der aktuellen Fassung des EEG durch
zahlreiche Einzelvorschriften geregelt und umfasst viele verschiedene Bonusmöglichkeiten.
Hier besteht die Gefahr der Überregulierung und verzerrender Anreizwirkungen. Daher
sollte eine vereinfachte Ausgestaltung für die Zukunft angestrebt werden und eine simple,
nachvollziehbare und leicht anwendbare Fördersystematik entwickelt werden. Es ist
inbesondere zu überprüfen, ob die Beibehaltung der diversen Boni wie beispielsweise die
Technologie-, NawaRo- oder Formaldehydboni mitsamt ihrer differenzierten
Ausgestaltungsformen, Anforderungen und Ausnahmen zielführend ist.
Abbau von Verzerrungen bei der Förderung
Im Zuge einer Fortentwicklung der aktuellen Förderinstrumente erscheint es auch
wesentlich, die Verzerrungen zwischen den verschiedenen Märkten Wärme und Strom
abzubauen. Auch ist sicherzustellen, dass die Vorteile von Biogas/Biomethan hinsichtlich der
Planbarkeit und Regelbarkeit des Angebotes im Vergleich zu Wind- und Solarenergie
angemessen berücksichtigt werden. Auch ist zu überprüfen, ob eine Differenzierung
zwischen Biogas und Biomethan weiterhin erforderlich ist.
Anreizwirkung bzgl. der technologischen Weiterentwicklung
Die Förderung erneuerbarer Energien sollte nicht nur den Status Quo unterstützen sondern
möglichst Anreize zur technologischen Weiterentwicklung setzen. Eine Degression der
Teilbericht C - Energiegesetzlicher und energiewirtschaftlicher Kontext
121
Vergütungssätze im Zeitverlauf schafft Anreize für die Verbesserung der Wirtschaftlichkeit
von Neuanlagen und erscheint daher angebracht. Eine gezielte Förderung einzelner
technologischer Innovationen ist hingegen sorgfältig zu prüfen. Ggf. sind einige der als
Innovationen geförderten Technologien inzwischen Stand der Technik während andere sich
als nicht vielsprechend herausgestellt haben. Daher sind technologiespezifische Boni, die das
Fördersystem naturgemäß verkomplizieren, hinsichtlich ihrer Zweckmäßigkeit zu
überprüfen.
Gewährleistung einer nachhaltigen landwirtschaftliche Bewirtschaftung
Eine Förderung des Einsatzes von Biogas/Biomethan hat direkte Auswirkungen auf die
Nutzung von landwirtschaftlichen Flächen. Starke Anreize zu einem erhöhten
landwirtschaftlichen Anbau von Energiepflanzen können Implikationen für die Nahrungs-
und Futtermittelproduktion mit sich bringen, da grundsätzlich eine Flächenkonkurrenz
zwischen den unterschiedlichen Pflanzenarten besteht. In Anbetracht des derzeitigen
Umfangs der Flächennutzung zur Bioenergieproduktion erscheint es jedoch fragwürdig, ob
die Bioenergieproduktion bundesweit in größerem Umfang zum Anstieg von Preisen für
landwirtschaftliche Produkte und Flächen geführt hat. Außerdem ist bei einem
preisorientierten Vergütungssystem wie dem EEG der Preiseffekt ganz klar durch die
Vergütungshöhe begrenzt.
Problematischer erscheinen hier einzelne Ausgestaltungselemente des derzeitigen EEG,
insbesondere der Güllebonus. Da dieser für 100 % des erzeugten Stroms gewährt wird, wenn
der Massenanteil der Gülle 30 % überschreitet, ergeben sich in Regionen mit hohem
Gülleaufkommen („Veredelungsregionen“) starke Anreize für die Nutzung der
landwirtschaftlichen Flächen für den Bioenergieanbau. Hier gibt es einen klaren
Handlungsbedarf im Rahmen der EEG-Novelle.
Verschiedentlich ist auch kritisiert worden, dass die Förderung von Biogasanlagen
Monokulturen, insbesondere von Mais, begünstigt. Dass Monokulturen aus Sicht einer
nachhaltigen Landbewirtschaftung problematisch sind, erscheint hier unzweifelhaft. Es ist
nachfolgend allerdings zu prüfen, ob eine spezifische Regelung für den Bioenergieanbau im
Rahmen des novellierten EEG vorteilhaft ist, oder ob allgemeinere Regelungen für die
gesamte landwirtschaftliche Bodennutzung nicht angemessener sind.
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
122
Landwirtschafts-, industrie- und arbeitsmarktpolitische Ziele
Im Zuge des erfolgreichen Ausbaus der Erneuerbaren Energien in Deutschland werden auch
oftmals positive Effekte auf den Arbeitsmarkt und für einzelne Wirtschaftssektoren
hervorgehoben. Aus Sicht der ökonomischen Theorie sollten jedoch verschiedene Anliegen
und Ziele auch mit Hilfe unterschiedlicher Instrumente verfolgt werden. Positive
Nebeneffekte auf den Arbeitsmarkt und einzelne Wirtschaftssektoren im Rahmen der
Förderung der Erneuerbaren sind wünschenswert, sollten jedoch nicht primäres Ziel oder
Motivation für die Ausgestaltung einer Förderung sein. Unmittelbar wirksame Anreiz- oder
Förderprogramme sind viel eher geeignet, arbeitsmarktpolitische oder strukturpolitische
Ziele zu erreichen.
11 Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
Die erwarteten Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas und/oder Biomethan werden
mit Hilfe einer annuitätischen Vollkostenanalyse ermittelt. Das Vorgehen, die genutzten
Daten und die Ergebnisse dieser Kalkulation werden auf den folgenden Seiten im Detail
erläutert.
11.1. Methodischer Ansatz zur Kostenanalyse
Generell kann die Wirtschaftlichkeit von Investitionsentscheidungen mit unterschiedlichen
Verfahren der Investitionsrechnung untersucht werden17. Die dynamischen Verfahren der
Investitionsrechnung, wie sie in der Praxis zumindest für größere Investitionsvorhaben in der
Regel herangezogen werden, können hierbei die unterschiedlichen Zeitpunkte von Ein- und
Auszahlungen und die damit einhergehenden Zinszahlungen adäquat berücksichtigen. Zur
Betrachtung der Gesamtwirtschaftlichkeit von Biogas- und Biomethananlagen wird hier eine
annuitätische Vollkostenrechnung verwendet. Die Annuitätenmethode als klassisches
dynamisches Verfahren der Investitionsrechnung gestattet es, einmalige Zahlungen oder
Investitionen sowie laufende Zahlungen mit Hilfe des Annuitätsfaktors während eines
Betrachtungszeitraumes zusammenzufassen18. Die Wirtschaftlichkeitsrechnung liefert
zugleich die Grundlage für die Ermittlung einer auskömmlichen und effizienzorientierten
Vergütung (vgl. Kapitel 14).
Um unterschiedliche Systemkonfigurationen und Anwendungsfälle abzubilden, werden die
Vollkosten von Biogasanlagen in fünf Größenklassen ermittelt. Die untersuchten
17
Vgl. Perridon, Steiner, Rathgeber (2009) und Kruschwitz, Husmann (2010). 18
Vgl. VDI 2067 Blatt 1, S. 14 (2000).
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
123
Anlagenkonfigurationen entsprechen den im Rahmen der ökologischen Analyse
betrachteten Anlagen. Die wesentlichen technischen Kenndaten der betrachteten Anlagen
zur Vor-Ort-Verstromung sind in Tabelle 18 zusammengestellt. Eine detaillierte Beschreibung
der betrachteten Anlagentypen findet sich in Kapitel 11.2. Neben diesen im Dauerbetrieb
eingesetzten Anlagen zur vor-Ort-Verstromung in einem BHKW werden auch zwei weitere
Anlagenkonzepte betrachtet.
Tabelle 18: Betrachtete konventionelle Biogasanlagen mit wesentlichen technischen Parametern
Bezeichnung A B C D E
BHKW
190 kW
BHKW
600 kW
BHKW
1.200 kW
BHKW
5.000 kW
BHKW
10.000 kW
Wirkungsgradel 38% 39% 39% 41% 41%
Wirkungsgradth 47% 46% 46% 44% 44%
Wärmenutzungsgrad 30% 30% 30% 30% 30%
Vollbenutzungsstunden 8100 8100 8100 8100 8100
Zum einen werden Anlagen mit einer Biogasspeicherung und dementsprechend
flexibilisierter Stromerzeugung analysiert. Denn diese flexible Fahrweise ist ein wesentlicher
Vorteil von Biogasanlagen in einer weitgehend auf regenerativen Energieträgern
beruhenden Elektrizitätswirtschaft, da damit Fluktuationen bei Wind- und
Solarstromproduktion zumindest teilweise ausgeglichen werden können. Daher sollen hier
Kosten und mögliche Zusatzerlöse am Markt für solche Anlagen untersucht werden. In
diesen Fällen wird zwischen Biogaserzeugung und Verstromung ein Biogasspeicher gesetzt
um somit die Einspeiseflexibilität der Anlage zu erhöhen. Die Speicherkapazität ist so
gewählt, dass die volle Biogasproduktion von 12 Stunden zwischengespeichert werden kann.
Die Anlagen verfügen über ein BHKW mit doppelter Leistung, so dass die Tageserzeugung
der Biogasanlage in 12 Stunden vollständig verstromt werden kann und eine optimierte
Fahrweise möglich wird, so dass Perioden hoher Preise (v.a. in sogenannten Peakstunden)
zur Erzielung höherer Markterlöse genutzt werden können (vgl. Tabelle 19).
Des Weiteren werden auch Anlagen zur Einspeisung von Biomethan, die eine auch räumlich
flexibilisierte Nutzung des erzeugten Biomethans ermöglichen, betrachtet. Um die
Vergleichbarkeit mit den Vor-Anlagen zu erhalten, wird von der gleichen Fermenterleistung
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
124
ausgegangen, aus denen sich die in Tabelle 19 angegebenen Einspeiseleistungen ableiten
lassen.
Tabelle 19: Weitere betrachtete Anlagentypen
Konventionelle
Anlagen
Anlagen mit
Biogasspeicher
Anlagen zur
Biomethaneinspeisung
Bez. Leistung kWel Bez. Leistung kWel Bez. Einspeiseleistung
Biomethan Nm³/h
A 190 As 380 Ae 42
B 600 Bs 1.200 Be 128
C 1.200 Cs 2.400 Ce 256
D 5.000 Ds 10.000 De 1.013
E 10.000 Es 20.000 Ee 2.026
11.2. Parameter der Kostenanalyse
Die Kostenanalyse für die Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan fußt auf detaillierten
Betrachtungen der relevanten Kostengrößen.
Angelehnt an die VDI-Richtlinie 4631 „Gütekriterien für Biogasanlagen“ werden drei
Kostenkategorien unterschieden: kapitalgebundene, verbrauchsgebundene und
betriebsgebundene Kosten. Zusätzlich gibt es Parameter grundsätzlicher Art, wie den
verwendeten Kalkulationszinsfuß, und erlösseitige Parameter, die die Wirtschaftlichkeit
beeinflussen. Diese sollen im folgenden Unterkapitel zuerst diskutiert werden. Anschließend
werden die verschiedenen Kostenkategorien entsprechend VDI-Richtlinie 4631 erörtert.
11.2.1. Allgemeine und erlösseitige Parameter
Von entscheidender Bedeutung für die Wirtschaftlichkeit und die Kosten ist der zugrunde
gelegte Kalkulationszinsfuß. Der Kalkulationszinsfuß wird sich dabei an den
Investitionsalternativen des investierenden Unternehmens bzw. dessen Anteilseignern
orientieren. Im Rahmen der Annuitätenmethode wird hierbei die Verzinsung des gesamten
eingesetzten Kapitals, egal ob Fremd- oder Eigenkapital, betrachtet. Bei börsennotierten
Großunternehmen wird die geforderte Kapitalverzinsung in der Regel als gewichteter
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
125
durchschnittlicher Kapitalkostensatz (engl: weighted average cost of capital, kurz WACC)
ermittelt. Die börsennotierten großen deutschen Energieunternehmen, insbesondere E.ON,
EnBW und RWE geben in ihren Geschäftsberichten den WACC mit 9 % vor Steuern an, auch
Unternehmen anderer Branchen bzw. Energieunternehmen im Ausland geben ähnliche
Verzinsungsanforderungen an. Auf den ersten Blick erscheint dies im Vergleich zur
Verzinsung von Staatsanleihen und anderen festverzinslichen Wertpapieren als hoch19.
Jedoch sind Investitionen im Energiesektor in der Regel mit erheblichen Preis- und
Absatzrisiken verbunden. Verglichen mit einer Forderung nach (statischen)
Amortisationsdauern von unter fünf Jahren, wie sie für Energieeffizienz- und KWK-
Investitionen häufig angesetzt werden, ist eine Kapitalrendite von 9 % jedoch deutlich
niedriger.
Da die staatliche Förderung der Erneuerbaren Energien zu einer teilweisen Reduktion der
Risiken führt, erscheint hier die Verwendung eines kalkulatorischen Zinssatzes von 7 %
angemessen.
Ein weiterer, die Kalkulation beeinflussender Faktor sind die zukünftigen Preisentwicklungen
bei den laufenden Kosten, d. h. den verbrauchs- und betriebsgebundenen Kosten in der
Terminologie der VDI-Richtlinie 4631. Da eine Abschätzung spezifischer
Preissteigerungsraten für unterschiedliche Kostenkategorien kaum möglich ist, wird
nachfolgend davon ausgegangen, dass sämtliche jährlich anfallenden Kosten und Erlöse
entsprechend der erwarteten allgemeinen Inflationsrate um 2 % p. a. ansteigen. Dies wird im
Rahmen der Kalkulation mit Hilfe eines sogenannten preisdynamischen Annuitätsfaktors
berücksichtigt20.
Neben dem Zins- und Inflationsniveau haben auch die Entwicklungen der Energiepreise
erhebliche Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit der betrachteten Anlagen. Hierbei
werden für das Basisjahr 2012 die in Tabelle 20 dargestellten Werte zugrunde gelegt.
19
Zum Vergleich: Die Rendite für zehnjährige Bundesanleihen am europäischen Rentenmarkt lag am 31.März 2011 bei 3,365 %. Für dreißigjährige Bundesanleihen wurde eine Rendite von 3,832 % angegeben (Quelle: Reuters). 20
Vgl. VDI 2067.
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
126
Tabelle 20: Energiepreise für die Wirtschaftlichkeitsrechnung
ct/kWh
Börsenpreis Strom Base 5,8
Börsenpreis Strom Peak 7,2
Strombezugspreis 11
Die in Tabelle 20 aufgeführten Preise sind, mit Ausnahme des letztgenannten, Nettowerte
ohne Steuern auf der Ebene von Großhandelspreisen.
11.2.2. Kapitalgebundene Kosten
Die kapitalgebundenen Kosten ergeben sich aus den Investitionskosten je
Anlagenkomponente, welche annuitätisch, d. h. gleichmäßig unter Berücksichtigung von
Zinszahlungen, auf die Nutzungsdauer der Komponenten umgelegt werden. Hierbei werden
alle zum Betrieb von Biogasanlagen notwendigen Anlagenkomponenten sowie, in
Abhängigkeit der jeweiligen Anlagennutzung, nachgeschaltete Komponenten berücksichtigt
(vgl. Anhang). Die bei den Anlagen zugrunde gelegte Nutzungsdauer wirkt sich über die
Berechnung der Annuitäten direkt auf die jährlichen kapitalgebundenen Kosten aus. Bei den
Anlagen wird durchweg von einer Nutzungsdauer von 15 Jahren ausgegangen.
11.2.3. Verbrauchsgebundene Kosten
Bei den verbrauchsgebundenen Kosten kommt den Kosten für die Substratbereitstellung
inkl. Silierverlusten eine herausragende Bedeutung zu. Hinzu kommen die Gär- und
Betriebshilfsstoffkosten sowie ggf. Kosten für den Eigenstrom- und Eigenwärmeverbrauch.
Die Kosten der Substratbereitstellung variieren gemäß der eingesetzten Substratmischung.
Die wesentlichen Kenndaten für die als Regelfall angenommene Substratmischung aus 80 %
nachwachsenden Rohstoffen und 20 % Gülle sind in Tabelle 21 zusammengefasst. Dabei wird
davon ausgegangen, dass der NawaRo-Anteil der Substratmischung sich zu 80 % aus
Maissilage sowie jeweils 10 % Getreideganzpflanzen sowie Grassilage zusammensetzt.
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
127
Tabelle 21: Wesentliche Eigenschaften des verwendeten Substratmixes
Biogasertrag in
m³/t
Frischmasse
Biomethan in
m³/t FM
Substratkosten
in €/t FM
NawaRo
Mix 170 88,7 27,7
Die Kosten weiterer möglicher Substrate, sowie die der im NawaRo-Mix verwendeten, finden
sich in Abbildung 24. Würde statt des NawaRo-Mix ausschließlich Mais eingesetzt, so
entsprechen die angesetzten Kostendaten Kosten des Mais von 35,2 €/t FM frei
Biogasanlage.
Einen Überblick über die Variation der Kosten in Abhängigkeit der verwendeten Substrate
gibt auch Abbildung 24. Hierbei wird deutlich, dass eine sehr große Preisspanne vorhanden
ist, die bei gegebenem Fördersatz zu einer Konzentration auf wenige kostengünstige
Substrate führen wird.
Abbildung 24: Kosten unterschiedlicher Substrate (Quelle: KTBL 2010 und eigene Berechnungen)
0 €
20 €
40 €
60 €
80 €
100 €
120 €
140 €
160 €
180 €
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
128
Die Menge des verwendeten Substrates in Tonnen ergibt sich aus dem benötigten Gasinputs
des BHKW zur Sicherstellung der angestrebten Stromproduktion dividiert durch den
Energiegehalt des zugeführten Substrates zuzüglich der unterstellten Silierverluste. Bei den
Silierverlusten ist nach Masseverlusten und energetischen Verlusten zu unterscheiden. Der
Masseverlust beträgt bis zu 7 %, ist aber für die Berechnung der benötigten Substratmenge
nicht von Relevanz. Unterstellt wird ein energetischer Verlust von 3 %, welcher durch eine
erhöhte Frischmassezufuhr ausgeglichen wird.
Hinsichtlich der Substratmenge und der entsprechenden Anbauflächen ist festzuhalten, dass
bereits für die kleinste betrachtete Anlage mit 190 kW elektrischer Leistung des BHKW bei
der zugrunde gelegten Auslastung von rund 8.100 Vollbenutzungsstunden pro Jahr eine
NawaRo-Anbaufläche von rund 87 ha erforderlich ist. Nach der amtlichen
Landwirtschaftsstatistik weisen weniger als 15 % der Betriebe in Deutschland eine solche
Größe auf (vgl. Tabelle 22). D. h. Biogasanlagen sind für einzelne landwirtschaftliche Betriebe
nur dann darstellbar, wenn es sich um Großbetriebe im Sinne der amtlichen Statistik
handelt. Allerdings ist festzuhalten, dass Betriebe dieser Größe rund 60 % der
landwirtschaftlich genutzten Fläche in Deutschland bewirtschaften (vgl. Tabelle 23).
Tabelle 22: Landwirtschaftliche Betriebe nach Größe und Herkunft (2007)
BundeslandBetriebe
insgesamtunter 2 ha
2 bis unter 5
ha
5 bis unter
10 ha
10 bis unter
20 ha
20 bis unter
30 ha
30 bis unter
50 ha
50 bis unter
75 ha
75 bis unter
100 ha
100 und
mehr ha
Schleswig-Holstein 17.479 445 2.899 2.074 1.793 1.041 1.910 2.321 1.902 3.094
Hamburg 980 472 154 77 104 50 50 30 17 26
Niedersachsen 49.917 1.958 5.614 5.266 6.755 3.711 7.155 7.473 4.811 7.174
Bremen 210 20 33 25 28 - 25 25 - 21
Nordrhein-Westfalen 47.511 2.146 9.651 6.174 7.569 4.380 7.115 5.432 2.616 2.428
Hessen 22.355 941 3.538 3.530 4.318 2.160 2.807 2.034 1.183 1.844
Rheinland-Pfalz 25.529 4.744 4.824 3.746 3.871 1.542 2.108 1.722 1.098 1.874
Baden-Württemberg 57.049 8.951 9.680 8.456 9.931 4.799 6.288 4.238 2.194 2.512
Bayern 121.659 3.792 17.862 19.551 29.504 14.765 18.932 9.763 3.907 3.583
Saarland 1.660 101 272 236 242 116 156 144 111 282
Berlin 85 33 7 9 8 - 7 6 - 8
Brandenburg 6.704 375 1.131 785 825 426 525 336 213 2.088
Mecklenburg-Vorpommern 5.432 181 758 569 584 296 361 242 184 2.257
Sachsen 8.313 690 2.092 1.190 1.196 530 496 362 269 1.488
Sachsen-Anhalt 4.842 319 627 352 461 235 328 248 197 2.075
Thüringen 4.789 308 1.263 645 659 245 245 160 139 1.125
Deutschland 374.514 25.476 60.405 52.685 67.848 34.314 48.508 34.536 18.863 31.879
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
129
Tabelle 23: Landwirtschaftlich genutzte Fläche je Betriebsgrößenklasse und Herkunft (2007)
In diesem Zusammenhang ist auch relevant, welche Kosten für den Transport der Biomasse
bis zur Anlage anfallen. Die Entwicklung der Transportkosten in Abhängigkeit der Feld-Hof
Entfernung und der genutzten Gespanne ist in Abbildung 25 dargestellt.
Abbildung 25: Transportkosten in Abhängigkeit der Feld-Hof-Entfernung und des eingesetzten Gespanns21
(Quelle: LfL 2007)
21
Gespann A: Schlepper und Häckselguttransportwagen mit 25 m³ Fassungsvermögen. Gespann B: Schlepper und Häckselguttransportwagen mit 40 m³ Fassungsvermögen. Gespann C: wie Gespann B, aber Häckselguttransport mit Lkw.
BundeslandBetriebe
insgesamtunter 2 ha
2 bis unter 5
ha
5 bis unter
10 ha
10 bis unter
20 ha
20 bis unter
30 ha
30 bis unter
50 ha
50 bis unter
75 ha
75 bis unter
100 ha
100 und
mehr ha
Schleswig-Holstein 1.008.173 370 9.515 14.523 26.398 25.853 76.209 144.583 165.146 545.576
Hamburg 14.015 395 463 526 1.530 1.181 1.952 1.808 1.454 4.707
Niedersachsen 2.618.465 1.149 18.746 37.597 101.050 92.169 285.009 461.670 415.423 1.205.653
Bremen 8.474 8 101 184 418 319 1.001 1.560 1.766 3.117
Nordrhein-Westfalen 1.503.181 1.760 30.982 44.712 112.547 109.013 280.093 332.234 224.770 367.070
Hessen 783.905 709 12.182 25.767 64.241 53.305 109.641 124.574 101.907 291.579
Rheinland-Pfalz 715.356 4.307 16.191 26.878 56.443 37.851 82.971 105.931 94.889 289.894
Baden-Württemberg 1.435.682 7.693 32.215 61.553 146.323 118.644 246.454 259.245 189.318 374.238
Bayern 3.220.945 2.855 62.713 143.289 446.859 368.493 731.001 591.091 334.414 540.230
Saarland 79.063 58 899 1.676 3.623 2.823 6.099 8.805 9.787 45.295
Berlin 2.250 20 23 67 110 127 279 383 182 1.058
Brandenburg 1.328.124 226 3.721 5.685 11.957 10.493 20.522 20.696 18.431 1.236.394
Mecklenburg-Vorpommern 1.355.834 98 2.504 4.143 8.526 7.190 14.062 14.815 15.979 1.288.516
Sachsen 917.513 396 6.839 8.495 17.204 13.050 19.211 22.121 23.401 806.796
Sachsen-Anhalt 1.169.772 181 1.996 2.550 6.678 5.756 12.833 15.224 17.089 1.107.465
Thüringen 793.577 164 4.287 4.636 9.337 5.960 9.548 9.833 12.075 737.737
Deutschland 16.954.329 20.389 203.377 382.281 1.013.244 852.227 1.896.885 2.114.573 1.626.031 8.845.325
100% 0% 1% 2% 6% 5% 11% 12% 10% 52%
0
2
4
6
8
10
12
14
2 km 4 km 6 km 8 km 10 km 12 km 15 km 20 km 25 km 30 km 35 km
€/t FM
Transportkosten Gespann A €/t FM Transportkosten Gespann B €/t FM
Transportkosten Gespann C €/t FM
[Entfernung: Feld-Hof einfach]
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
130
Betrachtet man eine große Biogasanlage mit 5.000 kW elektrischer Leistung bzw. bei
Gasaufbereitung einer Biomethaneinspeisung von ca. 1.000 m3/h, so benötigt diese ein
Einzugsgebiet von ca. 360 km² zur Sicherung der Substratbereitstellung. Dies gilt unter der
Annahme, dass auf 10 % der landwirtschaftlich genutzten Fläche in der Region NawaRos
angebaut werden und der Anteil der landwirtschaftlich genutzten Fläche an der
Gesamtfläche ca. 50 % beträgt. Die durchschnittliche Transportentfernung kann dann mit 11
km abgeschätzt werden, wenn die Anlage in der Mitte des Einzugsgebietes gelegen ist und
die Straßentransportentfernung im Mittel 20 % länger ausfällt als die Distanz per Luftlinie.
Damit ergeben sich Transportkosten von rund 4 €/t Frischmasse. Dies bedeutet, dass auch
bei Großanlagen nur etwas mehr als 10 % der NawaRo-Kosten auf den Transport der
Einsatzstoffe entfällt.
Die Kosten für Gär- und Betriebshilfsstoffe steigen mit der Anlagengröße bzw. mit der
Menge an zu vergärender Frischmasse. Die Kosten für den Eigenstrom- und den
Eigenwärmebedarf ergeben sich aus den in Kapitel 4 aufgeführten Annahmen zum
Eigenbedarf und den externen Bezugskosten. Es wird im Standardfall davon ausgegangen,
dass trotz einer möglichen Eigenbereitstellung Strom extern beschafft wird.
11.2.4. Betriebsgebundene Kosten
Die betriebsgebundene Kosten als letzte Kostenkategorie setzen sich aus Wartungs-,
Personal-, Verwaltungs- und Versicherungskosten zusammen zzgl. der Kosten für die
biologische Betreuung. Die Wartungs- und Instandhaltungskosten werden entsprechend VDI
4631 mit 2 % der Investitionskosten/a über die gesamte Betriebszeit angesetzt. Für die
Personalkosten wird ein Stundensatz von 35 €/h angesetzt sowie je nach
Anlagenkonfiguration unterschiedliche Arbeitsstunden. Für die Verwaltungs- und
Versicherungskosten werden wiederum als prozentualer Anteil von 1 bzw. 0,5 % der
Investitionskosten abgeschätzt. Die Kosten für die biologische Betreuung sind schließlich
abhängig von den Einsatzmengen in den Fermentern. Die betrachteten
Anlagenkomponenten und die entsprechenden Kosten sind im Anhang zusammengestellt.
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
131
11.3. Ergebnisse
11.3.1. Biogasanlagen zur Vor-Ort-Verstromung
In Tabelle 24 sind die Investitionskosten der Anlagen zur Vor-Ort-Verstromung
zusammengefasst. Um die Vergleichbarkeit zwischen den Anlagen unterschiedlicher Größe
zu verbessern, werden in Abbildung 26 die Investitionskosten pro installiertem kW
elektrischer Leistung dargestellt.
Tabelle 24: Investitionskosten je Biogasanlage (Vor-Ort-Verstromung)
Anlagentyp A B C D E
190 kW 600 kW 1.200 kW 5.000 kW 10.000 kW
Planung und Genehmigung 101.800 € 271.100 € 511.800 € 1.765.500 € 3.469.000 €
Wärmeanbindung 100.000 € 300.000 € 700.000 € 1.800.000 € 3.600.000 €
Betriebsgebäude 40.000 € 100.000 € 240.000 € 700.000 € 1.200.000 €
Bauseitige Leistungen 150.500 € 320.000 € 510.000 € 1.470.000 € 2.680.000 €
Festsubstrataufnahme 40.000 € 146.000 € 250.000 € 600.000 € 1.200.000 €
Flüssigsubstrataufnahme 25.000 € 55.000 € 90.000 € 225.000 € 450.000 €
Silierung 66.500 € 210.000 € 420.000 € 1.750.000 € 3.500.000 €
Fermenter I 225.000 € 225.000 € 450.000 € 1.875.000 € 3.750.000 €
Fermenter II 0 € 450.000 € 900.000 € 3.750.000 € 7.500.000 €
Gärrestelager I 76.000 € 180.000 € 348.000 € 1.450.000 € 2.900.000 €
Gärrestelager II 0 € 75.000 € 150.000 € 625.000 € 1.250.000 €
E-Netzanbindung 45.000 € 100.000 € 160.000 € 410.000 € 660.000 €
Gasverwertung
BHKW/KWK 250.000 € 550.000 € 900.000 € 3.000.000 € 6.000.000 €
Summe 1.119.800 € 2.982.100 € 5.629.800 € 19.420.500 € 38.159.000 €
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
132
Abbildung 26: Investitionskosten für Biogasanlagen zur Vor-Ort-Verstromung in €/kWel
Über alle Größenklassen hinweg stellen die bauseitigen Leistungen, bestehend aus
Erdarbeiten, Wegebau und Pflasterarbeiten, Leckerkennung, Radlager, Brunnen, Waage und
Entwässerung sowie die Investitionen in die Fermenter die größten Kostenblöcke dar.
Dabei lässt sich jedoch eine deutliche Kostendegression bei steigender Anlagengröße
erkennen. Es ist festzustellen, dass die größte betrachtete Anlage mit 10.000 kW gegenüber
der kleinsten Anlage mit 190 kW über einen Kostenvorteil von rund 35 % pro kW elektrischer
Leistung verfügt.
Es ist zudem ersichtlich, dass die Kosten für das BHKW einer besonders starken
Kostendegression unterliegen, diese wirkt sich ab einer Anlagengröße von 5 MW jedoch
kaum mehr aus. So machen die Investitionskosten je kW für die 190 kW-Anlage 22 % der
Gesamtkosten aus, wohingegen sie für die beiden größten Anlagenklassen nur noch rund 16
% umfassen.
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
190 kW 600 kW 1.200 kW 5.000 kW 10.000 kW
Anlage A Anlage B Anlage C Anlage D Anlage E
€/kW
Gasverwertung BHKW
E-Netzanbindung
Gärrestelager
Fermenter
Substrataufnahme inkl. SilierungBauseitige Leistungen
Planung und Genehmigung
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
133
Neben den Investitionskosten sind jedoch auch verbrauchs- und betriebsgebundene Kosten
relevant (vgl. Kapitel 11.2). Deren Höhe sowie der Anteil der Substratkosten können Tabelle
25 entnommen werden.
Tabelle 25: Jährliche Verbrauchs- und Betriebskosten je Biogasanlage (Vor-Ort-Verstromung)
Anlagentyp A B C D E
190 kW 600 kW 1.200 kW 5.000 kW 10.000 kW
Substratbereitstellungskosten 151.329 € 465.628 € 931.256 € 3.690.954 € 7.381.908 €
Eigenstromverbr. Biogasanlage in € 15.634 € 44.669 € 82.465 € 299.607 € 599.213 €
Eigenstromverbr. Verstromung in € 4.911 € 14.400 € 26.585 € 101.541 € 203.082 €
Gär- und Betriebshilfsstoffe 32.593 € 50.144 € 75.216 € 125.359 € 175.503 €
Wartungskosten 20.924 € 54.953 € 100.698 € 361.377 € 708.622 €
Personalkosten 34.303 € 79.774 € 119.661 € 179.492 € 319.097 €
Biologische Betreuung 1.368 € 2.963 € 2.963 € 2.963 € 2.963 €
Verwaltung 11.601 € 30.895 € 58.326 € 201.202 € 395.338 €
Versicherung 5.801 € 15.448 € 29.163 € 100.601 € 197.669 €
Bezieht man die gesamten Gestehungskosten auf die erzeugte Strommenge, so erhält man
das in Abbildung 27 graphisch dargestellte Ergebnis. Hierbei werden zur besseren
Übersichtlichkeit die Gestehungskosten ausschließlich auf den produzierten Strom bezogen,
dies entspricht jedoch nicht der erforderlichen Vergütung, wenn ein Teil der Kosten durch
entsprechende Wärmeerlöse (bzw. vermiedene Kosten) gedeckt wird.
Insgesamt verdeutlicht die Abbildung die herausragende Bedeutung der Substratkosten. Die
Gestehungskosten bewegen sich von 26,1 ct/kWhel für die 190 kW Anlage stetig fallend über
21,0 ct/kWhel für die 1.200 kW Anlage bis zu 17,5 ct/kWhel für die 10.000 kW Großanlage.
Für die aufgrund des Landwirtschaftsprivilegs des Baugesetzbuchs22 in der Praxis besonders
relevanten Anlagen mit 500 kW elektrischer Leistung betragen die Erzeugungskosten 22,6
ct/kWhel bei der hier zugrundegelegten Verzinsung des Gesamtkapitals von 7 % vor Steuern.
Vergleicht man diese Gestehungskosten mit den Börsenstrompreisen der letzten Jahren und
den aktuellen sogenannten Terminmarktpreisen für künftige Jahre, so wird deutlich, dass
hier nach wie vor die Erzeugungskosten erheblich über den Marktpreisen liegen und ein
Ausbau der Stromerzeugung aus Biogas nur bei einer Fortführung der Förderung möglich ist.
22
Baugesetzbuch § 35 Abs. 1 Nr. 6.
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
134
Abbildung 27: Gestehungskosten in ct/kWh elektrisch (Vor-Ort-Verstromung)
Einen erheblichen Einfluss auf die Gestehungskosten und damit die Möglichkeit der
Biogasanlagen, wirtschaftlich am Markt zu bestehen, haben die Substratkosten. Deren Anteil
an den Gestehungskosten liegt den Berechnungen zufolge je nach Anlagenkategorie
zwischen 40 % und 50 % und ist somit wesentlich für die Wirtschaftlichkeit. Dies gilt für den
hier als Referenzfall betrachteten Substratmix in einem Masseverhältnis von 80 %
nachwachsenden Rohstoffen und 20 % Gülle, der keine Kosten zugerechnet werden.
Grundsätzlich werden daher die Betreiber der Biogasanlagen an der Verwendung
kostengünstiger Substrate sehr interessiert sein (vgl. Abbildung 24), es sei denn durch eine
entsprechende Ausgestaltung der Förderung werden Anreize zum Einsatz teurerer Substrate
geschaffen. Allerdings können staatliche Eingriffe hier auch sehr problematische Anreize
schaffen, wie am Beispiel des geringen Einsatzes von Rest- und Abfallstoffen im Rahmen der
Fördersystematik des EEG 2009 deutlich wird.
Angesichts der aktuellen Preisrelationen ist davon auszugehen, dass in der nächsten Dekade
die Substratkosten allein höher sein werden als die Kosten von Erdgas. Auch ein CO2-Preis
jenseits der 50 €/t lässt kaum erwarten, dass Biogasanlagen ohne jedwede Förderung am
Markt gegenüber Erdgas bestehen können. Ohne Förderung würden allenfalls Reststoffe,
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
190 kW 600 kW 1.200 kW 5.000 kW 10.000 kW
Anlage A Anlage B Anlage C Anlage D Anlage E
ct/kWh
Betriebsgebundene Kosten
sonst. verbrauchsgeb. Kosten
Substratkosten
Kapitalkosten BHKW
Kapitalkosten Biogasanlage
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
135
Abfälle und sonstige kostenfreie oder kostengünstige Substrate zur Biogaserzeugung genutzt
werden.
11.3.2. Biogasanlagen zur Vor-Ort-Verstromung mit Biogasspeicherung
Betrachtet man die Kosten für Strom aus Anlagen mit Biogasspeicherung so ergibt sich ein
vergleichbares Bild wie zuvor, nur die Kosten für den Biogasspeicher sind zusätzlich zu
berücksichtigen und die Kosten für das größer dimensionierte BHKW sowie die bauseitigen
Leistungen fallen höher aus . Die Werte in Tabelle 26 fassen die berücksichtigten
Investitionskosten zusammen. In Abbildung 28 sind diese Werte auf die elektrische
Anlagenleistung bezogen dargestellt. Hierbei ist jedoch zu beachten, dass sich die Werte auf
die verdoppelte Leistung des BHKW beziehen und somit ein Vergleich zu den zuvor
betrachteten Anlagen nicht ohne weiteres möglich ist.
Tabelle 26: Investitionskosten für Biogasanlagen mit Biogasspeicherung
Anlagentyp As Bs Cs Ds Es
380 kW 1.200 kW 2.400 kW 10.000 kW 20.000 kW
Planung und Genehmigung 125.465 € 318.762 € 609.123 € 2.143.306 € 4.153.611 €
Wärmeanbindung 100.000 € 300.000 € 700.000 € 1.800.000 € 3.600.000 €
Betriebsgebäude 40.000 € 100.000 € 240.000 € 700.000 € 1.200.000 €
Bauseitige Leistungen 150.500 € 320.000 € 510.000 € 1.470.000 € 2.680.000 €
Festsubstrataufnahme 40.000 € 146.000 € 250.000 € 600.000 € 1.200.000 €
Flüssigsubstrataufnahme 25.000 € 55.000 € 90.000 € 225.000 € 300.000 €
Silierung 66.500 € 210.000 € 420.000 € 1.750.000 € 3.500.000 €
Fermenter I 225.000 € 225.000 € 450.000 € 1.875.000 € 3.750.000 €
Fermenter II 0 € 450.000 € 900.000 € 3.750.000 € 7.500.000 €
Gasspeicherung 21.650 € 66.616 € 133.233 € 528.056 € 1.056.112 €
Gärrestelager I 76.000 € 180.000 € 348.000 € 1.450.000 € 2.900.000 €
Gärrestelager II 0 € 75.000 € 150.000 € 625.000 € 1.250.000 €
E-Netzanbindung 60.000 € 160.000 € 300.000 € 660.000 € 1.100.000 €
Gasverwertung BHKW/KWK 450.000 € 900.000 € 1.600.000 € 6.000.000 € 11.500.000 €
Summe 1.380.115 € 3.506.378 € 6.700.356 € 23.576.362 € 45.689.724 €
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
136
Abbildung 28: Investitionskosten für Biogasanlagen mit Biogasspeicherung in €/kWel
Während für die verbrauchsgebundenen Kosten kaum Veränderungen gegenüber den
konventionellen Anlagen zu erwarten sind, führt die höhere BHKW-Leistung auch zu
erhöhten Aufwendungen für Wartung und Instandhaltung (vgl. Tabelle 27). Außerdem
erfordert die flexibilisierte Betriebsweise auch einen erhöhten Personalaufwand.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
380 kW 1.200 kW 2.400 kW 10.000 kW 20.000 kW
Anlage As Anlage Bs Anlage Cs Anlage Ds Anlage Es
€/kW
Gasverwertung BHKW
E-Netzanbindung
Gärrestelager
Gasspeicherung
Fermenter
Substrataufnahme inkl. Silierung
Bauseitige Leistungen
Planung und Genehmigung
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
137
Tabelle 27: Jährliche Verbrauchs- und Betriebskosten je Biogasanlage (Biogasspeicherung)
Anlagentyp As Bs Cs Ds Es
380 kW 1.200 kW 2.400 kW 10.000 kW 20.000 kW
Substratbereitstellungskosten 151.329 € 465.628 € 931.256 € 3.690.954 € 7.381.908 €
Eigenstromverbrauch
Biogasanlage in € 15.634 € 44.669 € 82.465 € 299.607 € 599.213 €
Eigenstromverbrauch
Verstromung in € 4.911 € 14.400 € 26.585 € 101.541 € 203.082 €
Gär- und Betriebshilfsstoffe 32.593 € 50.144 € 75.216 € 125.359 € 175.503 €
Wartungskosten 26.317 € 65.816 € 122.880 € 447.489 € 864.663 €
Personalkosten 37.733 € 87.752 € 131.627 € 197.441 € 351.006 €
Biologische Betreuung 1.368 € 2.963 € 2.963 € 2.963 € 2.963 €
Verwaltung 14.298 € 36.327 € 69.418 € 244.258 € 473.358 €
Versicherung 7.149 € 18.164 € 34.709 € 122.129 € 236.679 €
Wie sich die zusätzlichen und erhöhten Kosten je kW installierter Leistung auf die
Gestehungskosten auswirken, wird anhand Abbildung 29 deutlich.
Abbildung 29 Gestehungskosten in ct/kWh elektrisch (Biogasspeicherung)
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
380 kW 1.200 kW 2.400 kW 10.000 kW 20.000 kW
Anlage As Anlage Bs Anlage Cs Anlage Ds Anlage Es
ct/kWh
Betriebsgebundene Kosten
Sonst.verbrauchsgeb. Kosten
Substratkosten
Kapitalkosten BHKW
Kapitalkosten Biogasanlage
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
138
Im direkten Vergleich zu den Anlagen ohne Speicher ergeben sich zunächst einmal erhöhte
Kosten je erzeugter kWh Strom durch den zusätzlichen Anlagenaufwand. Bei der kleinsten
betrachteten Anlage beträgt der Unterschied rund 2,7 ct/kWh, bei der größten rund 1,4
ct/kWh.
Vergleicht man diese Kostenunterschiede mit den in Tabelle 20 angegebenen Unterschieden
zwischen Peak- und Base-Strompreisen an der Börse von rund 1,4 ct/kWh, so erscheint
naheliegend, dass eine flexible Fahrweise bei kleineren Anlagen nicht unbedingt die
entstehenden Mehrkosten deckt, während es bei größeren Anlagen durchaus Möglichkeiten
geben könnte. Diese Aspekte werden in Kapitel 13.3 vertieft erörtert.
11.3.3. Anlagen zur Biomethaneinspeisung
Für die Erzeugung von Biomethan zur Einspeisung ins Erdgasnetz sind wiederum andere
Anlagenkonfigurationen erforderlich als für die Vor-Ort-Erzeugung von Strom aus Biogas. Die
dafür benötigten Investitionen sind in Tabelle 28 zusammengestellt. In Abbildung 30 sind die
Investitionen bezogen auf die Einspeiseleistung in Nm³/h dargestellt. Auch hier sind
erhebliche Kostendegressionen zu beobachten.
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
139
Tabelle 28: Investitionskosten für Anlagen zur Biomethaneinspeisung
Anlagentyp Ae Be Ce De Ee
42 Nm³/h 128 Nm³/h 256 Nm³/h 1013 Nm³/h 2026 Nm³/h
Planung und Genehmigung 180.411 € 338.916 € 588.973 € 1.941.529 € 3.720.320 €
Betriebsgebäude 40.000 € 100.000 € 240.000 € 700.000 € 1.200.000 €
Bauseitige Leistungen 150.500 € 320.000 € 510.000 € 1.470.000 € 2.680.000 €
Festsubstrataufnahme 40.000 € 146.000 € 250.000 € 600.000 € 1.200.000 €
Flüssigsubstrataufnahme 25.000 € 55.000 € 90.000 € 225.000 € 450.000 €
Silageplatte 66.500 € 210.000 € 420.000 € 1.750.000 € 3.500.000 €
Fermenter I 225.000 € 225.000 € 450.000 € 1.875.000 € 3.750.000 €
Fermenter II 0 € 450.000 € 900.000 € 3.750.000 € 7.500.000 €
Gärrestelager I 76.000 € 180.000 € 348.000 € 1.450.000 € 2.900.000 €
Gärrestelager II 0 € 75.000 € 150.000 € 625.000 € 1.250.000 €
Gasnetzanschluss 250.000 € 250.000 € 250.000 € 250.000 € 250.000 €
Gasaufbereitung 850.000 € 1.200.000 € 2.000.000 € 6.000.000 € 11.400.000 €
Summe 1.903.411 € 3.549.916 € 6.196.973 € 20.636.529 € 39.800.320 €
Abbildung 30: Investitionskosten für Biogasanlagen zur Biomethaneinspeisung
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
42 Nm³/h 128 Nm³/h 256 Nm³/h 1013 Nm³/h 2026 Nm³/h
Anlage Ae Anlage Be Anlage Ce Anlage De Anlage Ee
€/(Nm³/h)Biomethan
Gasaufbereitung
Gasnetzanbindung
Gärrestelager
Fermenter
Substrataufnahme inkl. Silierung
Bauseitige Leistungen
Planung und Genehmigung
Teilbericht C - Erwartete Kosten der Energiebereitstellung aus Biogas/Biomethan
140
Aus der graphischen Investitionskostendarstellung in Abbildung 30 wird zudem ersichtlich,
dass die Kosten für die Methanaufbereitung vor allem für kleinere Anlagen einen ganz
wesentlichen Kostenpunkt darstellen. Die Kosten beziehen sich hierbei auf den
Biomethanoutput, da dieser und nicht die elektrische Leistung die Bezugsgröße darstellt. Die
jährlichen verbrauchs- und betriebsgebundenen Kosten der Anlagen können Tabelle 29
entnommen werden.
Tabelle 29: Jährliche Verbrauchs- und Betriebskosten für Biogasanlagen zur Biomethaneinspeisung
Anlagentyp Ae Be Ce De Ee
42 Nm³/h 128 Nm³/h 256 Nm³/h 1013 Nm³/h 2026 Nm³/h
Substratbereitstellungskosten 151.329 € 465.628 € 931.256 € 3,690,954 € 7,381,908 €
Eigenstromverbrauch
Biogasanlage in € 49.325 € 140.928 € 260.175 € 945,250 € 1,890,501 €
Gär- und Betriebshilfsstoffe 32.593 € 50.144 € 75.216 € 125,359 € 175,503 €
Wartungskosten 41.120 € 77.248 € 134.242 € 442,525 € 847,958 €
Personalkosten 41.506 € 96.527 € 144.790 € 217,185 € 386,107 €
Biologische Betreuung 1.368 € 2.963 € 2.963 € 2,963 € 2,963 €
Verwaltung 20.560 € 38.624 € 67.121 € 221,263 € 423,979 €
Versicherung 10.280 € 19.312 € 33.561 € 110,631 € 211,990 €
Daraus ergeben sich für die Methanaufbereitungsanlagen die in Abbildung 31 dargestellten
Gestehungskosten je kWh Biomethan. Die dargestellten Gestehungskosten zeigen, dass bei
den Biomethananlagen der Anteil der Kapitalkosten höher ist als bei der Vor-Ort-
Verstromung. Der Anteil der Substratkosten ist vergleichbar, nicht zuletzt da die gleichen
Biogasanlagen wie zuvor der Methanaufbereitung vorangestellt sind. Auch hier lässt sich
eine deutliche Kostendegression erkennen. Die Gestehungskosten haben eine Bandbreite
von 14,3 ct/kWh (Anlage Ae) bis hin zu 8,2 ct/kWh bei der Anlage Ee. Vergleicht man die
Gestehungskosten mit dem börslichen Erdgaspreis von rund 2,8 ct/kWh an der EEX für das
Kalenderjahr 2012, so wird auch hier deutlich, dass ohne Förderung kein Ausbau der
Biomethanerzeugung erfolgen wird23.
23
Abgerufen am 31.03.2011 – Cal-12: 27,91 €/MWh
Teilbericht C - CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten
141
Abbildung 31: Gestehungskosten in ct/kWh Biomethan (Methanaufbereitung)
12 CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten
Im vorangegangenen Kapitel wurden die Gestehungskosten für die Energiebereitstellung aus
Biogas und Biomethan ermittelt. Diese sind eine wesentliche Grundlage zur Ermittlung
angemessener Fördersätze für die Nutzung von Biogas. Daneben erscheint es jedoch auch
vorteilhaft, die CO2-Vermeidungspotenziale und –kosten bei unterschiedlichen
Verwendungen von Biogas abzuschätzen, um sicherzustellen, dass die begrenzt verfügbaren
Biogasmengen möglichst klimaeffizient eingesetzt werden. Die hierzu angewandte
Methodik, die verwendeten Daten und die entsprechenden Ergebnisse werden nachfolgend
näher dargestellt.
12.1. Ableitung einer Methodik zur Bewertung der CO2-Vermeidung
Die aktuelle Gasnetzzugangsverordnung gibt in §31 das Ziel vor, bis zum Jahr 2020 jährlich 6
Mrd. Nm³ Biomethan ins deutsche Gasnetz einzuspeisen.24 Vor diesem Hintergrund stellt
sich die Frage, wo diese Mengen ökologisch und ökonomisch am sinnvollsten eingesetzt
24
Vgl. GasNZV (2010) §31.
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
16.0
42 Nm³/h 128 Nm³/h 256 Nm³/h 1013 Nm³/h 2026 Nm³/h
Anlage Ae Anlage Be Anlage Ce Anlage De Anlage Ee
ct/kWhBiomethan
Betriebsgebundene Kosten
Sonst. verbrauchsgeb. Kosten
Substratkosten
Kapitalkosten Gasaufbereitung
Kapitalkosten Biogasanlage
Teilbericht C - CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten
142
werden sollten, um einen effizienten Beitrag zum Klimaschutz zu leisten. Durch
Gegenüberstellung der Kosten und Potenziale der CO2-Vermeidung in den verschiedenen
Anwendungsbereichen können Minderungskosten in EUR/tCO2äq für alle Marktsegmente
berechnet und daraus eine Kostenpotenzialkurve abgeleitet werden.
Abbildung 32 zeigt die wichtigsten alternativen Nutzungspfade für das produzierte
Biogas/Biomethan. Diese sollen nachfolgend hinsichtlich der erschließbaren Potenziale und
der entsprechenden Kosten untersucht werden.
Abbildung 32: Nutzungspfade der Biogas-/Biomethanherstellung
Zunächst werden aufgrund historischer Beobachtungen und prognostizierter Trends die
möglichen Anlagenkapazitäten mit Biogas- bzw. Biomethaneinsatz in den jeweiligen
Marktsegmenten für den Betrachtungszeitraum abgeschätzt. Daneben wird berücksichtigt,
wie viel Energie pro Anlage, sei es BHKW, Heizung oder Fahrzeug, im Durchschnitt pro Jahr
konsumiert wird. Das Produkt dieser beiden Größen beschreibt das Einsatzpotenzial je
Marktsegment.
Vergleicht man die aktuell in diesen Marktsegmenten eingesetzten Anlagen mit zukünftigen
Anlagen auf Basis von Biogas/Biomethan hinsichtlich der CO2-Äquivalent-Emissionen, so
ergibt sich das Emissionsminderungspotenzial je Marktsegment im Vergleich zum heutigen
Teilbericht C - CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten
143
Status Quo. Dabei ist allerdings entscheidend, welche Anlagen als Referenzanlagen zugrunde
gelegt werden. Dieser Aspekt wird in Abschnitt 12.1.2 vertiefend diskutiert.
Die Ermittlung der CO2-Vermeidungskosten erfolgt auf vergleichbare Art und Weise. Zur
Kostenbestimmung wird allerdings nicht der aktuelle Bestand als Referenzgröße
herangezogen, sondern die erwartete Neuinvestition in einem Business-as-Usual Szenario
ohne Klimaschutz. Warum dies die adäquate Betrachtungsweise ist, wird in Abschnitt 12.1.2
näher begründet. Für beide Technologien werden jeweils Kosten und CO2-Äquivalent-
Emissionen ermittelt. Dabei werden bei den Kosten der beiden Technologien wie im Kapitel
5 dargestellt kapitalgebundene, betriebsgebundene und verbrauchsgebundene Kosten
betrachtet und gegeneinander aufgerechnet. Die daraus ableitbaren Mehrkosten der
Biogasalternative werden der erzielbaren CO2-Minderung in Tonnen gegenübergestellt, bzw.
durch Division können die CO2-Minderungskosten in EUR/tCO2äq ermittelt werden. Dadurch
wird es möglich, diejenigen Nutzungspfade auszuwählen, bei denen die Kosten im Verhältnis
zur erzielbaren Wirkung am günstigsten sind. Durch die Kombination der CO2-
Minderungskosten mit den zuvor ermittelten CO2-Minderungspotenzialen ergeben sich
schließlich Kostenpotenzialkurven, die anzeigen, welche CO2-Minderungen kumulativ zu
welchen Kosten erzielbar sind.
12.1.1. Grundidee effiziente Förderung und Herausforderungen bei Umsetzung
Grundidee einer effizienten Förderung bei Biogas und Biomethan sollte es sein, generell nur
solche Nutzungspfade zu fördern, bei denen der Einsatz der betrachteten, begrenzten
Ressource den höchstmöglichen Effekt bei zugleich möglichst geringen Kosten erzielt. Dabei
sollten sowohl Wege der Vor-Ort-Nutzung von Biogas als auch die Biomethaneinspeisung
gleichwertig betrachtet werden. Bei einem (politisch) gegebenen Biogasmengenziel, das
nicht zuletzt aus den verfügbaren Anbauflächen abgeleitet wurde, sollte die begrenzte
Menge letztlich dort eingesetzt werden, wo der Beitrag zum Klimaschutz am (kosten-
)effizientesten ist. Dies gilt insofern der Klimaschutz den Hauptgrund für den Einsatz der
erneuerbaren Energieträger darstellt. Um die Kostenwirksamkeit des Einsatzes von
Biogas/Biomethan zu beurteilen, sind die THG-Minderungskosten in EUR/tCO2äq ein
grundsätzlich geeigneter Maßstab- Denn so werden verschiedenartige Einsatzmöglichkeiten
vergleichbar gemacht und das Verhältnis von (ökonomischem) Aufwand zu (ökologischem)
Ertrag kann mittels des einheitlichen Parameters bewertet werden. So ist es möglich, die
vielen Einsatzmöglichkeiten des Biogases im Elektrizitäts-, Wärme- und Kraftstoffmarkt
objektiv miteinander zu vergleichen und daraus Einsatzprioritäten abzuleiten.
Teilbericht C - CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten
144
Die Herausforderung bei der Ermittlung der CO2-Minderungskosten besteht darin, die
Kosten und THG-Emissionen der verschiedenen Biogasnutzungspfade richtig zu bestimmen.
Je Nutzungspfad muss eine geeignete Referenztechnologie festgelegt werden, um so die
Nutzung des Biogases der realistischen Alternative gegenüberzustellen. Wie bei den
Biogasanlagen müssen auch die Kosten und THG-Emissionen der Referenztechnologie
bestimmt werden. Um dies weiter im Detail erläutern zu können, wird im folgenden Kapitel
näher auf die Auswahl der Referenztechnologien und die verwendeten Daten eingegangen.
Zuvor ist jedoch zu klären, ob die Referenztechnologie durch den aktuellen Anlagenbestand
charakterisiert wird oder durch alternative Investitionsmöglichkeiten. Zwei Gründe sprechen
hier allerdings eindeutig für eine Betrachtung von alternativen Investitionsmöglichkeiten in
einem Business-as-Usual Szenario ohne Klimaschutz als Referenzalternative:
Einerseits sind für den Anlagenbestand häufig keine (historischen) Investitionskosten
verfügbar. Andererseits, und dies ist deutlich wichtiger, wird der Einbau einer Biogas-
/Biomethananlage in der Regel nur erfolgen, wenn sowieso der Einbau einer neuen
(Heizungs- oder sonstigen)Anlage geplant ist. Der vorzeitige Ersatz einer funktionierenden
Anlage innerhalb der üblichen Nutzungsdauer käme einer Vernichtung volkswirtschaftlichen
Kapitals gleich, die allenfalls in Situationen einer schnellen, drastischen Veränderung der
Rahmenbedingungen gerechtfertigt wäre. Wenn jedoch sowieso eine neue Anlage eingebaut
werden muss, so ist die geeignete Referenz für die Bestimmung der Anlagenmehrkosten und
damit einhergehend der CO2-Minderungskosten nicht die Altanlage sondern eine alternativ
zum Einbau kommende Referenzanlage unter Prämisse, dass Klimaschutz keine Priorität
darstellt. Damit wird dem ökonomischen Grundgedanken Rechnung getragen, dass bei der
Entscheidungsfindung genau die Kosten ins Entscheidungskalkül einbezogen werden sollen,
die durch die Entscheidung beeinflusst werden.
12.1.2. Referenztechnologien
Für den Biogas- und Biomethaneinsatz lassen sich wie oben dargestellt die Hauptsegmente
Strom-, Heizungs- und Kraftstoffmarkt unterscheiden. Innerhalb dieser Hauptsegmente
werden nachfolgend weitere Untergruppierungen identifiziert, die sich hinsichtlich der
relevanten Referenztechnologie unterscheiden.
Stromerzeugung mit KWK
Die relevante Referenztechnologie bei Anlagen zur Stromerzeugung ist stark abhängig
davon, ob eine gleichzeitige Nutzung der anfallenden Wärme vorgesehen ist und welche
Teilbericht C - CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten
145
Charakteristika die Wärmesenke hat. In diesem Fall stellt sich insbesondere die Frage, ob die
KWK auf Biogasbasis andere KWK oder die getrennte Bereitstellung von Strom und Wärme
substituiert. Die Antwort ist abhängig von der Art der Biogasanlage.
Bei Biogas-KWK im landwirtschaftlichen Betrieb ist davon auszugehen, dass in einem
Business-as-Usual Szenario keine KWK eingesetzt würde sondern zur Wärmebereitstellung
ein Heizölkessel genutzt würde und in der Stromerzeugung als Referenztechnologie ein
neues kohlegefeuertes Grundlastkraftwerk gelten müsste, da die Biogas-Anlage ebenfalls
kontinuierlich betrieben wird. Somit bedeutet eine Ausweitung solcher Biogas-KWK-Anlagen,
dass tendenziell eine Neuinvestition in Grundlastkraftwerke auf Kohlebasis ersetzt wird.
Wärmeseitig verdrängt die im KWK-Prozess generierte Wärme potenziell Neuinvestitionen in
Heizölwärmesysteme. Die Kosten und Emissionen dieser Investitionstechnologien ohne
Klimaschutz stellen für die Ermittlung der CO2-Vermeidung den Benchmark dar. Als
Bestandstechnologien sind bei diesem Nutzungspfad der bestehende Grundlaststrommix
sowie der Heizöl- Erdgasmix im Wärmemarkt anzunehmen.
Da die Wärmesenken in der Landwirtschaft begrenzt sind, soll als weiteres Teilsegment der
Fall von Biogas- und Biomethan-KWK außerhalb der Landwirtschaft mit Anschluss an ein
Nahwärmenetz oder als Objekt-KWK betrachtet werden. Die Referenztechnologie
stromseitig stellt hier abermals ein neues Grundlastkraftwerk auf Kohlebasis dar, da auch
eine nicht-landwirtschaftliche KWK mit Wärmenutzung i.d.R. kontinuierlich gefahren wird.
Auf der Wärmeseite kommt neben einer Investition in Heizölkessel in Siedlungsnähe auch
die Investition in einen Erdgaskessel als Referenz in Frage. Das Vorhandensein eines
Gasnetzes erscheint hier wahrscheinlicher als im ländlichen Raum. Für den Vergleich mit
dem derzeitigen Zustand wird wiederum der Bestandsmix herangezogen mit den gleichen
Technologien wie zuvor.
Schließlich ist auch vorstellbar, dass Biogasanlagen bzw. vor allem Biomethananlagen in
einem existierenden städtischen Fernwärmenetz zum Einsatz kommen. Hier ist davon
auszugehen, dass im Business-as-Usual Fall ohne Klimaschutz ein Mix aus neuen gas- oder
kohlegefeuerten KWK-Anlagen zum Einsatz kommt und somit die Referenztechnologie
darstellt. Für die Potenzialermittlung wird das Ausscheiden bestehender KWK-Anlagen im
Bestand, sowohl gas- als auch kohlegefeuert, zugrunde gelegt.
Teilbericht C - CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten
146
Wärmemarkt
Im Wärmemarkt muss generell zwischen Bestands- und Neubauten unterschieden werden.
Zum einen ist derzeit zu beobachten, dass beim Heizungsersatz in bestehenden Gebäuden
und bei Neubauten unterschiedliche Technologien zum Einsatz kommen. Zum anderen sind
die möglichen Einsatzpotenziale für Biomethan in den Teilsegmenten sehr unterschiedlich.
Ohne Klimaschutz ist davon auszugehen, dass alternative Heizungssysteme kaum
Verbreitung finden würden und auch Erdgas weniger stark im Neubau gegenüber Heizöl
präferiert würde. Daher wird im Segment der Neubauten als Referenztechnologie ein Mix
von 80 % Erdgas zu 20 % Heizöl angenommen (ca. Marktanteile um 1995). Beim Ersatz von
Heizungssystemen im Altbau ist der Erdgasanteil aktuell geringer, so dass ohne Klimaschutz
ein Heizungsmix entsprechend dem aktuellen Verhältnis von Gas- zu Ölheizungen (ca. 60 %
zu 40 %) als Referenz realistisch ist. Bei der Potenzialermittlung wird berücksichtigt, dass
Heizungen nur rund alle 20 Jahre ausgetauscht werden, ansonsten wird der
Heizsystembestandsmix als Referenz im Altbau zugrunde gelegt.
Kraftstoffmarkt
Der Kraftstoffmarkt zeichnet sich ebenso wie der Heizsystemmarkt durch das
Nebeneinander unterschiedlicher Technologien aus. Als Investition ohne Klimaschutz ist ein
unveränderter Mix aus Diesel- und Benzinfahrzeugen anzunehmen, dieser stellt somit die
Referenztechnologie dar. Für die Ermittlung des Potenzials wird auf aktuelle Marktanteile
von Erdgasfahrzeugen und mögliche zukünftige Marktanteilsentwicklungen abgehoben.
12.2. Verwendete Daten und Einsatzpotenziale für Biogas/Biomethan
Eine detaillierte Abschätzung der Einsatzpotenziale für die verschiedenen Einsatzsegmente
für Biogas und Biomethan ist nicht in allen Fällen ohne weiteres möglich. Dennoch ist es
erforderlich ggf. auch grobe Schätzwerte heranzuziehen, um beurteilen zu können, inwiefern
es erforderlich ist, auch a priori weniger attraktive Absatzpfade durch Förderung zu
beanreizen.
Landwirtschaftliche Biogas-KWK
In diesem Segment ist festzuhalten, dass eine präzise Abschätzung der Potenziale nur sehr
schwer möglich ist. Es ist grundsätzlich davon auszugehen, dass das Potenzial begrenzt ist,
da große Wärmesenken, die eine Abnahme von mindestens 30 % der Wärmeproduktion
Teilbericht C - CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten
147
ermöglichen, in landwirtschaftlichen Betrieben eher die Ausnahme sind. Es ist davon
auszugehen, dass die größten Wärmeverbraucher vor Ort zumeist große Stallheizungen und
Wohngebäude sind. Daher werden wohl nur Betriebe mit großem Viehbestand in der Lage
sein werden, 30 % der Wärme sinnvoll zu verwenden. Dementsprechend wird angenommen,
dass das Potenzial in diesem Segment auf eine zu installierende Kapazität von 100 MWel
begrenzt ist.
Landwirtschaftliche Stromerzeugung aus Biogas ohne Wärmenutzung
Auch in diesem Segment gilt, dass eine präzise Abschätzung der Potenziale mit vielen
Schwierigkeiten und Unsicherheiten verbunden ist. Das gesamte Erzeugungspotenzial ist
theoretisch mit dem gesamten Biogaspotenzial gleichzusetzen, da keine Restriktionen auf
der Wärmeseite zu berücksichtigen sind. Bei einer als realistisch einzuschätzenden Leistung
von 2.000 MWel und bei angenommenen Volllaststunden von 8.100 Stunden ergibt sich ein
Einsatzpotenzial von 3,68 Mrd. Nm³ Biomethan (bzw. äquivalente Menge Biogas).
Nicht-landwirtschaftliche Biogas-KWK in Objekt-KWK oder Nahwärmenetz
In diesem Sektor wird das zu Biomethan aufbereitete Biogas direkt in Objekten mit (Mini-
)BHKW oder in an ein Nahwärmenetz angeschlossenen BHKW genutzt. Bedingt durch die
mittelfristig eher abnehmende Wärmenachfrage in Gebäuden ist das zukünftig zu
erwartende Wärme-Absatz-Potenzial eingeschränkt. Als realistisch wird hier eine zu
erwartende Leistung von 1.000 MWel eingeschätzt. Diese Abschätzung fußt u.a. auf Analysen
des Ökoinstituts (vgl. Oeko-Institut 2010) zum bisherigen Markt für Erdgas-BHKW. Zu
beachten ist dabei, dass durch den wärmegeführten Betrieb nur eine Volllaststundenzahl
von 5.000 h realistisch ist. Insgesamt ergibt sich somit ein Absatzpotenzial von 1,14 Mrd.
Nm³ (Biomethanäquivalent).
Biomethan-KWK im existierenden städtischen Fernwärmenetz (Ersatz von Bestandsanla-
gen)
Zur Abschätzung des Potenzials in diesem Segment wird auf die Kraftwerksdatenbank des
Lehrstuhls für Energiewirtschaft zurückgegriffen. Unter Berücksichtigung der Altersstruktur
kann abgeleitet werden, dass bis zum Jahr 2020 Anlagen mit einer elektrischen
Anlagenleistung von 3.300 MW altersbedingt ersetzt werden müssen. Allerdings handelt es
sich hierbei zu einem großen Teil um Großanlagen mit einer elektrischen Leistung von 50
MW und mehr. Legt man dennoch dieses Potenzial zugrunde, so ergibt sich bei
Teilbericht C - CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten
148
Volllaststunden von durchschnittlich 5.000 Stunden pro Anlage aufgrund der
wärmegeführten Fahrweise ein gesamtes Absatzpotenzial von 3,75 Mrd. Nm³ Biomethan.
Biomethan-KWK im existierenden städtischen Fernwärmenetz (Einsatz in existierenden
Gas-KWK)
Bei einer gesamten installierten Leistung an KWK-Anlagen in Deutschland von 22 GW25
beträgt der Anteil gasgefeuerter KWK-Anlagen zirka 10.000 MW. Die Bandbreite der
unterschiedlichen Nutzungsdauern bei Gas-KWK-Anlagen ist dabei sicherlich beachtlich. Als
realistische Einschätzung werden 4.000 Volllaststunden zugrunde gelegt, was dann zu einem
möglichen Absatzpotenzial von 9,1 Mrd. Nm³ Biomethan führt.
Wärmemarkt - Neubauten
Für den Neubau wird davon ausgegangen, dass der in den letzten Jahren beobachtbare
Rückgang bei den Wohnungsneubauten gestoppt werden kann und sich die Neubauzahlen
bei rund 175.000 fertiggestellten Wohnungen pro Jahr stabilisieren.26 Ein in Zukunft zu
erwartender Bevölkerungsrückgang hält sich die Waage mit dem Ersatz veralteter
Wohnsubstanz und sozialen Entwicklungen wie der zunehmenden Zahl an Singlehaushalten.
Die Beimischungsquote für Biomethan wird für den Neubau auf einheitlich 30 % gesetzt. Die
Werte für den Energiebedarf der zu errichtenden Wohnungen ergeben sich aus den
aktuellen Anforderungen der EnEV und entsprechenden Berechnungen27.
Wärmemarkt - Bestandgebäude
Für den Altbau können die jährlich erneuerten Heizungssysteme als Differenz aus den
durchschnittlich pro Jahr abgesetzten Wärmeerzeuger abzüglich derer, die im Neubau
verbaut werden, ermittelt werden.28 Damit ergibt sich eine Zahl von rund 540.000 jährlich
ausgetauschten Heizsystemen, von denen wiederum ca. 70 % Gasheizungen sind. Da die
Biomethanbeimischung nur in erdgasgefeuerten Heizsystemen zur Anwendung kommen
kann, werden die ausgetauschten Systeme noch um die Anzahl nicht-gasgefeuerter Systeme
verringert. Als Beimischungsquote wird für den Altbau 15 % angenommen. Die aktuell
gültige gesetzliche Regelung in Baden-Württemberg schreibt beispielsweise eine
25
EUROSTAT (2010), S.1. 26
Vgl. BMVBS (2010) 27
Vgl. et Ausg. 4/2010 28
Vgl. BDH (2010)
Teilbericht C - CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten
149
Beimischung von 10 % Wärmeäquivalent vor. Vor dem Hintergrund einer möglichen
Ausweitung und Verschärfung des EEWärmeG für das Bundesgebiet wird hier von 15 %
ausgegangen. Die Werte für den Energiebedarf der Wohnungen im Bestand ergeben sich
abermals aus dem abgewandelten Heizkostenvergleich.
Kraftstoffmarkt
Die Potenzialberechnung für den Kraftstoffmarkt orientiert sich an der Zahl der zu
ersetzenden bzw. mit Gasmotoren betriebenen Kraftfahrzeuge. Gemäß der
Kraftstoffstrategie der Bundesregierung aus dem Jahr 2004, ist bis zum Jahr 2020 von einem
Potenzial an Erdgas und damit theoretisch auch Biomethan als Kraftstoff von 2 bis 4 %
auszugehen. Dies entspricht einer Zahl von rund 1,4 Mio. Fahrzeugen im Jahr 2020. 29 Die
Bestandsentwicklung der Erdgasfahrzeuge zwischen 1996 und 2009 legt jedoch den Schluss
nahe, dass ein solches optimistisches Marktvolumen nicht erreicht werden kann. Als
vorsichtig optimistische Abschätzung wird daher von 700.000 gasbetriebenen Fahrzeugen bis
2020 ausgegangen. Da gasgetriebene Fahrzeuge hohe Fix- aber geringe variable Kosten
aufweisen und dementsprechend vor allem bei hohen jährlichen Fahrleistungen zum Einsatz
kommen, wird eine durchschnittlichen Fahrleistung je Fahrzeug von 30.000 km pro Jahr
angesetzt.
12.3. Ergebnisse zu Einsatzpotenzialen und CO2-Vermeidungskosten für Biogas und
Biomethan
Wie in den vorangegangenen Kapiteln erläutert, sind Einsatzpotenziale und CO2-
Vermeidungskosten von Biogas und Biomethan in den vielfältigen Nutzungspfaden sehr
unterschiedlich.
Landwirtschaftliche Biogas-KWK
Für die landwirtschaftlich gebundene Nutzung von Biogas-KWK mit Vor-Ort-Verstromung ist
das Einsatzpotenzial sehr stark von der möglichen Wärmenutzung abhängig. Hier wird für
das Jahr 2020 ein Potenzial von 0,18 Mrd. Nm³ (Biogas, gerechnet als Biomethan) erwartet
(vgl. Kapitel 12.2). Treiber für die Umsetzung des theoretischen Potenzials sind hierbei
insbesondere die Vergütungsregeln des EEG. Die Kosten der CO2-Minderung im Vergleich zur
Investition ohne Klimaschutz liegen bei 207 €/t CO2äq. Letztlich ist die Marktdynamik nicht
29
Vgl. DENA (2010, S.4)
Teilbericht C - CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten
150
nur von den Vergütungsätzen sondern auch von Parametern wie der Verfügbarkeit von Gülle
oder anderen kostengünstigen Rest- oder Einsatzstoffen sowie der sonstigen
Preisentwicklung in der Landwirtschaft abhängig. Bei dem Vor-Ort-Einsatz werden durch die
anteilige Wärmenutzung insbesondere nicht-leitungsgebundene Wärmeenergieträger aus
dem Bestand verdrängt. Darunter fallen nicht nur Heizölkessel, sondern ggf. auch
Wärmepumpen und Biomassekessel, sodass in diesen Fällen die CO2-Minderung geringer
ausfallen könnte.
Landwirtschaftliche Biogasnutzung ohne Wärmenutzung
Auch in diesem Teilsegment, in dem keinerlei Nutzung der verfügbaren Wärme unterstellt
wird, bildet das EEG in der aktuellen Form die wesentliche gesetzliche Grundlage.
Entsprechend sind als primärer Treiber für das Marktpotenzial die Vergütungsregeln des EEG
zu nennen. Unter den zugrundegelegten Annahmen errechnet sich in diesem Teilsegment
für das Jahr 2020 ein Marktpotenzial von maximal 3,68 Mrd. Nm³. Die Kosten der CO2-
Minderung im Vergleich zur Investition ohne Klimaschutz belaufen sich auf 287 EUR/t CO2äq.
Hier ist die Marktdynamik stark abhängig von den zugrunde gelegten Vergütungssätzen und
–regelungen. Dies gilt vor allem für die Regelungen der KWK-Beanreizung und deren
Überprüfung. Darüber hinaus ist die Dynamik abhängig von anderen landwirtschaftlichen
Preisen.
Biomethan-KWK außerhalb der Landwirtschaft in Objekt-KWK oder Nahwärmenetzen
Bei der Biogasnutzung in KWK außerhalb der Landwirtschaft in Objekt-KWK oder einem
Nahwärmenetz wird mit 1,14 Mrd. Nm³ bereits ein deutlich größeres theoretisches Potenzial
bis 2020 erwartet. Getrieben wird das Marktpotenzial hierbei neben den Vergütungssätzen
primär durch die Verfügbarkeit geeigneter Wärmesenken. Die Kosten liegen bei diesem
Nutzungspfad bei 200 €/t CO2äq. und damit leicht unter denen der landwirtschaftlichen
Nutzung. Dies ist primär einem höheren Wärmenutzungsgrad geschuldet. Entscheidend für
die Hebung der Potenziale ist jedoch, ob neben den mit Erdgas-KWK versorgten Objekten
ausreichend zusätzliche Wärmesenken zur Verfügung stehen. Hier werden die erzielbaren
Deckungsbeiträge im Vergleich zur Erdgas-KWK entscheidend sein, so dass auch hier die
Nutzung kostengünstiger Substrate/Abfälle eine wichtige Rolle spielen wird. Wird der
Ausbau der Objekt-KWK fortgesetzt, substituiert diese in bestehenden Gebäuden entweder
Gas-KWK oder Kombinationen aus Gas-Brennwertthermen und evtl. Solarthermie sowie den
Strombezug aus dem bundesdeutschen Strommix.
Teilbericht C - CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten
151
Biomethan-KWK im existierenden städtischen Fernwärmenetz (Ersatz von Bestandanlagen)
Bei der weiteren KWK-Nutzung werden erneut zwei Teilsegmente unterschieden. Zum einen
wird die Biogas-KWK-Nutzung im existierenden städtischen Fernwärmenetz als
Ersatzinvestition für bestehende Anlagen betrachtet, zum Anderen der Biomethaneinsatz als
Substitution für Erdgas in existierenden gasbefeuerten-KWK-Anlagen. Für den Fall der
Ersatzinvestition für den bestehenden Anlagenmix liegt das Marktpotenzial 2020 bei 3,75
Mrd. Nm³, wenn die bis 2020 insgesamt zu ersetzenden KWK-Kapazitäten zugrunde gelegt
werden. Dies ist deutlich höher als in den beiden vorherigen KWK-Anwendungsfällen
zusammen. Jedoch sind die CO2-Minderungskosten hierbei im Vergleich zur
Referenztechnologie mit 212 €/t CO2äq vergleichsweise hoch. Die Treiber für die
Potenzialumsetzung sind hierbei neben den Vergütungssätzen vor allem die Preise für
Erdgas, Kohle, Ersatzbrennstoffe und CO2. Umgekehrt hängt die Potenzialumsetzung von der
Verfügbarkeit günstiger Rest- und Abfallstoffe für die Biogasherstellung ab. Ersetzen würden
diese Investitionen vor allem auch neue Kohle-KWK mit sehr viel niedrigeren
Brennstoffkosten, was die vergleichsweise hohen CO2-Minderungskosten erklärt.
Biomethan-KWK im existierenden städtischen Fernwärmenetz (Einsatz in existierenden
Gas-KWK)
Bei diesem Nutzungspfad des Einsatzes von Biomethan gegen existierende Gas-KWK Anlagen
fallen sowohl das Potenzial als auch die Vermeidungskosten noch höher aus. Dem
theoretischen Potenzial von 9,1 Mrd. Nm³ stehen Vermeidungskosten von 289 €/t CO2äq
gegenüber. Die hohen Kosten resultieren insbesondere daraus, dass Gas-KWK Anlagen auch
ohne Biogasbefeuerung eine verhältnismäßig gute Brennstoffnutzung und eine niedrige CO2-
Bilanz aufweisen. Die Reduktion der CO2-Emissionen fällt somit geringer, die Kosten fallen
höher aus. Die Umsetzung des großen Potenzials ist angesichts der leicht austauschbaren
Brennstoffe wie Gas und Biomethan neben den gesetzlichen Regelungen fast ausschließlich
vom Preisverhältnis der beiden Brennstoffe zu einander abhängig.
Wärmemarkt - Neubauten
Der Einsatz von Biogas im Wärmemarkt ohne KWK teilt sich erneut auf in Neubau und
Altbau. Für den Neubau gilt grundsätzlich, dass die Potenziale nur erschlossen werden
können, sofern das EEWärmeG eine Öffnung für Biogas vorsieht. Bei den angenommenen 30
% Beimischung ergäbe sich somit ein maximales Potenzial von 0,41 Mrd. Nm³ bis 2020. Die
Kosten der CO2-Vermeidung liegen bei 231 €/t CO2äq. Auch in diesem Fall lassen sich die
vergleichsweise hohen Kosten unter anderem auf die Substitution von effizienten Gas-
Brennwertthermen zurückführen. Die Potenzialerschließung jedoch könnte, in Abhängigkeit
Teilbericht C - CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten
152
der Kosten der alternativen Systeme, vergleichsweise hoch sein, da für die
Biomethanbeimischung keine zusätzlichen Investitionskosten anfallen, wie dies bei
Solarthermie oder der Wärmepumpe der Fall ist.
Wärmemarkt - Bestandgebäude
Für den Bestand ist die Potenzialerschließung ebenso von gesetzlichen Veränderungen
abhängig. Wenn eine Verpflichtung zum Einsatz erneuerbarer Energien beim Heizungstausch
umgesetzt würde, ergäbe sich hieraus ein Potenzial von 2,28 Mrd. Nm³ bei
Vermeidungskosten von 207 €/t CO2äq. In Abhängigkeit von der gewählten Beimischquote
ist auch hier von einer weitgehenden Potenzialausschöpfung auszugehen, da die
Alternativen zur Erfüllung der erweiterten EEWärmeG-Pflichten kostenintensiver erscheinen.
Kraftstoffmarkt
Für den Kraftstoffmarkt lässt sich nach den zuvor durchgeführten Abschätzungen ein
Marktpotenzial von maximal 0,67 Mrd. Nm³ bis 2020 erschließen. Die Mehrkosten im
Vergleich zur Referenztechnologie liegen bei 145 €/t CO2äq und somit günstiger als bei den
anderen Einsatzfeldern. Insofern eine Quotenerfüllung zugelassen wird, ist die wesentliche
Frage, welchen Anteil Erdgasfahrzeuge an der zukünftigen Mobilität haben werden. Im
Rahmen dieser Grenzen ist jedoch von einem weitgehenden Erschließen des
Marktpotenzials auszugehen, da die Kraftstofflieferanten Biomethan in aller Regel günstiger
nutzen können als Alternativen.
Zusammenfassung als Kostenpotenzialkurve
Ordnet man die zuvor ermittelten Einsatzpotenziale für Biogas und Biomethan nach
steigenden CO2-Vermeidungskosten, so ergibt sich das in Abbildung 33 gezeigte Bild.
Teilbericht C - CO2-Vermeidungspotenziale und CO2-Vermeidungskosten
153
Abbildung 33: Kostenpotenzialkurven für Neu-Investitionen ohne Klimaschutz
Aus der ermittelten Reihenfolge geht hervor, welche Maßnahmen unter
Effizienzgesichtspunkten und dem Klimaschutzaspekt am sinnvollsten umzusetzen sind. So
weist der Einsatz von Biogas/Biomethan in gasbetriebenen Kraftfahrzeugen die niedrigsten
Vermeidungskosten auf, gefolgt vom Einsatz in neuen KWK-Objekten mit
Nahwärmeanschluss oder Objekt-KWK und landwirtschaftlicher KWK. Dann folgt mit fast
identischen Vermeidungskosten, dafür aber mit einem deutlich höheren Potenzial, der
Einsatz von Biomethan in der Beheizung von Bestandsgebäuden und anschließend der Ersatz
existierender KWK.
Zudem verdeutlicht die Grafik, dass nur unter allergünstigsten Bedingungen die KWK-
Nutzung zusammen mit Biomethan in Kfz ausreichend sein wird, um das Ziel einer Nutzung
von 6 Mrd. m³ Biomethan zu erreichen. Insbesondere würde dies voraussetzen, dass auch
sämtliche zu ersetzenden KWK-Großanlagen durch entsprechende Biomethan-gefeuerte
Anlagen ersetzt würden. Da eine solche vollständige Potenzialumsetzung nicht realistisch
erscheint, ist davon auszugehen, dass weitere Nutzungspfade insbesondere im Wärmemarkt
erschlossen werden müssen, um das politische Ziel von 6 Mrd. Nm³ zu erreichen. Außerdem
ist festzuhalten, dass nach den vorliegenden Analysen der Einsatz von Biomethan im
Wärmemarkt zu ähnlichen, sogar bei Altbauten sogar geringfügig niedrigeren CO2-
0
50
100
150
200
250
300
350
0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00[Mrd. Nm³]
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Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
154
Vermeidungskosten führt wie der Ersatz bestehender KWK-Anlagen. Bei diesen wird zwar
davon ausgegangen, dass als Referenztechnologie ohne Klimaschutz eine kohlebefeuerte
Anlage mit entsprechend hohen CO2-Emissionen installiert würde. Aufgrund des großen
Preisunterschieds zwischen Kohle und Biomethan sind in diesem Fall die CO2-
Vermeidungskosten jedoch vergleichbar wie beim Ersatz eines konventionellen
Heizungsmixes durch Biomethan.
13 Konzepte für eine verbesserte Förderung
Im Hinblick auf Möglichkeiten zur verbesserten Ausgestaltung der Förderung von Biogas und
Biomethan in Deutschland werden nachfolgend zunächst allgemein unterschiedliche
Fördermodelle vergleichend dargestellt. Daran anknüpfend erfolgt eine vertiefte Darstellung
der Charakteristika des sogenannten Marktprämienmodells, das insbesondere für die
Förderung von Bioenergieträgern vorteilhafte Charakteristika aufweist. Schließlich werden
spezifische Fragen der Förderung von Bioenergieträgern diskutiert und Alternativen
aufgezeigt.
13.1. Grundsätzliche Alternativen zur Förderung von Erneuerbaren Energien
Neben der in Deutschland bislang praktizierten festen Einspeisevergütung, werden in der
wissenschaftlichen Literatur (vgl. etwa Himmer 2005, Häder 2005) und in der politischen
Praxis insbesondere die folgenden grundsätzlichen Fördermodelle diskutiert: Quoten- und
Quotenhandelsmodelle, Ausschreibungsmodelle sowie Marktprämienmodelle.
Neben diesen Modellen gibt es noch unterschiedliche andere Formen der Förderung
erneuerbarer Energien, auf die hier aber nicht näher eingegangen werden soll, da sie
weniger verbreitet bzw. weniger zielführend sind. Zu nennen wären etwa Angebote für
„Grünen Strom“. Dabei handelt es sich aber um kein staatliches Förderinstrument im
eigentlichen Sinne. Nur das Marktsegment der ökologisch orientierten Kundschaft, die auf
freiwilliger Basis einen speziellen Beitrag für die Stromerzeugung aus Wasserkraft,
Windkraft, Sonnenenergie oder Biomasse leisten will, spielt bei diesem Modell eine größere
Rolle. Wegen der so genannten „Allmende-Klemme“ (vgl. etwa Varian 2007) ist nicht zu
erwarten, dass allein auf Basis dieses Modells umfangreiche Investitionen in
umweltfreundliche Energien erfolgen. Zur Fortführung des ambitionierten Ausbaus der
Erneuerbaren Energien ist dieser Ansatz kaum geeignet.
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
155
13.1.1. Quoten- und Quotenhandelsmodelle
Quoten- und Quotenhandelsmodelle stellen Ansätze der Mengensteuerung dar. Durch
Anwendung dieser Instrumente soll ein kalkulierbarer, durch ein Mengenziel vorgegebener
Anteil der erneuerbaren Energieträger an der Energiebereitstellung erreicht werden. Der
Fokus auf die Mengen- bzw. Quotenerreichung ist der wesentliche Unterschied zu den
preisorientierten Vergütungsmodellen (z.B. EEG), denen zwar häufig politische Mengenziele
zugrunde liegen, die aber u. U. deutlich verfehlt werden. In der Vergangenheit hatte die
Europäische Kommission wiederholt eine Präferenz für die Einführung von
Quotenverpflichtungen für den Ausbau Erneuerbarer Energien geäußert (vgl. etwa Bergek,
Jacobsson 2010).Derzeit werden Quoten- und Quotenhandelsmodelle insbesondere in den
USA, Großbritannien und Skandinavien zur Förderung erneuerbarer Energien genutzt. In den
USA gibt es auf Ebene der Bundesstaaten so genannte „Renewable Performance Standards“,
während die Zertifikate zur Quotenerfüllung in Großbritannien unter der Bezeichnung
„Renewable Energy Certificates“ (RECS) gehandelt werden. Norwegen und Schweden haben
ebenfalls einen gemeinsamen Markt für „grüne Zertifikate“. In der Regel werden im Rahmen
von Quotenmodellen den Energieunternehmen, die Endkunden beliefern, Verpflichtungen
zur Quotenerfüllung auferlegt. Dabei müssen die Stromproduzenten eine Mindestmenge
(prozentuale oder absolute Menge) des abgegebenen Stroms aus erneuerbaren Energien
decken. Bei der Ausgestaltung als Quotenhandelsmodell ist neben der Eigenproduktion von
Strom aus Erneuerbaren auch der Zukauf entsprechender Zertifikate möglich. Jede Anlage
zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien erhält hierbei Zertifikate entsprechend
der produzierten Strommenge. Die Zertifikate können anschließend an Börsen oder bilateral
gehandelt werden. Der erzeugte Strom wird zu marktüblichen Preisen vergütet, während die
Mehrkosten der Erzeugung über den Verkauf der Zertifikate gedeckt werden.
Im Grundmodell ist keine Differenzierung nach Technologien o.ä. vorgesehen. Denkbar ist
aber eine Differenzierung durch separate Quoten für unterschiedliche Technologien oder
durch unterschiedliche Wertigkeiten der erzeugten Strommengen. Resultat ist insgesamt
eine starke Anreizwirkung für kostengünstige Erneuerbare. Wichtig ist hervorzuheben, dass
der Preis durch die Grenztechnologie oder durch Vorgabe einer Preisobergrenze gesetzt
wird. Problematisch ist, dass durch dieses System ggf. hohe Mitnahmeeffekte induziert
werden können, wenn neben einigen kostengünstigen Erneuerbaren auch teurere Anlagen
oder Standorte herangezogen werden müssen, um vorgegebene Mengenziele zu erreichen.
Auf der anderen Seite ermöglicht ein Quotenhandelsmodell auch einen internationalen
Handel mit Zertifikaten, z. B. innerhalb Europas, so dass in diesem Kontext Potenziale
Erneuerbarer effizient genutzt werden können.
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
156
Insgesamt führen Quoten- und Quotenhandelsmodelle zu einer stärkeren Integration
Erneuerbarer Energien in den Energiemarkt, da an die Stelle einer festen,
marktpreisunabhängigen Vergütung die Kombination aus Marktpreis für den Strom plus
Zertifikatspreis tritt. Dabei ist jedoch zu berücksichtigen, dass eine nicht unerhebliche
Preisunsicherheit besteht, die ausgedehnte Investitionen in Erneuerbare Technologien
hemmen kann. Entwickelt sich auf der anderen Seite ein hoher Preis für die gehandelten
Zertifikate, so besteht für die kostengünstigsten Anlagen die Möglichkeit hoher
Mitnahmeeffekte, was wiederum die Fördermitteleffizienz negativ beeinträchtigt. Werden in
Quotenmodellen zu geringe Stromerlöse erzielt und sind weder Strafen noch flankierende
steuerlichen Maßnahmen vorgesehen, dann wird die Wirksamkeit genauso reduziert wie bei
einem Einspeisevergütungsmodell mit zu niedrigen Vergütungssätzen.
13.1.2. Ausschreibungsmodelle
Die grundlegende Idee von Ausschreibungsmodellen ist, dass jedes Jahr Mengenkontingente
zur Stromerzeugung aus regenerativen Energiequellen öffentlich ausgeschrieben werden. Bis
dato wurden Erfahrungen mit Ausschreibungsmodellen bereits in Großbritannien, Irland und
Dänemark (Offshore-Wind) gesammelt. Bei der Ausschreibung werden die zu installierenden
Erzeugungsleistungen von staatlicher Seite festgelegt, wobei eine Differenzierung nach
Technologiebändern erfolgen kann. Dabei ist es möglich, die Marktnähe der einzelnen
Technologien und deren Potenziale zu berücksichtigen. Die Marktnähe ergibt sich dabei
nicht nur aus den aktuellen Kosten, sondern auch aus den erwarteten zukünftigen
KostensenkungsPotenzialen. Unter Berücksichtigung dieser Vorgaben werden von
Technologieanbietern Angebote abgegeben. Die ausschreibende Behörde prüft Angebote
auf technische, rechtliche und wirtschaftliche Machbarkeit. Der Zuschlag erfolgt im
Wesentlichen nach Höhe der Preisgebote bzw. nach der Zuschusshöhe. Eine Finanzierung ist
aus dem allgemeinen Staatshaushalt möglich oder durch eine Abgabe auf den
Stromverbrauch. Dabei wird der Zuschuss als Investitionskostenzuschuss oder als
Preisaufschlag für erzeugte Strommengen gewährt.
Ausschreibungsmodelle führen generell zu einer stärkeren Integration Erneuerbarer
Energien in den Energiemarkt, da die produzierten Strommengen wie beim Quotenmodell
am allgemeinen Strommarkt abgesetzt werden müssen. Jedoch sind bei diesem
Fördermechanismus die Transaktionskosten für z.B. Ausschreibung, Prüfung und
Durchführung insbesondere für Kleinprojekte erheblich. Ferner war in der Vergangenheit zu
beobachten, dass verschiedene Projekte trotz Angebot und Zuschlagserteilung anschließend
vom Projektnehmer aus wirtschaftlichen Gründen nicht durchgeführt wurden. Generell sind
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
157
demnach bei diesem Fördermechanismus die Umsetzung von Projekten und somit auch die
gewünschte Zielerreichung fraglich.
13.1.3. Marktprämienmodell
Ein Marktprämienmodell oder Bonusmodell ist ein preisorientiertes Vergütungsmodell. Im
Gegensatz zur festen Einspeisevergütung wird aber keine feste Vergütung unabhängig vom
aktuellen Marktpreis gewährt. Vielmehr nehmen bei diesem Modell die Anlagen zur
Stromerzeugung aus Erneuerbaren am allgemeinen Markt teil. Sie erhalten aber eine
Zusatzvergütung (Bonus) in Form einer Marktprämie, um die höheren Gestehungskosten im
Vergleich zu konventionellen Erzeugungstechnologien auszugleichen. Bei der
Zusatzvergütung handelt es sich wiederum um einen administrierten Preis. Aber gleichzeitig
nehmen die Erneuerbaren am allgemeinen Spotmarkt teil, was einen Anreiz zur
marktorientierten Produktion impliziert. Das Modell wird aktuell in Spanien als
Optionsregelung praktiziert. In Deutschland erfolgt die KWK-Förderung nach diesem Modell.
Allerdings führt hier die Regelung zum sogenannten „üblichen Preis“ dazu, dass die Anreize
zur marktorientierten Produktion nicht voll wirksam werden.
Das Marktprämienmodell kombiniert eine Marktintegration mit staatlich administrierten
Preisen. Dies führt dazu, dass Betreiber von Erneuerbaren-Energien-Anlagen nicht voll dem
Marktpreisrisiko ausgesetzt sind. In Bezug auf Investitionsvorhaben reduziert die unabhängig
vom Marktpreis gewährte Prämie die wirtschaftlichen Unsicherheiten. Im EEG (2009) ist
bereits eine Optionsregelung zur Börsenvermarktung vorgesehen. Dabei entfällt allerdings
der Vergütungsanspruch über das EEG komplett. Weitergehende Überlegungen,
insbesondere von Sensfuß und Ragwitz (2009, 2011), sind bislang noch nicht umgesetzt
worden. Auf diese soll u. a. nachfolgend nochmals eingegangen werden.
Marktprämienmodelle führen generell zu einer stärkeren Integration Erneuerbarer Energien
in den Energiemarkt. Dabei ist eine Begrenzung der wirtschaftlichen Unsicherheit durch
Mindestpreise möglich. Durch eine marktpreisabhängige Komponente an den erzielbaren
Erlösen wird die stärkere Integration der Erneuerbaren Energien in den Wettbewerb
gefördert. Anlagenbetreiber erhalten so Anreize, falls möglich, zu besonders teuren Stunden
Strom einzuspeisen.
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
158
13.1.4. Gesamtfazit Fördermodelle
Sowohl Quoten-, Ausschreibungs- als auch Prämienmodelle führen zu einer stärkeren
Marktintegration als die bislang praktizierte feste Einspeisevergütung. Eine stärkere
Marktintegration ist zukünftig anzustreben, da physikalisch der Strom aus Erneuerbaren
Energien genauso (weit überwiegend) ins öffentliche Netz eingespeist wird wie
konventioneller Strom. Auch für den Markt ist aufgrund der Homogenität des produzierten
Stroms kein Unterschied zwischen Strom aus konventionellen und aus erneuerbaren Quellen
erkennbar. Dementsprechend wird der Strom aus Erneuerbaren, unabhängig von der Art,
wie er selbst vergütet wird, die Marktpreisbildung beeinflussen (vgl. Neubarth et al. 2006). In
dem Maße, wie die Erneuerbaren nicht mehr nur eine Nischentechnologie darstellen
sondern einen substanziellen Beitrag zur Stromerzeugung leisten, wird eine vollständige
Entkopplung ihrer Vergütung und Einspeisung vom allgemeinen Marktgeschehen
zunehmend problematisch.
Bis zum Jahr 2020 soll nach den Plänen der Bundesregierung der Anteil der Stromerzeugung
aus erneuerbaren Energien (bezogen auf den Bruttostromverbrauch) auf 35 % steigen30. Es
erscheint hoch problematisch, wenn die Erneuerbaren Energien bei diesem Anteil weiterhin
völlig entkoppelt vom allgemeinen Markt bleiben. Vielmehr ist es angebracht, bereits in der
Novellierung des EEG im Jahr 2012 eine stärkere Marktorientierung umzusetzen,
insbesondere bei den Erneuerbaren Energien, die flexibel auf die Marktgegebenheiten
reagieren können.
Dabei ist das in Kapitel 13.1.2 skizzierte Ausschreibungsmodell wegen hoher
Transaktionskosten für kleinere Anlagen als problematisch einzustufen. Gerade bei der
Nutzung von Bioenergien ist davon auszugehen, dass auch zukünftig die Anlagengrößen
begrenzt bleiben, nicht zuletzt wegen der erforderlichen lokalen Rohstoffbasis. Der Aufwand
und die Kosten für einzelne Ausschreibungen wären daher erheblich, bis Ende 2010 wurden
in Deutschland allein zirka 6.000 Biogas-Anlagen installiert.
Ein europaweites, anspruchsvolles Quotenmodell, wie in Kapitel 13.1.1 skizziert, ist aus Sicht
einer kosteneffizienten Erreichung europäischer Ausbauziele grundsätzlich als vorteilhaft
einzustufen (vgl. EWI 2010). Allerdings ist die Umsetzung eines europaweiten
Quotenmodells aktuell noch nicht absehbar.
30
Vgl. BMWI (2010), S. 5.
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
159
Zumindest solange ein Quotenmodell auf europäischer Ebene noch nicht umgesetzt wird, ist
aus Sicht der Verfasser das Marktprämienmodell eine vielversprechende Alternative zur
derzeitigen Förderpraxis insbesondere für Biogas und Biomethan. Dieses Modell ermöglicht
grundsätzlich eine Verknüpfung von verstärkten Anreizen zur Marktintegration mit einer
Begrenzung der Risiken für Investoren und Gesellschaft. Daher werden wesentliche Aspekte
eines solchen Modells im nächsten Kapitel vertieft diskutiert.
13.2. Weiterführende Darstellung des Marktprämienmodells
In Kapitel 13.1.3 wurde bereits erläutert, dass ein Marktprämienmodell als preisorientiertes
Modell darauf basiert, dass neben den Erlösen an der Börse eine zusätzliche Prämie gewährt
wird, deren Höhe hoheitlich durch den Staat vorgegeben wird. Nachfolgend sollen
wesentliche Aspekte dieses Fördermodells vertieft diskutiert werden.
13.2.1. Verstärkte Marktintegration
Wie in Abschnitt 13.1.4 dargestellt, ist eine verstärkte Marktintegration erneuerbarer
Energien bereits mit der EEG-Novellierung im Jahr 2012 als sinnvoll zu erachten. Dabei stellt
das Marktprämienmodell ein verheißungsvolles Instrument dar, diese Marktintegration zu
verbessern und zugleich potenzielle Investitionsunsicherheiten abzufedern. Dies ist
sicherlich als der wichtigste Vorteil des Marktprämienmodells zu erachten, insbesondere vor
dem Hintergrund der zuletzt stark gestiegenen EEG-Umlage und der politisch gewünschten
Heranführung der Erneuerbaren an den Wettbewerb.
Ein weiterer Vorteil des Marktprämienmodells ist zudem die Kopplung an den
börsennotierten Strompreis. Bei zukünftig zu erwartenden Preissteigerungen steigen die
Gewinne für die Anlagenbetreiber und es ergeben sich durch die steigende Rentabilität der
Anlagen weitere Potenziale für einen wirtschaftlichen Markteintritt. Die Komponente des
börslichen Stromverkaufs setzt zudem erhöhte Anreize, dass gerade Betreiber von Anlagen
auf Basis von Biomasse/Biogas/Biomethan gezielter auf die Marktpreise reagieren. Durch die
Teilnahme am allgemeinen Markt eröffnen sich den Betreibern zudem auch Möglichkeiten
zur Vermarktung von Regelenergie.
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
160
13.2.2. Teilnahme am allgemeinen Strommarkt
Im Rahmen des Marktprämienmodells verlieren die Erneuerbaren Energien ihren
Sonderstatus und partizipieren wie alle anderen Erzeugungstechnologien am allgemeinen
Markt. Dementsprechend müssen die Produzenten sich auch selbst um die Vermarktung des
Stroms und das physische Handling der Stromlieferungen kümmern. Für letzteres kann das
etablierte Instrument des Bilanzkreises genutzt werden. Ein Bilanzkreis stellt ein virtuelles
Gebilde dar, welcher viele Einspeiser oder eine Kombination von Einspeisern und
Verbrauchern umfassen kann. Es ist möglich, dass jeder Produzent seinen eigenen
Bilanzkreis führt; alternativ werden aber sicherlich Stadtwerke, unabhängige Stromhändler
und andere Marktteilnehmer gerne ihre Dienstleistung anbieten, um Biogasanlagen in ihren
Bilanzkreis aufzunehmen und ggf. auch die Vermarktung der Stromerzeugung zu
übernehmen.
Mit der Bilanzierung in einem eigenen (oder einem übergeordneten) Bilanzkreis wird
Biogasanlagen auch die Möglichkeit eröffnet, sich an Regelenenergiemärkten zu beteiligen.
Zugleich übernehmen die Erzeuger auch die Verantwortung für die Anmeldung und
Einhaltung von Erzeugungsfahrplänen und werden für Abweichungen pönalisiert. Dies ist
jedoch für Biogasanlagen keineswegs so problematisch, wie es zunächst zu vermuten ist.
Zum einen ist der innertägliche Handel in Deutschland inzwischen so liquide, dass auch
kurzfristig Ausfälle der eigenen Produktionsanalagen durch Zukäufe im Markt ausgeglichen
werden können. Zum anderen werden Fahrplanabweichungen von den Netzbetreibern
streng symmetrisch bepreist, d.h. für Überspeisungen gibt es die gleiche positive Vergütung,
die zum gleichen Zeitpunkt als Entgelt von den Bilanzkreisen mit Unterdeckung verlangt
wird. Entscheidend für den Preis ist der Saldo in der gesamten Regelzone (vgl. Just, Weber
2010). Solange keine Korrelation zwischen Über- bzw. Unterspeisung im Bilanzkreis und dem
Saldo der Regelzone besteht – und das ist bei Biogasanlagen der Fall – werden sich die
Kosten für Ausgleichsenergie im Mittel ausgleichen. Darüber hinaus wird sich die Relevanz
von Pönalisierungen von Fahrplanabweichungen, Anreizen zur marktpreiskonformen
Fahrplanoptimierung, Möglichkeiten zur Partizipation an Regelenergiemärkten sowie
Ankopplung an allgemeine Marktpreisschwankungen und Knappheitssignale des Marktes
merklich erhöhen. Grundsätzlich ist zu beachten, dass es einen gravierenden Trade-off
zwischen Planbarkeit für Investoren und der Marktintegration gibt. Eine stärke
Marktintegration der Erneuerbaren Energien mit Verzicht auf eine feste Einspeisevergütung
wird sich nur mit Abstrichen in Bezug auf Kalkulationssicherheit und somit tendenziell
steigenden Investitionsrisiken der Anlagenbetreiber erkaufen lassen.
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
161
Im Fall der Biogas- und Biomethan-Anlagen ist jedoch eine feste Einspeisevergütung nicht
geeignet, die Investitionsrisiken der Anlagenbetreiber zu eliminieren. Denn die
Anlagenbetreiber sind hier auch einem Rohstoffpreisrisiko ausgesetzt. Entscheidend für die
Wirtschaftlichkeit der Anlage ist der Preisabstand zwischen Rohstoffpreisen und
Strompreisen. Und für das unternehmerische Risiko ist die Volatilität, d. h. die
Schwankungsbreite dieses Preisabstands maßgeblich. Aufgrund der hohen Korrelation
zwischen den Preisen am Weltmarkt für Energie und für landwirtschaftliche Rohstoffe (vgl.
etwa die Preisspitzen im Jahr 2008) ist davon auszugehen, dass die Volatilität des
Preisabstands zwischen Rohstoffpreisen und Strompreisen bei einem Marktprämienmodell
niedriger ist als beim Modell einer festen Einspeisevergütung.
13.2.3. Anreize für marktorientierte Fahrweise
Ein wesentlicher Vorteil des Marktprämienmodells ist, dass die Flexibilität der
Stromerzeugung aus Biogas zur Erzielung höherer Erlöse unmittelbar eingesetzt werden
kann. Bei einer Verlagerung der Stromerzeugung in Zeiten höherer Strompreise ergeben sich
dementsprechend höhere Einnahmen bei der Vermarktung. Dies schafft klare Anreize,
insbesondere bei größeren Anlagen, diese marktorientiert zu betreiben (vgl. Kapitel 5.4).
So können mit Speicher ausgerüstete Biogasanlagen einen Teil der Stromerzeugung in die
Zeiten hoher Marktpreise verlagern, um höhere Einnahmen zu generieren. Dabei ist
hervorzuheben, dass diese zusätzlichen Gewinne nur durch die höhere Wertigkeit des
eingespeisten Stroms begründet sind und keine Effekte auf die Höhe der EEG Umlage haben.
Somit entsteht eine Beanreizung für die Einspeisung Erneuerbarer Energie durch die vom
Markt gesetzten Knappheitssignalen. Dies führt letztendlich zu einer erhöhten
Flexibilisierung der Einspeisung aus Erneuerbaren Energie-Anlagen und damit zu einem
verbesserten Beitrag zur Marktstabilisierung (vgl. r2b/Consentec 2010).
13.2.4. Anreize für Investitionen
Ein wichtiger weiterer Aspekt im Marktprämienmodell ist, dass auch Investitionen speziell
dann angereizt werden, wenn sie für den Gesamtmarkt am vorteilhaftesten sind: In Zeiten
hoher Strompreise steigt, ceteris paribus (d. h. bei ansonsten gleichen Bedingungen), die
Profitabilität der Biogasanlagen, während ein Überangebot im Markt auch unmittelbar zu
sinkenden Preisen und damit geringeren Anreizen für Neuinvestitionen führt.
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
162
Hier könnte eingewendet werden, dass diese Schwankungen in den Erlösen den Anreiz zu
investieren insgesamt drosseln könnte. Für Biogasanlagen gilt jedoch, dass auch bei festen
Einspeisevergütungen die Profitabilität in Abhängigkeit von den Substratkosten und den
Kosten anderer Inputfaktoren schwankt. Da in den letzten Jahre hohe Energiepreise in der
Regel mit hohen Preisen für landwirtschaftliche Produkte einhergingen (vgl. die Situation im
Jahr 2008) und umgekehrt, ist sogar davon auszugehen, dass die Profitabilität neuer
Biogasanlagen bei einer Marktprämie geringeren Schwankungen unterworfen ist als bei
einer festen Einspeisevergütung.
13.2.5. Festlegung der Vergütungshöhe
Zweifelsohne kommt beim Marktprämienmodell, wie bei der festen Einspeisevergütung, der
Festlegung einer angemessenen Vergütungshöhe eine große Bedeutung zu. Bei einer zu
niedrig gewählten Prämie werden Investoren aufgrund mangelnder Wirtschaftlichkeit von
Investitionen in Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien absehen. Auf der anderen Seite
induziert eine zu hoch gewählter Marktprämie starke Mitnahmeeffekte, eine geringe
Fördermitteleffizienz und führt zu höheren Umlagen und Energiepreisen - mit
entsprechenden nachgelagerten negativen Effekten für alle Verbraucher (insbesondere für
die energieintensiven Industriebranchen).
Letztendlich entscheidet die Höhe und Ausgestaltung der Marktprämie darüber, welche
Anlagengrößen durch das Förderraster fallen und welche im Markt bleiben und ob das ins
Auge gefasste Mengenziel erreicht wird. Aufgrund dieser großen Wirkung des
vorzugebenden Fördersatzes muss bei der Berechnung dieses Satzes sorgfältig vorgegangen
werden. Ohne eine kostendeckende Vergütung treten o.a. investitionshemmende Effekte
ein. Die Schwierigkeit bei der Ermittlung der gerade noch kostendeckenden Prämie besteht
u.a. darin, dass sich bei Anlagen unterschiedlicher Größen durch Skaleneffekte bei
Investitions-, variablen und betriebsgebundenen Kosten unterschiedliche
Wirtschaftlichkeitsniveaus ergeben können (vgl. Kapitel 11.3). Im Falle einer einheitlichen
Förderprämie, die für alle Anlagengrößen gilt, werden effizienteren/größeren Anlagen
Mitnahmeeffekte mit entsprechenden Auswirkungen auf die Fördermitteleffizienz
ermöglicht, während kleine Anlagen u. U. nicht wirtschaftlich betrieben werden können.
Eine nach Anlagengrößen differenzierte Marktprämie wirft hingegen explizit die Frage auf,
ob Ineffizienz noch prämiert werden soll. Hier ist es wesentlich, Mengen-,
Preisdiskriminierungs- und Anreizeffekte sorgsam zu unterscheiden und vor dem
Hintergrund ökologischer und ökonomischer Zielsetzungen gegeneinander abzuwägen (vgl.
Kapitel 13.3.1).
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
163
13.2.6. Festlegung von Preisober- und –untergrenzen
In Spanien, wo ein Marktprämienmodell bereits 2004 eingeführt wurde, wurde dieses
verknüpft mit detaillierten Regelungen, die einerseits eine Mindestvergütung für die
Anlagenbetreiber sicherstellen und andererseits die Marktprämie kontinuierlich reduzieren
sobald sich die Preise am konventionellen Strommarkt einem Niveau nähern, bei dem keine
Prämienzahlungen mehr erforderlich sind.
Sensfuß und Ragwitz (2009) entwickeln ein detailliertes Modell für ein Marktprämienmodell
in Fortführung des derzeitigen EEG, bei dem die Marktprämie monatlich so angepasst wird,
dass die Gesamtvergütung dem bisherigen EEG-Niveau entspricht. Dadurch wird das
längerfristige Preisrisiko vollständig ausgeschaltet, kurzfristig werden jedoch Anreize für eine
marktorientierte Einspeisung geschaffen (vgl. r2b/consentec 2010). Neben dieser gleitenden
Marktprämie umfasst der Vorschlag von Sensfuß und Ragwitz (2009) auch noch eine
Profilservicekomponente zur Kompensation für Ausgleichsenergiekosten bei
Fahrplanabweichungen sowie eine Fixkostenkomponente zur Deckung der Kosten für die
Handelsanbindung. Für die Profilservicekomponente wird von Sensfuß und Ragwitz (2009)
ein Betrag von 1,3 €/MWh vorgeschlagen, für die Handelsanbindung 2,5 €/MWh. In einer
aktuellen Version ihrer Analysen (vgl. Sensfuß und Ragwitz 2011) haben sie diese
Komponenten zusammengefasst und den Betrag für regelbare Erneuerbare auf insgesamt 1
€/MWh abgeschätzt.
Sowohl die spanische Regelung als auch der Vorschlag von Sensfuß und Ragwitz führen zu
einem recht komplizierten Prämienkalkulationsmechanismus. Sie bieten den Vorteil einer
Reduktion der Preisrisiken für Anlagenbetreiber, allerdings entfällt zumindest beim
Vorschlag von Sensfuß und Ragwitz auch komplett die Rückkopplungswirkung des
Großhandelspreisniveaus auf die Investitionsanreize für Erneuerbare Energien. Hinzu kommt
für Biogas, dass eine Fixierung des Vergütungsniveaus, wie in Kapitel 13.2.4 ausgeführt, in
Anbetracht der variablen Substratpreise nicht unbedingt zu einer größtmöglichen Reduktion
der Wirtschaftlichkeitsrisiken führt.
13.2.7. Erreichung von Mengenzielen
Da in preisorientierten Modellen wie dem Marktprämienmodell die Steuerung des Zubaus
von Erneuerbaren Energien über den Vergütungssatz erfolgt, ist eine Erreichung von
Mengenzielen im Gegensatz zu Quotenmodellen nicht automatisch sichergestellt. Bei zu
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
164
niedrig festgelegten Vergütungssätzen ist ein unzureichender Ausbau die Folge, bei zu hohen
Vergütungssätzen kann es zu einer sehr starken Expansion der Anzahl der Anlagen kommen,
wie zuletzt bei der Photovoltaik zu beobachten. Daher ist eine besondere Sorgfalt bei der
Festlegung der Prämienhöhe erforderlich. Zusätzlich ist jedoch auch zu prüfen, ob auf Basis
der zugebauten Mengen eine Nachjustierung der Förderung erfolgen kann. Dies könnte sehr
drastisch in Form einer Mengenobergrenze erfolgen. Dann stellt sich allerdings die Frage,
wie diese rationierten Mengen auf die Antragsteller aufgeteilt werden. Oder der Fördersatz
wird dynamisch angepasst, wenn es zu deutlichen Abweichungen zwischen geplantem und
tatsächlichem Zubau kommt.
13.3. Spezifische Aspekte der Förderung von Biogas und Biomethan
Neben den zuvor diskutierten allgemeinen Aspekten der Förderung erneuerbarer Energien
gibt es auch einige Elemente, die spezifisch sind für die Bereitstellung von Strom und Wärme
aus Biogas bzw. Biomethan. Diese sollen in den folgenden Abschnitten diskutiert werden.
Hierzu gehören die größenabhängige Förderung und die Ausgestaltung von
Bonusregelungen. Auch ist zu überlegen, ob Anreize zum nachträglichen Anlagenupgrade
gesetzt werden sollen und inwiefern die Regelfähigkeit von Biogas angemessen
berücksichtigt werden kann. Auch sind einheitliche Förderansätze für Biomethan und eine
Öffnung des EEWärmeG für Biomethan zu überprüfen.
13.3.1. Abhängigkeit des Fördersatzes von der Anlagengröße
Bislang werden im EEG die Fördersätze nach der Anlagengröße differenziert. Dies soll dazu
beitragen, dass keine Überförderung von Großanlagen stattfindet, zugleich aber sämtliche
zur Zielerreichung erforderlichen Potenziale (inklusive Klein- und Kleinstanlagen)
ausgeschöpft werden. Aus Sicht der ökonomischen Theorie und im Hinblick auf eine
Vereinfachung der Förderung erscheint ein einheitlicher Fördersatz angemessen, da der
erzielbare Umweltentlastungseffekt nicht von der Anlagengröße abhängig ist.
In Abbildung 34 sind die unterschiedlichen Effekte differenzierter vs. einheitlicher
Fördersätze dargestellt. Für die Bewertung ist zunächst zu fragen, ob die Gesamtwohlfahrt
als Summe aus Produzenten- und Konsumentenrente Maßstab der Bewertung sein soll oder
eher die Höhe der staatlichen bzw. staatlich induzierten Transferzahlungen (EEG-Umlage).
Wird, wie in der Wohlfahrtsökonomie üblich (vgl. etwa Varian 2007), die Gesamtwohlfahrt
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
165
als Maßstab gewählt, so ist eindeutig ein einheitlicher Fördersatz zu präferieren. Dieser wird
so festgelegt, dass das teuerste zur Erreichung des Mengenziels noch erforderliche Potenzial
gerade die Wirtschaftlichkeit erreicht (vgl. Abbildung 34 unten). Alle kostengünstigeren
Potenziale weisen dann eine entsprechende höhere Wirtschaftlichkeit auf und werden
dementsprechend genutzt, während teurere Potenziale ungenutzt bleiben. Neben dieser
statischen Effizienz führt der einheitliche Fördersatz auch zu dynamischen Effizienzanreizen,
da Technologieverbesserungen und damit einhergehende Kostensenkungen die
Wirtschaftlichkeit verbessern – sowohl bei bereits profitablen Anlagen als auch bei Anlagen,
die zunächst außerhalb der Wirtschaftlichkeit liegen. Allerdings kann es bei diesem
einheitlichen Fördersatz ggf. zu hohen Produzentenrenten kommen (dunkelblaue Flächen in
Abbildung 34 unten), wenn einzelne Potenziale bereits zu deutlich niedrigeren Kosten
erschlossen werden können. Diese implizieren auch einen entsprechenden Förderbedarf.
Daher erscheinen differenzierte Fördersätze, wie in Abbildung 34 oben dargestellt,
grundsätzlich geeigneter, die Förderkosten zu reduzieren. Für eine nähere Analyse sind
hierbei jedoch Preisdiskriminierungs- und Anreizeffekte zu unterscheiden. Der
Preisdiskriminierungseffekt reduziert die Produzentenrente und damit den Förderbedarf.
Gleichzeitig schaffen die differenzierten Fördersätze jedoch auch u. U. Anreize, die
Kostenpotenzialkurve zu verändern – ggf. werden kostengünstige Großanlagen durch
mehrere teurere Kleinanlagen ersetzt, deren Wirtschaftlichkeit sich aufgrund höherer
Fördersätze ähnlich gut oder sogar besser darstellt. Damit werden die Förderkosten jedoch
im Endeffekt wieder erhöht.
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
166
Abbildung 34: Kostenpotenzialkurven und Effekte einheitlicher und differenzierter Fördersätze
Potentiale GWh
Kosten €/MWh
Vorgegebenes Mengenziel
Differenzierte Fördersätze
Basepreis
Potentiale GWh
Kosten €/MWh
Vorgegebenes Mengenziel
Basepreis
Einheitlicher Fördersatz
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
167
13.3.2. Ausgestaltung von Bonusregelungen
Im EEG 2009 sind für Biogas (und Biomasse allgemein) eine Vielzahl von Boni definiert
worden (vgl. Kapitel 10). So werden spezifische Fördertatbestände für die Nutzung von
NawaRo, KWK, Gülle und ausgewählten Technologien definiert, sowie ein Bonus zur
Vermeidung von Formaldehydemissionen. Grundsätzlich führen diese Boni zu einer
Verkomplizierung der Fördersystematik und können ungünstige Anreizwirkungen entfalten.
Daher sollen sie nachfolgend diskutiert werden.
Der NawaRo-Bonus führt zweifelsohne dazu, dass nachwachsende Rohstoffe verstärkt in
Biogasanlagen eingesetzt werden. Umgekehrt führt jedoch die geringere Vergütung für die
übrigen Einsatzstoffe, d. h. vornehmlich Rest- und Abfallstoffe, dazu, dass die Potenziale in
diesem Bereich (vgl. Kapitel 4) bislang nicht umfassend genutzt werden, obwohl die reinen
Substratkosten hier deutlich niedriger liegen. Dies ist als problematisch einzustufen, da hier
für die Erreichung von Mengenzielen bei der Biogasnutzung unnötig viele Flächen für
nachwachsende Rohstoffe belegt werden. Dies induziert wiederum Preiseffekte auf den
Märkten für landwirtschaftliche Nutzflächen (Pacht) und Lebensmittel. Allerdings bleiben
diese Preiseeffekte im Gegensatz zu einem Quotenmodell in der Höhe begrenzt, denn der
Vergütungssatz bestimmt die maximale Zahlungsbereitschaft der Biogasproduzenten.
Eine spezifische Förderung für einzelne Technologien ist nur angemessen, falls diese
Technologien innovativ sind und ein ausreichendes Potenzial für Kosteneffizienz in der
Zukunft haben. Jedoch werden diese Kriterien von einer Vielzahl der bisher aufgeführten
Technologien kaum erfüllt. Für wirklich innovative Technologien hingegen erscheint eine
direkte Förderung durch Forschungs- und Entwicklungsprogramme eher zielführend, zumal
dadurch weniger verzerrende Anreizwirkungen ausgelöst werden.
In Bezug auf den KWK-Bonus ist festzustellen, dass sich dieser Bonus nicht wie erhofft
bewährt hat. Vielmehr wird durch die jetzige Ausgestaltung des KWK-Bonus häufig eine
ineffiziente Wärmeausnutzung induziert. Denn die einmalige Nachweispflicht eines
Wärmenutzungskonzepts im Rahmen der Anlagenerstellung für Anlagen unter 2 MWel stellt
nicht sicher, dass die produzierte Wärme wirklich über das ganze Jahr adäquat genutzt wird.
In Zukunft ist zudem zu erwarten, dass der Wärmebedarf insbesondere bei Neubauten aber
auch im Gebäudebestand tendenziell sinken wird. Umso wichtiger ist es, dass nicht „Schein-
KWK“ gefördert wird, sondern KWK-Potenziale an den Orten, an denen ein Mehrerlös durch
den teilweisen Verkauf der Wärme erzielt werden kann.
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
168
Die mit dem Bonus für Emissionsminderungen (Formaldehydbonus) verbundenen
technischen Anforderungen an Anlagen können mittlerweile als Stand der Technik
bezeichnet werden. Deswegen könnte für Neuanlagen die Regulierung vereinfacht werden,
indem der Bonus gestrichen wird und stattdessen eine Mindestanforderung formuliert wird.
Der Güllebonus in seiner bisherigen Form setzt Anreize, die auftretenden negativen
Externalitäten bei konventionellem Güllemanagement zu verringern. Allerdings ist hierbei
Voraussetzung, dass der Gärrest so ausgebracht wird, dass es zu keinem übermäßigen
Nährstoffeintrag kommt. Insbesondere in sogenannten Veredelungsregionen mit großen
Viehbeständen führt die bisherige Ausgestaltung des Güllebonus zu einem starken Anreiz,
nachwachsende Rohstoffe auf den landwirtschaftlichen Nutzflächen anzubauen, um in der
Kombination von NawaRo- und Güllebonus eine sehr auskömmliche Ertragslage für
Biogasanlagen zu erzielen. Ein wesentlicher Grund hierfür ist, dass der Güllebonus für die
gesamte erzeugte Strommenge gewährt wird, wenn der Gülleanteil am Gesamtsubstrat 30
Gewichtsprozente erreicht. Der Anteil der Gülle an der Biogasausbeute liegt dann jedoch nur
bei rund 5 %. D. h. ein relativ geringer Energiebeitrag führt zu einer monetären Aufwertung
der gesamten übrigen Energieerzeugung - wenn Gülle in großen Mengen kostengünstig
verfügbar ist, führt dies zu starken Nachfrageeffekten für NawaRos bzw. der entsprechenden
Anbaufläche.Um diese verzerrenden Multiplikatoreffekte zu eliminieren, ist es wesentlich,
den Güllebonus ausschließlich an die eingesetzte Güllemenge und nicht an den Gülleanteil
zu koppeln.
Ein vermehrter Einsatz von Gülle zur Biogasnutzung leistet einen Beitrag zur Verringerung
der externen Effekte, sofern entweder die eingesetzten Güllemengen und die daraus
resultierenden Gärrestmengen begrenzt sind oder diese Gärreste verwertet und in einen
handelsfähigen Dünger umgewandelt werden.
Daher sollte die Gewährung des Güllebonus auf kleine Anlagen und solche Anlagen
beschränkt werden, die über eine Gärresteverwertung verfügen. Durch Aufbereitung der
Gärreste zu handelbarem Dünger wird gewährleistet, dass gerade in gülleintensiven
Veredelungsregionen eine deutliche Entlastung des regionalen Nährstoffeintrags erfolgt.
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
169
13.3.3. Anreize zum Anlagenupgrade durch zeitabhängige Ausgestaltung der Förderung
Eine fixe 20 jährige Vergütung, wie sie aktuell im EEG (2009) verankert ist, gibt nur wenig
Impulse für Effizienzverbesserungen während der Nutzungsdauer der Anlage. Indem der
Fördersatz nach fünf oder zehn Jahren abgesenkt wird, könnte ein Anreiz geschaffen
werden, die Anlagen frühzeitig zu erneuern bzw. nachzurüsten. Die Absenkung sollte sich
dabei am zukünftig zu erwartenden Innovationspotenzial orientieren. Allerdings ist dieses
nicht ohne weiteres abschätzbar und die Absenkung der Vergütungssätze in späteren Jahren
müsste durch eine (geringere) Anhebung der Anfangsvergütung kompensiert werden, um
eine unveränderte Wirtschaftlichkeit zu erreichen. Außerdem konterkariert eine solche
zeitvariable Förderung die Intention einer Vereinfachung der Förderinstrumente.
13.3.4. Förderung der Regelenergiebereitstellung durch Biogas-/Biomethananlagen
Mit zunehmenden Kapazitäten an fluktuierenden Erneuerbaren wächst auch der Bedarf an
flexibler Fahrweise des übrigen Kraftwerksparks. Dies bedeutet steigende Regelenergie-
Anforderungen und eine stärker zeitvariable Einspeisung der übrigen Kraftwerke in den
allgemeinen Strommarkt. Daraus können zwei Schlussfolgerungen gezogen werden: a) Die
Preise am Regelenergiemarkt werden sich tendenziell erhöhen und b) die Preisspreizung am
allgemeinen Strommarkt wird sich vergrößern.
Der durch den vermehrten Ausbau fluktuierender Erneuerbarer Energien steigende Bedarf
an Regelenergie könnte auch speziell mit Stromerzeugung aus Biogas bzw. Biomethan
gedeckt werden. So könnte idealerweise „grüne Energie“ mit „grüner Energie“ geregelt
werden.
Dabei ist jedoch zu hinterfragen, ob hierzu spezifische Regelungen erforderlich sind, oder ob
das Marktprämienmodell nicht schon ausreichend Möglichkeiten eröffnet und Anstöße für
einen flexiblen Einsatz von Bioenergie setzt. Insbesondere gibt das Marktprämienmodell
bereits klare Anreize für eine Fahrweise der Biogasanlagen, die sich an den jeweiligen
Marktpreisen im Spotmarkt orientiert. Außerdem ermöglicht das Marktprämienmodell die
Teilnahme der durch das EEG geförderten Anlagen am Regelenergiemarkt. Hierdurch
entstehen auch keine Mehrkosten für die Netzbetreiber, da die Anlagen ebenso am Markt
teilnehmen wie die übrigen Erzeugungsanlagen. Andere Lösungen zur speziellen
Incentivierung von Erneuerbaren-Anlagen führen hingegen in der Regel zu Mehrkosten für
die Netzbetreiber.
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
170
Eine spezifische Vorgabe zur Nutzung von Biogas bzw. Biomethan (oder auch von
Erneuerbaren insgesamt) im Regelenergiemarkt wird dadurch erschwert, dass es drei
Formen von Regelleistung gibt: Primär-, Sekundär- und Tertiärregelleistung
(Minutenreserve), wobei bei Sekundär- und Tertiärregelleistung nochmals zwischen
inkrementeller und dekrementeller Regelung unterschieden wird. Hier wären detaillierte
Einzelvorschriften erforderlich, die erhebliches Verzerrungspotenzial induzieren könnten. So
würde eine Quotenvorgabe für die Nutzung von Biogas/Biomethan zur
Regelleistungsbereitstellung Gaskraftwerke einseitig benachteiligen, wenn sie nur auf
Gaskraftwerke angewendet würde. Wenn sie allgemein gültig für jeden Zeitpunkt
implementiert würde, so würde die Effizienz des Regelenergiemarktes erheblich reduziert,
da nur in manchen Marktsituationen Gaskraftwerke effizient Regelleistung bereitstellen
können. Außerdem würden dann kleinere Anbieter im Regelenergiemarkt diskriminiert, die
nicht in einem Portfolio von Anlagen eine zusätzliche Biogas-/Biomethananlage
berücksichtigen können, sondern neben der Bewirtschaftung einer einzelnen Anlage noch
die Sicherstellung einer entsprechenden Quote gewährleisten müssten. Daher erscheint eine
solche spezifische Regelung kaum zielführend.
Daneben ist festzuhalten, dass durch eine Einführung des Marktprämienmodells nicht nur
für Biogas sondern für alle Erneuerbaren Energien der zusätzliche Marktwert der regelbaren
Bioenergieeinspeisung im Vergleich zu den fluktuierenden Erneuerbaren wie Wind und
Photovoltaik offensichtlich würde.
13.3.5. Einheitliche Förderung von Biomethan
Statt wie bisher die Stromerzeugung aus Biomethan im Rahmen des EEG mit
Einspeisevergütungen zu fördern und die Nutzung der Erneuerbaren im Wärmemarkt über
das Quotenmodell des EEWärmeG zu implementieren, wäre auch eine einheitliche
Vorgehensweise für die Biomethan-Förderung vorstellbar. Über ein Biomethan-
Einspeisegesetz für das Erdgasnetz könnte ein einheitlicher Fördersatz auf alles eingespeiste
Biomethan implementiert werden und damit Verzerrungen zwischen dem Strom- und dem
Wärmemarkt vermieden werden. Naheliegend wäre dann eine Umsetzung ähnlich dem
erprobten EEG-Umlageverfahren, indem die Förderkosten auf alle Gaskunden umgelegt
werden. Auch bei der Einspeisung von Biomethan könnte ein Marktprämienmodell statt
einer Festvergütung implementiert werden, so dass Anreize zur Einspeisung insbesondere in
Zeiten hoher Gaspreise entstehen.
Diesen potenziellen Vorteilen eines Biomethan-Einspeisegesetzes stehen jedoch auch
erhebliche Nachteile gegenüber. Erstens werden zwar monetäre Verzerrungen zwischen
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
171
verschiedenen Biomethan-Anwendungen eliminiert, jedoch kann es zu verzerrenden
Effekten zwischen Vor-Ort-Nutzung und Einspeisung von Biogas kommen, die bei einer
einheitlichen Marktprämie für erzeugten Strom vermieden werden. Zum zweiten werden
durch eine Umlagefinanzierung einer Biomethan-Vergütung ausschließlich die Gaskunden
belastet. Damit wird die Wettbewerbsposition von Erdgas im Wärmemarkt im Vergleich zu
Heizöl, Wärmepumpe und anderen Energieträgern verzerrt und verschlechtert. Schließlich
bedeutet die Einführung eines Biomethan-Einspeisegesetzes auch die Etablierung eines
weiteren Subventionstatbestandes im ohnehin komplizierten deutschen Energierecht31.
13.3.6. Berechnung einer angemessenen Marktprämie
Wie bereits in Abschnitt 13.2.5 festgestellt, kommt der Festlegung der Vergütungshöhe eine
entscheidende Bedeutung im Rahmen eines preisorientierten Fördermodells zu. Als Basis für
die Berechnung eines angemessenen Fördersatzes sind die Kosten der Energiebereitstellung
aus Biogas/Biomethan heranzuziehen, um ausreichende Anreize für Investitionen
sicherzustellen und gleichzeitig eine Überförderung zu vermeiden.
Festlegung der Benchmarkkonfigurationen
In Kapitel 11.3 wurde dargestellt, dass die Gestehungskosten für Strom aus Biogas und für
Biomethan stark abhängig von der Anlagengröße sind. Wenn eine einheitliche Marktprämie
bestimmt werden soll, so ist folglich zunächst festzulegen, welche Anlagengröße als effizient
und zugleich umsetzbar gelten kann. Diese Anlage stellt dann den „Benchmark“ für die
Vergütungsermittlung dar. Im Bereich der Vor-Ort-Biogasnutzung ist davon auszugehen, dass
größere Anlagen aufgrund der fehlenden umfassenden Wärmesenken kaum gebaut werden
können. Umgekehrt weisen kleine Anlagen deutlich höhere Stromgestehungskosten auf.
Daher wird hier als Referenzanlage ein BHKW mit 350 kW elektrischer Leistung
herangezogen. Bei der Wärmenutzung wird davon ausgegangen, dass im Jahresmittel 30 %
der Abwärme des BHKW außerhalb der Anlage effektiv genutzt werden können.
Neben der Stromerzeugung aus Biogas in der Vor-Ort-Verstromung soll das Biogas zukünftig
auch verstärkt zu Biomethan aufbereitet und in dezentralen Anlagen verstromt werden. Um
also der Nutzung von Biomethan in dezentralen Anlagen gerecht werden zu können, muss
sich auch der Betrieb solcher Anlagen wirtschaftlich darstellen lassen. Aufgrund der
Kostendegression bei den Einspeiseanlagen (vgl. Abschnitt 11.3.3) bis ca. 1.000 m³/h
31
Weitere Argumente gegen ein Biomethan-Einspeisegesetz finden sich bei Biogasrat (2010).
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
172
(äquivalent zu ca. 5.000 kW el. Leistung) sollte eine solche Großanlage für die Ermittlung der
effizienten Förderhöhe herangezogen werden. Diese Einspeiseanlage wird dann jedoch
ergänzt durch KWK-Anlagen unterschiedlicher Leistung, die dezentral Strom und Wärme
produzieren. Demnach stellte eine Biomethanaufbereitungsanlage mit 5.000 kW
äquivalenter Leistung den Benchmark zur Aufbereitung von Biomethan dar, für die
Verstromung werden sodann BHKWs mit 190 kW bis 600 kW herangezogen und ein
Mittelwert als Benchmark ermittelt.
Methodik zur Bestimmung der Marktprämie
Um die erforderliche Marktprämie bei Vor-Ort-Biogasanlagen zu bestimmen, wird wie folgt
vorgegangen:
1. Bestimmung der gesamten jährlichen Kosten für die Biogasproduktion mit
anschließender gekoppelter Strom- und Wärmeerzeugung
2. Verminderung der Kosten aus 1. um den monetären Wert (anlegbare Kosten) der
nutzbaren Wärme
3. Division der Restkosten aus 2. durch die jährliche Stromerzeugungsmenge, um die
erforderliche Gesamtvergütung pro erzeugter kWh Strom zu bestimmen
4. Erhöhung der Gesamtvergütung um 0,1 ct/kWh, um die Kosten für die Vermarktung
des produzierten Stroms zu berücksichtigen (vgl. Sensfuss, Ragwitz 2011)
5. Abzug des mittleren erwarteten Marktpreises für Strom von der Gesamtvergütung
nach 4., um die angemessene Marktprämie zu bestimmen.
Für die Anlagen mit Biomethaneinspeisung und dezentraler Verstromung ist ein analoges
Vorgehen zu wählen. Allerdings sind der Zwischenschritt des Transports des Biomethans und
die Verstromung in unterschiedlichen BHKWs zu berücksichtigen:
1. Bestimmung der gesamten jährlichen Kosten für die Biomethanproduktion und –
einspeisung
2. Division der Kosten aus 1. durch die jährliche Biomethanmenge, um die
erforderlichen Erlöse pro erzeugter kWh Biomethan zu bestimmen
3. Abzug der vermiedenen Netzkosten nach GasNEV und Addition der mittleren
Netznutzungsentgelte für den Transport des Biomethans zu den dezentralen BHKWs,
damit Bestimmung der Kosten des Biomethans frei BHKW
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
173
4. Ermittlung der jährlichen Gesamtkosten für vier BHKWs unterschiedlicher Größe
einschließlich der Kosten für Biomethan entsprechend 3.
5. Verminderung der Kosten aus 3. um den jeweiligen monetären Wert (anlegbare
Kosten) der nutzbaren Wärme
6. Division der Restkosten aus 5. durch die jährliche Stromerzeugungsmenge, um die
erforderliche Gesamtvergütung pro erzeugter kWh Strom zu bestimmen
7. Mittelung der Gesamtvergütung über die vier betrachteten Fälle
8. Erhöhung der Gesamtvergütung um 0,1 ct/kWh, um die Kosten für die Vermarktung
des produzierten Stroms zu berücksichtigen (vgl. Sensfuss, Ragwitz 2011)
9. Abzug des mittleren erwarteten Marktpreises für Strom von der Gesamtvergütung
nach 4., um die angemessene Marktprämie zu bestimmen.
Ergebnisse zur Vergütungshöhe für die Vor-Ort-Biogasanlage
Die Gesamtkosten sowie die Produktionsmengen für die als Benchmark ausgewählten
350 kW-Anlage sind in Tabelle 30 zusammengefasst. Bei den erzielbaren Erlösen für Wärme
und Strom ist zu berücksichtigen, dass es sich hierbei um durchschnittliche Erlöse über die
gesamte 15-jährige Betriebszeit der Anlage handelt. Bei der zugrundegelegten Nutzung von
30 % der verfügbaren Wärme ergibt sich eine erforderliche Gesamthöhe der Marktprämie
von 15,3 ct/kWh.
Tabelle 30: Kenngrößen der 350 kW Vor-Ort-Biogasanlage und erforderliche Prämienhöhe
Parameter Wert Parameter Wert
Kapitalkosten Biogasanlage 153.935 € Stromproduktion 2.835.000 kWh
Kapitalkosten Gasaufbereitung 50.506 € Wärmeproduktion 3.506.447 kWh
Substratkosten 278.764 € Genutzte Wärme 1.051.934 kWh
Sonstige verbrauchsgebundene
Kosten 70.439 €
Durchschnittlicher anlegbarer
Wärmepreis 4,0 ct/kWh
Betriebsgebundene Kosten 106.266 € Restkosten Strom 617.952 €
Gesamtkosten 659.910 € Erforderlicher Gesamterlös
Stromvermarktung 21,9 ct/kWh
Biomethanoutput kWh/a 95.836.829 Durchschnittlicher
Marktpreis32 6,6 ct/kWh
Erforderliche Gesamt-Marktprämie 15,3 ct/kWh
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
174
In Tabelle 31 sind die erforderlichen Vergütungshöhen für andere Vor-Ort-Biogasanlagen
aufgeführt. Dabei wird deutlich, dass hier kleinere Anlagen bei ansonsten gleichen
Bedingungen für einen wirtschaftlichen Betrieb eine deutlich höhere Marktprämie benötigen
(2,6 ct/kWh höher bei der 190 kW Anlage). Diese werden daher bei einer einheitlichen
Marktprämie nur gebaut werden, wenn die Effizienz- und Kostennachteile bei der Anlage
durch Vorteile z. B. bei der Substratbeschaffung ausgeglichen werden. Bei größeren Anlagen
ab ca. 1,2 MW sind umgekehrt jedoch bei einheitlicher Marktprämie erhebliche
Mitnahmeeffekte zu erwarten, wenn sich die Marktprämie an der 350 kW Anlage orientiert.
Daher ist zu prüfen, ob die Förderung für Anlagen ab 1,2 MW um 2 ct/kWh reduzieren
werden können, um eine Überförderung zu vermeiden. Die dargestellte KWK-Anlage mit 5
MW stellt allerdings kaum einen realistischen Anwendungsfall dar, da eine entsprechende
Wärmesenke bei einer Vor-Ort-Nutzung kaum realisiert werden kann.
Tabelle 31: Kenngrößen und erforderliche Prämienhöhe für unterschiedliche Vor-Ort-Biogasanlagen
Annualisierte Kosten 190 kW 350 kW 600 kW 1.200 kW 5.000 kW
Wärmenutzungsgrad 30% 30% 30% 30% 30%
Durchschnittlicher anlegbarer
Wärmepreis
4.6
ct/kWh
4.0
ct/kWh
3.4
ct/kWh
3.4
ct/kWh
2.8
ct/kWh
Kosten bezogen auf
Stromproduktion
(vgl. Abbildung 4)
26.1
ct/kWh
23.3
ct/kWh
22.4
ct/kWh
21.0
ct/kWh
17.8
ct/kWh
Stromproduktion [kWh] 1.539.000 2.835.000 4.860.000 9.720.000 40.500.000
Wärmeproduktion [kWh] 1.903.500 3.506.447 5.732.308 11.464.615 43.463.415
Genutzte Wärme [kWh] 571.050 1.051.934 1.719.692 3.439.385 13.039.024
Restkosten Strom *€+ 375.380 617.952 1.027.498 1.926.867 6.823.870
Erforderlicher Gesamterlös
Stromvermarktung
24.5
ct/kWh
21.9
ct/kWh
21.2
ct/kWh
19.9
ct/kWh
16.9
ct/kWh
Durchschnittlicher Marktpreis32 6.6
ct/kWh
6.6
ct/kWh
6.6
ct/kWh
6.6
ct/kWh
6.6
ct/kWh
Erforderliche Gesamt-
Marktprämie
17.9
ct/kWh
15.3
ct/kWh
14.6
ct/kWh
13.3
ct/kWh
10.4
ct/kWh
Ergebnisse zur Vergütungshöhe für die Biomethaneinspeisung
Für die Anlage zur Biomethaneinspeisung werden die in Kapitel 11.3.3 ermittelten
Ergebnisse herangezogen. Daraus ergeben sich durchschnittliche Gestehungskosten von.
8,4 ct pro kWh produziertem Biomethan (vgl. Abbildung 31). Dieses Biomethan dient als
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
175
Brennstoff für dezentrale BHKW mit einer Leistung zwischen 190 kW und 600 kW. Die
Nutzungsdauer der BHKW wird hier wie zuvor mit 15 Jahren angesetzt der Betrieb erfolgt
mit 7.000 Benutzungsstunden pro Jahr. 70 % der Wärme können tatsächlich genutzt werden
und für den produzierten Strom ergibt sich aufgrund der teilweisen Gleichzeitigkeit von
hohem Wärme- und hohem Strombedarf ein Marktpreis, der um 0,2 ct/kWh über dem
durchschnittlichen Base-Preis liegt. Die weiteren wesentlichen Parameter der BHKW können
Tabelle 32 entnommen werden.
Tabelle 32: Kenngrößen der Nutzung von Biomethan in dezentralen BHKW
Parameter BHKW
190 kW
BHKW
350 kW
BHKW
500 kW
BHKW
600 kW
Kapitalkosten BHKW 27.846 € 43.421 € 52.860 € 61.355 €
Brennstoffkosten 315.416 € 581.030 € 808.759 € 970.511 €
Sonstige verbrauchsgebundene
Kosten 4.911 € 9.046 € 12.923 € 14.400 €
Betriebsgebundene Kosten 21.142 € 30.362 € 44.175 € 52.581 €
Summe 369.315 € 663.859 € 918.718 € 1.098.848 €
Durchschnittlicher anlegbarer
Wärmepreis 4,6 ct/kWh 4,0 ct/kWh 3,6 ct/kWh 3,4 ct/kWh
Wert Wärme 54.725 € 88.208 € 109.966 € 123.711 €
Restkosten Strom 314.590 € 575.650 € 808.753 € 975.137 €
Erforderlicher Gesamterlös
Stromvermarktung 23,8 ct/kWh 23,6 ct/kWh 23,2 ct/kWh 23,3 ct/kWh
Durchschnittlicher Marktpreis32 6,8 ct/kWh 6,8 ct/kWh 6,8 ct/kWh 6,8 ct/kWh
Erforderliche Gesamt-
Marktprämie 16,9 ct/kWh 16,8 ct/kWh 16,4 ct/kWh 16,5 ct/kWh
Mittlere Gesamt-Marktprämie 16,7 ct/kWh
32
Die unterschiedlichen zugrunde gelegten durchschnittlichen Marktpreise von 6,6 ct/kWh für Vor-Ort-
Biogasanlagen und 6,8 ct/kWh für die dezentralen BHKW mit Biomethannutzung resultieren aus den
unterschiedlichen Volllaststunden der Anlagen. Die unterstellten 8.100 Volllaststunden der Vor-Ort-
Biogasanlagen implizieren eine fast vollständige Vergütung des erzeugten Stroms zu Base-Preisen. Dezentrale
BHKW hingegen, die das Biogas aus dem Erdgasnetz beziehen, werden aufgrund der verstärkten
wärmegeführten Fahrweise weniger Volllaststunden aufweisen. Dies ermöglicht jedoch auf der anderen Seite
eine gezieltere Vermarktung der produzierten Elektrizität zu (teureren) Peak-Stunden, was zu Erlösen führt, die
um durchschnittlich 0,2 ct/kWh höher liegen.
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
176
Unter diesen Prämissen ergibt sich somit eine erforderliche Marktprämie von 16,7 ct/kWh,
um im Mittel die BHKWs wirtschaftlich betreiben zu können. Dieser Fördersatz liegt um 1,4
ct/kWh höher als der zuvor ermittelte Fördersatz für eine effiziente Vor-Ort-
Verstromungsanlage. Dies ist insbesondere auf den erhöhten Anlagenaufwand für die
Biogasaufbereitung zurückzuführen.
13.3.7. Festlegung der Vergütungssystematik
Aus den Ergebnissen zur Vergütungshöhe aus dem vorangegangenen Abschnitt lässt sich
ableiten, dass eine einheitliche Marktprämie für Vor-Ort-Biogasanlagen und Anlagen mit
Biomethaneinspeisung keine Lösung darstellt, bei der beide Anlagenkonzepte angemessen
gefördert werden. Entweder die Marktprämie orientiert sich an der erforderlichen
Vergütung für Vor-Ort-Anlagen, dann wird die Kombination aus Biomethaneinspeisung und
dezentraler Verstromung vermutlich nicht wirtschaftlich betrieben werden können. Oder die
Marktprämie orientiert sich an den Einspeisekonfigurationen und es wird eine substantielle
Überförderung der Vor-Ort-Anlagen und somit eine verringerte Fördermitteleffizienz in Kauf
genommen.
Da beides in Anbetracht der politischen Ziele zur Biomethaneinspeisung und zur Begrenzung
der EEG-Umlage nicht wünschenswert erscheint, erscheint eine Differenzierung der
Marktprämie angebracht. Dies kann auf drei Arten geschehen:
1. Unterschiedliche Marktprämien für Vor-Ort- und Biomethananlagen bzw. Einführung
eines Aufbereitungsbonus
2. Zusätzliche Förderung der Biomethananlagen durch Erhöhung der Vergütung für
„vermiedene Netzkosten“
3. Einführung eines differenzierten KWK-Bonus, der die unterschiedliche
Wärmenutzung bei Vor-Ort- und bei Biomethananlagen berücksichtigt.
Alle drei Alternativen sind formal geeignet, um eine angemessene Differenzierung der
Vergütungssätze herbeizuführen. Die dritte Alternative erscheint jedoch sachlich am besten
begründbar, denn in der Tat führt die erhöhte Wärmenutzung bei der Biomethananlage zu
einer verbesserten Ressourceneffizienz. Die bereitgestellte Wärme hat auch einen Wert zu
aktuellen Marktpreisen, allerdings ist davon auszugehen, dass dieser Wert nur teilweise
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
177
zukünftige Knappheiten widerspiegelt. Dies ist insbesondere durch die starke Diskontierung
zukünftiger unsicherer Zahlungsströme in wettbewerblichen Märkten bedingt. Die
Einführung eines differenzierten KWK-Bonus kann dies teilweise kompensieren. Daher wird
dieser Ansatz bei den Empfehlungen in Kapitel 14 wieder aufgegriffen.
13.3.8. Öffnung des EEWärmeG für den Biomethaneinsatz
Durch das EEWärmeG wird seit 2009 für Neubauten eine teilweise Deckung des
Wärmebedarfs mit Erneuerbaren Energien vorgeschrieben. Dabei kann die Pflicht durch z.B.
die Installation von solarthermischen Anlagen, Wärmepumpen oder die Verwendung von
Biomasse in Form von Holzpellets erfüllt werden (vgl. Kapitel 10.1.4). Eine Nutzung von
Biomethan ist bislang nicht berücksichtigt, obwohl Biomethan gleichfalls eine regenerative
Energiequelle darstellt. Daher ist eine Erfüllung der regenerativen Quote des EEWärmeG
durch eine Biomethanbeimischung zu konventionellem Erdgas vorstellbar. Dies würde
zugleich einen neuen Absatzmarkt für Biomethan eröffnen und dazu beitragen, dass das
Biomethan-Ziel der Bundesregierung nicht nur angebotsseitig realisiert wird, sondern
diesem Angebot auch eine entsprechende Nachfrage gegenüber steht. Außerdem würde
eine solche Öffnung tendenziell zu einer größeren Auslastung der vorhandenen
Netzinfrastruktur führen und eine Stärkung der Gasanbieter im Wärmemarkt induzieren.
Auf Seiten der Anwender sind allenfalls geringe Investitionen zur Nutzung von Biomethan
notwendig. Vor diesem Hintergrund ist Biomethan gut geeignet, um unkompliziert in dem
erheblich größeren Sektor der Bestandsgebäude eingesetzt zu werden. Bislang besteht eine
Verpflichtung zur Nutzung erneuerbarer Energien beim Heizungsaustausch nur in Baden-
Württemberg (vgl. § 5 EWärmeG Baden-Württemberg 2007), aufgrund der hohen Potenziale
wäre dies jedoch auch auf Bundesebene angebracht. Ein erster Schritt in diese Richtung ist
die Berücksichtigung von Biomethan zur Erfüllung einer EE-Quote bei bestehenden
öffentlichen Gebäuden im EAG-EE (vgl. EAG EE 2011).
Neben der Höhe der Beimischungsquote ist für eine Umsetzung jedoch insbesondere zu
klären, welche Instrumente zur Sicherstellung des dauerhaften Einsatzes von Biomethan
eingesetzt werden können.
Teilbericht C - Konzepte für eine verbesserte Förderung
178
Dauerhafte Nutzungsverpflichtung und deren Kontrolle
Im Gegensatz zu den im EEWärmeG genannten Möglichkeiten der EE-Quotenerfüllung wie
dem Einbau einer Wärmepumpe, eines Pelletkessels oder der Installation von
Solarthermieanlagen, gestaltet sich die Nutzung von Biomethan in einem bestimmten
Beimischungsverhältnis auf den ersten Blick als einfacher, da nur ein entsprechender
Gasliefervertrag unterzeichnet werden muss. Auf den zweiten Blick ergibt sich hierdurch
jedoch eine zusätzliche Schwierigkeit, nämlich die Überprüfung des aktuellen
Biomethaneinsatzes. Investitionen in die oben genannten Technologien sind im
wesentlichen „sunk costs“, d. h. unumkehrbare Entscheidungen, und die Technologien
werden dementsprechend nach getätigter Investition in den allermeisten Fällen bis zum
Ende der Lebensdauer genutzt. Folglich ist eine Kontrolle der Umsetzung nach der
Anfangsinvestition nicht nötig und bislang im EEWärmeG auch nicht vorgesehen. Eine
dauerhafte Verpflichtung der Beimischung von Biomethan zum gesamten Gasbedarf
verursacht hingegen weder „sunk costs“ noch nennenswerte Transaktionskosten, die eine
Rückkehr zum reinen (günstigeren) Erdgasbezug verhindern. Daher stellt sich die Frage nach
der Kontrolle der dauerhaften Nutzung. Hierzu sollen nachfolgend einige Ansatzpunkte für
eine Kontrolle der dauerhaften Nutzung diskutiert werden.
Kontrolle durch Schornsteinfeger
In diesem Fall werden die Schornsteinfeger damit beauftragt, im Rahmen der regelmäßigen
Abgasmessung bzw. Abgaswege-Überprüfung die Biomethan-Beimischungsquote bei
erneuerten Gasheizungen zu überprüfen. Dies erfordert eine entsprechende Umgestaltung
der Kehr- und Überprüfungsordnung, um den Schornsteinfegern entsprechend ausgeweitete
Kontrollrechte einzuräumen. Hierbei könnte eine Überprüfung der relevanten
Gasrechnungen des Heizungs- oder Hauseigentümers erfolgen. Wesentlich ist jedoch, dass
konkrete Regelungen zur Ahndung von Verstößen gegen die vereinbarte Beimischungsquote
formuliert werden.
Stichprobenhafte Kontrolle durch Baubehörden
Statt der Schornsteinfeger könnten auch die Baubehörden die Kontrolle der Einhaltung der
Biomethanquote übernehmen. Eine solche, vermutlich stichprobenhafte Kontrolle durch die
Baubehörden würde jedoch eine neue Regelung von Zuständigkeiten und eine Erweiterung
der Befugnisse erfordern. Bislang gibt es kaum vergleichbare Aufgaben der regelmäßigen
Überprüfung von Wohngebäuden, die bei den Baubehörden angesiedelt sind. Außerdem ist
nicht in allen Kommunen eine Baugenehmigung für eine Heizungserneuerung erforderlich,
so dass die Kommunen nicht zwingenderweise Kenntnis von einer eingetretenen
Biomethanbeimischungspflicht erhalten.
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
179
Kontrolle durch Gasversorger
Grundidee ist hier, dass bei Abschluss eines Gasversorgungsvertrags inklusive einer
bestimmten Biomethan-Beimischungsquote ein Zusatzvermerk in der zugehörigen
Kundendatei erfolgt. Dieser Zusatzvermerk und die Pflicht zur anteiligen Biomethannutzung
müssten bei einem etwaigen Anbieterwechsel übergeben werden. Insgesamt erhöht sich
dadurch der administrative Aufwand für die Versorger und es wäre auch zu klären, wie der
Versorger Kenntnis von der durch die Heizungserneuerung eingetretenen
Beimischungspflicht erhält.
Steuerliche Absatzmöglichkeit
Die Möglichkeit einer steuerlichen Absatzmöglichkeit würde die Beweispflicht umdrehen, da
der Verbraucher im Falle einer Geltendmachung des Biomethaneinsatzes selbst den
Nachweis erbringen muss. Denkbar ist zudem, dass eine Rückkehr zum reinen Erdgasbezug
mit einer steuerlichen Pönale belegt wird. Jedoch erscheint eine solche Regelung
problematisch, da eine steuerliche Absatzmöglichkeit zu einem Subventionseffekt führt, der
in dieser Form bei den anderen EEWärme-Technologien nicht gewährt wird.
Zusammenfassend ist festzuhalten, dass ein belastbarer Vorschlag zur Kontrolle und
Sicherstellung der Beimischungsquote eine wesentliche Voraussetzung für die Einbeziehung
von Biomethan in das EEWärmeG darstellt.
14 Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
Um die ökologische und ökonomische Effizienz der Förderung der Energiebereitstellung aus
Biogas zu verbessern, lassen sich aus den vorgenannten Analysen zwei Kernempfehlungen
ableiten (vgl. Abschnitt 14.1). Daneben ergeben sich vier weitere Empfehlungen, die in
Abschnitt 14.2 dargestellt werden.
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
180
14.1. Kernempfehlungen für die Fortentwicklung des EEG
14.1.1. 1. Kernempfehlung: Einführung eines Marktprämienmodells
Um eine effiziente Förderung zu erreichen, wird empfohlen, im Rahmen des EEG 2012 die
Förderung für den aus Biogas oder Biomethan erzeugten Strom als Marktprämie
auszugestalten. Diese Prämie auf den Marktpreis sollte in Höhe von 15,3 ct/kWh gewährt
werden.
Dabei ist nicht zwischen der Stromerzeugung aus Biogas oder Biomethan zu unterscheiden.
Zusätzlich zu dieser, wie bisher aus der EEG-Umlage finanzierten Förderung, erhält der
Anlagenbetreiber den Gegenwert des an der Börse oder anderweitig verkauften Stroms
sowie ggf. einen KWK-Bonus (s. 2. Kernempfehlung). Außerdem wird bei Vorliegen der
Voraussetzungen auf den aus Gülle erzeugten Strom ein Bonus gezahlt (s. 4. Empfehlung).
Weitere Boni werden nicht gewährt.
Die Förderung ist für Anlagen mit einer elektrischen Leistung ab 2 MW um 2 ct/kWh
abzusenken, um eine Überförderung zu vermeiden.
Die Förderung sollte auf die Verstromung von Biomethan in Anlagen beschränkt werden,
deren Feuerungswärmeleistung 20 MWth nicht übersteigt.
14.1.2. 2. Kernempfehlung: Priorisierung der KWK-Nutzung von Biogas und Biomethan
Um die effiziente Nutzung der begrenzten Biogasressourcen sicherzustellen, wird die
Gewährung der Marktprämie an die gekoppelte Erzeugung von Strom und Wärme
gebunden. Mindestens 30 % der Abwärme der KWK-Anlage müssen außerhalb der Anlage
(z.B. als externe Heiz- oder Prozesswärme) genutzt werden. Zusätzlich wird ein KWK-Bonus
von 1,4 ct/kWhel gewährt, wenn mindestens 70 % der Abwärme der KWK-Anlage effektiv
außerhalb der Anlage verwendet werden.
Nur bei Anlagen mit einer Leistung bis zu 75 kWel, bei denen mindestens 80 % des
Energieeintrags durch Gülle erfolgt, sollte aufgrund des hohen internen Wärmeverbrauchs
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
181
für den Fermentierungsprozess die angegebene Pflicht zur Wärmenutzung ausgesetzt
werden (s. 4 . Empfehlung).
Bei Anlagen, die Biomethan aus dem Erdgasnetz entnehmen, werden im Hinblick auf eine
effiziente Ressourcennutzung verschärfte Anforderungen an eine umfassende
Wärmenutzung gestellt. Hier werden Marktprämie und KWK-Bonus nur gewährt, wenn
mindestens 70 % der Abwärme der KWK-Anlage effektiv außerhalb der Anlage verwendet
werden.
14.1.3. 3. Kernempfehlung: Öffnung des Wärmemarktes für Biomethan
Biomethan sollte für die Wärmeversorgung von Gebäuden anderen Erneuerbaren Energien
gleichgestellt werden, da es vergleichbare ökologische Vorteile aufweist und einen flexibel
nutzbaren Energieträger darstellt.
Es wird vorgeschlagen, das Erneuerbare Energien Wärmegesetz (EEWärmeG) so zu
präzisieren, dass bei Neubauten eine Erfüllung der EE-Quoten-Vorgabe durch die
Verwendung von Biomethan in einer Gasheizung ermöglicht wird. Als
Beimischungsuntergrenze des Anteils von Biomethan am gesamten Gaseinsatz sollten in
Neubauten 30 % festgelegt werden.
Weiterführend wird auch empfohlen, eine Ausweitung der EE-Verpflichtung auf die
Heizungserneuerung in Bestandgebäuden umzusetzen, wie sie bereits in Baden-
Württemberg erfolgreich praktiziert wird. Hierbei ist als Untergrenze für die Beimischung
von Biomethan ein Anteil von 15 % am gesamten Gaseinsatz vorzusehen. Ein erster Schritt in
diese Richtung ist die Berücksichtigung von Biomethan zur Erfüllung einer EE-Quote bei
bestehenden öffentlichen Gebäuden im EAG-EE (vgl. EAG EE 2011).
Im Hinblick auf die ökologische Wirksamkeit dieser Maßnahme ist der dauerhafte Einsatz
von Biomethan sicherzustellen. Hierzu ist eine Regelung zu implementieren, bei der
Heizungsbetreiber regelmäßig, z. B. gegenüber dem Schornsteinfeger, die Einhaltung des
Mindest-Beimischungsverhältnis nachweisen.
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
182
14.1.4. Erläuterungen und Begründungen zu den Kernempfehlungen
Begründung zur 1. Kernempfehlung: Marktprämie mit einheitlichem Fördersatz
Eine einheitliche Marktprämie ist erforderlich, um klare Effizienzanreize zu setzen. Es soll
Abstand von einem System genommen werden, welches die Fördersätze so justiert, dass
ineffiziente Kleinstanlagen noch in die Wirtschaftlichkeit geführt werden, sodass es zu einer
gesamtwirtschaftlich ineffizienten Förderung kommt (vgl. Abschnitt 13.3.1).
Zudem führt eine weitgehend einheitliche Prämie zu einer Vereinfachung des
Fördersystems. Auch bei anderen Technologien wie Windenergie gibt es keine
Größenabhängigkeit der Förderung, ergo wird auch eine Vereinheitlichung der Förderpraxis
erreicht. Eine Gleichbehandlung von Biogas und Biomethan vermeidet ebenfalls
Verzerrungen und trägt zur Komplexitätsreduktion bei. Insbesondere würde eine höhere
Vergütung von Strom aus eingespeistem Biomethan der Grundidee einer möglichst
dezentralen Strombereitstellung widersprechen. Zudem ist davon auszugehen, dass eine
einheitliche Prämie für die Stromerzeugung aus Biomethan die flexible Nutzung der
eingespeisten Mengen und damit einen Handelsmarkt für Biomethan fördert.
Die in dieser Studie vorgeschlagene Höhe der Marktprämie von 15,3 ct/kWh orientiert sich
an der Kalkulation der Erzeugungskosten für eine wirtschaftlich effiziente
Anlagenkonfiguration. Dabei wird eine Vor-Ort-Biogas-Anlage mit 350 kW elektrischer
Leistung zugrunde gelegt. Daneben ist auch eine Gasaufbereitung für die
Biomethanbereitstellung in einer Anlage mit rund 1.000 Nm³/h betrachtet worden mit einer
anschließenden ortsunabhängigen Verwendung in effizienten KWK-Anlagen (vgl. Kapitel
13.3.6).
Bei Einführung der Prämie in der vorgeschlagenen Höhe wird sich auch eine moderate
Verbesserung der Fördermitteleffizienz im Vergleich zum Jahr 2010 ergeben. Für die mit
dem novellierten EEG in 2009 neu installierten Biogasanlagen beläuft sich die
durchschnittliche Vergütung nach eigenen Berechnungen basierend auf DBFZ (2010) auf
rund 20,2 ct/kWh. Im Jahr 2010 lagen die Erlöse der Netzbetreiber für die Vermarktung des
Biogasstroms bei rund 4,5 ct/kWh (Basepreis Spotmarkt an der Strombörse EEX). Somit
ergibt sich für das Jahr 2010 ein Förderbedarf für die neu installierten Vor-Ort-Anlagen von
rund 15,7 ct/kWh. Die neue Marktprämie für Vor-Ort-Anlagen beläuft sich hingegen auf
insgesamt 15,3 ct/kWh, so dass sich eine Reduktion der eingesetzten Fördermittel um ca. 3
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
183
% bei gleicher erzeugter Strommenge ergibt. Zudem werden deutlich stärkere Anreize zur
effizienten Wärmenutzung gesetzt, denn nur mit einem effektiven Wärmenutzungskonzept
wird die Wirtschaftlichkeit erreichbar sein.
Außerdem gehen mit der Marktprämie klare Anreize zur marktorientierten Produktion von
Elektrizität einher. Die Verstromung von Biogas in Zeiten hoher Strompreise wird für die
Anlagenbetreiber attraktiv und damit gibt es eine klare Motivation für einen flexiblen
marktorientierten Betrieb. Hier können nennenswerte Mehrerlöse erzielt werden, wenn
etwa unter Nutzung von Gasspeichern der Anlagenbetrieb gezielt in den hochpreisigen Peak-
Stunden erfolgt. Durch die unmittelbare Integration in den Strommarkt ist es schließlich den
Biogasanlagenbetreibern auch möglich, sich am Regelenergiemarkt zu beteiligen und somit
weitere zusätzliche Erlöse zu erzielen.
Begründung zur 1. Kernempfehlung: Verzicht auf Boni außer Güllebonus und KWK-Bonus
Die bislang gültigen Boni sind in der neuen Fördersystematik nicht mehr erforderlich und
ihre zusätzliche Fortführung wäre kontraproduktiv. Dies soll nachfolgend für die einzelnen
Boni begründet werden.
Eine spezielle Förderung einer Energiebereitstellung aus nachwachsenden Rohstoffen
(NawaRo-Bonus) führt in der bisherigen Fördersystematik zu unzureichenden Anreizen für
die Verwendung von Rest- und Abfallstoffen. Die Potenziale in diesem Bereich sind
zweifellos begrenzt, dennoch ist es ökologisch und ökonomisch ineffizient, wenn sie, wie
bisher, weitgehend ungenutzt bleiben. Die Nutzung von NawaRo wird auch zukünftig einen
wichtigen Baustein der Biogaserzeugung bilden, daher ist die Marktprämie so bemessen,
dass eine kosteneffiziente kombinierte Strom- und Wärmeerzeugung auf der Basis von
NawaRo möglich ist (vgl. Kapitel 13.3.6).
Die diversen Technologie-Boni sind entbehrlich, da die bislang speziell geförderten
Technologien inzwischen häufig ausreichend ausgereift sind. In den Fällen, in denen dieses
noch nicht der Fall ist, ist eine gezielte Förderung der Weiterentwicklung im Rahmen
entsprechender Programme zur Forschungs- und Entwicklungsförderung
erfolgversprechender.
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
184
Beim KWK-Bonus ist festzuhalten, dass er sich in seiner bisherigen Form nicht bewährt hat,
sondern häufig auch für Anlagen mit begrenzter Wärmenutzung, wenn nicht sogar „Schein-
KWK-Anlagen“ gewährt wurde. In Zukunft soll eine mit Biogas/Biomethan gespeiste Anlage
nur dann die Marktprämie erhalten, wenn die anfallende Wärme nachweislich zu
mindestens 30 % energetisch genutzt wird. Zusätzlich werden die Nachweispflichten
verschärft (s. u.).
Der Bonus für Emissionsminderungen (Formaldehydbonus) ist verzichtbar, denn eine
entsprechende Anlagenauslegung ist für Neuanlagen Stand der Technik und kann daher
verbindlich eingefordert werden (vgl. 5. Empfehlung, Abschnitt 14.2.2). Eine separate
Prämierung solcher Anlagenkonzepte ist daher nicht erforderlich.
Der Güllebonus hingegen sollte fortgeführt werden, weil die Verstromung von Gülle zu
einem direkten Umweltentlastungseffekt führt, da Anreize zur Vermeidung übermäßigen
Nährstoffeintrags gegeben werden (vgl. 4. Empfehlung, Abschnitt 14.2.1.).
Begründung zur 1. Kernempfehlung: Anreize für Vor-Ort- und Biomethananlagen
Die empfohlene Marktprämie führt in Verbindung mit dem KWK-Bonus (vgl. 2.
Kernempfehlung) sowohl für effiziente Biomethan-Einspeiseanlagen als auch für effiziente
landwirtschaftliche Vor-Ort-Biogasanlagen zu einer auskömmlichen Vergütung und damit zu
Anreizen zum Zubau (vgl. Abschnitt 13.3.6). Damit kommt es keinesfalls zu einer
Benachteiligung von gesamtwirtschaftlich und ökologisch vorteilhaften effizienten Vor-Ort-
Anlagen.
Die Begrenzung der Förderung auf Anlagen zur Stromerzeugung mit einer Feuerungsleistung
von weniger als 20 MWth erfolgt vor dem Hintergrund, dass ab 20 MWth die EU-
Emissionshandelsrichtlinie greift und politisch vornehmlich eine Förderung der dezentralen
Strom- und Wärmebereitstellung gewünscht wird.
Begründung zur 2. Kernempfehlung: Priorisierung der KWK-Nutzung
In einer zukünftigen Energiewirtschaft mit niedrigen CO2-Emissionen und hohem Anteil
erneuerbarer Energien kommt einer effizienten Nutzung der verfügbaren Ressourcen eine
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
185
sehr hohe Priorität zu. Auch heute ist die Nutzung landwirtschaftlicher Flächen für den
Anbau von Bioenergieträgern nur zu vertreten, wenn die entsprechenden Ressourcen
effizient genutzt werden. Daher erscheint eine Begrenzung der Förderung auf Anlagen
angebracht, die mindestens 30 % der anfallenden Wärme effektiv außerhalb der Anlage
nutzen.
Um sicherzustellen, dass diese Anforderung auch in der Praxis erfüllt wird, ist jährlich ein
Nachweis entsprechend der Richtlinie AGFW 308 zu führen über die in gekoppelter
Erzeugung produzierte Strommenge. Ein einmaliger Nachweis über ein
Wärmenutzungskonzept, wie im EEG 2009 für Anlagen bis 2 MW zulässig, wird als
unzureichend und missbrauchsanfällig eingestuft.
Begründung zur 2. Kernempfehlung: KWK-Bonus
Da die heutigen Energiepreise nur teilweise zukünftige Knappheiten reflektieren33, wird für
die effiziente Energienutzung durch KWK ein Bonus gewährt. Dieser Bonus soll die
Mehrkosten für die Wärmenutzung abdecken. Bei der Vor-Ort-Verstromung von Biogas ist
allerdings eine umfassende Wärmenutzung nur in wenigen Fällen möglich. Daher wird durch
eine differenzierte Ausgestaltung des Bonus auch insbesondere ein Anreiz für die
Biomethanaufbereitung und –einspeisung gesetzt, da KWK-Anlagen in Siedlungsgebieten
weit höhere Wärmeabnahmen realisieren können. Die Differenzierung des KWK-Bonus
entspricht der Kostendifferenz zwischen der betrachteten Benchmark-Anlage für die Vor-
Ort-Verstromung (350 kW) und der Kombination einer Biomethan-Aufbereitungsanlage mit
ca. 1000 m³/h Biomethan-Produktion mit einem Bündel unterschiedlicher KWK-Anlagen zur
Entnahme (s. Abschnitt 13.3.6).
Begründung zur 3. Kernempfehlung: Öffnung des Wärmemarktes für Biomethan - Neubau
Es ist davon auszugehen, dass das gesetzte Mengenziel in Höhe von 6 Mrd. Nm³
Biomethaneinspeisung in das deutsche Gasnetz im Jahr 2020 (vgl. Kapitel 10.1.2) allein über
eine erhöhte Biomethannutzung bei der Stromerzeugung mit gekoppelter Wärmenutzung
nicht erreicht werden kann.
Biomethan ermöglicht grundsätzlich eine CO2-Minderung vergleichbar zu anderen
Erneuerbaren Energien im Wärmemarkt. Eine Nichtberücksichtigung dieser Potenziale für
33
Ein wesentlicher Grund ist die aus Zeitpräferenz und Risikoaversion resultierende hohe Diskontierungsrate, die auf Energiemärkten zu beobachten ist.
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
186
Biomethan ist allein aus diesem Grunde nicht schlüssig. Die Nutzung von Biomethan in der
bestehenden Erdgasinfrastruktur ist ohne weitere technologische Restriktionen möglich und
würde darüber hinaus zu einer verbesserten Auslastung der bestehenden
Erdgasinfrastruktur führen. Durch die Berücksichtigung von Biomethan im EEWärmeG wird
den Anwendern eine zusätzliche Wahlmöglichkeit für eine EE-Technologie gewährt, die eine
effiziente Erfüllung der Anforderungen ermöglicht. So besitzt z. B. nicht jedes Gebäude
geeignete Dachflächen für Solarthermie, um die geforderte Quote an erneuerbarer Energie
durch diese Technologie zu decken. Die vorgeschlagene Beimischungsquote von 30 % führt
im Neubau zu einer mindestens ebenso hohen Emissionsminderung wie bei anderen
Alternativen bei vergleichbaren Kosten.
Aufgrund der niedrigen Neubautätigkeit und der tendenziell niedrigen Wärmenachfrage im
Neubau ist das Potenzial im Neubausektor jedoch als begrenzt einzustufen (vgl. Kapitel
12.3). Somit ist durch die Einbeziehung von Biomethan in das bestehende EEWärmeG zwar
eine Nachfragestärkung zu erwarten, aber das Ausbauziel wird dadurch verfehlt.
Begründung zur 3. Kernempfehlung: Öffnung des Wärmemarktes für Biomethan -
Heizungstausch
Eine Ausweitung des EEWärmeG auf den Heizungstausch in Bestandsbauten – wie
beispielsweise in Baden-Württemberg – kann einen wichtigen Beitrag zur Erreichung
klimapolitischer Ziele leisten. Dadurch käme es zu einer Öffnung bisher unerschließbarer
CO2-Minderungspotenziale im Gebäudebestand. Dies wäre mit vernachlässigbarem
Investitionsaufwand und begrenzten Mehrkosten zu erreichen. Bei einer vorgeschlagenen
Beimischungsquote von 15 % ergibt sich eine vergleichsweise kostengünstige Lösung mit
ähnlichen oder günstigeren Kosten als denkbare Alternativen (z. B. Solarthermie). Zugleich
gibt es ein deutlich größeres Potenzial für die Biomethannutzung im Bestand (vgl. Kapitel
12.3) aufgrund der Altersstruktur der Heizsysteme und Gebäude.
Begründung zur 3. Kernempfehlung: Öffnung des Wärmemarktes für Biomethan - Kontrolle
des Beimischungsverhältnisses
Die Kontrolle der Umsetzung, der Zielerreichung und der dauerhaften Nutzung der
Erneuerbaren ist bislang im EEWärmeG insgesamt unzureichend geklärt. Wegen den nicht
umkehrbaren, so genannten „sunk costs“, die bei Investitionen in Wärmepumpen,
Pelletheizung oder Solarthermie auftreten, erfolgt nach der Installation deren Nutzung
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
187
jedoch in der Regel bis zum Ende der Lebensdauer. Der Einsatz von Biomethan ist in dieser
Hinsicht deutlich flexibler. Es entstehen weder sunk costs noch Transaktionskosten, die eine
Rückkehr zum reinen und günstigeren Erdgasbezug verhindern. Daher ist es unabdingbar,
dass die Einhaltung der EEWärmeG-Pflichten überwacht wird. Prinzipiell sind hierbei
folgende Möglichkeiten denkbar:
Kontrolle durch Schornsteinfeger
Stichprobenhafte Kontrolle durch Baubehörden
Kontrolle durch Gasversorgungsunternehmen
(Steuerliche Absatzmöglichkeit)
Die letztgenannte Alternative ist hierbei höchstproblematisch, da sie eine weitergehende
Förderung von Biomethan beinhalten würde, gerade auch im Vergleich zu Alternativen. Von
den verbleibenden Möglichkeiten ist die erstgenannte zweifellos mit begrenztem Aufwand
umsetzbar, da die Schornsteinfeger Gasheizungen ohnehin in regelmäßigen Abständen
überprüfen, dabei den Heizungsaustausch feststellen und bei dieser Gelegenheit durch
Einsicht in Rechnungen die Verwendung von Biomethan ebenfalls prüfen können.
Detaillierte Vorschläge zur rechtlichen Ausgestaltung müssen hier weitergehenden
Untersuchungen vorbehalten bleiben, dies erscheint jedoch ein gangbarer Weg für eine
angemessene Lösung des Kontrollproblems beim Einsatz von Biomethan zur
Quotenerfüllung.
14.2. Weitere Empfehlungen für die Fortentwicklung des EEG
14.2.1. 4. Empfehlung: Gewährung eines Güllebonus
Für die Verwendung von Gülle zur Strom- bzw. Biomethanerzeugung soll ein Bonus von 4 ct
pro kWh Strom gezahlt werden. Dieser Bonus wird nur auf die erzeugte Elektrizität gewährt,
die dem Energieinhalt der Gülle zuzuordnen ist. Voraussetzung für den Anspruch auf den
Güllebonus ist ein Anteil der Gülle von mindestens 80 % am gesamten Energieinput der
Anlage. Bei Anlagen mit einer Leistung kleiner gleich 75 kWel, die zu mindestens 80 % Energie
aus Gülle produzieren, sollte aufgrund des hohen internen Wärmeverbrauchs für den
Fermentierungsprozess die o.a. Pflicht einer Wärmenutzung von mindestens 30 %
ausgesetzt werden. Für die Ermittlung der Vergütung im Rahmen des Güllebonus wird von
einem Standardertrag von 50 kWhel pro t Gülle ausgegangen.
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
188
14.2.2. 5. Empfehlung: Einhaltung des Stands der Technik als Voraussetzung für
Förderung
Um die ökologische Effizienz der Biogas- und Biomethan-Förderung sicherzustellen, müssen
geförderte Anlagen dem Stand der Technik entsprechen. Dies gilt für die Bereiche
Vermeidung von Formaldehydemissionen, Gärrestabdeckung und
Methanschlupfminimierung sowie zusätzlich für Gasaufbereitungsanlagen hinsichtlich des
maximalen Stromverbrauch und der Verwendung regenerativer Prozessenergie. Diese
Regelungen sollen die entsprechenden Regelungen im EEG 2009 fortführen bzw. Bonus-
Regelungen für die gleichen Tatbestände im EEG 2009 ersetzen.
14.2.3. 6. Empfehlung: Durchsetzung nachhaltiger Landwirtschaft mit anderen
regulatorischen Instrumenten
Die Zielsetzung einer nachhaltigen Landbewirtschaftung ist als gleichrangig mit dem Ziel des
Klimaschutzes einzustufen. Das EEG als Instrument zur Förderung klimafreundlicher
Stromerzeugung ist per se jedoch kaum geeignet, um selbst Nachhaltigkeitsstandards zu
definieren. Es ist jedoch vorstellbar, dass im EEG Verweise auf anderweitig definierte
Nachhaltigkeitsstandards im Sinn einer „Cross-compliance“ explizit implementiert werden.
Insbesondere ist hier ein Verweis auf die EU-Verordnung 73/2009 sinnvoll, wie er bereits in
der Biokraftstoffnachhaltigkeitsverordnung erfolgt.
14.2.4. 7. Empfehlung: Dynamische Ausgestaltung der Degression
Um das vorgegebene Mengenziel zu erreichen und zur Vermeidung einer Überförderung ist
ggf. eine Anpassung der Vergütungen erforderlich. Hierbei sollte der gleiche Mechanismus
verwendet werden, wie er bereits im EEG 2009 für die Photovoltaikförderung implementiert
wurde. Als planmäßige Degression der Marktprämie werden 1,5 % pro Jahr angesetzt. Wird
der lineare Zubaupfad zur Erreichung des 6 Mrd. Nm³ Zieles überschritten, so wird die
Degression erhöht. Bei Unterschreiten des Zubaupfades wird die Degression ausgesetzt.
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
189
14.2.5. 8. Empfehlung: Flexible und dauerhafte Verwendung von Biomethan
ermöglichen
Um einen funktionsfähigen Biomethanmarkt zu schaffen, sollte der bei teilweiser oder
zeitweiser Verwendung von Biomethan als Brennstoff erzeugte Strom ebenfalls mit der
Marktprämie bezuschusst werden. Bei einer Rückkehr in die Biomethanförderung sollte
jeweils die Marktprämie als Grundlage verwendet werden, die für in diesem Jahr neu in
Betrieb genommene Anlagen gezahlt wird. Außerdem sollte diese Marktprämie um 2 ct/kWh
gekürzt werden.
14.2.6. Erläuterungen und Begründungen zu den weiteren Empfehlungen
Begründung zur 4. Empfehlung: Gewährung eines Gülle-Bonus
Mit der Produktion von Biogas aus Gülle sind positive externe Effekte verbunden, da ein Teil
der in der Gülle enthaltenen Nährstoffe energetisch genutzt wird. Damit kann der
Nährstoffeintrag in der Region begrenzt werden. Da die Umweltentlastung unmittelbar an
die energetische Verwertung der Gülle gekoppelt ist, ist der Güllebonus jedoch so
umgestaltet werden, dass nur noch der tatsächliche Gülleeinsatz gefördert wird und nicht
die gesamte Stromerzeugung aus Anlagen mit Güllenutzung.
Der Güllebonus wird dabei auf Anlagen beschränkt, die weit überwiegend Energie aus Gülle
produzieren. Damit wird gezielt der wirtschaftliche Betrieb kleiner Hofanlagen gefördert, die
zur standortnahen Verwertung der Reststoffe der Viehhaltung beitragen. Im Hinblick auf
diese Anlagen wird für Anlagen mit einer elektrischen Leistung von 75 kW oder weniger die
Pflicht einer 30 %igen Wärmenutzung aufgehoben, sofern sie mindestens 80 % ihrer Energie
aus Gülle gewinnen. Damit wird dem vergleichsweise hohen Prozessenergiebedarf der
kleinen güllebasierten Anlagen Rechnung getragen, so dass die positiven,
umweltentlastenden Effekte der Gülleverwertung verstärkt genutzt werden können.
Auf der anderen Seite wird mit der vorgeschlagenen Regelung ein ineffizienter
Gülletourismus weitestgehend ausgeschlossen. Die Höhe des Güllebonus und die auf den
energetischen Gehalt beschränkte Anrechenbarkeit haben zur Folge, dass der Transport von
Gülle über größere Entfernungen nicht wirtschaftlich vorteilhaft ist.
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
190
Bei größeren Anlagen mit Anspruch auf den Güllebonus ist davon auszugehen, dass diese
nur in Regionen mit punktuell hohem Gülleaufkommen (z.B. in Veredelungsregionen)
realisierbar sind. Dabei ist aufgrund der Restriktionen durch die regionale Nährstoffbilanz
davon auszugehen, dass eine Biogas-/Biomethananlage nur mit einer nachgeschalteten
Gärresteaufbereitungsanlage betrieben werden kann, um somit die Gärreste in Form von
handelbarem Dünger außerhalb der regionalen Nährstoffbilanz zu vermarkten.
Begründung zur 5. Empfehlung: Einhaltung des Stands der Technik als Voraussetzung für
Förderung
Die bislang im EEG formulierten Effizienzanforderungen sollten grundsätzlich fortgeführt und
verallgemeinert werden, da sie den Stand der Technik widerspiegeln und ansonsten die
ökologische Verträglichkeit der Biogasnutzung beeinträchtigt werden kann. Daher wird
insbesondere vorgeschlagen, im Falle des Formaldehydbonus die geltende Bonusregelung
durch eine Effizienzanforderung zu ersetzen. Dabei sollen grundsätzlich konsistente
Anforderungen für Anlagen aller Größenklassen formuliert werden.
Die bisherigen Vorgaben zur Emissionsvermeidung für den Formaldehydbonus34 sind aus
dem Emissionsminimierungsgebot der Technischen Anleitung zur Reinhaltung der Luft (TA
Luft v. 26. Juni 2002) abgeleitet. Für zukünftige Anlagen sollte grundsätzlich die TA Luft die
Anforderungen an Emissionsminderungen vorgeben. Dabei sollten Beschränkungen auf
bestimmte Anlagengrößen entfallen, da für die Umweltwirkung die Größe der Anlage
unerheblich ist. Die Einhaltung der Vorschrift sollte wie bisher durch Nachweis und
Bescheinigung einer zuständigen Behörde erfolgen.
Die Notwendigkeit der Installation einer Gärrestabdeckung35 gilt bislang nur für nach
BImSchG genehmigungspflichtige Anlagen. In Zukunft sollte diese Vorgabe für alle
Anlagengrößen verbindlich gemacht werden. Zudem ist eine entsprechende Bestätigung
vorzusehen, dass das Gärrestlager gasdicht abgedeckt ist und eine zusätzliche
Gasverbrauchseinrichtung für einen Störfall oder für eine Überproduktion verwendet wird.
34
Bislang ist der Formaldehydbonus geregelt durch § 27 Abs. 5 EEG (2009). Der Bonus wird gewährt in Höhe von 1 ct/kWh bis 500 kW Leistung, jedoch nur bei Vor-Ort-Anlagen. 35
Bislang geregelt durch EEG (2009) Anlage 2 Abs. I Nr. 4.
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
191
Die Verwendung regenerativer Prozessenergie wird aktuell nur für Gasaufbereitungsanlagen
gefordert.36 Auch darf die bei der Aufbereitung auftretende Methanemission in die
Atmosphäre nicht größer sein als 0,5 %37. Diese Vorgaben sollten ebenso beibehalten
werden wie die Regelungen zur Methanschlupfminimierung und zur Begrenzung des
maximalen Stromverbrauchs von 0,5 kWh pro Nm³ erzeugtem Rohgas38 und werden als
Grundvoraussetzung für eine Förderung herangezogen.
Begründung zur 6. Empfehlung: Durchsetzung nachhaltiger Landwirtschaft mit anderen
regulatorischen Instrumenten
Die Zielsetzung einer nachhaltigen Landbewirtschaftung ist ohne Zweifel wesentlich, gerade
bei der energetischen Nutzung von Biomasse. Allerdings ist festzuhalten, dass Nachhaltigkeit
vielfältige Dimensionen umfasst, so dass eine Operationalisierung in Form von
Nachhaltigkeitskriterien nicht ohne weiteres möglich ist. Für Biokraftstoffe sind die
Vorgaben zur nachhaltigen Bereitstellung daher in einer speziellen Biokraftstoff-
Nachhaltigkeitsverordnung kodifiziert worden. Der Schwerpunkt liegt dabei allerdings auf
dem Schutz von Flächen mit hohem Naturschutzwert sowie Mooren, Feuchtgebieten und
Wäldern. Anforderungen zur nachhaltigen landwirtschaftlichen Bewirtschaftung werden
durch Verweis auf die EU-Verordnung 73/2009 formuliert. Diese EU-Verordnung ist
Grundlage für Agrarbeihilfen und knüpft Beihilfen u. a. an Umweltbedingungen. Aber es
werden nur wenige spezifischen Anforderungen z. B. bzgl. Vermeidung von Monokulturen
gestellt. Ein ähnliches Vorgehen ist auch bzgl. konsistenter Nachhaltigkeitskriterien für die
Biogas und Biomethanproduktion vorstellbar. Das EEG selbst ist als Instrument kaum
geeignet, um detaillierte Nachhaltigkeitsstandards zu definieren. Allerdings zeigt Klinski
(2006) auf, dass zumindest ein Bezug auf die Biomassenachhaltigkeitsverordnung in der
vorliegenden Form für den Bereich Biogas allenfalls begrenzt zielführend wäre.
Begründung zur 7. Empfehlung: Dynamische Ausgestaltung der Degression
Die Entwicklung bei der Photovoltaik in den letzten Jahren hat gezeigt, dass rein
preisorientierte Vergütungsmechanismen wie die festpreisbasierte Vergütung im bisherigen
EEG u. U. sehr hohe Mengeneffekte induzieren. Daher ist der preisbasierte Mechanismus um
eine Komponente zur Mengensteuerung zu erweitern. Dies ist insbesondere wichtig, um
eine übermäßige Konkurrenz mit der Nahrungsmittelproduktion zu vermeiden. Grundlage
sollte die Summe der Stromerzeugung aus Biogas und Biomethan sein, da beide
vergleichbare ökologische und ökonomische Effekte haben. Der Zielkorridor wird durch das
36
Bislang geregelt durch EEG (2009) Anlage 1 Abs. I Nr. 1 c. 37
Bislang geregelt durch EEG (2009) Anlage 1 Abs. I Nr. 1 a. 38
Bislang geregelt durch EEG (2009) Anlage 1 Abs. I Nr. 1 b.
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
192
Biomethan-Ziel und die existierenden Anlagen definiert und es wird dabei davon
ausgegangen, dass der weitere Ausbau vorwiegend in Form von Biomethan-Anlagen erfolgt.
Aufbauend auf diesen Überlegungen ist zum Beispiel folgende Regelung vorstellbar:
Wenn die Stromerzeugung aus Biomethan und Biogas in GWh im Jahr t-1 den Wert
21.000 +(t-2012)*2.500 überschreitet, so wird die Degression im Jahr t auf 3 %
hochgesetzt.
Wenn die Stromerzeugung aus Biogas in GWh im Jahr t-1 den Wert 21.000 +(t-
2012)*5.000 überschreitet, so wird die Degression im Jahr t auf 6 % hochgesetzt.
Wenn umgekehrt die Stromerzeugung aus Biogas in GWh im Jahr t-1 den Wert
18.000 +(t-2012)*2.500 unterschreitet, so wird die Degression im Jahr t ausgesetzt.
Begründung zur 8. Empfehlung: Flexible und dauerhafte Verwendung von Biomethan
ermöglichen
Eine rasche Ausweitung des Biomethanabsatzes wird ohne die Einbeziehung bestehender
Anlagen kaum möglich sein. Das Gesamtabsatzpotenzial in bestehenden Anlagen
einschließlich Großanlagen übersteigt jedoch bei weitem das für Deutschland mittelfristig
angestrebte Erzeugungspotenzial für Biomethan. Auch bei der hier vorgesehenen
Beschränkung auf Anlagen mit einer Feuerungsleistung kleiner als 20 MWth ist das relevante
Marktsegment von erheblicher Größe. Daher ist es sinnvoll, eine teilweise und zeitweise
Verwendung von Biomethan zu ermöglichen. Durch diese zeitweise und teilweise
Verwendung kann die Preiselastizität der Biomethan-Nachfrage erhöht werden. Es ist
festzuhalten, dass die übrigen Teilmärkte für Biomethan entweder recht klein (Kraftstoffe)
oder preisunelastisch (Wärmemarkt bei EE-Quote) sind. Wenn zudem auch die
Stromerzeugung aus Biomethan kurzfristig preisunelastisch ist, ergeben sich hohe
Preisschwankungen für Biomethan. Denn in diesem Fall sinkt der Preis bei einem
Angebotsüberhang schnell auf nahe Null ab, bei einem Nachfrageüberhang sind hingegen
kurzfristig massive Preissteigerungen möglich.
Daher ist ein preiselastisches Nachfragesegment zur Preisstabilisierung sehr wünschenswert,
welches sich durch die Erdgassubstitutionsmöglichkeit bei zeitweiser und ggf. teilweiser
Verwendung von Biomethan in konventionellen Kraftwerken ergibt. Bei kurzfristigem
Angebotsüberhang gibt es die Möglichkeit zum Verkauf von Biomethan als Erdgassubstitut
Teilbericht C - Vorschlag für eine verbesserte Ausgestaltung der Förderung im Bereich
Biogas und Biomethan
193
zur zeitweiligen Nutzung. Dabei werden Preiszugeständnisse (unter Vollkosten) erforderlich
sein, um die Wettbewerbsfähigkeit mit Erdgas zu erreichen. Bei kurzfristigem
Nachfrageüberhang hingegen gibt es die Möglichkeit, für Biomethan Preise über Vollkosten
zu erzielen. Dies induziert jedoch den Zubau von neuen Anlagen und damit eine Reduktion
der Preise. Dieses Nachfragesegment fungiert demnach als „Residual Consumer“ für
Biomethan. Es hat insgesamt eine geringere Zahlungsbereitschaft für Biomethan, da die
Marktprämie niedriger ist. Es gilt, dass für die langfristige Transformation des
Energiesystems die Kunden wichtiger sind, die langfristig bereit sind, einen höheren Preis für
Biomethan zu zahlen. Die kurzfristigen Kunden puffern aber die Risiken einer asynchronen
Entwicklung von Angebot und Nachfrage ab.
Bei einer solchen flexiblen Verwendung von Biomethan sind die erzielbaren Umweltvorteile
zudem generell geringer, da hier davon ausgegangen werden muss, dass in jedem Fall nur
eine Substitution des Energieträgers Erdgas erfolgt. Daher erfolgt eine Kürzung der
Marktprämie um 2 ct/kWh39. Diese Kürzung entspricht der Kürzung der Marktprämie für
große Vor-Ort-Biogasanlagen.
39
Eine einheitliche Prämie schafft Anreize zur Verwendung von Biomethan in effizienten Anlagen. Da die Prämie für erzeugten Strom gezahlt wird, ist der ökonomische Vorteil gegenüber Erdgasverstromung v. a. bei effizientem Biomethaneinsatz hoch.
Teilbericht C - Tabellenverzeichnis
194
Tabellenverzeichnis
Tabelle 18: Betrachtete konventionelle Biogasanlagen mit wesentlichen technischen
Parametern ............................................................................................................................. 123
Tabelle 19: Weitere betrachtete Anlagentypen .................................................................... 124
Tabelle 20: Energiepreise für die Wirtschaftlichkeitsrechnung ............................................. 126
Tabelle 21: Wesentliche Eigenschaften des verwendeten Substratmixes ............................ 127
Tabelle 22: Landwirtschaftliche Betriebe nach Größe und Herkunft (2007) ......................... 128
Tabelle 23: Landwirtschaftlich genutzte Fläche je Betriebsgrößenklasse und Herkunft (2007)
................................................................................................................................................ 129
Tabelle 24: Investitionskosten je Biogasanlage (Vor-Ort-Verstromung) ............................... 131
Tabelle 25: Jährliche Verbrauchs- und Betriebskosten je Biogasanlage (Vor-Ort-Verstromung)
................................................................................................................................................ 133
Tabelle 26: Investitionskosten für Biogasanlagen mit Biogasspeicherung ............................ 135
Tabelle 27: Jährliche Verbrauchs- und Betriebskosten je Biogasanlage (Biogasspeicherung)
................................................................................................................................................ 137
Tabelle 28: Investitionskosten für Anlagen zur Biomethaneinspeisung ................................ 139
Tabelle 29: Jährliche Verbrauchs- und Betriebskosten für Biogasanlagen zur
Biomethaneinspeisung ........................................................................................................... 140
Tabelle 30: Kenngrößen der 350 kW Vor-Ort-Biogasanlage und erforderliche Prämienhöhe
................................................................................................................................................ 173
Tabelle 31: Kenngrößen und erforderliche Prämienhöhe für unterschiedliche Vor-Ort-
Biogasanlagen ........................................................................................................................ 174
Tabelle 32: Kenngrößen der Nutzung von Biomethan in dezentralen BHKW ....................... 175
Teilbericht C - Abbildungsverzeichnis
195
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 24: Kosten unterschiedlicher Substrate (Quelle: KTBL 2010 und eigene
Berechnungen) ....................................................................................................................... 127
Abbildung 25: Transportkosten in Abhängigkeit der Feld-Hof-Entfernung und des
eingesetzten Gespanns (Quelle: LfL 2007) ............................................................................. 129
Abbildung 26: Investitionskosten für Biogasanlagen zur Vor-Ort-Verstromung in €/kWel ... 132
Abbildung 27: Gestehungskosten in ct/kWh elektrisch (Vor-Ort-Verstromung)................... 134
Abbildung 28: Investitionskosten für Biogasanlagen mit Biogasspeicherung in €/kWel ....... 136
Abbildung 29 Gestehungskosten in ct/kWh elektrisch (Biogasspeicherung) ........................ 137
Abbildung 30: Investitionskosten für Biogasanlagen zur Biomethaneinspeisung ................. 139
Abbildung 31: Gestehungskosten in ct/kWh Biomethan (Methanaufbereitung) ................. 141
Abbildung 32: Nutzungspfade der Biogas-/Biomethanherstellung ....................................... 142
Abbildung 33: Kostenpotenzialkurven für Neu-Investitionen ohne Klimaschutz .................. 153
Abbildung 34: Kostenpotenzialkurven und Effekte einheitlicher und differenzierter
Fördersätze ............................................................................................................................. 166
Teilbericht C - Literaturverzeichnis
196
Literaturverzeichnis
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Hinweis: Aufgrund der verwendeten Formatierung sind verschiedene Hyperlinks mit einem Bindestrich
getrennt. Dieser muss beim Kopieren der Adresse entfernt werden.
DANKSAGUNG
Wir bedanken uns für die Unterstützung bei der Erstellung der Studie „Optimierung der
marktnahen Förderung von Biogas/Bioerdgas unter Berücksichtigung der Umwelt- und
Klimabilanz, Wirtschaftlichkeit und Verfügbarkeit“ bei den nachfolgend aufgeführten
Unternehmen:
100%BioImpressum
HerausgeberBiogasrat e.V.Dorotheenstr. 3510117 Berlin
Telefon +49 30 20 143 133Fax + 49 30 20 143 136
E-Mailgeschaeftsstelle@biogasrat.de
Internetwww.biogasrat.de
Layout UmschlagKatrin Schek, kursiv Berlin
Foto Titeldas_banni / photocase.com
DruckH&P Druck
StandMai 2011
100%BioDBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gGmbHDr. Daniela ThränStefan MajerDr. Marek GaworKatja BunzelJaqueline Daniel-Gromke German Biomass Research CentreTorgauer Str. 11604347 Leipzig
Universität Duisburg EssenProfessor Christoph WeberKlaas BauermannVolker Eickholt Lehrstuhl für EnergiewirtschaftUniversität Duisburg-EssenUniversitätsstr. 1145117 Essen
Biogasrat e.V.Reinhard SchultzJanet HochiHenrik Personn Dorotheenstr. 3510117 Berlin