Optimierung der marktnahen Förderung von Biogas ......Volker Eickholt Lehrstuhl für...

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


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


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.


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.


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.


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


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)


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


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


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)


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


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

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Bio

masseF

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l fü

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ze

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eu

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lan

d [M

io.

ha

]

Ackerland Grünland

2010 2020 20302020


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.).


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.


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.


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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Ackerland Grünland

2010 2020 20302020


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


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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Rinder Schweine Geflügel

2007 2010 2020 2030


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.


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


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


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


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])


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.


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.


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


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


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


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.


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.


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


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.


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


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


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.


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


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


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


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


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,


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


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.


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


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.


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.


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.


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)


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


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.


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.


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.


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


Std. der Technik


Std. der Technik


[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


68


auf 1 kWhel


bezogen

auf 1 kWhth

THG-Einsparung für


THG-Einsparung für


Std. der Technik


Std. der Technik


Std. der Technik


Std. der Technik




600 kW, Bioabfall


98 59 97 58 83 - 87 90 - 92 46 - 65 68 - 79

600 kW, Bioabfall


-8 -71 -8 -73 101 - 101 112 - 110 104 - 103 141 - 126

1.200 kW, NawaRo/Gülle


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


81 49 83 50 86 - 89 92 - 94 54 - 70 72 - 82

1.200 kW, Bioabfall


-6 -57 -6 -57 101 - 101 110 - 108 103 - 102 132 - 120



106 66 106 66 82 - 86 89 - 91 41 - 62 63 - 77


69


auf 1 kWhel


bezogen

auf 1 kWhth

THG-Einsparung für


THG-Einsparung für


Std. der Technik


Std. der Technik


Std. der Technik


Std. der Technik





67 18 67 18 88 -91 97 - 98 63 - 76 90 - 93

5.000 kW, Bioabfall


82 49 81 49 86 - 89 91 - 93 55 - 71 73 - 83

5.000 kW, Bioabfall


-6 -56 -6 -57 101 - 101 110 - 107 103 - 102 131 - 120



113 73 113 73 80 - 85 87 - 90 37 - 60 59 - 74



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


-6 -56 -6 -57 101 - 101 110 - 107 103 - 102 132 – 120


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.


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).


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


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.


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.


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)


auf 1 kWhel


bezogen

auf 1 kWhth

THG-Einsparung für


THG-Einsparung für


Std. der Technik

Emissionsmin.

Anlagen

Std. der Technik

Emissionsmin.

Anlagen

Std. der Technik

Emissionsmin.

Anlagen

Std. der Technik

Emissionsmin.

Anlagen


[%Erdgas/Wärmepumpe]-[% Erdgas/Heizöl]

1.200 kW, NawaRo/Gülle externe Prozessenergie

157 117 156 117 73 - 79 80 -84 13 - 44 35 - 58


80 24 80 24 86 - 89 96 - 97 56 - 72 87 - 91

1.200 kW, Bioabfall


148 109 148 108 74 - 80 81 - 86 18 - 47 40 - 61

1.200 kW, Bioabfall


-16 -83 -16 -83 103 - 102 114 - 111 109 - 106 146 - 130


159 118 158 118 72 - 79 79 - 84 12 - 44 35 - 58


82 26 82 26 86 - 89 96 - 97 54 - 71 86 - 91


76


auf 1 kWhel


bezogen

auf 1 kWhth

THG-Einsparung für


THG-Einsparung für


Std. der Technik

Emissionsmin.

Anlagen

Std. der Technik

Emissionsmin.

Anlagen

Std. der Technik

Emissionsmin.

Anlagen

Std. der Technik

Emissionsmin.

Anlagen


[%Erdgas/Wärmepumpe]-[% Erdgas/Heizöl]

5.000 kW, Bioabfall


150 109 150 109 74 - 80 81 - 85 17 - 47 39 - 61

5.000 kW, Bioabfall


-15 -83 -15 -83 103 - 102 114 - 111 108 - 105 146 - 130



166 126 166 126 71 - 78 78 - 83 8 - 41 30 - 55


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



-15 -83 -15 -83 103 - 102 114 - 111 108 - 105 146 - 130


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)


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.


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


Std. der Technik


[g CO2-Äq./kWhth] [%Erdgas/Wärmepumpe]-[% Erdgas/Heizöl]


121 96 33 - 57 47 - 66


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


122 97 32 - 57 46 - 65


59 21 67 - 79 88 - 93

5.000 kW, Bioabfall


5.000 kW, Bioabfall

interne Prozessenergie -21 -69 112 - 108 139 - 125


128 103 29 - 54 43 - 63


59 21 67 - 79 88 - 93




interne Prozessenergie -21 -69 112 - 108 139 – 125


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


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)


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.


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


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


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.


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


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


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.


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“).


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.


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.


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


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


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





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.


98

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


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


101

Tabelle 14 Hintergrundannahmen 600 kW Anlage (Quelle: Annahmen und eigene Berechnungen DBFZ)



Bioabfall extern

Bioabfall intern


Silageverluste

t/kWh

HsBiomethan 0,00099 0,00099 0,00096 0,00096


Güllemenge

t/kWh

HsBiomethan 0,00021 0,00021 0,00000 0,00000

Biogasmenge Nm³Biogas/a 2486658 2486658 2361131 2361131


kWhel/kWh

HsBiomethan 0,0242 0,0242 0,0804 0,0804


kWhth/kWh

HsBiomethan 0,0949 0,0949 0,1185 0,1185



102

Tabelle 15 Hintergrundannahmen 1.200 kW Anlage inkl. Aufbereitung (Quelle: Annahmen und eigene Berechnungen DBFZ)



Bioabfall extern

Bioabfall intern


Silageverluste

t/kWh

HsBiomethan 0,00099 0,00099 0,00096 0,00096


Güllemenge t/kWh

HsBiomethan 0,00021 0,00021 0,00000 0,00000



kWhel/kWh

HsBiomethan 0,0242 0,0242 0,0804 0,0804


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



103


Einheit NawaRo/ Gülle extern


Bioabfall extern

Bioabfall intern


Silageverluste

t/kWh

HsBiomethan 0,00099 0,00099 0,00096 0,00096


Güllemenge t/kWh

HsBiomethan 0,00021 0,00021 0,00000 0,00000



kWhel/kWh

HsBiomethan 0,0253 0,0253 0,0845 0,0845


kWhth/kWh

HsBiomethan 0,0907 0,0907 0,1134 0,1134


Stromverbrauch DWW

kWhel/kWh

HsBiomethan 0,0514 0,0514 0,0488 0,0488



104


Einheit NawaRo/ Gülle extern


Bioabfall extern

Bioabfall intern


Silageverluste

t/kWh

HsBiomethan 0,00099 0,00099 0,00096 0,00096


Güllemenge t/kWh

HsBiomethan 0,00021 0,00021 0,00000 0,00000



kWhel/kWh

HsBiomethan 0,0253 0,0253 0,0845 0,0845


kWhth/kWh

HsBiomethan 0,0907 0,0907 0,1134 0,1134


Stromverbrauch DWW

kWhel/kWh

HsBiomethan 0,0514 0,0514 0,0488 0,0488



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)


106

Abbildung 23 THG-Emissionen aus der Stromproduktion nach Biomethaneinspeisung (exergetischer Allokationsfaktor) (Quelle: DBFZ, eigene Berechnungen)

Teilbericht C - Abkürzungsverzeichnis

107

Abkürzungsverzeichnis


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


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


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.


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.


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


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.


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.


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.


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.


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.


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


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


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.


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


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).


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


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


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.


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.


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 €


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


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]


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.


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 €


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


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.


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


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


Wärmeanbindung 100.000 € 300.000 € 700.000 € 1.800.000 € 3.600.000 €





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 €


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 €


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



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


Sonst.verbrauchsgeb. Kosten

Substratkosten

Kapitalkosten BHKW



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.


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






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 €


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


Anlage Ae Anlage Be Anlage Ce Anlage De Anlage Ee

€/(Nm³/h)Biomethan

Gasaufbereitung

Gasnetzanbindung

Gärrestelager

Fermenter

Substrataufnahme inkl. Silierung

Bauseitige Leistungen



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


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


Anlage Ae Anlage Be Anlage Ce Anlage De Anlage Ee

ct/kWhBiomethan


Sonst. verbrauchsgeb. Kosten

Substratkosten

Kapitalkosten Gasaufbereitung



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


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.


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


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.


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


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


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)


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)


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.


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


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.


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-

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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.


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.


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


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.


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.


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.


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.


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.


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).


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


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


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.


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


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.


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.


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.


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


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).


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


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


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%


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


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 €


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.


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


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.


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


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.



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



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.



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



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.



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



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.



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



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.



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.



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.



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.



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.



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



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

[email protected]

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

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