RED 2 – Anforderungen an Nachhaltigkeit und ... · 5/10/2015 · Standardwerte für Gülle, Mais,...

RED II – Anforderungen an Nachhaltigkeit und

Nachweisführung von EE-Gasen

Karin Naumann, Kathleen Meisel, Katja Oehmichen

Biogasregister Deutschland | Nutzerforum 2018 26.06.2018

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Agenda

2

RED II – Gültigkeit von 2021 bis 2030

Ziele

Nachhaltigkeitsanforderungen

THG-Bilanzierung

Standardwerte Biogas/Biomethan

RED II – Ausblick für Deutschland

Beispielhafte Szenarien Verkehrssektor 2030

Fazit

EU Erneuerbare-Energien-RichtlinieKompromiss zur RED II (14.06.2018) – Ziele 2030

3

32% erneuerbare Energien insgesamt

14% erneuerbare Energien im Verkehrssektor

3,5% fortschrittliche Biokraftstoffe (advanced, 2022: 0,2%, 2025: 1%),

2fache Anrechnung

7% Deckelung für Biokraftstoffe aus Feldfrüchten (food-crops)

2fache Anrechnung von Biokraftstoffen aus Altspeisefetten/-ölen

Auslaufen von Biokraftstoffen mit hohem ILUC-Risiko (phase out palmoil)

4fache Anrechnung von erneuerbarer Elektrizität im Straßenverkehr,

1,5fache Anrechnung von erneuerbarer Elektrizität im Schienenverkehr

1,2fache Anrechnung von Biokraftstoffen im Schiffs- und Luftverkehr

Nachhaltigkeitsanforderungen auch für gasförmige und feste Energieträger

EU Erneuerbare-Energien-Richtlinie IIRohstoffe für fortschrittliche Biokraftstoffe | Anhang IX

4

a) Algen,

b) Biomasseanteil gemischter Siedlungsabfälle,

c) Bioabfälle aus privaten Haushalten,

d) Biomasseanteil von Industrieabfällen, die nicht für die Verwendung

in der Lebens- oder Futtermittelkette geeignet sind,

e) Stroh,

f) Tierdünger und Klärschlamm,

g) Abwässer der Palmölmühle und leere Palmfruchtbündel,

h) Tallölpech,

i) Rohglyzerin,

j) Bagasse,

k) Trester und Weintrub,

l) Nussschalen.

Kompromiss zur RED IIFossile Referenzwerte

Anmerkung: siehe Änderungen/Ergänzungen auf Folien Nr. 21, 22 5

Einführung erstmals verbindlicher Nachhaltigkeitskriterien für die

Produktion von Strom, Wärme und Brennstoffen aus fester und

gasförmiger Biomasse.

Die entsprechende Berechnungsmethodik entspricht in ihrem Aufbau und

der Logik der bestehenden Methode für die Biokraftstoffe im Verkehrssektor

bzw. der flüssigen Energieträger im Strombereich.

Fossile Vergleichswerte für Biokraftstoffe, Strom und Wärme bleiben

EU Durchschnittsmixe:

• für Biokraftstoffe: 94 g CO2Äq./ MJ (vormals 83,8 gCO2Äq./ MJ)

• für Strom: 183 g CO2Äq./ MJ (bzw. 212 in Randgebieten)

• für Wärme / Kälte: 80 g CO2Äq./ MJ

• für Wärme, die nachweislich Kohle ersetzt: 124 g CO2Äq./ MJ

Kompromiss zur RED IINachhaltigkeitsanforderungen

Anmerkung: siehe Änderungen/Ergänzungen auf Folien Nr. 21, 22 6

Auch alle Biomassebrennstoffe müssen künftig Nachhaltigkeits-

kriterien erfüllen.

Mindestanforderungen zur THG-Vermeidung werden angehoben,

entsprechend dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage:

RED II

Kraftstoffe

RED II

Strom & Wärme

Mind. 50% vor 05.10.2015 vor 05.10.2015

Mind. 60% nach 05.10.2015 nach 05.10.2015

Mind. 70% nach 01.01.2021 nach 01.01.2021

non-biological and recycled carbon

Mind. 75% nach 01.01.2026

Stand: 04.04.2018

Kompromiss zur RED IIMethodologie zur Berechnung der THG-Emissionen

7

RED I (Kraftstoffe, Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe):

E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr – eee

RED II (Biokraftstoffe):

E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr

E = Gesamtemissionen bei der Verwendung des Kraftstoffs

eec = Emissionen bei der Gewinnung oder beim Anbau der Rohstoffe

el = Emissionen (/a) aufgrund von Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen

ep = Emissionen bei der Verarbeitung

etd = Emissionen bei Transport und Vertrieb

eu = Emissionen bei der Nutzung des Kraftstoffs

esca = Emissionseinsparung infolge besserer landwirtschaftlicher Bewirtschaftungspraktiken

eccs = Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von Kohlendioxid

eccr = Emissionseinsparung durch Abscheidung und Ersetzung von Kohlendioxid

eee = Emissionseinsparung durch überschüssige Elektrizität aus Kraft- Wärme-Kopplung

Kompromiss zur RED IIMethodologie zur Berechnung der THG-Emissionen

8

RED II (Strom, Wärme, Strom & Wärme):

ECh,el = Gesamte Treibhausgasemissionen des Endenergieträgers

E = Gesamte Treibhausgasemissionen der Energieträgers vor der Endkonversion

ηel = elektrischer Wirkungsgrad, definiert als der jährlich erzeugte Strom dividiert durch den jährlichen

Brennstoffeinsatz aufgrund seines Energiegehalt

ηh = Wärmewirkungsgrad, definiert als die jährliche Nutzwärmeleistung dividiert durch den jährlichen

Brennstoffeinsatz bezogen auf den Energiegehalt

Cel = Anteil der Exergie im Strom und/oder mechanische Energie, eingestellt auf 100 % (Cel = 1)

Ch = Carnot-Wirkungsgrad (Anteil der Exergie in der Nutzwärme),

Bei Wärme ≤ 150 °: Ch = 0,3546

Th = Temperatur, gemessen in absoluter Temperatur (Kelvin) der Nutzwärme am Abgabepunkt.

T0 = Umgebungstemperatur, eingestellt auf 273 Kelvin (entspricht 0 °C)

h

h

EEC

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elCC

CEEC

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h

hCC

CEEC

Kompromiss zur RED IIWeitere Änderungen THG-Bilanzierung

9

Neuer feedstock factor zur Umrechnung von Anbauwerten

Anlagenscharfe Ermittlung der Wassergehalte und unteren Heizwerte des

Rohstoffs auf Basis der Trockensubstanz und Weiterreichung entlang der

Lieferkette. (bisher einheitlicher Konversionsfaktor)

Erhöhung der Charakterisierungsfaktoren

• Lachgas (N2O): auf 298 von derzeit 296

(derzeitig gültige Empfehlung des IPCC: 265)

• Methan (CH4): auf 25 von derzeit 23

Kompromiss zur RED IIErgänzung des ANNEX VI

10

Biogaswerte finden sich im Anhang der RED II: ANNEX VI regelt

künftig die Berechnung der Biomassebrennstoffe & gibt Teilstandard-

und Standardwerte vor

• Neu: Standardwerte für Biogas und Biomethan aus Gülle, Bioabfall und

Gülle, sowie Misch-Standardwerte für Biogas aus Mais & Gülle

(Mischungsverhältnisse Gülle:Mais = 80:20, 70:30, 60:40)

• Neu: Substrate können gemischt werden

• Neu: Gutschrift für vermiedene Methanemissionen

• Neu: Gutschrift für Düngewirkung Gärprodukt

Kompromiss zur RED IIAnhang V | Standardwerte für Biogas und -methan

Wirkungsgrad Strom: 0,4 | Wirkungsgrad Wärme: 0,9 11

Standardwerte für Gülle, Mais, Bioabfall, Mischungen (s.u.) &

verschiedene Randbedingungen

Beispiel Biomethan

Standardwert Kraftstoff Strom Wärme

[gCO2 Äq./MJ] [% THG-Vermeidung]

Gülle 60%

Mais 40%

Offenes

Gärrestlager

keine AGN 66 30% 10% 8%

AGN 45 52% 39% 38%

abgedecktes

Gärrestlager

keine AGN 31 67% 58% 57%

AGN 10 89% 86% 86%

Gülle 70%

Mais 30%

abgedecktes

Gärrestlager

AGN1 99% 99% 99%

Gülle 80%

Mais 20%

abgedecktes

Gärrestlager

AGN-12 113% 116% 117%

12

Kompromiss zur RED IIStrombasierte Kraftstoffe | PTx

Strombasierte Kraftstoffe |

erneuerbare Kraftstoffe nichtbiologischer Herkunft

• THG-Vermeidung mind. 70%

• Volle Anrechnung bei Anlagen ohne Netzkopplung,

ansonsten anteilig entsprechend Erneuerbaren im Strommix,

Ausnahme: Nachweis, dass Anrechnung des EE-Stroms in keinem

anderen Sektor erfolgt

• Keine Unterquote für strombasierte Kraftstoffe

AusblickTHG-Emissionen und Ziele im Verkehrssektor

13

0

20

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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2030 2050

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sonst. nationaler Verkehr

Straßenverkehr

-40% ggü. 1990

-95% ggü. 1990

Datenbasis: UBA 2018 © DBFZ 04/2018

RED II – Ausblick für DeutschlandBeispielhafte Szenarien Verkehrssektor 2030

Quelle: eigene Berechnungen, Gesamtenergiebedarf sowie Strommengen auf Basis Renewbility III (2016), weitere Datenbasis: BAFA,

BMVI, BLE, UCOME max 21 PJ (2015) 14

2.242 PJ ca. 2.300 PJ2.170 PJ

0

1.250

2.500

0

100

200

300

400

(real) (rechnerisch) (real) (rechnerisch)

2015 2020 2030 (Basis)

Endenerg

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konventionelle Biokraftstoffe Biodiesel (UCOME) fortschrittliche Biokraftstoffe

EE-Strom Straße EE-Strom Schiene Gesamtbedarf

10 %

14 %

8,7 %7,8 %

© DBFZ 06/2018

5,6 %


15

2.170 PJ 2.170 PJ 2.170 PJ

0

1.250

2.500

0

100

200

300

400

(real) (rechn.) (real) (rechn.) (real) (rechn.)

2030Basis

2030weniger E-Mob

2030mehr E-Mob

Endenerg

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8,7 %

14 %

9,9 %

© DBFZ 06/2018

14 %

7,2 %

14 %


16

2.170 PJ

2.410 PJ

1.500 PJ

0

1.250

2.500

0

100

200

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400

(real) (rechn.) (real) (rechn.) (real) (rechn.)

2030Basis

2030mehr Verkehr

2030weniger Verkehr

Endenerg

iebedarf

im

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J



8,7 %

14 %

9,1 %

© DBFZ 06/2018

14 %

5,7 %

14 %

RED II – Ausblick für DeutschlandÜberblick beispielhafte Szenarien Verkehrssektor 2030

Quelle: Quelle: eigene Berechnung, u.a. auf Basis BAFA, BMVI, BLE, UBA

* Für 2030 Verwendung der angepassten Emissionswerte für fossile Kraftstoffe, für 1990: 83,8 gCO2-Äq./MJ 17

THG-Quote: bei 7,5 bis 8,5% in 2030 (ohne UER)

Szenario EE-Anteil

Straßenverkehr

Anteil konv. Biokraftstoffe

(inkl. 0-100 % UCOME)

THG-Emissionen

ggü. 1990*

Basis 8,7 % 3,2-6,4 % 69-138 PJ + 8,5 %

E-Mob 9,9 % 3,9-7,9 % 86-171 PJ + 7,8 %

E-Mob 7,2 % 2,2-4,3 % 47-94 PJ + 9,5 %

65 % EE 8,2 % 2,8-5,5 % 69-138 PJ + 9,2 %

45 % EE 9,3 % 3,6-7,2 % 78-156 PJ + 7,9 %

UCOME 9,2 %3,2-6,4 % 69-138 PJ

+ 8,2 %

UCOME 7,8 % + 9,1 %

Verkehr 9,1 % 3,4-6,8 % 82-164 PJ + 20,5 %

Verkehr 5,7 % 1,9-3,8 % 28-164 PJ - 23 %

Klimaziel:

- 40%

18

RED II – Ausblick für DeutschlandWesentliche Einflussfaktoren

• Gesamtenergiebedarf im Straßen- und Schienenverkehr

• Anteil Strom im Straßenverkehr

• Anteil erneuerbarer Energien im Strommix

• Anteil UCOME

• ggf. weitere Alternativen wie recycled fossil carbon

• 7%-Deckel für konv. Biokraftstoffe (ohne UCOME) nahezu obsolet

Fortschrittliche BKS-Option Menge

von je 10 PJ KS

Rohstoffpotenzial

in PJ KS

Markt-Restriktion

Biomethan aus Abfällen 3 TWh > 105 PJ sinkender CNG-Absatz

(2015: 2 TWh / 6,5 PJ)Biomethan aus Stroh 3 TWh 44-64 PJ

Bioethanol aus Stroh 375 Tsd. t 69 PJ5 bzw. 10% Beimischung

(2030 ca. 20 PJ)

Potenziale: Berechnungen von A. Brosowski, DBFZ

Zusammenfassung / Fazit

19

• Für Biogas und –methan wird ab 2021 grundsätzlich

Nachhaltigkeitsnachweis erforderlich

• THG-Vermeidung bei KWK-Anwendung i.d.R. höher als bei

Kraftstoffanwendung

• Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe bietet besonderen

Vorteil für nicht-NawaRo-basiertes Biomethan

• Allgemein ist im Verkehrssektor keine deutliche Steigerung für

alternative Energieträger bis 2030 zu erwarten

• Nächster Schritt: Ausgestaltung der nationalen Umsetzung

DBFZ Deutsches

Biomasseforschungszentrum

gemeinnützige GmbH

Torgauer Straße 116

D-04347 Leipzig

Phone: +49 (0)341 2434 – 112

E-Mail: [email protected]

www.dbfz.de

Smart Bioenergy – Innovationen für eine nachhaltige Zukunft

Ansprechpartner

Karin Naumann

Ergänzungen im Nachgang

Quelle: Council of the European Union: 2016/0382 (COD), 21.06.2018 21

Nachhaltigkeitsanforderungen inklusive der Mindestanforderungen zur

THG-Vermeidung für Wärme/Kälte und Strom gelten für feste und

gasförmige Biobrennstoffe, eingesetzt in Anlagen ab:

Feuerungswärmeleistung von ≥ 20 MW für feste Biomasse

Feuerungswärmeleistung von ≥ 2 MW für gasförmige Biomasse

Ergänzungen im Nachgang

Quelle: Council of the European Union: 2016/0382 (COD), 21.06.2018 22

Mindestanforderungen zur THG-Vermeidung:

50% für Biokraftstoffe, Biomethankraftstoff & flüssige Biobrennstoffe,

erzeugt in Anlagen mit Inbetriebnahme bis zum 05.10.2015


erzeugt in Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem 05.10.2015


erzeugt in Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem 01.01.2021

70 % für die Bereitstellung von Strom, Wärme und Kälte

aus gasförmigen und festen Biobrennstoffen,

eingesetzt in Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem 01.01.2021

80 % für die Bereitstellung von Strom, Wärme und Kälte

aus gasförmigen und festen Biobrennstoffen,

eingesetzt in Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem 01.01.2026

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