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Stromerzeugung aus Biomasse 03MAP250

Zwischenbericht

Projektleitung: Mattes Scheftelowitz

Projektbearbeitung: Jaqueline Daniel-Gromke, Velina Denysenko,

Philipp Sauter, Karin Naumann,

Mattes Scheftelowitz, Alexander Krautz,

Michael Beil, Wiebke Beyrich,

Wolfgang Peters, Sven Schicketanz,

Christian Schultze,

Peter Deumelandt, Frank Reinicke

DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH

Torgauer Straße 116 04347 Leipzig

Tel.: +49 (0)341 2434-112 Fax: +49 (0)341 2434-133

www.dbfz.de [email protected] Datum: 15.06.2013

http://www.dbfz.de/

mailto:[email protected]

Stromerzeugung aus Biomasse 03MAP250

Aufsichtsrat: Bernt Farcke, BMELV, Vorsitzender Berthold Goeke, BMU Anita Domschke, SMUL Dirk Inger, BMVBS Karl Wollin, BMBF

Geschäftsführung: Prof. Dr. mont. Michael Nelles (wiss.) Daniel Mayer (admin.)

Sitz und Gerichtsstand: Leipzig Amtsgericht Leipzig HRB 23991 Steuernummer: 232/124/01072 USt.-IdNr.: DE 259357620 Deutsche Kreditbank AG Kto.-Nr.: 1001210689 BLZ: 120 300 00

VL3006, 18.07.2012, 03MAP250_Bericht_Mai_2013_veröffentlichung, 15.06.2013 II

Auftraggeber oder Zuwendungsgeber (bei Forschungsförderung)

Projektträger Jülich, Forschungszentrum Jülich GmbH im Auftrag des Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit Zimmerstraße 26-27 10923 Berlin

Ansprechpartner: Mattes Scheftelowitz DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH Torgauer Straße 116 04347 Leipzig Tel.: +49 (0)341 2434-592 Fax: +49 (0)341 2434-133 E-Mail: [email protected]

Sven Schicketanz Bosch & Partner GmbH Streitstraße 13 13587 Berlin Tel.: +49 (0)30609884463 E-Mail: [email protected]

Frank Reinicke

INL – Privates Institut für Nachhaltige Landbewirtschaftung GmbH Reilstraße 128 06114 Halle Tel.: +49 (0)3452798794 E-Mail: [email protected]

Michael Beil

Fraunhofer – Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES Königstor 79 34119 Kassel Tel.: +49 (0)5617294421 E-Mail: [email protected]

Erstelldatum: 15.06.2013

Projektnummer DBFZ: P3310025

Gesamtseitenzahl + Anlagen 166




mailto:michael

Inhaltsverzeichnis

03MAP250_Bericht_Mai_2013_veröffentlichung, 15.06.2013 III

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungs- und Symbolverzeichnis ................................................................................................................................ V

1 Einleitung .......................................................................................................................................................... 10

2 Biogas – Vor-Ort-Verstromungsanlagen.......................................................................................................... 10 2.1 Methodik ................................................................................................................................................................... 10

2.1.1 Befragung auf Länderebene ................................................................................................................. 11 2.1.2 Betreiberbefragung ................................................................................................................................ 11 2.1.3 Repräsentativität der Befragung ......................................................................................................... 14

2.2 Anlagenbestand und Zubau 2012 ........................................................................................................................ 15 2.3 Genehmigung und Vergütung der Biogasanlagen .............................................................................................. 21 2.4 Strom- und Wärmeerzeugung ................................................................................................................................ 24

2.4.1 Stromerzeugung aus Biogas (Vor-Ort-Verstromungsanlagen) ........................................................ 24 2.4.2 Wärmeerzeugung aus Biogas (Vor-Ort-Verstromungsanlagen) ...................................................... 26

2.5 Technologien und Verfahren .................................................................................................................................. 27 2.5.1 Status quo und Ausblick ....................................................................................................................... 27 2.5.2 Innovative Verfahren .............................................................................................................................. 28 2.5.3 Eingesetzte Technologien und Verfahren – Auswertung der Betreiberbefragung ....................... 38

2.6 Biomasseeinsatz ...................................................................................................................................................... 52 2.6.1 Einsatz nachwachsender Rohstoffe .................................................................................................... 54 2.6.2 Einsatz der Wirtschaftsdünger ............................................................................................................. 55 2.6.3 Substratkosten ....................................................................................................................................... 56

3 Biogas - Aufbereitungsanlagen ....................................................................................................................... 59 3.1 Methodik ................................................................................................................................................................... 59

3.1.1 Herstellerbefragung ............................................................................................................................... 59 3.1.2 Betreiberbefragung ................................................................................................................................ 59

3.2 Anlagenbestand und Zubau 2012 ........................................................................................................................ 60 3.3 Strom- und Wärmeerzeugung ................................................................................................................................ 65

3.3.1 Stromerzeugung aus Biomethan ......................................................................................................... 69 3.3.2 Wärmeerzeugung aus Biomethan ....................................................................................................... 69

3.4 Technologien und Verfahren .................................................................................................................................. 70 3.4.1 Eingesetzte Verfahren ........................................................................................................................... 70 3.4.2 Art der Einspeisung ................................................................................................................................ 70 3.4.3 Auswertung der Betreiberbefragung ................................................................................................... 71

3.5 Biomasseeinsatz ...................................................................................................................................................... 78 3.5.1 Substratverteilung .................................................................................................................................. 78 3.5.2 Substratkosten ....................................................................................................................................... 80

4 Anlagen zur Nutzung biogener Festbrennstoffe ............................................................................................. 81 4.1 Anlagenbestand und Zubau 2012 ........................................................................................................................ 84 4.2 Technologien und Verfahren .................................................................................................................................. 89 4.3 Strom- und Wärmeerzeugung ................................................................................................................................ 93

Inhaltsverzeichnis

03MAP250_Bericht_Mai_2013_veröffentlichung, 15.06.2013 IV

4.4 Biomasseeinsatz ...................................................................................................................................................... 96

5 Anlagen zur Nutzung flüssiger Bioenergieträger ......................................................................................... 101 5.1 Anlagenbestand 2012 ..........................................................................................................................................101

5.1.1 Rückblick Anlagenbestand 2011 ......................................................................................................101 5.1.2 Entwicklung Anlagenbestand 2012 ..................................................................................................105

5.2 Strom- und Wärmeerzeugung ..............................................................................................................................108 5.2.1 Betriebs- und Volllaststunden ............................................................................................................108 5.2.2 Stromerzeugung und Wärmeproduktion ..........................................................................................110

5.3 Technologien und Verfahren ................................................................................................................................111 5.4 Biomasseeinsatz ....................................................................................................................................................114

6 Direktvermarktung im Rahmen des EEG ..................................................................................................... 116

7 Auswirkungen der Stromerzeugung aus Biomasse auf die Landwirtschaft .............................................. 120 7.1 Hintergrund und Zielstellung ................................................................................................................................120 7.2 Flächenbedarf .........................................................................................................................................................120

8 Zusammenfassung ......................................................................................................................................... 129

Abbildungsverzeichnis .................................................................................................................................................. 134

Tabellenverzeichnis ...................................................................................................................................................... 138

Literatur- und Referenzverzeichnis ............................................................................................................................. 140

A 1 Fragebogen für Biomasseheizkraftwerksbetreiber ..................................................................................... 144

A 2 Fragebogen für Betreiber eines Biomasseheizkraftwerks mit Holzvergasertechnologie ........................ 146

A 3 Fragebogen für Biogasanlagenbetreiber ...................................................................................................... 148

A 4 Fragebogen für Betreiber von Biogasaufbereitungsanlagen (Biomethan) ................................................ 150

A 5 Fragebogen für Betreiber von Pflanzenöl- BHKW ........................................................................................ 152

Abkürzungs- und Symbolverzeichnis

03MAP250_Bericht_Mai_2013_veröffentlichung, 15.06.2013 V

Abkürzungs- und Symbolverzeichnis

Abkürzung Erklärung

€ Euro

§ Paragraph

a Jahr

AF Ackerfläche

atro Absolut trocken (wasserfrei)

BGA Biogasanlage

BGAA Biogasaufbereitungsanlage

BGEA Biogaseinspeiseanlage

BHKW Blockheizkraftwerk

BImSchV Verordnung über Luftqualitätsstandards und Emissionshöchstmengen

BlmschG Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelt-einwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge

BIOMON Biogas-Monitoringreport der Bundesnetzagentur

BLE Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung

BMEVL Bundesministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz

BNetzA Bundesnetzagentur

bspw. beispielsweise

bzw. beziehungsweise

ca. circa

CH Schweiz

cif Kosten, Versicherung und Fracht bis zum Bestimmungshafen (Cost, Insurance and Freight)

cm Zentimeter

03MAP250_Bericht_Mai_2013_veröffentlichung, 15.06.2013 VI


cm2 Quadratzentimeter

CO2 Kohlendioxid

D Deutschland

d.h. das heißt

DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum

Dena Deutsche Energieagentur

dt Dezitonne

DWW Druckwasserwäsche

EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz

EnStat Energiestatistik

EVK Einsatzstoffvergütungsklassen

EVU Energieversorgungsunternehmen

FNR Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe

fob Free on board (Frei an Bord)

GPS Ganzpflanzensilage

GV Großvieheinheit

h Stunde

H2O2 Wasserstoffperoxid

ha Hektar

H-Gas Hochkalorisches Gas

Hs Brennwert

HT Hochtemperatur

HTK Hühnertrockenkot

i.d.R. in der Regel

IBN Inbetriebnahme

03MAP250_Bericht_Mai_2013_veröffentlichung, 15.06.2013 VII


IE Leipziger Institut für Energie

IKT Informations- und Kommunikationstechnologie

IWES Fraunhofer Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik

ggf. gegebenenfalls

GHD Gewerbe, Handel, Dienstleistungen

GPS Ganzpflanzensilage

GV Großvieheinheit

GWh Gigawattstunde

INL Institut für nachhaltige Landwirtschaft

k. A. keine Angabe

Kg Kilogramm

kHz akustische Intensität

KrWG Kreislaufwirtschaftsgesetz

KUP Kurzumtriebplantage

kW Kilowatt

kWel Kilowatt elektrisch

KWK Kraft-Wärme-Kopplung

L-Gas Niederkalorisches Gas

LN Landwirtschaftliche Nutzfläche

LPG Flüssiggas

M.-% Masse-Prozent

m3 Kubikmeter

m3 i.N. Normkubikmeter im Normzustand bei 0°C und 1013,25 mbar

Mio. Millionen

MJ Megajoule

Mrd. Milliarden

03MAP250_Bericht_Mai_2013_veröffentlichung, 15.06.2013 VIII


MW Megawatt

MWel Megawatt elektrisch

MWth Megawatt thermisch

n Anzahl der Nennungen

NawaRo Nachwachsende Rohstoffe

NL Niederlande

NT Niedertemperatur

ORC Organic-Rankine-Cycle

PJ Petajoule

PSA Druckwechseladsorption (Pressure Swing Adsorption)

PSM Pflanzenschutzmittel

RME Rapsmethylester

t Tonne

TS Trockenmasse/Trockensubstanz

Tsd. Tausend

TWh Terrawattstunde

TWhel Terrawattstunde elektrisch

TWhth Terrawattstunde thermisch

u.a. und andere

UBA Umweltbundesamt

USA Vereinigte Staaten von Amerika

usw. und so weiter

ÜUDS Über- und Unterdrucksicherungen

03MAP250_Bericht_Mai_2013_veröffentlichung, 15.06.2013 IX


UVP Umweltverträglichkeitsprüfung

v.a. vor allem

vgl. vergleiche

w Watt

z.B. zum Beispiel

z.T. zum Teil

2 Biogas – Vor-Ort-Verstromungsanlagen

03MAP250_Bericht_Mai_2013_veröffentlichung, 15.06.2013 10

1 Einleitung

Erneuerbare Energien werden in Deutschland seit dem Jahr 2000 maßgeblich durch das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) gefördert. Seit der Einführung wurde das Gesetz bereits dreimal novelliert. Mit den Novellierungen in den Jahren 2004 und 2009 wurde für den Bereich Bioenergie vor allem eine Anreizwirkung zur Stromerzeugung aus Biogas gesetzt. Im Jahr 2011 wurde mit rund 1.300 neuen Biogasanlagen der höchste Anlagenzuwachs seit der EEG-Einführung verzeichnet. Der Anteil der Bioenergie belief sich 2012 auf 5,7 % des Endenergieverbrauchs im Stromsektor und stellte damit gut ein Viertel der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (MUSIOL u. a., 2012).

Mit dem zum Jahr 2012 novellierten EEG wurde die Fördersystematik wesentlich verändert. Bis auf den Bonus zur Biomethaneinspeisung wurden alle Boni abgeschafft. Im Gegenzug wurden eine einsatzstoffbezogene Vergütung und eine Mindestwärmenutzungspflicht eingeführt. Als Anreiz für die Markt- und Systemintegration wurde für Biogas und Biomethan neben der Marktprämie die Flexibilitätsprämie eingeführt. Während im Bereich der Bioenergieanlagen für feste Biomasse die Zubau von Neuanlagen in den vergangenen Jahren in etwa gleich blieb, verlangsamte sich der Neubau von Biogasanlagen in 2012 erheblich. Dies ist auch darin begründet, dass viele Anlagen noch im Jahr 2011 nach dem EEG 2009, welches geringere Anforderungen und eine höhere Vergütung beinhaltet, in Betrieb gegangen sind. Des Weiteren reduziert sich mit dem weiteren Zubau die Anzahl gut geeigneter Standorte.

Das Forschungsvorhaben „Wissenschaftliche Vorbereitung und Begleitung der EEG-Monitoringberichte und des EEG-Erfahrungsberichts für die Stromerzeugung aus Biomasse“ knüpft bei den Untersuchungen an die Vorgängervorhaben „Monitoring zur Wirkung des Erneuerbare Energien-Gesetzes (EEG) auf die Entwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse“ DBFZ 2009-2011) und die Vorläuferprojekte des Institut für Energetik (IE) an. Das Forschungsvorhaben unterstützt damit den zeitnahen Monitoringprozess zur Stromerzeugung aus Biomasse im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit.

Für den vorliegenden Bericht wurde im Frühjahr 2013 eine umfangreiche Betreiberbefragung durchgeführt. Insgesamt wurden ca. 7.800 Anlagenbetreiber von Bioenergieanlagen angeschrieben. Um den aktuellen Zubau und Anlagenerweiterungen von Bioenergieanlagen zu erfassen. Zudem wurden Hersteller von Bioenergieanlagen in den jeweiligen Bereichen, Landesministerien und Landesämter befragt. Außerdem fand eine Befragung von Naturschutzbehörden statt, um eine bessere Abschätzung der Auswirkungen auf Natur und Landschaft durch die Nutzung von Bioenergie zu ermöglichen.


2.1 Methodik

Der im Folgenden beschriebene Stand der Nutzung von Biogas zur Strombereitstellung in Deutschland beruht im Wesentlichen auf Auskünften und Veröffentlichungen der Landesministerien, Landesämter für Landwirtschaft und Genehmigungsbehörden. Darüber hinaus wurden Informationen von Anlagenherstellern und Daten der Biogasanlagendatenbank des DBFZ herangezogen. Weiterhin werden



in den nachfolgenden Kapiteln die Ergebnisse der jährlich durchgeführten DBFZ-Betreiberbefragung sowie die Auswertungsergebnisse der Biogasanlagendatenbank des DBFZ einbezogen und bei der Darstellung entsprechend gekennzeichnet (vgl. Kapitel 2.5.3).

Deponie- und Klärgas werden in den Betrachtungen zur Nutzung gasförmiger Bioenergieträger nicht berücksichtigt und sind somit in den dargestellten Statistiken und Analysen nicht enthalten.

2.1.1 Befragung auf Länderebene

Zur Ermittlung des Biogasanlagenbestandes auf Bundeslandebene wird eine jährliche Befragung der verschiedenen Länderinstitutionen durchgeführt, die hinsichtlich der Anlagenzahl und -leistung in den jeweiligen Bundesländern Auskunft geben können. Überwiegend wurden Landwirtschaftsministerien, Landesanstalten für Landwirtschaft, Biogasberater und Energieversorger einbezogen. Die Befragung wurde im Anschluss an die DBFZ-Betreiberbefragung im April 2013 durchgeführt, da aus den Erfahrungen der Vorjahre der Datenstand zum 31.12.2012 frühestens im März/April des Folgejahres vorliegt. Neben der Abfrage der Anlagenzahl und der installierten elektrischen Anlagenleistung mit Angabe der Größenklassenverteilung wurden in diesem Jahr auch der Aspekt der Differenzierung zwischen Anlagenerweiterung und der Neubau von Biogasanlagen sowie die Handhabung bei der Differenzierung zwischen Betriebsstätte und Satelliten-BHKW abgefragt.

Zu berücksichtigen ist, dass der Großteil der befragten Ansprechpartner nicht direkt auf die Daten der Genehmigungsbehörden zurückgreifen, sondern eigene Datenrecherche durchführen, so dass die Datenbasis häufig nicht vollständig ist und in erster Linie die landwirtschaftlichen Anlagen repräsentiert. Zudem zeigt die Erhebung der Länderdaten, dass die Anlagendaten unterschiedlich erfasst werden und daher schwer vergleichbar sind. So werden beispielsweise in wenigen Bundesländern (Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern, Thüringen, Brandenburg) Satelliten-BHKW – sofern sie als eigenständige Anlage zugeordnet werden – gesondert ausgewiesen. Die meisten Bundesländer weisen diese Anlagen jedoch nicht extra, sondern zusammen mit der Biogasproduktionsanlage (Betriebsstätte) aus. Zudem können „Neubau von Anlagen“ und „Anlagenerweiterungen“ nur schwer differenziert werden. So wird in der Länderstatistik häufig nicht ausgewiesen, in welcher Höhe die zusätzliche Anlagenleistung aus Neubauten und in welcher Höhe aus Anlagenerweiterungen resultiert. Eine neu in Betrieb genommene Anlage geht in den Länderstatistiken als weitere Anlage ein, während Anlagenerweiterungen bei den meisten Bundesländern lediglich zur Korrektur der installierten Anlagenleistung führt. Anlagenerweiterungen wurden zum Beispiel in Baden-Württemberg im besonderen Maße gemeldet, da die durchschnittliche Anlagengröße dort vergleichsweise gering ist und somit die Privilegierungsgrenze in vielen Fällen noch nicht ausgereizt ist (BERG, 2013). Hinsichtlich der Anfrage der Länderministerien könnten die geänderten gesetzlichen Regelungen (u.a. 4. BImSchV) zu Informationsdefiziten geführt haben. So wurde von einem Landesministerium mitgeteilt, dass künftig anstelle der installierten elektrischen Anlagenleistung das Gasvolumen gemäß der 4. BImSchV erfasst wird.

2.1.2 Betreiberbefragung

Im Hinblick auf die Analyse und die Bewertung der Entwicklung und des Standes der Biogasnutzung in Deutschland wurde wie in den vergangenen Jahren eine Betreiberbefragung durch das DBFZ durchgeführt. Ziel der Befragung war es, für eine möglichst große Anzahl von Biogasanlagen eine



praxisnahe Erhebung durchzuführen, mit der repräsentative Daten u.a. zur Anlagenvergütung, zur Anlagentechnik, zum Substrateinsatz, zur Flächennutzung sowie zu Anlagenerweiterungen und den Praxisproblemen erfasst werden. Die Befragung der Biogasanlagenbetreiber wurde im Februar 2013 gestartet und bezieht sich auf das Jahr 2012. Dabei wurden Betreiber von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung angeschrieben. Analog zu den Vorjahren wurden Rückmeldungen per Post, per Fax und über einen Online-Fragebogen erfasst.

Die Betreiber wurden zu folgenden Aspekten befragt:

• Anlagengenehmigung, • Jahr der Inbetriebnahme, • installierte elektrische Anlagenleistung, • Vergütung nach EEG inklusive Boni-Differenzierung (EEG 2004, 2009, 2012), • Beanspruchung der Flexibilitätsprämie und der Direktvermarktung, • beabsichtigte Vergütungsumstellung auf Direktvermarktung oder Flexibilitätsprämie, • eingespeiste Strommenge und Eigenstrombedarf, • Vollbenutzungsstunden, • Anlagenerweiterungen, • Differenzierung einzelner BHKW, • Art der Gasnutzung, • Elektrischer und thermischer Wirkungsgrad, • Gasfackel, • Wärmenutzungsgrad, Art der Wärmenutzung, Eigenwärmeverbrauch, • Verfahren, • Abdeckung der Gärrestlager, • Gärrestaufbereitung und -verwertung, • Abgasbehandlung und Entschwefelung, • Maßnahmen zur Anlagenerweiterung bzw. Erhöhung der Effizienz, • Substrateinsatz (Art, Menge, Kosten, durchschnittliche Transportentfernung), • Flächenumfang für den Anbau landwirtschaftlicher Rohstoffe zur Biogasproduktion.

Vor dem Hintergrund der EEG-Novellierung wurden im Vergleich zu den Vorjahren erweiterte Fragestellungen mit folgenden Inhalten aufgenommen:

• Vergütung nach EEG 2012, • Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie und Direktvermarktung (gegenwärtig und in

Planung), • detaillierte Abfrage der BHKW (Inbetriebnahme, installierte Leistung, Art des BHKW), • Maßnahmen zur Anlagenerweiterung oder Erhöhung der Effizienz nach Inbetriebnahme

der Anlage (gegenwärtig und in Planung), • Über- und Unterdrucksicherungen (Art, Häufigkeit des Auslösens), • Gasspeicher (Art, Umfang, Füllstand), • Art der Netzkopplung und der Einspeisetechnik (IKT).



Insgesamt wurden mehr als 7.000 Biogasanlagen1 angeschrieben, die Anzahl der Betriebsstätten kann dabei auf 6.909 beziffert werden. Im Vergleich zum Vorjahr stieg die Anzahl der für die Auswertung zur Verfügung stehenden Rückantworten. Während 2012 insgesamt 752 Fragebögen für die Auswertung berücksichtigt wurden, stehen für die Auswertung der aktuellen Befragung insgesamt 980 Rückmeldungen zur Verfügung. Die Rücklaufquote der diesjährigen Betreiberbefragung beträgt somit 14 %. Bezogen auf den prognostizierten Gesamtbestand von etwa 7.500 Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung) Ende 2012 können demnach rund 13 % des Anlagenbestandes in die Auswertungen einbezogen werden. In der Abbildung 2-1 ist die regionale Verteilung der Biogasanlagenstandorte, die im Rahmen der Befragung angeschrieben wurden und die an der Befragung teilgenommen haben und somit für eine Auswertung zur Verfügung stehen, dargestellt.

Abbildung 2-1: DBFZ-Betreiberbefragung von Biogasanlagen, 2013

1 Hierbei handelt es sich sowohl um die Produktionsanlagen als auch um die Satelliten-BHKWs.



2.1.3 Repräsentativität der Befragung

In der Tabelle 2-1 sind die regionale Verteilung der Rückmeldungen nach Bundesländern und der Anteil der Rückmeldungen in Bezug auf die Anlagenzahl und die installierte elektrische Gesamtleistung des Anlagenbestandes sowohl im Vergleich zu den jeweiligen Bundesländern als auch im Vergleich zum Gesamtbestand in Deutschland dargestellt.

Tabelle 2-1: Regionale Verteilung der Rückmeldungen der Betreiberumfrage 2013 bezogen auf die Anlagenzahl und installierte elektrische Anlagenleistung

Bundesland

Rücklauf Rücklauf nach BL Anlagenbestand (GG)

Anzahl der Rück-

meldungen

Anteil am Rücklauf [%]

Anzahl der Rück-

meldungen bezogen auf die Anlagen-

zahl je BL

Verteilung der instal. el. Leistung

bezogen auf die Gesamt-

leistung je BL

Anlagenzahl je BL bezogen auf die GG

Summe der instal. el.

Leistung je BL bezogen auf

die GG

Baden-Württemberg

89 9,1 10,8 11,3 11,0 8,9

Bayern 341 34,8 14,9 14,7 30,4 22,7

Berlin 0 0 0 0 0 0

Brandenburg 26 2,7 7,8 8,9 4,5 5,9

Bremen 0 0 0 0 0 0

Hamburg 1 0,1 100 100 0 0

Hessen 39 4,0 21,1 20,8 2,5 2,0

Mecklenburg-Vorpommern

33 3,4 13,4 10,2 3,3 5,5

Niedersachsen 219 22,4 14,8 14,8 19,8 25,2

Nordrhein-Westfalen

85 8,7 14,5 14,8 7,8 8,1

Rheinland-Pfalz

24 2,5 17,9 22,0 1,8 1,7

Saarland 2 0,2 15,4 5,1 0,2 0,1

Sachsen 40 4,1 19,9 19,6 2,7 2,7

Sachsen-Anhalt

10 1,0 3,6 2,6 3,7 5,3

Schleswig-Holstein

32 3,3 4,6 7,5 9,2 8,2

Thüringen 38 3,9 16,0 15,8 3,2 3,5

Gesamt 980 100 13,1 13,0 100 100



GG = Grundgesamtheit, BL = Bundesland

Die regionale Verteilung des Rücklaufes der Betreiberbefragung zeigt, dass - trotz der regionalen Unterschiede – eine Repräsentativität der Daten angenommen werden kann. Die Verteilung der Rückmeldungen weist eine vergleichsweise gute Übereinstimmung mit dem realen Anlagenbestand im jeweiligen Bundesland auf. Im Durchschnitt können rund 13 % des Anlagenbestandes in die Auswertung der Betreiberbefragung einbezogen werden. Mit Ausnahme von Hamburg konnten bei den Bundesländern Hessen, Sachsen, Rheinland-Pfalz, Thüringen, Bayern, Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen Rückläufe erreicht werden, die mit 14 – 21% des Anlagenbestandes der Bundesländer über dem durchschnittlichen Rücklauf liegen. Nur für die Bundesländer Sachsen-Anhalt und Schleswig-Holstein stehen deutlich weniger als 10 % des Anlagenbestandes für die Auswertung zur Verfügung.

In Tabelle 2-2 ist die Verteilung der Leistungsgrößenklasse der Biogasanlagen dargestellt, die anhand der Betreiberbefragung für die Auswertung einbezogen werden konnten. Dabei zeigt sich, dass die Rückmeldungen eine vergleichbare Anlagenverteilung hinsichtlich der Leistungsgrößenklassen im Vergleich zum Gesamtanlagenbestand in Deutschland aufweisen. Der Großteil des Biogasanlagenbestandes kann der Größenklasse 151 – 500 kWel (rd. 58 %) bzw. 501 – 1 000 kWel (19 %) zugeordnet werden. Eine Gegenüberstellung der Rückmeldungen im Vergleich zum Gesamtanlagenbestand zeigt, dass die Anlagen im Leistungsbereich ≤ 150 kWel dabei leicht unterrepräsentiert sind, wohingegen die Anlagen im mittleren Leistungsbereich (501 – 1 000 kWel) leicht überrepräsentiert sind.

Tabelle 2-2: Rücklauf der DBFZ-Betreiberbefragung 2013 – Größenklassenverteilung und Anteil am Gesamtanlagenbestand (Biogasanlagen in Deutschland)

instal. el. Anlagenleistung [kWel]

Rücklauf (bezogen auf die Anlagenzahl) Anlagenbestand (GG)

Rücklauf (Anzahl der Rückmeldungen)

Anteil am Rücklauf [%] Verteilung Gesamtanlagenbestand

Deutschland [%] bezogen auf die Anlagenzahl

≤ 70 54 5,5% 6,9

71 - 150 71 7,2% 11,9

151 - 500 532 54,3% 57,3

501 - 1 000 214 21,8% 19,0

> 1 000 49 5,0% 5,0

keine Angaben 60 6,1%

GG = Grundgesamtheit

2.2 Anlagenbestand und Zubau 2012

Im Vergleich zum Anlagen- und Leistungszubau der Vorjahre wurde 2012 deutlich weniger zugebaut, zum großen Teil wurden Altanlagen erweitert. Der Zubau inklusive Anlagenerweiterung umfasste ca. 350 MWel im Jahr 2012 neu installierter Leistung. Der Anlagenzubau im Jahr 2012 mit rund 300



Anlagen lag im Vergleich zum enormen Zubau des Vorjahres mit 1.300 Anlagen demnach bei weniger als einem Viertel. Jedoch hat sich die insgesamt zugebaute elektrische Anlagenleistung im Jahr 2012 mit rund 350 MWel2 im Vergleich zum Vorjahr um nur etwa ein Drittel verringert.

Nach Hochrechnungen des DBFZ sind Ende 2012 rund 7.500 Biogasanlagen mit etwa 3.200 MWel in Betrieb. Die räumliche Verteilung der Biogasanlagen in Deutschland ist in der Abbildung 2-2 dargestellt. Anlagenzahl und Leistung der Aufbereitungsanlagen werden im Kapitel 3.2 separat erfasst.

Abbildung 2-2: Standorte der in Betrieb befindlichen Biogasanlagen und Satelliten-BHKWs in Deutschland, vereinzelt Standorte von in Bau und in Planung befindlichen Biogasanlagen; Bezugsebene: Postleitzahl (Biogasdatenbank DBFZ)

2 Vertreter einzelner Länderinstitutionen (vgl. Länderbefragung 2013) gaben an, für das Jahr 2011 nachträglich Anlagendaten in 2012 korrigiert zu haben, so dass nicht direkt auf den Zubau 2012 geschlossen werden kann. Eine Nachkorrektur für 2011 wurde seitens des DBFZ nicht vorgenommen, so dass für 2011 nach wie vor von 2.850 MWel ausgegangen wird.



In Tabelle 2-3 ist die Verteilung der Ende 2012 in Betrieb befindlichen Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung) – differenziert nach Anlagenanzahl und installierter elektrischer Anlagenleistung – auf Ebene der Bundesländer dargestellt. Sofern bekannt, wird die Anlagenzahl nach Betriebsstätte und Satelliten-BHKW differenziert. Die Daten beruhen – analog der Datenerhebungen der Vorjahre – auf Veröffentlichungen und Mitteilungen der Landwirtschafts- und Umweltministerien, Landwirtschaftskammern bzw. Landesanstalten für Landwirtschaft sowie Biogasberater. Die Daten der Länderbefragung sind entsprechend der Rückmeldungen in Tabelle 2-3 dargestellt.

Zu berücksichtigen ist, dass die Erfassung, Genauigkeit und Aktualität der Daten zwischen den einzelnen Bundesländern variieren (vgl. Methodik Kapitel 2.1.1). Generell kann für alle Bundesländer, mit Ausnahme von Brandenburg, Saarland und den Stadtstaaten, angenommen werden, dass die dargestellte Anlagenzahl als Mindestwert zu verstehen ist, da oftmals keine vollständige Erhebung und Erfassung des Anlagenbestandes auf Bundeslandebene erfolgt. Vor dem Hintergrund, dass überwiegend landwirtschaftliche Biogasanlagen von den Länderinstitutionen erfasst werden und der erfasste Anlagenbestand in den jeweiligen Bundesländern überwiegend nicht die vollständige Datenbasis abbildet,, wird insgesamt von einem Anlagenbestand von rund 7.500 Biogasanlagen mit einer installierten elektrischen Anlagenleistung von rund 3.200 MWel zum Stichtag 31.12.2012 ausgegangen. Unter Berücksichtigung des Gesamtanlagenbestandes (7.500 Biogasanlagen mit 3.200 MWel) ergibt sich eine durchschnittliche Anlagenleistung aller in Betrieb befindlichen Biogasanlagen von rund 425 kWel.



Tabelle 2-3: Verteilung der in Betrieb befindlichen Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung) in Deutschland nach Bundesländern: differenziert nach Anlagenzahl und installierter elektrischer Anlagenleistung zum 31.12.2012 (DBFZ-Befragung der Länderinstitutionen 2013), (BERG, 2013), (BLOSSEY, 2013), (EBNER VON

ESCHENBACH, 2013), (DAHLHOFF, 2013) (FIDDECKE, 2013), (IZES GGMBH, 2013), (LÜHRS, 2013), (REINHOLD, 2013), (ROBRECHT, 2013), (STROBL, 2013), (PLAGEMANN, 2013), (ROSE, 2013), (VIßE, 2013), (ZSCHOCHE, 2013)

Bundesland Anzahl

Biogasanlagen in Betrieb1

(Anzahl Satelliten-BHKW2)

install. elektr. Anlagenleistung

mittlere install. elektr.

Anlagenleistung14

[MWel] [kWel]

Baden-Württemberg9 824 274,5 333

Bayern3 2.281 702,0 308

Berlin 0 0,0 -

Brandenburg4 299 (36) 182,0 543

Bremen7 0 0 -

Hamburg 1 1,0 1.000

Hessen5 185 63,1 341

Mecklenburg-Vorpommern6 247 170,0 688

Niedersachsen 1.480 780,0 527

Nordrhein-Westfalen 585 250,0 427

Rheinland-Pfalz 134 54,0 403

Saarland 13 4,3 333

Sachsen10 201 83,7 416

Sachsen-Anhalt11 277 165,0 596

Schleswig-Holstein12 620 (71) 252,5 365

Thüringen13 219 (19) 109,0 458

Gesamt 7.366 (126) 3.091,0 413

1 Anlagenzahl der in Betrieb befindlichen Anlagen bezogen auf die Betriebstätte (Standort) ohne Aufbereitungsanlagen; kann Satelliten-BHKW beinhalten, sofern diese nicht gesondert ausgewiesen werden (vgl. Fußnote 2) oder explizit nicht extra erfasst werden (vgl. Fußnote 3)

2 umfasst die Anzahl der Satelliten-BHKW, sofern diese extra ausgewiesen wurden

3 Ausgehend von 2294 landwirtschaftlichen Biogasanlagen (=Gaserzeugungseinheit inkl. aller Verwertungsvorrichtungen (beispielsweise zur KWK, Aufbereitung, Einspeisung) wurden 13 Biogasaufbereitungsanlagen herausgerechnet; Satelliten-BHKW werden in Bayern nicht als eigenständige Anlage erfasst

4 erstmals Satelliten-BHKW erfasst; Anlagen kleiner 70 kWel nicht berücksichtigt 5 Schätzung, keine aktuelle Statistik verfügbar; nach Auskunft von Hr. Fiddecke wurden 2012 mind. 10 Anlagen gefördert, die in

Bau bzw. in Betrieb sind; Anlagenzahl und -leistung wurden zum Datenstand 2011 aufsummiert 6 Angabe von Betriebsstätten (Anlagenparks zu einer Betriebsstätte zusammengefasst), install. el. Leistung auf der Basis der

Rohgasmengen geschätzt, da mit Änderung der 4. BImSchV nur noch Rohgasmengen erfasst werden 7 Nach Angaben des Senats in Bremen ist keine Biogasanlage in Betrieb (Kläranlagen ausgenommen) 8 Stand 6/2013 9 Landwirtschaftliche Biogasanlagen; Satelliten-BHKW werden nicht extra erfasst 10 überwiegend landwirtschaftliche Anlagen erfasst, keine vollständige Datenbasis 11 Daten enthalten den Anlagenstand Ende 2012 für 277 in Bau und Betrieb befindliche Biogasanlagen; exkl. 8

Biomethananlagen; Anlagenerweiterungen sind 2012 nicht separat erfasst. 12 Daten wurden aus dem aktuellen Datenbestand des LLUR (Stand 25. Februar 2013) ermittelt. Die elektrische Leistung wurde

aus der Feuerungswärmeleistung (FWL) mit 36 % elektrischen Wirkungsgrad errechnet. Es konnten nur die Satelliten-BHKW ermittelt werden, die als solche gekennzeichnet waren. Die Erfassung baurechtlicher Anlagen des LLUR ist noch nicht abgeschlossen.

13 14

Vorläufige Daten, Stand 1.1.2013; Datenkorrektur für 2011 vorgenommen, so dass die Daten 2012 nicht direkt auf den Zubau schließen lassen. Bezogen auf die Betriebsstätten inkl. Satelliten-BHKW , sofern diese extra mit ausgewiesen werden konnten



In den Bundesländern Bayern, Niedersachsen und Baden-Württemberg werden nach wie vor insgesamt mehr als die Hälfte des gesamten Biogasanlagenbestandes in Deutschland betrieben. Die hohe durchschnittliche elektrische Anlagenleistung in Hamburg resultiert aus der dort installierten Bioabfallvergärungsanlage mit einer Leistung von 1 MWel. In Bremen sind – mit Ausnahme von Kläranlagen mit Gasnutzung – keine Biogasanlagen in Betrieb. In Berlin wird Mitte 2013 eine Biogasanlage mit Aufbereitung zu Biomethan in Betrieb genommen.

Die Befragung auf Bundeslandebene ergab, dass eine erhebliche Anzahl an Anlagenerweiterungen z.B. durch Repowering und Satelliten-BHKW erfolgte, wenngleich eine gesonderte Ausweisung der Daten bei den meisten Bundesländern nicht oder zum gegenwärtigen Zeitpunkt nicht möglich war. Darüber hinaus wird angenommen, dass zunehmend Biomethan-BHKW in Betrieb genommen werden. Neben der Inbetriebnahme von Biomethan-BHKW ist die Umrüstung alter Erdgas-BHKW interessant, die nach Ende der KWKG-Vergütung auf den Einsatz von Biomethan umgestellt werden, so dass der Strom nach EEG vergütet werden kann (FIDDECKE, 2013).

Anreize wurden durch das EEG 2012 insbesondere für Kleinst-Gülleanlagen bis 75 kWel, für Anlagen größer 500 kWel und für die Verstromung von Biomethan gesetzt. Die derzeitige Entwicklung am Biogasmarkt setzt zudem auf stärkere Anreize zur bedarfsgerechten Erzeugung von Biogas und zur Direktvermarktung des Stroms aus Biogas.

Das EEG 2012 sieht eine eigene Vergütungskategorie für güllebasierte Kleinstanlagen bis 75 kWel vor, deren Substrateinsatz mindestens 80 % Gülle- bzw. Festmistanteile (massebezogen) enthält. Nach Einschätzungen von Umweltgutachtern und Anlagenherstellern gingen bis Ende 2012 maximal 100 Kleinst-Biogasanlagen auf Güllebasis in Betrieb. Die Nachfrage kleiner güllebasierter Biogasanlagen stellt sich dabei je nach Region unterschiedlich dar. So konnte die größte Nachfrage derartiger Anlagenkonzepte für das Bundesland Bayern festgestellt werden, wobei diese Anlagenkonzepte dort überwiegend von zwei Anlagenherstellern umgesetzt wurden. Der vergleichsweise verstärkte Zubau von Kleinstanlagen in Bayern ist in erster Linie mit der einfacheren Genehmigungspraxis und der größeren Bereitschaft der Betreiber, eine höhere Eigenbeteiligung aufzubringen, zu erklären.

Bundesweit wurden insbesondere für 500 kW-Anlagen Änderungsbescheide beantragt, um die instal-lierte elektrische Anlagenleistung auf 560 bis 600 kWel-Leistung zu erhöhen. Hintergrund sind die geänderten gesetzlichen Regelungen, die vormals für das privilegierte Bauen von Biogasanlagen im Außenbereich eine Beschränkung von 500 kWel vorsahen. Dies führte dazu, dass Biogasanlagen, die im privilegierten Außenbereich errichtet wurden, auf 500 kWel gedrosselt betrieben wurden. Anlagen mit 250 kWel wurden insbesondere in Bayern auf 360 kWel erhöht.



In Abbildung 2-3 ist die Biogasanlagenentwicklung unter Berücksichtigung der Anlagenverteilung nach Leistungsgrößenklassen dargestellt. Die Verteilung der Biogasanlagen nach Leistungsgrößenklassen basiert dabei auf die Rückmeldungen der befragten Länderinstitutionen im Rahmen der Länderanfrage3.

Abbildung 2-3: Biogasanlagenentwicklung in Deutschland (Anlagenzahl differenziert nach Leistungsklassen und installierter elektrischer Anlagenleistung), ohne Abbildung von Biogasaufbereitungsanlagen, Deponie- und Klärgasanlagen; (DBFZ, 2013), Stand Mai 2013

3 Vertreter einzelner Länderinstitutionen (vgl. Länderbefragung 2013) gaben an, für das Jahr 2011 nachträglich Anlagendaten in 2012 korrigiert zu haben. Nachkorrekturen wurden seitens des DBFZ hinsichtlich der Leistungsgrößenklassenverteilung für 2009 – 2011 vorgenommen.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Inst

allie

rte e

lekt

risch

e An

lage

nlei

stun

g [M

Wel

]

Anla

genz

ahl [

-]

> 1000 kWel 501 - 1000 kWel> 500 kWel 151 - 500 kWel70 - 500 kWel 70 - 150 kWel≤ 70 kWel install. el. Leistung [MWel]



2.3 Genehmigung und Vergütung der Biogasanlagen

Genehmigung

Für die Genehmigung von Biogasanlagen kommen verschiedene Genehmigungsverfahren zur Anwendung: die baurechtliche Genehmigung oder eine Genehmigung nach Bundesimmissions-schutzgesetz (BImSchG). Gemäß der vierten Verordnung zur Durchführung des Bundesimmissionsschutzgesetztes (4. BImSchV) ist festgelegt, welche Biogasanlagen einer immissionsschutzrechtlichen Genehmigung bedürfen oder ob ein baurechtliches Genehmigungsverfahren ausreichend ist. Entscheidend sind dabei Menge, Art und Herkunft der eingesetzten Substrate sowie die Feuerungswärmeleistung der Anlage.

Ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber kann festgehalten werden, dass die beiden Genehmigungsformen in der Praxis gleichermaßen vorzufinden sind. 51 % der Anlagen erhalten die baurechtliche Genehmigung. 49 % der Anlagen verfügen über die Genehmigung nach BImSchG, darunter haben 2 % zusätzlich eine Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) durchlaufen (Abbildung 2-4).

Abbildung 2-4: Genehmigungsverfahren bei Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Vergütungsstrukturen

Mit der Neufassung des EEG 2012 und der damit verbundenen Streichung vieler Boni und der Einführung der Einsatzstoffvergütungsklassen ergibt sich eine Vielzahl an Kombinationen der Vergütungsstrukturen für Biogasanlagen. Unter Berücksichtigung der genauen Art der Boni bezogen auf die unterschiedlichen Fassungen des EEG (EEG 2004, EEG 2009 sowie EGG 2012) wird eine genaue Aufschlüsselung der Vergütungskombinationen sehr komplex. Ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber ist eine Darstellung der unterschiedlichen Vergütungskombinationen für die Altanlagen möglich, welche nach dem EEG 2004 bzw. EEG 2009 genehmigt sind. Abbildung 2-5 liefert einen Überblick über die relative Häufigkeit der in Anspruch genommenen Vergütungskombinationen. Demnach erhält rund ein Drittel der Anlagen (33 %) neben der Grundvergütung den NawaRo-, KWK- sowie Güllebonus. 31 % der Betreiber erhalten zudem die Vergütungserhöhung für

47%

51%

2%

Baurecht

BImschG

BimSchG mit UVP

n= 952



Emissionsminderung4. Im Vergleich zu den Ergebnissen aus dem Vorjahr hat die Anzahl der Anlagen zugenommen, welche neben dem NawaRo- und KWK-Bonus sowie der Vergütungserhöhung für Emissionsminderung auch den Technologiebonus erhalten (11,6 % im Betriebsjahr 2012 im Unterschied zu 5,6 % im Jahr 2011). Darüber hinaus werden von 15,5 % der Anlagenbetreiber zahlreiche weitere Vergütungskombinationen in Anspruch genommen.

Abbildung 2-5: Relative Häufigkeit von in Anspruch genommenen Vergütungskombinationen (EEG 2004 und 2009) für Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Direktvermarktung und Flexibilitätsprämie

Mit dem Inkrafttreten des EEG 2012 am 01.01.2012 wurden zwei neue Vergütungsanreize eingeführt. Zur Förderung der Integration von Strom aus Erneuerbaren Energien in das Energiesystem kann nach dem EEG 2012 im Rahmen der Direktvermarktung des Stroms (entsprechend §§ 33b bis 33f) eine Marktprämie nach § 33g und – ergänzend zur Marktprämie – eine Flexibilitätsprämie nach § 33i

4 In der Abbildung 2-5 als „Emission“ gekennzeichnet.

33,031,3

11,6

5,72,8

15,5

0

10

20

30

40

Grun

dver

gütu

ng +

Naw

aRo

+Gü

lle +

KW

K

Grun

dver

gütu

ng +

Naw

aRo

+Gü

lle +

KW

K +

Emiss

ion

Grun

dver

gütu

ng +

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+KW

K +

Emiss

ion

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Grun

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gütu

ng +

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Grun

dver

gütu

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+Gü

lle +

Em

issio

n

ande

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ergü

tung

s-ko

mbi

natio

nen

rela

tiver

Ant

eil,

[%]

n= 922



beansprucht werden. Die Direktvermarktung kann in verschiedenen Formen sowie als anteilige Direktvermarktung nach § 33f des EGG 2012 erfolgen.

Im Zuge der DBFZ-Betreiberbefragung 2013 wurde der erfolgte Wechsel in die Direktvermarktung ermittelt. Diesbezüglich konnten 659 auswertbare Fragebögen berücksichtigt werden. Gegenwärtig vermarkten rund 21 % der befragten Biogasanlagenbetreiber den erzeugten Strom direkt. Davon gehen 18 % der Anlagenbetreiber mit der Gesamtleistung in die Direktvermarktung. Lediglich in Einzelfällen (3 %) wird Strom anteilig direkt vermarktet.

Abbildung 2-6 gibt einen Überblick über den geplanten Wechsel in die Direktvermarktung, differenziert nach Leistungsklassen. Hierfür konnten die Rückmeldungen von 142 Anlagenbetreibern berücksichtigt werden. Es wird ersichtlich, dass insbesondere Anlagen im mittleren (ab 150 kWel) und großen (501 bis 1000 kWel) Leistungsbereich planen, den Strom direkt zu vermarkten.

Abbildung 2-6: Beabsichtigte Umstellung auf Direktvermarktung in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung (absolute Anzahl der Nennungen), (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Die Flexibilitätsprämie wird für die Bereitstellung zusätzlicher installierter Leistung für die bedarfsgerechte Stromerzeugung im Rahmen der Direktvermarktung ergänzend zur Marktprämie gewährt (§ 33i). Im Ergebnis der Betreiberbefragung zeigt sich, dass 68 % der befragten Betreiber keine Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie und folglich keine Bereitstellung zusätzlicher installierten Leistung für die bedarfsgerechte Stromproduktion im Rahmen der Direktvermarktung derzeit beabsichtigen (vgl. Abbildung 2-7). Von den Betreibern, die den Strom als Gesamt- bzw. als anteilige Leistung vermarkten, gaben rund 3 % an, gleichzeitig eine Flexibilitätsprämie zu beanspruchen. 5 % der Biogasanlagenbetreiber beabsichtigen einen Wechsel in die Direktvermarktung, jedoch nicht die gleichzeitige Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie. 19 % der Befragten planen, den erzeugten Strom direkt zu vermarkten und dabei die Flexibilitätsprämie in Anspruch zu nehmen. Ausgehend von den Betreiberrückmeldungen lässt sich festhalten, dass die Erfahrungen mit der Inanspruchnahme der Markt- und Flexibilitätsprämie noch nicht weit fortgeschritten sind. Zudem bestehen hohe Unsicherheiten bei den Anlagenbetreibern, welche die Markt- und Flexibilitätsprämie beanspruchen wollen. In diesem Zusammenhang zeigen sich zum einen ein hoher Informationsbedarf seitens der

0 20 40 60 80 100

71 - 150 kWel

151 - 500 kWel

501 - 1 000 kWel

> 1 000 kWel

Anzahl der Nennungen [n] n= 142



Betreiber sowie zum anderen die Notwendigkeit einer klareren Ausgestaltung der gesetzlichen Rahmenbedingungen für die Inanspruchnahme der durch das EEG 2012 neu geschaffenen Anreizmechanismen.

Abbildung 2-7: Gegenwärtige und geplante Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie im Rahmen der Direktvermarktung (DBFZ-Betreiberbefragung 2013)

2.4 Strom- und Wärmeerzeugung

Die im Folgenden beschriebene Abschätzung der Strom- und Wärmebereitstellung aus Biogas in Deutschland basiert auf Datenerhebungen des DBFZ. Dabei werden die Informationen der Länderbefragungen (vgl. Kapitel 2.2), Auswertungen der Stamm- und Bewegungsdaten der Bundesnetzagentur (BNetzA) sowie Daten der Biogasanlagendatenbank des DBFZ einbezogen.

2.4.1 Stromerzeugung aus Biogas (Vor-Ort-Verstromungsanlagen)

Die Stromerzeugung aus Biogas für das Jahr 2012 wird ausgehend von der Stromerzeugung aus Biogas im Jahr 2011 und der Stromerzeugung resultierend aus dem Leistungszubau der Jahre 2011 und 2012 ermittelt.

Dabei wurde für die Ermittlung der erzeugten Strommenge aus Biogasanlagen – analog der Vorjahre - bei Bestandsanlagen Volllaststunden von 7.650 h/a, bei Neuanlagen mit Inbetriebnahme im ersten

1%2%

68%

5%

5%

19%Flexibilitätsprämie bei der Gesamtleistung in derDirektvermarktung

Flexibilitätsprämie bei anteiliger Leistung in derDirektvermarktung

keine Flexibilitätsprämie

keine Flexibilitätsprämie, trotz Direktvermarktung

keine Flexibilitätsprämie, Direktvermarktung geplant

Flexibilitätsprämie + Direktvermarktung geplant

n= 697



Halbjahr 5.000 h/a und in der zweiten Jahreshälfte von 1.600 h/a zugrunde gelegt5. Hinsichtlich der angenommenen Leistungsverteilung des Zubaus wird im Gegensatz zu den Vorjahren keine Gleichverteilung auf die Halbjahre angenommen. Stattdessen wird für den Leistungszubau, der in den letzten Jahren vorwiegend zum Jahresende erfolgte, unterstellt, dass 35 % der installierten elektrischen Leistung neuer Anlagen im 1. Halbjahr und 65 % in der zweiten Jahreshälfte zugebaut werden. Diese Leistungsverteilung ergab die Auswertung der Stamm- und Bewegungsdaten der Bundesnetzagentur (BNetzA) der Jahre 2007 bis 2010, so dass hier der 4-Jahresmittelwert zu Grunde gelegt wurde.

Die Stromerzeugung aus Biogas lag im Jahr 2011 bei rund 19,5 TWhel (vgl. (WITT u. a., 2012)). Unter Berücksichtigung eines Leistungszubaus von 550 MWel im Jahr 2011 und rund 350 MWel im Jahr 2012 wird für 2012 eine Bruttostromerzeugung aus Biogas von rund 23,1 TWhel ermittelt6. Die Bruttostromproduktion bezieht sich auf die produzierte Strommenge der Biogasanlagen, während die eingespeiste Strommenge die Nettostromproduktion widerspiegelt. Neben der Vor-Ort-Verstromung des Biogases ist die Verstromung von Biomethan in KWK-Anwendungen zur Stromerzeugung (vgl. Kapitel 2.4.1) zu berücksichtigen.

5 Die Auswertung der Stamm- und Bewegungsdaten der Bundesnetzagentur (BNetzA) für den Zeitraum 2007 bis 2010 auf der Basis der für Biogasanlagen zugeordneten Stromerzeugung und installierten Anlagenleistung ergaben geringere Volllaststunden. Der Durchschnitt der 4 Jahresmittelwerte (2007-2010) ergab für den Bestand von Biogasanlagen rund 6.200 und für im Betrachtungsjahr in Betrieb genommene Biogasanlage rund 1.700 Volllaststunden. Werden diese Volllaststunden für den Leistungszubau der Jahre 2011 und 2012 zu Grunde gelegt, ergibt sich eine Stromerzeugung aus Biogas von 22,6 TWhel. Vor dem Hintergrund, dass die Angaben zur installierten elektrischen Leistung auf Basis der BNetzA-Daten etwa 20 % über den durch die Bundesländer gemeldeten Daten liegen, sind die ermittelten Volllaststunden nochmals zu prüfen. 6 Die Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien – Statistik (AGEE-Stat) weist für Biogas insgesamt (Vor-Ort und Biomethan für das Jahr 2012 eine etwas geringere Bruttostromerzeugung aus (MUSIOL u. a., 2012). Der Grund für die Abweichung ist unter anderem die unterschiedliche Datenbasis.



Abbildung 2-8: Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Biogas (Vor-Ort-Verstromungsanlagen)

2.4.2 Wärmeerzeugung aus Biogas (Vor-Ort-Verstromungsanlagen)

Mit der Einführung des KWK-Bonus bei der Novellierung des EEG im Jahr 2004 wurden Anreize zur Steigerung der Gesamteffizienz der Biogasanlagen geschaffen. Im Zuge dessen kam es zu einer verstärkten Umsetzung von Wärmenutzungskonzepten bei der Stromerzeugung aus Biogas (vgl. Kapitel 2.5.3.10) mit einer Steigerung der Nutzung externer Wärmemengen.

Für die Ermittlung der Wärmemenge aus Biogasanlagen wird eine Stromerzeugungsmenge aus Biogas von insgesamt 23,1 TWhel, durchschnittliche BHKW-Wirkungsgrade von 38 % elektrisch sowie 45 % thermisch, ein durchschnittlicher Eigenwärmebedarf von 26,5 % und ein durchschnittlicher Wärmenutzungsgrad der extern verfügbaren Wärme von 56 % (Betreiberumfrage 2013, vgl. Kapitel 2.5.3.3) zugrunde gelegt. Dabei ist anzumerken, dass der durchschnittliche Wärmenutzungsgrad aus den Auswertungen der alljährlichen Betreiberbefragungen resultiert und von verschiedenen Experten als zu hoch angesehen wird (vgl. (DREHER u. a., 2011)).

Die im Jahr 2012 genutzte Wärmemenge aus Biogasanlagen liegt somit schätzungsweise bei etwa 11,3 TWhth7.

7 Die zu Grunde gelegte verfügbare Wärmemenge des BHKW beläuft sich auf 27,4 TWhth. Ausgehend von der verfügbaren Wärmemenge wird angenommen, dass nach Abzug des durchschnittlichen Eigenwärmebedarf von 26,5% (Betreiberbefragung 2013; vgl. Kapitel 2.5.3.3), durchschnittlich 73,5 % für externe Wärmenutzungen zur Verfügung stehen. Als durchschnittlicher



2.5 Technologien und Verfahren

2.5.1 Status quo und Ausblick

Biogas wird vorrangig zur Stromerzeugung in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) eingesetzt. Neben der Vor-Ort-Verstromung des Biogases wurden in den vergangenen Jahren zunehmend alternative Biogasnutzungsoptionen relevant und umgesetzt. Die Rolle von Mikrogasnetzen zur dezentralen Verstromung des Biogases hat dabei, ebenso wie die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan mit anschließender Gaseinspeisung in das Erdgasnetz, stärker an Bedeutung gewonnen.

Zunehmend von Bedeutung ist die Optimierung der Bestandsanlagen. Die Auswertung der Betreiberbefragungen zeigt, inwiefern Anlagenerweiterungen bzw. Maßnahmen zur Steigerung der Effizienz der Anlage durchgeführt wurden. Mehrheitlich spielen dabei vor allem der Ausbau der Wärmenutzung und die Erhöhung der BHKW-Leistung eine wichtige Rolle. Der Anlagenzubau erfolgt vielfach an bestehenden Anlagenstandorten infolge des Zubaus zusätzlicher BHKW-Leistung oder Satelliten-BHKW. In der Abbildung 2-9 sind die durchgeführten Anlagenerweiterungsmaßnahmen in den Jahren 2011 und 2012 vergleichend dargestellt. Demnach wurde sowohl im Jahr 2011 als auch 2012 in erster Linie die Wärmenutzung nach Inbetriebnahme der Biogasanlage ausgebaut. Das zeigt deutlich, dass die Wärmenutzung an vielen Biogasanlagen erst sukzessive nach Inbetriebnahme der Anlage ausgebaut wird.

Eine Aufschlüsselung der Umsetzung von Maßnahmen zur Anlagenerweiterung und Effizienzsteigerung hinsichtlich der Inbetriebnahmezeitpunkte der Anlage zeigt, dass bei Anlagen, die vor 2004 in Betrieb gingen, vor allem der Ersatz von Alt-BHKW sowie der Ausbau der Wärmenutzung mehrheitlich die umgesetzten Maßnahmen zur Anlagenerweiterung und Effizienzsteigerung ausmachen (WITT u. a., 2012). Ein Ausbau der Wärmenutzung sowie die Erhöhung der BHKW-Leistung ist bei Anlagen, die nach 2004 in Betrieb gingen, am häufigsten realisiert worden. Deutlich wird, dass die Installation einer Rohgasleitung zu einem Satelliten-BHKW verstärkt bei jüngeren Anlagen mit Inbetriebnahme nach 2009 vorgenommen wird (WITT u. a., 2012). Im Folgenden wird der Stand innovativer Verfahren, die im Biogasbereich derzeit vereinzelt Anwendung finden, detaillierter beschrieben.

Wärmenutzungsgrad der extern verfügbaren Wärme werden auf der Basis der DBFZ-Betreiberbefragung 2013 rund 56 % angenommen (vgl. Kapitel 2.5.3.10).



Abbildung 2-9: Umsetzung der Maßnahmen zur Anlagenerweiterung in den Betriebsjahren 2011 und 2012, relative Häufigkeit (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragungen, 2011/2012 sowie 2013)

Im Hinblick auf die zukünftigen Herausforderung an erneuerbare Energien, die künftig Schwankungen der Energiebereitstellung und der Energienachfrage ausgleichen müssen, wird gegenwärtig die bedarfsgerechte Biogaserzeugung diskutiert. Biogas ist dafür sehr gut geeignet, da es speicherbar und flexibel einsetzbar ist. Für die Zukunft ist zu erwarten, dass mit einem größeren Anteil an Erneuerbaren in den Energienetzen auch der Anteil an flexibler, dem Bedarf angepasster Energiebereitstellung steigen wird. Damit verbunden ist die Entwicklung von Komponenten gezielt für die bedarfsgerechte Bereitstellung (z.B. Standfestigkeit von Motoren bei Lastwechsel, leistungsfähiger Zustandserkennung, Prozessregelung, Fernüberwachung). Mit dieser bedarfsgerechten Energiebereitstellung könnten auch erweiterte Konzepte, wie z.B. Power-to-Gas, Speicherung von Energieträgern u. ä. verstärkte Anwendung finden. Die Integration von dezentralen Anlagen in ein sich stark änderndes Energiekonzept wird ein zentrales Thema der Forschung in den nächsten Jahren sein.

2.5.2 Innovative Verfahren

Im Folgenden wird der Stand ausgewählter innovativer Verfahren im Biogasbereich aufgezeigt.



2.5.2.1 Einsatz von Biogas in Mikrogasturbinen und Brennstoffzellen

Mikrogasturbinen können Biogas mit 35 bis 100 % Methangehalt über einen gekoppelten Generator verstromen und verursachen dabei weniger Emissionen als Kolbenmotoren. Diese schnelllaufenden Gasturbinen im unteren elektrischen Leistungsbereich sind daher z. B. als Satelliten-BHKW besonders in urbanen Ballungszentren gut geeignet. Ein besonderes Potenzial wird für diese Technik bei Repowering-Maßnahmen für Biogasanlagen gesehen. Mikrogasturbinen zeichnen sich insbesondere durch eine hohe Verfügbarkeit, einen geringen Wartungsaufwand, niedrige Emissionen sowie einer flexiblen Wärmenutzung aus. Die Nutzung der Abwärme wird vereinfacht, da diese auf einem höheren Temperaturniveau und bei einem kontinuierlichen Massestrom anfällt. Die Nutzung von Mikrogasturbinen wurde durch das EGG 2009 über den Technologiebonus mit 1 Ct/kWhel gefördert, wobei die Praxisrelevanz des Einsatzes dieser Technik im Biogasbereich noch im Forschungsstatus war (FNR E.V., 2010). Aufgrund der vergleichsweise geringen elektrischen Wirkungsgrade der Mikrogasturbinen gegenüber der Biogas-BHKW werden Mikrogasturbinen zur Stromerzeugung aus Biogas selten eingesetzt (vgl. DBFZ-Betreiberbefragung 2013 bzgl. Gasverwertung, Kapitel 2.5.3.4).

Auf dem Markt in Europa und den USA gibt es verschiedene Hersteller von Mikrogasturbinen. Im Jahr 2009 waren 5 Mikrogasturbinen von drei kommerziellen Anbietern (Capstone, Turbec, Elliot) auf dem europäischen Markt verfügbar. Ein führender Anbieter von Mikrogasturbinen des kalifornischen Unternehmens Capstone war zum Beispiel die Firma Greenvironment. Die im Jahr 2012 in Insolvenz gegangene Firma bot den Bau und den Betrieb von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen auf Basis der Mikrogasturbinentechnologie an. Im Jahr 2007 konnte das Unternehmen 5 deutsche und 6 finnische Referenzanlagen im Leistungsbereich von 30 kWel bis 550 kWel vorweisen und akquirierte in den Folgejahren den Bau weiterer Biogasanlagen in Deutschland mit Fokussierung auf 200 kWel Mikrogasturbinen. Die Anlagenkonzepte umfassten Wärmeanwendungen, die einen hohen thermischen Wirkungsgrad benötigen. Bei zwei geplanten Anlagen sollte z.B. die Luft der Mikrogasturbinen direkt dazu genutzt werden, Gärreste bzw. Düngemittel zu trocknen. In der aktuellen Betreiberumfrage des DBFZ im Rahmen des EEG-Monitoringswurden lediglich 2 von insgesamt 993 Anlagen mit Mikrogasturbinen betrieben (vgl. Gasverwertung, Kapitel 2.5.3.4).

Bei einer Brennstoffzelle wird die chemische Energie (im Biogas) direkt zu Strom umgewandelt. In der Zelle reagieren Wasser- und Sauerstoff zu Wasser, wobei Energie freigesetzt wird. Biogas kann nach einer Entschwefelung bzw. Reinigung eingesetzt werden, dabei wird Methan in Wasserstoff überführt. Die Abluft des Verfahrens gilt als weitgehend schadstofffrei. Einzelne Brennstoffzellentypen weisen eine besondere Empfindlichkeit gegenüber Verunreinigungen auf. Die Investitionskosten für den Einsatz von Brennstoffzellen gelten im Vergleich zu herkömmlichen BHKW als hoch. Die Lösung technischer Probleme und die Vermeidung hoher Kosten standen im Fokus von Untersuchungen im Pilotmaßstab (FNR E.V., 2010). Referenzanlagen der MTU Onsite Energy GmbH waren im Jahr 2009 unter anderem das T-Systems Rechenzentrum München (Brennstoff Biomethan mit 13.010 Betriebsstunden) oder die Kläranlage Moosburg (Brennstoff Klärgas aus kommunalen Abwässern mit 13.950 Betriebsstunden).

2.5.2.2 Desintegrationsverfahren

Eine Desintegration oder Aufschluss partikulärer Biomassen als Gärsubstrat bedeutet die Zerstörung und Zerkleinerung organischer Zellen durch die Einwirkung äußerer Kräfte. Das eingesetzte Gärsubstrat wird besser bioverfügbar und die Enzyme der Zellen gelangen damit schneller in den Prozess der



Hydrolyse. Gewöhnlich stehen Desintegrationsverfahren im Rahmen der Substratvorbehandlung am Anfang der Prozesskette von Biogasanlagen. Daneben zielen einzelne Verfahren auch auf die Behandlung zurückgeführter Teilströme ab.

Häufige von Firmen oder in firmennahen Publikationen angegebene Effekte der Biogas-Substrat-Desintegration sind in Tabelle 2-4 dargestellt.

Tabelle 2-4: Überblick der von Firmen angegebenen Effekte von Desintegrationsverfahren für den Substrataufschluss bei Biogasanlagen

Kategorie Angegebene Effekte

Substrat · Oberflächenvergrößerung, Vergrößerung der Angriffsflächen für Mikroben

· Vergrößerung der Stoffübergangsflächen im Substrat, Erhöhung der Grenzfläche zwischen flüssiger und fester Phase durch Reduktion der Partikelgröße der Biomasse

· Veränderung der Partikelstruktur, Veränderung der Partikelgrößenverteilung

· Auflösung von Schutzschichten, Aufschluss von Zellulose und Hemizellulose, Freisetzung von einbindenden Ligninschichten (d.h. Nutzung von 5- bis 6-fach Zucker für Methanisierung) (z.B. Verfahren der Bioextrusion)

· Zerstörung und Zerkleinerung organischer Zellen, Zerstörung von Zellwänden, Aufschluss der Zellen (z.B. Verfahren der Kavitation / Ultraschall)

· Verformung, Destabilisierung und Perforierung der Zellmembranen (z.B. Verfahren der elektrokinetischen Desintegration)

· Zerkleinerung von Zusammenballungen (z.B. Aggregate, Kolloide: tote organische Materie, Bakterien), Auflösung von Zellverbänden (z. B. Verfahren der elektrokinetischen Desintegration)

Zellinhaltstoffe · bessere Herauslösung von Monomeren (wasserlösliche Bestandteile) aus dem Stoffverbund

· Zerkleinerung von Makromolekülen, Aufschluss von Zellflocken und langkettigen Molekülen (z.B. Verfahren der Kavitation / Ultraschall)

· Freisetzung von gelösten organischen Zellinhaltsstoffen, Freisetzung aktiver Zellinhaltsstoffe, Freisetzung von Enzymen aus geschädigter Zellwand: Amylasen, Xylasen, Pektinasen, Hemizellulasen; Aktivierung von Enzymen und Nährstoffen / Spurenelementen

· Enzyme der Zellen gelangen schneller in den Prozess der Hydrolyse

Mikroorganismen · Bakterien werden „elektrostatisch“ stimuliert, Stimulierung aktiver Mikroorganismen: verstärkte Freisetzung von Exoenzymen (z.B. Verfahren der Kavitation / Ultraschall)

· bei Aufschluss von Bakterienzellen: Freisetzung von Endoenzymen und intrazellulärer organischer Komponenten (z.B. Verfahren der Kavitation / Ultraschall)

Biogasprozess · Unterstützung oder Realisierung der Hydrolyse

· Verbesserung der Prozessstabilität

Durchmischungsprozess · Verringerung der Viskosität (d.h. Verbesserung der Fließfähigkeit)



im Reaktor, Verbesserung des Mischverhaltens

· Verbesserung der Rührfähigkeit, reduzierte Rührzeiten, Senkung der Energieeinträge über Rührwerke

· Verbesserung des Saugvermögens (d.h. Verbesserung des Anmaischens trockener Substrate)

· Verbesserung der Homogenisierbarkeit

· Verbesserung des Stofftransportes (d.h. Verbesserung der Förderung und Pumpfähigkeit des Substrates)

· Vermeidung von Schwimmschichten und Totzonen (d.h. Vergrößerung des nutzbaren Reaktionsraumes)

Verweilzeit · Verringerung der Verweilzeit durch bessere Ausnutzung des Reaktorraumes

· schnellerer Abbau der Biomasse (d.h. bessere Gärsubstratumsetzung)

· höhere Raumbelastung (d.h. Faulraumeffizienz)

Substratmengen · reduzierte Fütterungszeiten

· reduzierte Substratmengen

· Einsparung von Substratkosten

Gärrest · geringeres Restgaspotenzial

· geringere TS-Gehalte

· Reduktion des organischen Restgehaltes

· Schlammreduktion (d.h. Einsparung von Transport- und Entsorgungskosten)

· bessere Entwässerbarkeit (z.B. des Klärschlammes, ggf. Gärrestes)

· hohes Saug- und Wasserbindevermögen des aufbereiteten Gutes

Biogasertrag / Methangehalt

· höhere Biogaserträge (d.h. „quantitative Erhöhung“)

· Effekt einer Erhöhung des Methangehaltes ist strittig (d.h. „qualitative Erhöhung des Biogasertrages“)

Hygienisierung · kann bei thermischer Desintegration gewährleistet sein

Betriebskosten · Vermeidung von Betriebsstörungen

· Reduzierung des Verschleißes verursacht durch Störstoffe

· Senkung des Eigenenergieverbrauchs der BGA

Insbesondere physikalische Aufschlussverfahren weisen einen spezifischen Energieverbrauch der eingesetzten Geräte auf. Dazu zählen z.B. thermische Verfahren wie die Thermo-Druck-Hydrolyse, Mikrowellen, Heißwasser, Heißdampf, mechanische wie Extrusion, Mühlen, Schneiden, Ultraschall oder elektrisch/elektrokinetisch wie Hochspannungspulse. Daneben gibt es auch chemische Aufschlussverfahren, wie beispielsweise die Hydrolyse (Lauge/alkalisch, Säure/sauer), die thermisch-chemische Oxidation, die aktivierte Nassoxidation sowie Chemikalien und biologische Verfahren (z.B. Mikroorganismen, Pilze, Enzyme).



Der Markt im Bereich der Desintegrationsverfahren weist eine dynamische Entwicklung auf. Verschiedene Firmen bieten eine Fülle an technischen Lösungen mit vielfältigen Einsatzgebieten an. Der Stand der Technik ist die mechanische Zerkleinerung, der meist ein Verfahren vorgeschaltet ist, das auf einem anderen Wirkungsprinzip aufbaut (z.B. Elektrokinese, Kavitation/Ultraschall, Bioextrusion). Ein besonderes Zukunftspotenzial wird der thermischen Behandlung zugeschrieben (SCHWARZ, 2011):

1) Physikalische Vorbehandlung – mechanische Desintegration:

Mechanische Zerkleinerung der Substrate

2) Physikalische Vorbehandlung – elektrokinetische Desintegration:

Bei der elektrokinetischen Desintegration wird über ein Modul ein elektrisches Hochspannungs(wechsel)feld erzeugt. Durch kontinuierliche Frequenzänderungen werden die Ladungsdichten ständig geändert, was zu einer fortlaufenden Neuanordnung der Ladungen an der Zellmembran führt. Die Folge ist eine Verformung, eine Destabilisierung und eine Perforierung der Zellmembran.

3) Physikalische Vorbehandlung – Ultraschall Desintegration (Kavitation):

Ultraschall bedeutet die Umsetzung von elektrischer Energie in mechanische Schwingungen. Dabei bewirken Longitudinalwellen eine periodische Verdichtung (Kompression) und eine Entspannung (Dehnung) im wässrigen Medium. Bei der Kavitation entstehen bei Unterdruck gas- und wasserdampfgefüllte Blasen, die in Resonanz mit dem Ultraschallfeld pulsieren, sich ausdehnen und letztlich in der Druckphase implodieren. Hohe Scherkräfte beim Blasenkollaps führen zur Zerkleinerung von Makromolekülen. Am wirksamsten erweist sich die Anwendung von Schallwellen im Bereich 20 bis 50 kHZ (akustische Intensität > 5 W/cm2).

4) Physikalische Vorbehandlung – Bioextrusion:

Die Bioextrusion stellt ein hydrothermales (thermomechanisches) Aufschlussverfahren dar. Bei der Applikation wird das Substrat höheren Temperaturen und zwei gegenläufigen Schnecken sowie wechselnder Belastung und mehrfachen Druck-/ Entspannungszyklen ausgesetzt. Weitere Verfahrenslösungen sind beispielsweise „Wet explosion“, bei der die Temperaturen und der Druck erhöht wird, und „Wet oxidation”, die durch die Zugabe von Wasserstoffperoxid (H2O2) als Oxidationsmittel herbeigeführt wird.

In Tabelle 2-5 sind die Vorteile und Nachteile gängiger physikalischer Desintegrationsverfahren sowie der Anlagenbestand etablierter Systeme in deutschen Biogasanlagen aufgeführt.

Tabelle 2-5: Überblick gängiger Desintegrationsverfahren im Biogasbereich – Vorteile, Nachteile, Referenzen (SCHUMACHER u. a., 2012)

Vorteile Nachteile Referenzen

Physikalische Vorbehandlung – mechanische Desintegration



· Technik ist verfügbar · Technik meist nicht für unterschiedliche Substrate angepasst

· GORATOR® (Nasszerkleinerungsaggregate, Firma Hoelschertechnic): ca. 40 Anlagen

· Teil- oder vollautomatische Prozesse

· teilweise hoher Energieeinsatz im Vergleich zum Energiegewinn

· RotaCut® (Mazeratoren, Firma Vogelsang): ca. 100 Anlagen

· Einfache Nachrüstung von Anlagen möglich (Repowering-Maßnahme)

· Optimierung des Energieaufwandes und des Zerkleinerungsgrades notwendig

· eine Vielzahl weiterer Lösungen vorhanden: z.B. Lochscheibenzerkleinerer (z.B. Firma Vogelsang); Kreis-Dissolver (Firma Nieman); Mühlen (z.B. Firma Huning, Firma Geratech; Biogrinder Firma BHS Sonthofen), Hammermühlen; PlurryMaxx (Firma Energieanlagen Roering); UniCut QZ 900, Bio-QZ (Querstromzerspaner) und Prallreaktoren (Firma MeWa Receycling Anlagen), PlanET Gorator® (Firma PlanET Biogastechnik); Mehrwellen- und Schraubenwalzenzerkleinerer (Firma Lehmann Maschinenbau); Zentrifugen; Homogenisatoren

· Optimierung der Verschleiß- und Störstoffanfälligkeit notwendig

Physikalische Vorbehandlung – elektrokinetische Desintegration

· sehr geringer Energieverbrauch (Stromverbrauch im Watt-Bereich)

· Wirksamkeit umstritten, insbesondere für Inputsubstrate

· BioCrack® (Firma Vogelsang): ca. 60 Anlagen

· Nutzung aktiver Zellinhaltsstoffe für Biogaserzeugung (Anritzung, Perforierung und Aufschluss der Substrate (d.h. Zellen, Zellmembran): Substrat wird dünnflüssiger, feiner, setzt Enzyme und Spurenelemente frei)

· Technologie aus Klärschlammbehandlung: erfordert geringe TS-Gehalte der Substrate

· Module weitgehend wartungsfrei, keine Verschleißteile

Physikalische Vorbehandlung – Ultraschall Desintegration (Kavitation)



· durch den Zellaufschluss werden Enzyme freigesetzt, die zum besseren Abbau der Biomasse beitragen

· ähnlich der Elektrokinese entwickelt für die Substratbehandlung des Abwasserbereiches

· Biosonator Standard-Ultraschallsystem (Firma Ultrawawes): 7 BGA mit Festinstallation, 6 BGA mit Testinstallation, 2 BGA mit geplanten Installationen (Stand 06/2012)

· Biomasse wird fließfähiger (d.h. Reduktion der Viskosität)

· mechanische Desintegration wird meist zusätzlich vorgeschaltet

· Kavitationsreaktor (Firma Greenmill): ca. 5 Anlagen

· Wirtschaftlichkeit des Verfahrens ist strittig (d.h. hoher Preis, hoher Energieeintrag, geringe Durchsatzleistung)

· BioPush-DMS (Firma Weber Entec): ca. 12 Anlagen

· weitere Lösungen: z.B. PlanET DesiUS (Firma PlanET Biogastechnik)

Physikalische Vorbehandlung – Bioextrusion

· Nutzung bisher nur schwierig einsetzbarer Substrate mit hohem Lignin- und TS-Anteil

· Durchsatz ist stoff- und feuchteabhängig

· Doppelschnecken- und Einwellenextruder (Firma Lehmann Maschinenbau)

· Enzyme der Mikroorganismen bekommen unmittelbaren Zugang zum Substrat: Beschleunigung der Auftrennung der Zellulose- und Hemizellulosestrukturen in Fünf- und Sechsfachzucker

· Bildung von Inhibitoren während der Behandlung von Lignocellulose haltiger Biomasse bei hohen Temperaturen und unter sauren Bedingungen (z.B. Furfural, 5-Hydroxymethylfufural, phenolische Verbindungen)

· Bioextruder Firma (Firma STIRL Anlagenbau)

· Vermeidung von Schwimmschichtbilungen

· Energieeintrag und -gewinn müssen noch ökonomisch bewertet werden

· Cambi Prozess (Thermo-Druck-Verfahren, Firma Cambi AS): ca. 6 Anlagen in Europa (Stand 2000/2001)

· Reduktion der Viskosität



Die Betriebssicherheit und die Wirtschaftlichkeit stellen zwei wesentliche Vorrausetzungen für den Einsatz von Desintegrationsverfahren in Biogasanlagen dar. Dem voraussichtlichen Mehrertrag stehen folgende (nachteilige) Effekte gegenüber:

• zusätzliche Investitionen, • Mehrenergieaufwand (thermisch oder elektrisch), • Risiko der Übersäuerung infolge großer Mengen schnell abbaubaren Substrates, • mögliche Prozessstörungen infolge höherer Raumbelastung.

2.5.2.3 Wärmenutzungskonzepte

Der Grad der Abwärmenutzung hat eine sehr hohe Bedeutung für die Rentabilität einer stromerzeugenden Biogasanlage. Die Wärmenutzung trägt zur Verbesserung der Wirtschaftlichkeit bei gleichzeitiger Optimierung der ökologischen Wirkungen von Biogasanlagen bei. Die Einführung des KWK-Bonus im EEG als Anreiz zur Steigerung der Gesamteffizienz hat zu einer erheblichen Zunahme der Abwärmenutzung bei der Stromerzeugung aus Biogas geführt. Auch der Einsatz neuer Technologien wie der ORC-Technik (vgl. Kapitel 2.5.2.4), bei der die Abwärme des BHKW zur zusätzlichen Stromerzeugung genutzt werden kann, oder Konzepte der Wärmenutzung zur Kälteproduktion wurden angeregt.

Bis zum Jahr 2008 war Stand der Technik, dass Biogasanlagen nur einen Teil der im Biogas gespeicherten Energie verwerten konnten, da die vom BHKW erzeugte thermische Energie aufgrund fehlender Wärmesenken vor Ort vielfach nicht vollständig genutzt werden konnte. Moderne wärmegeführte Auslegungen der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) basieren auf BHKW mit Verbrennungsmotoren und gekoppelten Generator sowie Wärmeübertragungssystemen zur Rückgewinnung der Wärmenergie vor allem aus dem Kühlwassersystem. In Abhängigkeit vom Anlagenkonzept werden 20 bis 40 % der bei der Verstromung des Biogases anfallenden Wärmemenge zur Beheizung der Fermenter genutzt. Potenzielle anlagennahe Wärmeabnehmer sind in Betrieben des Gartenbaus, der Fischereiwirtschaft oder der Holzwirtschaft (z.B. Holz- und Pellettrocknung) sowie in kommunalen Einrichtungen (z.B. Schwimmhallen) zu sehen (vgl. Kapitel 2.5.3.10).

Neben der Reinigung des Biogases und der Einspeisung ins Gasnetz geht seit circa 10 Jahren auch eine Entwicklung dahin, externe Blockheizkraftwerke, sogenannte Satelliten-BHKW, in der Nähe von Wärmeabnehmern zu errichten. Diese können über eine Mikrogasleitung versorgt werden. Das Gas wird in der Nähe von Wärmesenken verstromt, Wärmeverluste wie bei längeren Leitungsrohren entfallen hierbei, so dass Wärmesenken vergleichsweise kostengünstig erschlossen werden können. Durch die KWK-Pflicht im EEG 2012 (zumindest bei den Anlagen, die den erzeugten Strom nicht direkt vermarkten) kommt Biogasleitungen eine stärkere Rolle zur Realisierung sinnvoller Wärmenutzungskonzepte zu (PEHNT, 2012).

Technisch anspruchsvolle Konzepte thermaler Desintegrationsverfahren (vgl. Kapitel 2.5.2.2) nutzen die Abwärme von BHKW. Die erforderliche Temperaturerhöhung kann zum Beispiel über einen thermalölgespeisten Wärmestauscher erfolgen. Die Erhitzung des Thermalöls wird dann unter Ausnutzung der im Rauchgas des BHKW enthaltenen Wärmeenergie realisiert.



Bei diesem Verfahren wird eine hohe Aufschlussleistung des Substrates bspw. ohne den Einsatz von Chemikalien ermöglicht. Bei Temperaturen von ca. 70 bis 120 °C wird eine Hygienisierung kritischer Substrate erzielt, jedoch findet kein signifikanter Aufschluss von Lignozellulose statt. Bei Temperaturen von ca. 150 bis 190 °C kommt es zur Auflösung von Hemizellulose, eine Auflösung von Lignin erfolgt bei Temperaturen größer 160 °C. Bei Temperaturen von ca. 220 bis 250 °C findet eine verstärkte Bildung von Hemmstoffen (z.B. Phenole, heterozyklische Verbindungen, Furfural) statt und bei > 250 °C werden pyrolytische Effekten zum Beginn von Verschwelung und Vergasung erzielt. Die Energieeinträge liegen bei 0,5 kWh/kg (TS Biomasse (30 % TS)) bei einer thermischen Behandlung von 20 bis 150 °C bzw. bei der hochthermische Desintegration (170 °C für 15 bis 30 Minuten) bei 1,5 kWh/kg (TS Klärschlamm) (SCHUMACHER u. a., 2012).

Ähnlich dem Verfahren der Bioextrusion wird bei den thermischen Verfahren die Biomasse unter hohen Druck (20 bis 30 bar) erhitzt. Entsprechende Module werden zum Beispiel von den Firmen DEMETRION (TiH© Modul, > 150 °C) und VENTURY Energieanlagen (kompaktes Modul) angeboten. Für thermische Desintegrationsverfahren wird ein Zukunftspotenzial gesehen (SCHWARZ, 2011).

Die Erzeugung von Kälte als ein Wärmenutzungskonzept basiert auf technischen Adsorptions- bzw. Absorptionsverfahren. Beim Absorptionsverfahren wird ein Kältemittel vom Lösungsmittel über die Erhitzung der Lösung getrennt. Die technische Lösung besteht aus den Komponenten Kondensator, Absorber und Verdampfer und wird bspw. im landwirtschaftlichen Bereich (Stallklimatisierung, Milchkühlung) eingesetzt.

Um Nutzung der BHKW-Abwärme für den Antrieb von Kältemaschinen zur Produktkühlung zu ermöglichen, bietet sich eine Absorptionskältemaschine (AKM) an. Im Fall der Milchkühlung muss die Milch auf Temperaturen von rund 4-5 °C gekühlt werden. Dies kann durch eine Absorptionskältemaschine auf der Basis des Arbeitsstoffpaares von Ammoniak/-Wasser ermöglicht werden. Diese werden je nach Anbieter ab 30 - 50 kW Kälteleistung angeboten. Prinzipiell stellt der Einsatz einer Absorptionskälteanlage zur Milchkühlung eine sinnvolle Wärmenutzung dar, die jedoch erst ab größeren Kälteleistungen wirtschaftlich betrieben werden kann (WINTERBERG ET AL., 2012). Nach Herstellerangaben ist ein wirtschaftlicher Betrieb der angebotenen Absorptionskälteanlage ab Kälteleistungen von 100-150 kW realisierbar (RAMMIG, 2012).

2.5.2.4 ORC-Technik bei Biogasanlagen

Eine Alternative zur Nutzung der BHKW-Abwärme stellt der Einsatz der Organic-Rankine-Cycle-Technologie (ORC) dar. Dabei wird die Abwärme des BHKW über den sog. ORC-Prozess geführt und in elektrische Energie (Strom) umgewandelt. Der dabei produzierte Strom kann zusätzlich eingespeist werden. Zum größten Teil wird die ORC-Technik für Hochtemperatur-(HT)-Konzepte genutzt. In der Industrie sind ORC-Anlagen im höheren Leistungsbereich Stand der Technik. Im Vergleich zu den großen ORC-Leistungsbereichen mit 1 bis 2 MWel, wie in der Geothermie eingesetzt, sind für die Biogas-Anwendungen eher kleine ORC-Anlagenleistungen in den Bereichen zwischen 50 und 500 kWel notwendig. Allerdings sind Niedertemperatur-(NT)-Konzepte von nachgeordneter Bedeutung. Obwohl die Einzelkomponente bereits marktfähig sind, erfordert ein optimierter Einsatz in den Biogasanlagen noch weiteren Forschungs- und Entwicklungsbedarf. Dabei bietet sich aufgrund des hohen Wärmeniveaus vor allem die Nutzung des Abgaswärmestroms an. Bereits 2006 befanden sich die ersten Pilotanlage mit ORC-Technik in Betrieb, die für die Nutzung des Kühlwasser- und des Abgaswärmestroms des BHKW ausgelegt waren. Neben den hohen Investitionskosten und den vergleichsweise geringen



elektrischen Wirkungsgraden bezogen auf die thermische Energie der Abwärme gilt die fehlende Rechtssicherheit bezüglich des Vergütungsanspruchs als eine der wesentlichen Umsetzungsprobleme dieser Technologie. Der Einsatz von ORC im Biogasbereich wurde mit dem EEG 2012 und der Festlegung des Mindestwärmenutzungsgrades sowie der Anerkennung von ORC als Wärmenutzung für Anlagenstandorte ohne geeignete Wärmenutzung wieder interessant. ORC-Anlagen zur Nachverstromung müssten jedoch bei Beanspruchung der EEG-Vergütung nach §27 EEG 2012 wiederum eine Mindestwärmenutzung von 60% der Abwärme entsprechend der Positivliste des EEG 2012 nachweisen, was technisch oft schwer zu realisieren ist. Zu diesem Sachverhalt gibt es unterschiedliche juristische Auslegungen. Im EEG 2009 war die Nutzung von ORC-Nachverstromungsanlagen auf der Negativliste der Wärmenutzung. Mit der Anerkennung als positive Wärmenutzung wurden im Jahr 2012 wieder verstärkt ORC-Konzepte für die Nachverstromung der Abwärme bei Biogasanlagen nachgefragt.

Kleinere Anlagen für den Betrieb im Biogasbereich sind teilweise noch im Entwicklungsstadium, so dass Störungen im Praxisbetrieb auftreten können (ANONYMUS, 2012). Die Entwicklung kleiner ORC-Anlagen zur Niedertemperatur-(NT)-Wärmenutzung im Biogasbereich wurde erst in den letzten drei Jahren forciert. Alle deutschen Hersteller haben gegenwärtig mehrere Pilot- bzw. Referenzanlagen vorzuweisen.

Bestehende Probleme/Nachteile der ORC-Technik:

• geringer Wirkungsgrad von Niedertemperatur-(NT)-Wärmenutzung zwischen 8 – 10 %, • geringe Volllaststunden durch die teilweise Abschaltung im Sommer, da der

Temperaturunterschied zu gering ist, • keine weitere Nutzungsmöglichkeit der Abwärme, • entflammbare, umweltschädliche Arbeitsmedien, • Nachrüstung verursacht zusätzliche Kosten.

Nach Auskunft des Fachverbandes für ORC wurden im Biogasbereich im Jahr 2012 etwa 20 ORC-Anlagen installiert (ORC FACHVERBAND, 2013). Insgesamt geht der Verband von rund 100 Biogasanlagen mit ORC-Technik in Deutschland aus. Aufgrund der Anreizwirkung des EEG 2012 wird ein weiterer Zubau erwartet.

Auf dem deutschen Markt sind derzeit insgesamt 9 nationale und 3 internationale Unternehmen, darunter Triogen (NL), Eneftech (CH) und ElectraTherm (USA) sowie die Forschungseinrichtung Fraunhofer UMSICHT auf dem Gebiet der ORC-Technik im Bereich Niedertemperatur (NT) und Mitteltemperatur (MT) tätig. Der Markt wird hauptsächlich von deutschen Unternehmen (vgl. Tabelle 2-6) geprägt.

Tabelle 2-6: Auswahl an ORC-Herstellern für die Nachverstromung der Abwärme aus Biogasanlagen (Quelle: (ANONYMUS, 2012), eigene Recherche DBFZ)

Unternehmen Anzahl Referenzanlagen

GMK – Gesellschaft für Motoren und Kraftanlagen mbH 16

SEVA Energie AG keine Angabe



CONPOWER Energie GmbH & Co. KG 9

ORC energy GmbH /Voith Turbo 2

Dürr Cyplan Ltd. keine Angabe

Pro2 Anlagentechnik GmbH Kooperation mit GMK

LTI ADATURB >3 (Schätzung)

Bosch KWK (ehem. Köhler & Ziegler) 4

ElectraTherm GmbH 1

Fraunhofer Umsicht (Forschungsinstitution) 1 (NT); 7 (HT)

2.5.3 Eingesetzte Technologien und Verfahren – Auswertung der Betreiberbefragung

Im Folgenden werden ausgewählte Parameter des Anlagenbetriebs abgebildet, die im Rahmen der Betreiberbefragung für Biogasanlagen erhoben wurden.

2.5.3.1 Art der Verfahren

Die am häufigsten eingesetzte Technologie bei der Prozessführung von Biogasanlagen ist die Nassfermentation, während die Trockenfermentation bzw. Feststoffvergärung8 in der Regel wenig Anwendung findet und zwischen 7 und 12 % liegt. Die Ergebnisse der DBFZ-Betreiberbefragung 2013 spiegeln dies wider: In 90 % der Biogasanlagen wird das Verfahren der Nassfermentation angewandt (Abbildung 2-10). Die Verteilung der angewandten Verfahren zur Biogaserzeugung gleicht den Umfrageergebnissen aus den Vorjahren. Insgesamt werden 10 % der Anlagen als Feststoffvergärungsanlagen betrieben, davon 2 % mit dem Garagenverfahren.

8 Nach der für den Erhalt des Technologie-Bonus nach EEG 2004 gültigen Definition; diskontinuierlich betrieben: Boxen- und Garagenfermenter im Batchverfahren, kontinuierlich betrieben: Pfropfenstromverfahren.



Abbildung 2-10: Prozessführung der Biogasanlagen (nach der Definition „Trockenfermentation“ des EEG 2004); (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Die Prozessführung und die Anlagengröße sind entscheidend für die Anzahl der Fermenter an einem Anlagenstandort. Ausgehend von den Ergebnissen der DBFZ-Betreiberbefragung variiert die Fermenteranzahl zwischen 1 und 8. Sowohl Nass- als auch Trockenfermentationsanlagen verfügen im Mittel über zwei Fermenter an einem Anlagenstandort. Ein deutlicher Unterschied lässt sich für klassische Feststoffvergärungsanlagen festmachen, welche durchschnittlich mit 5 Fermenter/Boxen ausgestattet sind.

In Bezug auf die Prozessstufen in der Biogasanlage dominiert der zwei- oder mehrstufige Anlagenbetrieb. 64 % der Anlagenbetreiber gaben an, ihre Anlage zwei- oder mehrstufig zu betreiben. Somit kann gegenüber dem Vorjahr ein leichter Anstieg der Anlagen festgestellt werden, welche mit einem oder mehreren Fermenter und einem oder mehreren Nachgärer ausgestattet sind. 36 % der befragten Anlagen werden einstufig mit einem Fermenter geführt.

Abbildung 2-11: Prozessstufen der Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

90%

8% 2%

Nassfermentation

Trockenfermentation

Garagenverfahren

n= 908

36%

64%

einstufig

zwei-/mehrstufig

n= 641



2.5.3.2 Eigenstrombedarf

Ausgehend von den Ergebnissen der DBFZ-Betreiberbefragung 2013 beträgt der mittlere Eigenstrombedarf – bezogen auf die produzierte Strommenge – 7,5 % und entspricht somit den Ergebnissen aus den Vorjahren. In der Tabelle 2-7 ist der durchschnittliche Eigenstrombedarf in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung dargestellt. Insbesondere Anlagen im Kleinst- und Großleistungsbereich weisen im Vergleich zu anderen Leistungsklassen einen höheren Eigenstrombedarf auf, wohingegen in der Leistungsklasse 75 – 150 kWel der geringste Eigenstrombedarf besteht. Aufgrund der hohen Varianz der Angaben lässt sich jedoch kein direkter Zusammenhang zwischen der Anlagenleistung und dem Eigenstrombedarf der Anlagen ableiten.

Tabelle 2-7: Mittlerer Eigenstrombedarf bezogen auf die installierte elektrische Anlageleistung (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

installierte elektrische Anlagenleistung [kWel]

mittlerer Eigenstrombedarf x [%]

Standardabweichung σ berücksichtigte Rückmeldungen [Anzahl]

≤ 70 10,0 9,5 28

71 - 150 6,9 4,1 46

151 - 500 7,2 5,6 382

501 - 1 000 7,9 5,9 169

> 1 000 8,7 10,0 37

Gesamt 7,5 6,1 662

2.5.3.3 Eigenwärmebedarf

Der Eigenwärmebedarf einer Biogasanlage hängt im Wesentlichen von den eingesetzten Inputstoffen, dem Fermentervolumen und der Anlagengröße ab. Ausgehend von den Rückmeldungen der Anlagenbetreiber liegt der mittlere Eigenwärmebedarf der betrachteten Biogasanlagen bei 26,3 % der produzierten Wärmemenge. Bei der Hälfte der Anlagen wurde ein Eigenwärmebedarf zwischen 11 und 31 % ermittelt. Zu beachten ist hierbei, dass der Eigenwärmeverbrauch der Anlage – nach Angaben der Befragten – oftmals nicht gemessen wird. Somit sind die angegebenen Werte z.T. als Schätzungs- bzw. Rundungsangaben zu verstehen.

Tabelle 2-8 liefert einen Überblick über den durchschnittlichen Eigenwärmebedarf der Biogasanlagen in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung und zeigt einen klaren Zusammenhang mit der spezifischen Anlagengröße auf. Biogasanlagen im kleinen Leistungsbereich haben einen deutlich höheren Wärmebedarf als Anlagen in größeren Leistungsbereichen (> 500 kWel). Einer der Gründe dafür liegt darin, dass sich das Verhältnis der Anlagengröße zum Output und Volumen der Fermenteroberfläche als ungünstig erweist. Außerdem besitzt die Gülle – insbesondere für Kleinst- und Kleinanlagen – eine hohe Bedeutung als Einsatzsubstrat. Im Vergleich zu anderen Inputstoffen hat die Gülle einen hohen Wasseranteil – daraus resultiert ein deutlich höherer Wärmebedarf für güllebasierte Kleinanlagen.

Tabelle 2-8: Mittlerer Eigenwärmebedarf in Abhängigkeit von der Anlagenleistung (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)



installierte el. Anlagenleistung [kWel]

mittlerer Eigenwärmebedarf x [%]


≤ 70 60,5 24,5 22

71 - 150 38,4 14,6 19

151 - 500 26,1 18,3 210

501 - 1.000 20,5 17,3 104

> 1.000 13,9 11,2 23

Gesamt 26,5 20,3 378

2.5.3.4 Gasverwertung

Die Biogasnutzung erfolgt meistens in Form einer parallelen Erzeugung von Strom und Wärme in Blockheizkraftwerken (BHKW). Diese sind mit einem Verbrennungsmotor ausgestattet. Zu den meist verbreiteten Motorenarten gehören Gas-Otto-Motoren sowie Zündstrahlmotoren. Die beiden Motorenarten erreichen elektrische Wirkungsgrade von über 40 %. In der Praxis kommen beide Motorenarten in unterschiedlichen Leistungsklassen zum Einsatz. Während Gas-Otto-Motoren überwiegend im mittleren und höheren Leistungsbereich (> 250 kWel) eingesetzt werden, finden Zündstrahlmotoren überwiegend im kleinen und mittleren Leistungsbereich bis 340 kWel Anwendung. Für Zündstrahlanlagen, die nach 2007 in Betrieb gegangen sind, sind nur noch regenerative Zündöle wie Rapsmethylester (RME) oder andere anerkannte Biomassen als Zünd- und Stützfeuerung zulässig, um den Vergütungsanspruch nach dem EEG nicht zu verlieren (FNR E.V., 2010).

Im Rahmen der DBFZ-Betreiberbefragung werden die einzelnen Biogasbetriebsstätten erfasst, die Anzahl der an einem Anlagenstandort befindlichen BHKWs zur Biogasverwertung kann jedoch in der Praxis variieren. Nachfolgend wird anhand der Rückmeldungen der Betreiber (n= 802) der Einsatz von einzeln erfassten Verbrennungsmotoren zur Verstromung des Biogases dargestellt. Insgesamt sind bei 802 Biogasanlagen 1.366 BHKWs installiert. Im Durchschnitt verfügen 80 % der befragten Biogasanlagen über 1 bzw. 2 BHKWs pro Standort.

Werden die unterschiedlichen Motorenarten zur Verstromung des Biogases betrachtet, so zeigt sich, dass zu 74 % Gas-Otto-Motoren eingesetzt werden, während die Zündstrahl-BHKWs in 26 % der Anlagen Anwendung finden (Abbildung 2-12).



Abbildung 2-12: Einsatz von Gas-Otto-Motoren und Zündstrahlmotoren zur Verstromung des Biogases (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Mikrogasturbinen bieten eine weitere Möglichkeit zur Strombereitstellung. Genaue Aussagen zur Anzahl sowie dem Anteil am Gesamtanlagenbestand können jedoch diesbezüglich nicht getroffen werden. Im Rahmen der DBFZ-Betreiberbefragung gaben lediglich 2 Betreiber an, eine Mikrogasturbine zur Stromerzeugung einzusetzen.

Anlagenkonzepte, bei denen das Biogas an den Ort der Nachfrage transportiert wird, gewinnen zunehmend an Bedeutung. Neben der Biogasaufbereitung und -einspeisung spielen dabei vor allem Mikrogasnetze und Satelliten-BHKW eine bedeutende Rolle. Das BHKW ist in diesem Fall räumlich von der Biogasproduktionsanlage abgesetzt und über eine Mikrogasleitung mit dieser verbunden. Auf diese Weise kann die bei der Stromerzeugung anfallende Wärme am Standort des Wärmeabnehmers besser genutzt werden. Im Rahmen der DBFZ-Betreiberbefragung gaben 150 Betreiber an, das Biogas über ein Mikrogasnetz zu einem Satelliten-BHKW zu transportieren und dort Strom und Wärme zu erzeugen. Das entspricht rund 15 % der Rückmeldungen. Aufgrund der Anreizwirkung des KWK-Bonus und der Option des Anlagensplittings wurden verstärkt Mikrogasnetze und Satelliten-BHKW eingesetzt.

2.5.3.5 Über- und Unterdrucksicherungen

Bei der Beurteilung der Treibhausgasemission aus landwirtschaftlichen Biogasanlagen stellen die Über-und Unterdrucksicherungen (ÜUDS) den größten Unsicherheitsfaktor dar.

ÜUDS sind prinzipiell als Sicherheitseinrichtung konzipiert, die gefährliche Über- und Unterdrucksituationen aufgrund von schweren Betriebsstörungen vermeiden sollen. Allerdings werden sie z. T. auch von ihrem ursprünglichen Einsatzzweck entfremdet, z. B.:

• zum Abführen der Gasüberschussproduktion bei ungünstiger Betriebsweise (Volllastbetrieb);

• als „Gasverbrauchseinrichtung“ bei Betriebsstörungen, wenn keine stationäre Fackel bzw. alternative Gasverbrauchseinrichtung zur Verfügung steht;

74%

26%

Gasmotor

Zündstrahl

n= 802



• bei Fehlfunktionen aufgrund unzureichender Wartung.

Im Bereich der landwirtschaftlichen Biogasanlagen haben sich im Wesentlichen 3 Typen von Über- und Unterdrucksicherungen durchgesetzt: Wassertasse, gewichtsbelastete Tauchtasse und mechanische ÜUDS.

Im Durchschnitt verfügen die Biogasanlagen über 3 Über- bzw. Unterdrucksicherungen, die Anzahl der Überdrucksicherungen nimmt dabei mit der Anlagengröße zu. So sind an den Kleinstanlagen (≤ 70 kWel) im Mittel 2 Überdrucksicherungen installiert, während die Biogasanlagen ab 500 kWel elektrischer Leistung mit 4 oder mehr Überdrucksicherungen ausgestattet sind.

Abbildung 2-13: Art der Unter- und Überdrucksicherungen an Biogasanlagen, absolute Anzahl der Nennungen und relative Häufigkeit (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Die Ursachen für das Auslösen der ÜUDS an den befragten Biogasanlagen sind verschiedener Natur und in erster Linie auf den Ausfall des BHKWs und der fehlenden Gasabnahme im Falle einer Betriebsstörung zurückzuführen.

Das Emissionspotenzial aus Unter- und Überdrucksicherungen hängt insbesondere von der Betriebsweise, der stationären Verfügbarkeit einer sekundären Gasverbrauchseinrichtung sowie der Wartungsintervalle ab. Dabei zeigen verschiedene Untersuchungen, dass das Ansprechverhalten dieser Sicherheitseinrichtung und somit auch die potenziellen Methanemissionen je nach Biogasanlage sehr unterschiedlich ausfallen können. Die Hersteller von Unter- und Überdrucksicherungen bieten zunehmend Messtechnik zur Erfassung der Auslösungen an. Die Nachfrage nach der messtechnischen Erfassung von Auslösungen von ÜUDS bei landwirtschaftlichen Biogasanlagen ist jedoch noch vergleichsweise sehr gering, dagegen im Klärgasbereich schon weiter verbreitet. Hinsichtlich der Quantifizierung von Emissionen aus Unter- und Überdrucksicherungen an Biogasanlagen besteht weiterer Forschungsbedarf – sowohl mit Blick auf einen geeigneten messtechnischen Aufbau als auch bezüglich einer signifikanten Anzahl von Anlagen.

55 %

40 %

15 %

1 %

0 100 200 300 400 500 600

Wassertasse/-schloss

gewichtsbelastete Tauchtasse

mechanischeÜberdrucksicherung

sonstiges

Häufigkeit [Anzahl der Nennungen] n= 956



Im Rahmen der Betreiberbefragung wurde die Häufigkeit des Auslösens von Überdruck- und Unterdrucksicherungen bei dem Betrieb von Biogasanlagen abgefragt. In der Abbildung 2-14 ist die relative Häufigkeit der Überdruckfälle in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung dargestellt. Hierfür konnten insgesamt 870 Rückmeldungen der Anlagenbetreiber herangezogen werden.

Abbildung 2-14: Häufigkeit des Auslösens von Überdruck- und Unterdrucksicherungen an Biogasanlagen in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

2.5.3.6 Fackelbetrieb

Gasfackeln sind Notfalleinrichtungen, mit denen Biogas schadlos entsorgt werden kann, sofern das produzierte Biogas in der Anlage (i. d. R. BHKW) nicht verwertet werden kann wie z. B. bei Wartungsarbeiten, gefüllten Gasspeichern, sehr schlechter Gasqualität und im Anfahrbetrieb. Gasfackeln dienen somit der Anlagensicherheit und der Minderung von Emissionen.

Die Vorgaben zur Betriebsgenehmigung variieren je nach Bundesland. Bei Gasströmen über 20 Nm³/h ist neben dem BHKW die Installation einer zusätzlichen Gasverbrauchseinrichtung vorgeschrieben (FNR

E.V., 2010). Dies kann ein weiteres BHKW, eine Gasfackel oder ein Gaskessel sein, um die Realisierbarkeit einer geeigneten Gasentsorgung nachzuweisen.

Abbildung 2-15 gibt einen Überblick über die Verfügbarkeit einer Gasfackel an den Anlagenstandorten. Demnach nutzen 60 % der Betreiber eine Gasfackel als zusätzliche Gasverbrauchseinrichtung.

0% 20% 40% 60% 80% 100%

≤ 70 kWel

71 - 150 kWel

151 - 500 kWel

501 - 1 000 kWel

> 1 000 kWel

Häufigkeit der Überdruckfälle

1x pro Woche

mehr als 1x pro Woche

1x pro Monat

1x im Quartal

1x im Jahr

keine

n= 870



Mehrheitlich kommen dabei stationäre Gasfackeln zum Einsatz, auf eine mobile Gasfackel haben dagegen nur 17 % der Betreiber Zugriff. Letztere kann gemietet und im Bedarfsfall zur Anlage transportiert werden. Dieses Vorgehen wird in der Regel vertraglich fixiert und der Betreiber kann das Vorhalten einer mobilen Fackel nachweisen. Weiterhin kommt es vor, dass mehrere Anlagenbetreiber gemeinsam in eine mobile Fackel investieren und diese nach Bedarf einsetzen.

Abbildung 2-15: Verfügbarkeit einer Fackel an Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Nachfolgend ist die Verfügbarkeit einer Gasfackel differenziert nach Art (stationär, mobil) sowie Leistungsgröße der Anlagen aufgeführt (Abbildung 2-16). Es wird ersichtlich, dass die Verfügbarkeit einer Gasfackel mit der zunehmenden installierten Anlageleistung zunimmt. Während im kleinen Leistungsbereich bis 150 kWel lediglich vereinzelt eine Gasfackel vorhanden ist, kann im Leistungsbereich > 150 kWel bereits bei knapp 54 % der Anlagen eine Fackel nachgewiesen werden. Die Einsatzhäufigkeit einer stationären Gasfackel steht ebenfalls im direkten Zusammenhang mit der Anlagengröße – die Anlagen im mittleren und hohen Leistungsbereich verfügen vornehmlich über stationäre Fackeln. Im Vergleich zu den Ergebnissen aus den Vorjahren zeigt sich beim Einsatz einer mobilen Gasfackel ein verändertes Bild. Wurde im Jahr 2011 eine mobile Fackel im Leistungsbereich 151 – 500 kWel am häufigsten eingesetzt, so kann im Jahr 2012 der Einsatz von mobilen Fackeln auch bei Großanlagen > 1 000 kWel festgestellt werden.

60%

40% Gasfackelvorhanden

ohne Gasfackel

n= 954



Abbildung 2-16: Verfügbarkeit und Art der Gasfackel in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Im EEG 2012 ist eine zusätzliche Gasverwertungseinrichtung vorgeschrieben, welche ab 2014 für alle Anlagen, auch Bestandsanlagen, verbindlich ist.

2.5.3.7 Abgasnachbehandlung

Mit der Neufassung des EEG im Jahr 2009 wurde die Vergütungserhöhung für Emissionsminderung neu eingeführt. Demnach haben alle Biogasanlagen, die nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz genehmigt sind und Biogas zur Verstromung im BHKW einsetzen, Anspruch auf eine Vergütungserhöhung, sofern die Formaldehydgrenzwerte nach dem Emissionsminderungsgebot der TA Luft eingehalten werden. In diesem Zusammenhang wurden seit der Neufassung des EEG 2009 an zahlreichen Biogasanlagen im Zuge der Abgasbehandlung Oxidationskatalysatoren oder eine thermische Nachverbrennung installiert. Gegenwärtig erhalten knapp 51 % der Betreiber die Vergütungserhöhung für Emissionsminderung.

In der Tabelle 2-9 ist die Anwendung von Abgasbehandlungsverfahren anhand der Rückmeldungen der Betreiber (n= 911) dargestellt. Demnach ist bei rund 38 % der Biogasanlagen eine Abgasbehandlung installiert. 60 % der Betreiber gaben an, keine Abgasreinigungsverfahren anzuwenden. 2 % der Befragten machten hierzu keine Angaben.

Differenziert man die Arten der Abgasbehandlung, so zeigt sich, dass 97 % der Anlagen über Oxidationskatalysatoren verfügen und lediglich bei 3 % der Anlagen eine thermische Nachverbrennung installiert ist. Bei der Differenzierung des Einsatzes von Abgasbehandlungsverfahren nach Leistungsklassen wird ersichtlich, dass Anlagen im höheren Leistungsbereich (ab 500 kWel) zu 60 % mit entsprechender Abgasreinigungstechnik ausgestattet sind. Dagegen sind in kleineren Leistungsbereichen (Kleinstanlagen bis 70 kWel sowie Kleinanlagen bis 150 kWel) nur vereinzelt Standorte mit einer Abgasnachbehandlung vorzufinden. Das ist vor allem darauf zurückzuführen, dass der Investitionsbedarf für einen Oxidationskatalysator oder eine thermische Nachverbrennung für Anlagen im kleinen und mittleren Leistungsbereich vergleichsweise hoch ist und die zusätzliche

0%

20%

40%

60%

80%

100%

≤ 70 71 - 150 151 - 500 501 - 1 000 > 1 000

Verf

ügba

rkei

t ein

er G

asfa

ckel

ohne Gasfackel

mobile Gasfackel

stationäre Gasfackel

n= 852



Abgasbehandlung meist nicht rentabel installiert werden kann. Diesen Umstand spiegelt ebenfalls die Inanspruchnahme der Vergütungserhöhung für Emissionsminderung wider. Vorrangig Anlagen im mittleren und höheren Leistungsbereich erhalten diesen Bonus, welcher im Zusammenhang mit der Abgasbehandlung gewährt wird.

Tabelle 2-9: Anwendung von Abgasreinigungsverfahren bezogen auf die installierte elektrische Gesamtleistung am Anlagenstandort (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

installierte elektrische Anlagenleistung [kWel]

Biogasanlagen mit Abgasbehandlung [%]

Biogasanlagen ohne Abgasbehandlung [%]

Anzahl der Rückmeldungen [n]

≤ 70 4 96 54

71 - 150 8 92 71

151 - 500 33 67 528

501 - 1 000 60 40 210

> 1 000 79 21 48

Gesamt 38 62 911

2.5.3.8 Gärrestlagerabdeckung

Die Lagerung der Gärreste erfolgt in Gärrestlagern, die entweder am Standort der Biogasanlage oder als externe Lager errichtet werden. In der Regel werden Gärrestlager mit einer Speicherkapazität von 180 Tagen ausgelegt, da eine Ausbringung der Gärreste in den Wintermonaten nicht möglich ist. Gasdichte Gärrestlagerabdeckungen bieten zudem die Möglichkeit der Nutzung des Restgaspotenzials der Gärreste.

Mit der Neufassung des EEG 2009 ist für neu in Betrieb genommene Biogasanlagen, die nach BImSchG genehmigt sind, eine gasdichte Abdeckung des Gärrestlagers erforderlich, damit ein Anspruch auf den NawaRo-Bonus erfolgen kann. Im EEG 2012 ist für Neuanlagen mit einem Vergütungsanspruch eine gasdichte Abdeckung des Gärrestlagers mit Gaserfassung vorgeschrieben.

Die Abdeckung der Gärrestlager ist ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber in der Abbildung 2-17 dargestellt. Entsprechend der Anzahl der Gärrestlager am Anlagenstandort waren auch Mehrfachnennungen möglich. 68 % der Biogasanlagen verfügen demnach über ein abgedecktes Gärrestlager, davon sind 15 % mit einem gasdicht abgedeckten9 Gärrestlager ausgestattet. Bei einem Drittel der befragten Anlagen (32 %) ist lediglich ein offenes Gärrestlager am Betriebsstandort

9 Gasdicht abgedeckt = technisch dichte Gärrestlager



vorhanden. 38 Betreiber gaben an, sowohl über offene als auch abgedeckte bzw. gasdicht abgedeckte Gärrestlager zu verfügen.

Abbildung 2-17: Abdeckung der Gärrestlager (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

2.5.3.9 Gärrestbehandlung

In der Praxis werden die Gärrückstände als Dünger meist ohne weitere zusätzliche Vorbehandlung auf landwirtschaftliche Flächen ausgebracht. Dies ist jedoch nur im Falle einer relativen Nähe des Anlagenstandortes zu den Anbauflächen ökonomisch sinnvoll. Besteht die Notwendigkeit, die angefallenen Gärreste über weitere Entfernungen zu fahren, so erscheint eine Gärrestbehandlung zur Erhöhung der Transportwürdigkeit sinnvoll (FNR E.V., 2010).

Im Rahmen der Betreiberbefragung gaben 76 % der Anlagenbetreiber an, keine Behandlung von Gärresten vorzunehmen. 7 % der Befragten machten hierzu keine Angabe. Bei den restlichen 17 % der Anlagen (Anzahl der berücksichtigten Rückmeldungen n = 160) erfolgt eine Gärrestaufbereitung. Eine genaue Angabe zur Art der eingesetzten Gärrestaufbereitungsverfahren machten dabei 153 Anlagenbetreiber. Somit ist im Vergleich zu den Ergebnissen im Vorjahr mit berücksichtigten Rückmeldungen n= 111 die Anzahl der Anlagenbetreiber, welche die Gärreste aufbereiten, leicht angestiegen.

Im Bundesdurchschnitt kann mit 63 % die Separation als das am häufigsten eingesetzte Gärrestaufbereitungsverfahren angesehen werden (Abbildung 2-18). Regional wird die Separation der Gärreste insbesondere in den Bundesländern Bayern (16 %), Niedersachsen (12 %) und Nordrhein-Westfalen (9 %) angewandt. 6 Betreiber gaben an, Separation mit abschließender Trocknung der Gärreste zu verwenden. In 3 der Biogasanlagen wird die Separation der Kompostierung vorabgeschaltet.

32%

15%

53%

offen

abgedeckt

gasdicht (techn.)abgedeckt

n= 900



Abbildung 2-18: Einsatz der Gärrestaufbereitungsverfahren, differenziert nach Bundesländern, absolute Anzahl und relative Häufigkeit (%), (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

2.5.3.10 Wärmenutzungskonzepte

Nach Abzug des Eigenwärmebedarfs der Biogasanlage wird die extern verfügbare Wärmemenge des BHKW einer weiteren Nutzung zugeführt. Der Anteil der extern genutzten Wärmemenge sowie die Art der Nutzung variiert von Anlage zu Anlage. Ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber (n = 338) kann – nach Abzug des Eigenwärmebedarfs – ein durchschnittlicher Wärmenutzungsgrad der extern verfügbaren Wärmemenge von 56 % ermittelt werden. An dieser Stelle sei darauf hingewiesen, dass es sich hierbei um Selbstauskünfte der Betreiber handelt und dadurch eine mögliche Verzerrung der Werte durch höher geschätzte Angaben zu den jeweiligen Wärmenutzungsgraden zustande kommen kann. Die Hälfte der Betreiber nutzt zwischen 35 und 76 % der nach Abzug des Eigenwärmebedarfs verfügbaren Wärmemenge, wobei die Anteile der extern genutzten Wärmemenge in der Gesamtheit zwischen 0 und 100 % variieren.

In der nachfolgenden Abbildung 2-19 sind die Anteile der externen Wärmenutzung ausgehend von den diesjährigen Rückmeldungen der Betreiber dargestellt. Im Vergleich zu den Vorjahresergebnissen zeichnet sich ein Ausbau der Wärmenutzung mit der einhergehenden Erhöhung der extern genutzten Wärme ab. So gaben 59 % der Betreiber an, nach Abzug des Eigenwärmebedarfs einen externen Wärmenutzungsgrad von mehr als 50 % zu erzielen. Darunter nutzen 23 Betreiber nach eigenen Aussagen die extern verfügbare Wärme im vollen Umfang (100 %).

2

3

3

1

7

14

18

3

2

1

5

25

12

0 10 20 30 40

Thüringen

Schleswig-Holstein

Sachsen-Anhalt

Sachsen

Rheinland-Pfalz

Nordrhein-Westfalen

Niedersachsen


Hessen

Hamburg

Brandenburg

Bayern

Baden-Württemberg

Anzahl der Nennungen, [n]

Kompostierung

Separation

Trocknung

sonstiges

n= 153



38 % der Befragten führen weniger als 50 % der verfügbaren Wärmemenge einer externen Nutzung zu. 5 Anlagenbetreiber gaben dabei an, keine Nutzung der extern verfügbaren Wärme vorzunehmen.

Abbildung 2-19: Anteile externer Wärmenutzung (nach Abzug des Eigenwärmebedarfs), dargestellt nach der Anzahl der Nennungen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Die Bewertung der Art der externen Wärmenutzung erfolgte anhand von 691 Rückmeldungen der Betreiber, Mehrfachnennungen waren dabei möglich. Abbildung 2-20 liefert einen Überblick über die Häufigkeitsverteilung unterschiedlicher Wärmenutzungsarten, eine mengenmäßige Verteilung in Abhängigkeit von der Nutzungsart wurde im Rahmen der DBFZ-Betreiberbefragung nicht erhoben. Ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber ist die Beheizung von Wohn- und Sozialgebäuden, Büros und Werkstätten sowie Warmwasserbereitung mit 39 % dominierend und ist in der Abbildung 2-20 unter der Kategorie „Sozialgebäude“ zusammengefasst. Weiterhin setzen 19,7 % der Betreiber die extern verfügbare Wärme für Trocknungsprozesse ein. Im Zusammenhang mit dem bereits erwähnten Ausbau der Wärmenutzung hat die Bedeutung der Nah- und Fernwärmenetze zugenommen. Dabei ist insbesondere die zunehmende Rolle der Fernwärme bei der Umsetzung von Wärmekonzepten hervorzuheben, welche mit 10,8 % gegenüber dem Vorjahr um das Dreifache gestiegen ist. Derartige Wärmenutzungskonzepte werden zunehmend angestrebt und bieten insbesondere im ländlichen Raum und bei Bestandsanlagen hohe Potenziale. Dagegen hat die Einsatzhäufigkeit der verfügbaren Wärme aus Biogasanlagen in öffentlichen Gebäuden, im gärtnerischen sowie industriellen Bereich im Vergleich zum Vorjahr deutlich abgenommen. In der Abbildung 2-20 sind diese Wärmenutzungskonzepte als „öffentliche Gebäude“ mit 2,7 %, „Gärtnerei/ Gewächshaus“ mit 2,0 % sowie „Gewerbe/ Industrie“ mit 1,7 % aufgeführt.

0

20

40

60

80

100

120

≤ 10 % 11 - 25 % 26 - 50 % 51 - 75 % 76 - 90 % 91 - 100 %

Häuf

igke

it [A

nzah

l der

Nen

nung

en]

Anteil externer Wärmenutzung [%]

100% externe Wärmenutzung keine externe Wärmenutzung

n= 338



Abbildung 2-20: Art der Wärmenutzung, absolute Anzahl der Nennungen und relative Häufigkeit (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Eine Darstellung der Wärmenutzungsarten in Abhängigkeit von der Leistungsgröße der Biogasanlagen ist in der Abbildung 2-21 enthalten. Die Häufigkeitsverteilung bezieht sich ausschließlich auf die Anzahl der Nennungen zu der Art der Wärmenutzung. Im Kleinstanlagenbereich wird die extern verfügbare Wärme zu 72 % zur Beheizung von Wohn- und Sozialgebäuden, Büros und Werkstätten sowie Warmwasserbereitung genutzt. 5 Betreiber von Kleinstanlagen gaben zudem an, die verfügbare Wärme in die Nahwärmenetze zu leiten. Im Bereich der Kleinanlagen bis 150 kWel wird die extern verfügbare Wärme neben der Beheizung von Sozialgebäuden und zur Warmwasserbereitung zu insgesamt 19 % für die Stallbeheizung sowie Trocknungsprozesse aufgewendet. Mit zunehmender Anlagengröße steigt die Bedeutung weiterer Wärmenutzungskonzepte, insbesondere der Nah- und Fernwärmeversorgung. Im Leistungsbereich 151 – 500 kWel wird die verfügbare Wärme zu 25 % in die Nah- und Fernwärmenetze geleitet, im Bereich ab 500 kWel – zu 30 % und im Großanlagenbereich über 1 000 kWel – zu 40 %.

1,6 %

1,9 %

2,5 %

3,2 %

9,9 %

11,1 %

15,9 %

18,1 %

35,8 %

0 100 200 300 400

Gewerbe/ Industrie

Gärtnerei/ Gewächshaus

öffentliche Gebäude

sonstige

Fernwärme

Stallbeheizung

Nahwärmeversorgung

Trocknungsprozesse

Sozialgebäude

Häufigkeit [Anzahl der Nennungen] n= 691



Abbildung 2-21: Art der Wärmenutzung differenziert nach der Leistungsgröße der Biogasanlagen (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

2.6 Biomasseeinsatz

Der Großteil der Biogasanlagen in Deutschland wird auf der Basis landwirtschaftlicher Reststoffe und nachwachsender Rohstoffe betrieben. Hinsichtlich des Substrateinsatzes dominieren massebezogen nach wie vor nachwachsende Rohstoffe (NawaRo) und tierische Nebenprodukte wie Gülle und Festmist, die jeweils über den NawaRo- und Gülle-Bonus nach dem EEG 2004 und 2009 gefördert werden. Bezogen auf den Energiegehalt der eingesetzten Substrate verschiebt sich die Verteilung des Gesamtsubstrateinsatzes der Biogasanlagen deutlich zu nachwachsenden Rohstoffen. Rund 2/3 der Energiebereitstellung in Biogasanlagen sind auf nachwachsende Rohstoffe zurück zu führen. Unter den nachwachsenden Rohstoffen dominiert Maissilage den Substrateinsatz. Bei rund 80 % der in Biogasanlagen eingesetzten nachwachsenden Rohstoffe – bezogen auf die Menge – handelt es sich um Maissilage. Daneben sind vor allem Grassilage und Getreide-GPS als Energiepflanzen zur Biogaserzeugung von Bedeutung.

Neben den rein landwirtschaftlichen Biogasanlagen, in denen Gülle und nachwachsende Rohstoffe eingesetzt werden, gibt es in Deutschland eine Vielzahl von Vergärungsanlagen, in denen Bioabfälle, Grünabfälle oder gewerbliche organische Abfälle, wie Lebensmittel- oder Kantinen- und Küchenabfälle, eingesetzt werden. Mit der Novellierung des Gesetzes für den Vorrang erneuerbarer Energien (§ 27a EEG („Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG)“, 2012), der Bioabfallverordnung („Verordnung über die Verwertung von Bioabfällen auf landwirtschaftlichen, forstwirtschaftlichen und

0% 20% 40% 60% 80% 100%

≤ 70 kWel

71 - 150 kWel

151 - 500 kWel

501 - 1 000 kWel

> 1 000 kWel

Häufigkeit [Anzahl der Nennungen, %]

sonstiges*

Fernwärme

Stallbeheizung

Nahwärmeversorgung

Trocknungsprozesse

Sozialgebäude

* Gewerbe/ Industrie, Gärtnerei/ Gewächshaus

n= 691



gärtnerisch genutzten Böden (BioAbfV)“, 2012) und des Kreislaufwirtschaftsgesetzes („Gesetz zur Förderung der Kreislaufwirtschaft und Sicherung der umweltverträglichen Bewirtschaftung von Abfällen (KrWG)“, 2012) sind gesetzliche Vorgaben und Anreize geschaffen, die einen verstärkten Einsatz von Vergärungsanlagen zur Gewinnung von Biogas bei der Behandlung von Bioabfällen erwarten lässt (SCHOLWIN ET AL., 2012).

Der Anteil der Biogasanlagen auf der Basis von Bioabfall am gesamten Biogasanlagenbestand ist aber vergleichsweise gering. Ende 2010 waren rund 120 Bioabfallvergärungsanlagen in Deutschland in Betrieb. Diese Anlagen nutzen ausschließlich oder überwiegend Bioabfälle. Sie finden sich über das gesamte Bundesgebiet verteilt, aber zum größten Teil in Bayern, Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen und Baden-Württemberg. Darüber hinaus erfolgt der Einsatz von Bioabfällen in einer deutlich größeren Anzahl von Biogasanlagen, eine eindeutige bzw. einheitliche Statistik darüber existiert allerdings nicht. Im Jahr 2009 wurden nach Angaben des Statistischen Bundesamtes in knapp 300 Biogasanlagen Bioabfälle und organische Abfälle eingesetzt. Die Zahl der in Betrieb befindlichen Co-Fermentationsanlagen lag 2009 bei rund 180 Anlagen, zusätzlich zu den oben genannten 120 reinen Bioabfallvergärungsanlagen (DBFZ GGMBH, 2011). Mit den Rahmenbedingungen durch das EEG 2012 (Vergütungskategorie für die Vergärung von Bioabfällen) und den anstehenden Sanierungen und Ersatzinvestitionen in vielen bestehenden Anlagen wird ein verstärkter Trend zur Anwendung von Vergärungsanlagen erwartet. Potenziale der zusätzlichen energetischen Nutzung von Bioabfällen sind dabei insbesondere in der Nachrüstung bestehender Kompostierungsanlagen um eine Vergärungsstufe zu sehen. Dabei sollten administrative Hürden soweit als möglich reduziert und Rahmenbedingungen für eine aus ökologischer Sicht vorteilhafte Nutzung der Abfälle in Biogasanlagen geschaffen werden (SCHOLWIN ET AL., 2012).

Ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber ist in der nachfolgenden Abbildung 2-22 der masse- und der energiebezogene Substrateinsatz in Biogasanlagen dargestellt. Die prozentualen Angaben basieren dabei auf den im Laufe der Befragung erhobenen Mengen (Frischmasse) eingesetzter Substrate. Massebezogen dominieren nachwachsende Rohstoffe sowie Wirtschaftsdünger mit insgesamt 96 % den Substrateinsatz in den Biogasanlagen. Die Bedeutung der Bioabfälle sowie industrieller und landwirtschaftlicher Reststoffe am Gesamtsubstratinput ist dagegen gering. Im Vergleich zu den Ergebnissen der Vorjahre zeigt sich zudem, dass der Anteil der eingesetzten Bioabfälle und industriellen sowie landwirtschaftlichen Reststoffen von insgesamt 9 % im Betriebsjahr 2010 und 8 % im Betriebsjahr 2011 auf rund 4 % im Jahr 2012 zurückgegangen ist. Der prozentuale Rückgang erklärt sich aus dem höherem Anlagenzubau von Nawaro-Biogasanlagen, während die Anzahl der reinen Bioabfallvergärungsanlagen relativ gleich blieb und den Zusammensetzungen der befragten Anlagenbetreiber.

Aufgrund der höheren Gasausbeuten der Energiepflanzen verschiebt sich die energiebezogene Verteilung hin zu den nachwachsenden Rohstoffen. Mit 13,8 % spielen Wirtschaftsdünger dabei eine vergleichsweise geringe Rolle.



Abbildung 2-22: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013, Bezugsjahr 2012)

2.6.1 Einsatz nachwachsender Rohstoffe

Abbildung 2-23 liefert einen Überblick über den Einsatz nachwachsender Rohstoffe in den Biogasanlagen bezogen auf die eingesetzte Masse. Ähnlich zu den Ergebnissen der Vorjahre besitzt Maissilage mit 73 % eine entscheidende Bedeutung beim Substrateinsatz in Biogasanlagen. Grassilage und Getreide-GPS haben mit jeweils 11 sowie 7 % Anteile am Gesamtsubstrateinsatz nachwachsender Rohstoffe. Im Vergleich zu den Befragungsergebnissen der vergangenen Jahre hat sich der Anteil von Landschaftspflegematerial sowie Zuckerrüben auf 3 % erhöht. Im Rahmen der Betreiberbefragung gaben 6 Befragte an, Maissilage als Landschaftspflegematerial einzusetzen. Mengenmäßig macht dies rund 14 % des eingesetzten Landschaftspflegematerials aus. Bei der Berechnung der masse- und energiebezogenen Anteile am Gesamtsubstratinput wurde jedoch entsprechend der Betreiberangaben die Deklaration als Landschaftspflegematerial beibehalten10.

10 Der Erhalt eines Landschaftspflegebonus nach EEG 2009 für den Einsatz von Mais als Landschaftspflegematerial ist jedoch nicht möglich und wurde durch einen entsprechenden Hinweis des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit klargestellt. Mit dem novellierten EEG 2012 wurde zudem der Anbau und die Deklaration von Mais als Landschaftspflegematerial gesetzlich per definitionem ausgeschlossen (vgl. Einsatzstoffvergütungsklasse II, („Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG).“, 2012).



Abbildung 2-23: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz nachwachsender Rohstoffe in Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung 2013, Bezugsjahr 2012)

2.6.2 Einsatz der Wirtschaftsdünger

Der Begriff „Wirtschaftsdünger“ umfasst im Folgenden Wirtschaftsdünger sowie Einstreu. In Abbildung 2-24 ist der masse- und energiebezogene Einsatz der Wirtschaftsdünger differenziert dargestellt. Bezogen auf die Frischmasse macht die Rindergülle mit 69 % den Großteil unter den eingesetzten Wirtschaftsdüngern aus. Die Festmistfraktion (Rinder- und Schweinfestmist sowie Geflügelmist und Hühnertrockenkot (HTK) spielt dagegen mit einem Anteil von insgesamt 10 % eine eher untergeordnete Rolle. Aus der energiebezogenen Verteilung geht jedoch hervor, dass Fest- und Geflügelmist einschl. HTK aufgrund höherer Gasausbeuten rund 30 % der zur Biogaserzeugung eingesetzten Wirtschaftsdünger ausmachen.

Abbildung 2-24: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz von Wirtschaftsdünger in Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung 2013, Bezugsjahr 2012)

Tabelle 2-10 gibt abschließend einen umfassenden Überblick über die masse- und energiebezogene Verteilung der eingesetzten Substrate in Biogasanlagen in Deutschland. Dabei sind die Substratkategorien „NawaRo“ und „Exkremente“ detailliert dargestellt. Die massebezogene Verteilung



bezieht sich auf die Frischmasse eingesetzter Substrate, während die energiebezogene Verteilung den jeweiligen spezifischen Methanertrag der Substrate berücksichtigt.

Tabelle 2-10: Masse- und energiebezogene Verteilung eingesetzter Substrate in Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Substratkategorie Substratart Substratverteilung massebezogen, [%]

Substratverteilung energiebezogen, [%]

NawaRo Maissilage 38,6 60,7

Grassilage 5,5 8,2

GPS-Getreide 3,8 5,8

Getreidekorn 0,6 2,8

Landschaftspflegematerial 1,3 0,8

Zwischenfrucht 0,6 0,8

Zuckerrübe 1,8 2,0

sonstige NawaRo 0,4 0,3

Exkremente Gülle/Festmist nicht spezifiziert

2,9 1,0

Geflügelmist/HTK 1,5 1,8

Pferdemist 0,09 0,04

Rinderfestmist 3,1 2,4

Rindergülle 29,5 7,4

Schafs- und Ziegenmist 0,005 0,004

Schweinefestmist 0,1 0,1

Schweinegülle 5,9 1,0

Bioabfall Bioabfall 3,8 4,2

landw./ industr. Reststoffe landw./industr. Reststoffe 0,3 0,6

Gesamt Gesamt 100,0 100,0

2.6.3 Substratkosten

Die im Rahmen der Betreiberbefragung 2013 (Bezugsjahr 2012) ermittelten Substratkosten sind nachfolgend für die ausgewählten Kulturarten dargestellt. Die Substratkosten wurden dabei nach Eigenproduktion (Tabelle 2-12) und Substratbezug durch Zukauf (Tabelle 2-12) differenziert. Im Mittel beträgt der Preis für die Maissilage 37 EUR/tFM. Die Eigenproduktion des Getreidekorns (190 EUR/tFM) wird von den Betreibern höher bewertet als der Zukauf mit 177 EUR/tFM. Dagegen erweist sich die Eigenproduktion von Maissilage um 6 %, von Getreide-GPS um 11 % und von Ackergras um 7 % günstiger als der externe Bezug der genannten Kulturarten.



Tabelle 2-11: Kosten der Substrate aus der Eigenproduktion (DBFZ-Betreiberbefragung 2013)

Substratart Kosten EUR/tFM

Methanertrag [m3/tFM]

Substratkosten [EUR/m3CH4]

Anzahl der Kostenangaben

Standard-abweichung σ

Maissilage 36 106 0,34 337 7

Getreide 190 320 0,59 48 43

Getreide-GPS 34 103 0,33 102 9

Ackergras 31 86 0,36 73 11

Grünland 29 100 0,29 143 9

Zwischenfrüchte 26 72 0,37 53 9

Zuckerrübe 33 75 0,44 49 8

Tabelle 2-12: Preise der Substrate aus dem externen Zukauf (DBFZ-Betreiberbefragung 2013)

Substratart Preise EUR/tFM

Methanertrag [m3/tFM]

Substratpreise [EUR/m3CH4]

Anzahl der Kostenangaben

Standard-abweichung σ

Maissilage 38 106 0,36 293 8

Getreide 177 320 0,55 29 39

Getreide-GPS 38 103 0,37 63 11

Ackergras 33 86 0,38 19 12

Grünland 29 100 0,29 143 9

Zwischenfrüchte 27 72 0,37 21 8

Zuckerrübe 32 75 0,43 21 7

In den folgenden Darstellungen ist die Substratpreisentwicklung der jeweiligen Kulturarten unter Berücksichtigung der Rückmeldungen aus den Betreiberbefragungen der letzten 5 Jahre für die Bezugsjahre 2008 – 2012 dargestellt (vgl. Abbildung 2-25, Abbildung 2-26). Ersichtlich ist, dass bei allen Substraten im Zeitverlauf eine Preissteigerung eingetreten ist. Den höchsten Schwankungen unterlagen in der Vergangenheit die Preise für Getreidekorn, was mit der Entwicklung der weltweiten Agrarpreise einherging. Nachdem der Preis für Getreidekorn im Jahr 2009 auf 0,35 EUR/m3CH4 gesunken ist, ist seit dem Jahr 2010 ein stetiger Preisanstieg zu verzeichnen. In diesem Zusammenhang weisen einige Betreiber auf die mangelnde Wirtschaftlichkeit des Einsatzes von Getreidekorn als Co-Substrat in Biogasanlagen hin.



Abbildung 2-25: Durchschnittliche Substratkosten [€/m3CH4] für Substrate aus Eigenproduktion (DBFZ-Betreiberbefragungen 2008 – 2013)

Abbildung 2-26: Durchschnittliche Substratpreise extern zugekauften Substrate [€/m3CH4] (DBFZ-Betreiberbefragungen 2008 – 2013)

3 Biogas - Aufbereitungsanlagen



3.1 Methodik

Um den aktuellen Stand der in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungs- und -einspeiseanlagen zum 31.12.2012 zu ermitteln, wurde Anfang 2013 durch das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) eine Abfrage unter den Herstellern von Biogasaufbereitungsverfahren durchgeführt. Aufbauend auf dem Forschungsvorhaben BIOMON „Evaluierung der Biomethanbereitstellung, -verteilung und -nutzung in Deutschland durch ein Marktmonitoring“ der Projektpartner wurden die Anlagendatenbanken des IWES und des DBFZ hinsichtlich der Biogasaufbereitungsanlagen einbezogen. Weitere Informationen zum Anlagenbestand wurden durch die Befragung von Aufbereitungsanlagen des DBFZ im Februar/ März 2013 generiert.

3.1.1 Herstellerbefragung

Die Befragung von Herstellern von Biogasaufbereitungsverfahren wurde vom Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) Anfang 2013 durchgeführt, wobei der Anlagenbestand in Deutschland mit Blick auf die in Betrieb und Planung befindlichen Aufbereitungsanlagen einschließlich der Art des Verfahrens und der Aufbereitungskapazität erfasst wurde.

Bei den beiden Biogasaufbereitungsanlagen Jürgenshagen und Oberriexingen wurden unterschiedliche Auskünfte zum Inbetriebnahmezeitpunkt gegeben, so dass der tatsächliche Inbetriebnahmezeitpunkt noch nicht abschließend geklärt werden konnte. Bei den folgenden Auswertungen wird davon ausgegangen, dass beide Anlagen bereits 2011 in Betrieb genommen wurden.

Es wird darauf hingewiesen, dass im nachfolgenden Kapitel eine Differenzierung zwischen Biogasaufbereitungsanlagen und Biogaseinspeiseanlagen stattfindet. Im Folgenden wird bei Biomethanprojekten, bei denen im Rahmen einer Anlagenerweiterung eine zweite Aufbereitungsanlage ergänzt wurde, von zwei Biogasaufbereitungsanlagen aber nur einer Biogaseinspeiseanlage ausgegangen. Dies betrifft die Anlagen Darmstadt-Wixhausen (Erstinbetriebnahme 2008, Erweiterung 2011) und Burgrieden-Laupheim (Erstinbetriebnahme 2008, Erweiterung 2012).

3.1.2 Betreiberbefragung

Die Befragung der Betreiber für Anlagen zur Aufbereitung von Biogas zu Biomethan (sog. Biomethananlagen) wurde zeitgleich mit der Befragung der Biogasanlagenbetreiber durchgeführt (vgl. 2.1.2) und bezieht sich ebenfalls auf das Jahr 2012. Die Rückmeldungen der Betreiber wurden dabei per Post, per Fax und über einen Online-Fragebogen erfasst.

Die Betreiber wurden zu folgenden Aspekten befragt:

• Anlagengenehmigung, Beanspruchung der Direktvermarktung sowie der MAP-Förderung zur Finanzierung kleinerer Biogasanlagen,

• Betreiberstrukturen,



• eingesetzte Verfahren und Anlagentechnik zur Rohgasbereitstellung und zur Biogasaufbereitung zu Biomethan,

• Substrateinsatz (Art, Menge, Kosten, durchschnittliche Transportentfernung), • Flächenumfang für den Anbau landwirtschaftlicher Rohstoffe zur Biogasproduktion • Netzeinspeisung (u.a. Gasqualität, Netzdruck, Messtechnik) • Voraussichtliche Vermarktungsoption (Strom, Wärme, Kraftstoff).

Der Fragebogen für die Betreiberbefragung von Aufbereitungsanlagen ist im Anhang A 4 dargestellt.

Insgesamt wurden 120 Biomethananlagen angeschrieben. Bei der nachfolgenden Auswertung können insgesamt Rückmeldungen von 22 Anlagen (davon 1 Anlage im Bau) berücksichtigt werden, so dass rund 18 % des Gesamtbestandes an Aufbereitungsanlagen (Ende 2012 mit rund 120 Biomethananlagen in Deutschland) abgedeckt werden kann.


Bis 31.12.2012 befanden sich nach Rückmeldung der Hersteller 120 Anlagen zur Aufbereitung von Biogas in Betrieb. Im Jahr 2012 speisten von den 120 erfassten Biogasaufbereitungsanlagen (BGAA) 118 BGAA über maximal 11611 Biogaseinspeiseanlagen (BGEA) Biomethan in die Erdgasnetze ein (FRAUNHOFER IWES, 2013). Die Anlagenstandorte Jameln und Bottrop werden als Biogasaufbereitungsanlagen erfasst, speisen das Biomethan jedoch nicht ins Erdgasnetz ein.

Die Abbildung 3-1 zeigt die kumulierte Entwicklung der Anzahl und der Aufbereitungskapazität (Rohgas) von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland im Zeitraum 2006 bis 2012 bezogen auf die Inbetriebnahme der Biogasaufbereitungsanlage. Gleichzeitig wird die Anzahl der Anlagen dargestellt, die sich nach Angaben der Hersteller für 2013 im Bau oder in Planung befinden. Es wird darauf hingewiesen, dass nicht durch alle Anlagenhersteller Prognosedaten für 2013 übermittelt wurden. Des Weiteren kann erfahrungsgemäß davon ausgegangen werden, dass sich der Inbetriebnahmezeitpunkt einiger Anlagen verzögern kann. Deutlich wird, dass 2012 ein weiterer Zubau von Biogasaufbereitungskapazität erfolgte und abschätzend für 2013 auch weiterhin zu erwarten ist.

11 Anlagen Bottrop und Jameln speisen das Biomethan nicht ins Erdgasnetz ein (Biomethan wird als Kraftstoff genutzt). Anlagen Darmstadt-Wixhausen und Burgrieden werden als Erweiterung gezählt.



Abbildung 3-1: Entwicklung der Anzahl und der Aufbereitungskapazität (Rohbiogas) von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland im Zeitraum 2006 - 2012 (kumuliert) mit einer Prognose für 2013 (FRAUNHOFER IWES, 2013)

Die folgende Abbildung 3-2 stellt die kumulierte Entwicklung der Biogaseinspeiseanlagen in Deutschland für den Zeitraum 2006 bis 2012 verglichen mit den Zahlen der Bundesnetzagentur (BNetzA) dar. Ab 2009 zeigt sich eine Differenz zwischen den IWES- und BNetzA-Daten von drei Anlagen zur Einspeisung von Biogas ins Erdgasnetz, ab 2011 sogar von fünf Anlagen.

3 6 14

33

52

85

120

164

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

200.000

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013*(Prognose)

Aufb

erei

tung

skap

azitä

t (R

ohga

s) [m

n³/h

]

Anla

genz

ahl

Anlagenanzahl Aufbereitungskapazität (Rohgas) [Nm³/h]



Abbildung 3-2: Entwicklung der Anzahl von Biogaseinspeiseanlagen in Deutschland im Zeitraum 2006 - 2012 (kumuliert) nach Fraunhofer IWES im Vergleich zur Bundesnetzagentur (FRAUNHOFER IWES, DBFZ, FRAUNHOFER UMSICHT, 2013), (BNETZA, 2006, 2007, 2008, 2009, 2010, 2011, 2012)

Die regionale Verteilung der in Betrieb und Bau befindlichen Aufbereitungs- und Einspeiseanlagen in Abhängigkeit der Aufbereitungskapazität (bezogen auf Biomethan) ist in Abbildung 3-3 dargestellt.

2 5 12

30

47

82

116

2 k.A.* 12

27

44

77

k.A.*0

20

40

60

80

100

120

140

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Anla

genz

ahl

Anlagenanzahl an Biogaseinspeiseanlagen für 2006 - 2012Daten Fraunhofer IWES gegenüber BNetzA

Anlagenanzahl Fraunhofer IWES

Anlagenanzahl BNetzA



Abbildung 3-3: Standorte der in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungs- und -einspeiseanlagen in Deutschland differenziert nach Aufbereitungskapazität (Nm³Biomethan/h), (DBFZ, Stand 04/2013)

Tabelle 3-1 zeigt die Verteilung der Anlagen zur Aufbereitung von Biogas zu Biomethan in Deutschland auf der Ebene der Bundeländer. Dabei werden die Anlagenzahl, die gesamte Einspeisekapazität und die durchschnittliche Einspeisekapazität der Anlagen dargestellt, die sich Ende 2012 in Deutschland in Betrieb befanden.



Tabelle 3-1: Regionale Verteilung der in Betrieb befindlichen Biomethananlagen nach Bundesländern (DBFZ, IWES 2013)

Bundesland Biogasaufbereitungsanlagen in Betrieb [Anzahl]

Einspeisekapazität, gesamt

[m3 i.N. Biomethan/h]

mittlere Einspeisekapazität

[m3 i.N.Biomethan/h]

Baden-Württemberg 11 4.410 401

Bayern 13 9.517 732

Berlin 0 0 0

Brandenburg 11 8.918 811

Hamburg 1 350 350

Hessen 10 4.350 435


8 8.965 1.121

Niedersachsen 28 11.435 408

Nordrhein-Westfalen 9 4.938 549

Rheinland-Pfalz 2 1.030 515

Saarland 1 550 550

Sachsen 5 2.950 590

Sachsen-Anhalt 15 11.195 746

Schleswig-Holstein 3 1.760 587

Thüringen 3 1.300 433

Gesamt 120 71.668 597

Unter der Annahme, dass Ende 2012 rund 120 Biomethananlagen in Betrieb waren, kann von einer Einspeisekapazität von insgesamt rund 72.000 m3 i.N./h Biomethan ausgegangen werden (vgl. Tabelle 3-1). Im Vergleich zu den Vorjahren erfolgte der Zubau von Anlagen zur Aufbereitung des Biogases auf Erdgasqualität (Biomethan) mit nachfolgender Einspeisung ins Erdgasnetz in einem ähnlichen Umfang. Damit ist die Anzahl der insgesamt vorhandenen Einspeiseanlagen im Vergleich zum Vorjahr um rund ein Drittel gestiegen. Nach gegenwärtigem Kenntnisstand wird sich dieser Trend 2013 fortsetzen.

Einen Überblick über die Aufbereitungsanlagen nach Aufbereitungskapazitäten (bezogen auf Biomethan) sowie Inbetriebnahmejahren ist Abbildung 3-4 zu entnehmen.



Abbildung 3-4: Entwicklung der Biomethananlagen in Deutschland nach Anlagenzahl (differenziert nach Leistungsgrößen und Einspeisekapazität; vorläufige Daten 2012) (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Im EEG 2012 wurden Änderungen hinsichtlich des Gasaufbereitungs-Bonus vorgenommen, um die Anreize für den Ausbau von Biomethananlagen zu verstärken und Investitionshemmnisse abzubauen. Neben der Vergütungserhöhung für den Gasaufbereitungs-Bonus wurden auch die Größenklassen angehoben, um den Ausbau kosteneffizienter zu gestalten. Zudem wird der Aufbereitungs-Bonus auch für Deponie- und Klärgas gewährt.


Unter der Annahme einer vollständigen Verstromung würde die installierte elektrische Leistungsäquivalenz aller Aufbereitungsanlagen rd. 345 MWel12 entsprechen. Die in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungsanlagen hätten damit einen Anteil von rund 10 % an der gesamten installierten elektrischen Leistungsäquivalenz in Deutschland erzielt.

12 Annahme für die Umrechnung: Gesamteinspeisekapazität (bei Nennlast) Ende 2012: 7,14 TWh (Hs); elektrischer Wirkungsgrad 37 %; Volllaststunden 7.650 (analog Biogas Vor-Ort-Verstromung)

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

0

20

40

60

80

100

120

140

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Eins

peis

ekap

azitä

t in

Nm

³/h B

iom

etha

n

Anza

hl [-

]

Inbetriebnahmejahr

< 350 Nm³/h 350 bis 700 Nm³/h > 700 Nm³/h Gesamt-Einspeisekapazität in Nm³/h Biomethan



Zur Ermittlung der Strom- und Wärmeerzeugung durch die Nutzung von Biomethan in KWK-Anlagen (BHKW) wird auf der Basis der Anlagengrößen und Inbetriebnahmezeitpunkte der Aufbereitungsanlagen die Einspeisemenge von Biomethan in das Erdgasnetz abgeschätzt. Bei den Anlagenstandorten Bottrop und Jameln erfolgt keine Einspeisung des Biomethans ins Erdgasnetz, so dass diese bei der Ermittlung der Einspeisemenge unberücksichtigt bleiben.

Unklar ist, wie der zeitliche Unterschied zwischen der Inbetriebnahme und tatsächlicher Gaseinspeisung einer Aufbereitungsanlage einzuschätzen ist. Weitere Unsicherheitsfaktoren stellen die realen Betriebsstunden (unter Nennlast) und der reale Methanschlupf der Aufbereitungsanlagen dar. Die Praxis zeigt, dass die produzierte Biomethanmenge verschiedener Aufbereitungsanlagen unter der Aufbereitungskapazität liegt. Eine Verifizierung der Daten ist für diesen Aspekt noch erforderlich.

Zur Abschätzung der Einspeisemenge von Biomethan in das Erdgasnetz wurden folgende Annahmen zu Grunde gelegt.

Tabelle 3-2: Annahmen zur Ermittlung der Einspeisemenge von Biomethan (DBFZ, (FRAUNHOFER IWES, 2013))

Annahmen

Anlagenverfügbarkeit, % 96

Brennwert (BDEW-Konvention), kWh/m3 10,83

Methanschlupf, % 1

durchschnittl. Methanertrag Rohgas aus Energiepflanzen, % 53

durchschnittl. Methanertrag Rohgas aus Reststoffen und Abfall, % 60

Korrekturfaktor 0,65

Der Korrekturfaktor dient als erster Ansatz zur Abschätzung der tatsächlich zu erwartenden Einspeisemengen. Er errechnet sich aus den tatsächlichen Einspeisemengen (BNetzA) und den jeweiligen jährlichen Aufbereitungskapazitäten unter Nennlast ((FRAUNHOFER IWES, DBFZ, FRAUNHOFER

UMSICHT, 2013), (WITT u. a., 2012)).

Die Gesamteinspeisekapazität der Ende 2012 in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungs- und einspeiseanlagen (bei Nennlast) beträgt rund 7,1 TWh (Hs). Unter Berücksichtigung der Annahmen zum



Anlagenbetrieb (vgl. Tabelle 3-2) wird die reale Gaseinspeisung von Biomethan in das Erdgasnetz für das Jahr 2012 mit rund 4,8 TWh (Hs)13 bzw. rund 440 Mio. m3 i.N. Biomethan geschätzt.

Unsicherheiten bestehen darin, wie das zu Biomethan aufbereitete und ins Erdgasnetz eingespeiste Biogas genutzt wird. So ist unklar, in welchen Mengen Biomethan im KWK-Bereich zur Strom- und Wärmeerzeugung eingesetzt wird. Lediglich für rund die Hälfte des eingespeisten Biomethans können Aussagen getroffen werden, ob das Biomethan für die Stromerzeugung (KWK), für die reine Wärmeerzeugung oder als Kraftstoff genutzt wird. Sowohl die Auswertungen der Betreiberbefragung (Biomethan)14 als auch die Datengrundlage des Forschungsvorhabens BIOMON (FRAUNHOFER IWES, DBFZ, FRAUNHOFER UMSICHT, 2013) und Bundesnetzagentur (BNetzA) belegen, dass der Großteil der gehandelten Biomethanmengen in KWK-Anwendungen genutzt wird.

Nach Einschätzungen der Bundesnetzagentur (BNETZA, 2012) wurden im Jahr 2011 ca. 2.978 GWh (Hs) Biomethan in das Erdgasnetz eingespeist. Die gehandelte Biomethanmenge im Jahr 2011 umfasste ca. 1.342 GWh, wobei lediglich für ca. 47 % der gehandelten Biomethanmenge (entspricht ca. 634 GWh) Nutzungspfade zugewiesen werden konnten. Demnach wird nach Angaben der BNetzA ca. 80 % des gehandelten Biomethans in KWK-Anwendungen verstromt (vgl. Abbildung 3-5). Hierbei sind die Biomethanmengen, die in Gasspeichern gelagert oder exportiert werden, jedoch nicht berücksichtigt.

13 Abschätzung der realen Biomethaneinspeisung unter Berücksichtigung des Korrekturfaktors 0,65, der sich aus dem Verhältnis zw. realen Einspeisemengen gemäß der BNetzA-Daten und der erfassten jährlichen Aufbereitungskapazitäten der Einspeiseanlagen ergibt (Mittelwert aus den Jahren 2010, 2011 und 2012, wobei für 2012 die vorläufigen Angaben der BNetzA zu Grunde gelegt wurden). 14 Nach Auswertung der Betreiberbefragung für Biomethananlagen 2013 gaben die Betreiber hinsichtlich der vorgesehenen Verwertungswege an, das Biomethan vornehmlich in KWK-Anwendungen (> 90 %) zu nutzen (n=11); allerdings handelt es sich bei den Rückmeldungen ausschließlich um Anlagen, die das Biomethan überwiegend aus Energiepflanzen und Wirtschaftsdüngern erzeugen.



Abbildung 3-5: Nutzungspfade für Biomethan – Auswertungen der BNetzA für 2011 ((BNETZA, 2012), (FRAUNHOFER IWES, DBFZ, FRAUNHOFER UMSICHT, 2013))

Im Rahmen des Forschungsvorhabens BIOMON wurden durch die Projektpartner u.a. die Nutzungswege für Biomethan untersucht. Auf der Basis von Akteursbefragungen konnten die Nutzungswege für ca. 1.305 GWh Biomethan für das Jahr 2011 ermittelt werden (FRAUNHOFER IWES, DBFZ, FRAUNHOFER

UMSICHT, 2013). Demnach erfolgt, abweichend von den Annahmen der BNetzA, für ca. 60 % der erfassten Biomethanmenge (787 GWh) eine Verstromung im BHKW (KWK) (vgl. Abbildung 3-6). Aufgrund der Absatzprobleme für Biomethan geben die größeren Gasversorger wie die Verbundnetz Gas AG (VNG) und die E.ON AG an, wesentliche Mengen an Biomethan zu speichern. Inwiefern die gespeicherten Mengen letztlich auch in KWK-Anwendungen zum Einsatz kommen, ist nicht bekannt.



Abbildung 3-6: Nutzungspfade für Biomethan im Jahr 2011 ( Auswertungen des Fraunhofer IWES im Rahmen des BIOMON-Projektes 2012 (FRAUNHOFER IWES, DBFZ, FRAUNHOFER UMSICHT, 2013)

3.3.1 Stromerzeugung aus Biomethan

Wird unterstellt, dass die produzierten Biomethanmengen in Deutschland – analog der für die gehandelten Biomethanmengen ermittelten Nutzungswege im Jahr 2011 – zu 60 bis 80 % im KWK-Bereich eingesetzt werden (vgl. Kapitel 3.3), so werden durch die Verstromung von Biomethan zwischen rund 1,1 und 1,4 TWhel bereitgestellt15. Biomethan wird sowohl in kleinen und mittleren als auch in vergleichsweise großen BHKW-Aggregaten verstromt. Die Bandbreite der BHKW-Leistungsgröße beim Einsatz von Biomethan variiert üblicherweise von <<0,1 bis >1 MWel.

3.3.2 Wärmeerzeugung aus Biomethan

Die folgende Abschätzung der Wärmebereitstellung bezieht sich auf den Einsatz von Biomethan in KWK-Anwendungen. Wird eine Stromerzeugung aus Biomethan von 1,1 bis 1,4 TWhel (vgl. Kapitel 3.3.1) sowie durchschnittliche BHKW-Wirkungsgrade (elektrisch: 37 %, thermisch: 45 %) und eine 100 %-ige

15 Annahme: durchschnittlicher elektrischer Wirkungsgrad 37 %, analog zur Vor-Ort-Verstromung



Wärmenutzung für die Verstromung von Biomethan im BHKW zu Grunde gelegt, ergibt sich eine Wärmenutzung von 1,3 bis 1,7 TWhth.


3.4.1 Eingesetzte Verfahren

Für die Aufbereitung des Biogases auf Erdgasqualität finden überwiegend die Verfahren der Druckwechseladsorption (PSA), Druckwasserwäsche (DWW) und Aminwäsche Anwendung. Vereinzelt wird die Aufbereitung mit Hilfe einer physikalischen Absorption mit organischem Lösemittel oder mittels Membranverfahren vorgenommen. Ende 2012 befanden sich fünf verschiedene Verfahren mit einer Gesamtaufbereitungskapazität von 140.520 m3 i.N./h Rohgas zur Biogasaufbereitung von insgesamt 15 Herstellern in Betrieb (FRAUNHOFER IWES, 2013).

Tabelle 3-3: Übersicht über die Anzahl und die Aufbereitungskapazität der bis Ende 2012 in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungsanlagen nach Aufbereitungsverfahren (FRAUNHOFER IWES, 2013).

Aufbereitungsverfahren Anzahl m3 i.N./h Rohgas

Aminwäsche 39 44.430

Druckwasserwäsche 36 53.750

Druckwechseladsorption 30 29.990

Polyglykolwäsche 12 11.450

Membrantrennverfahren 3 900

Gesamt 120 140.520

3.4.2 Art der Einspeisung

Von den 120 für 2012 erfassten BGAAs speisten 118 BGAAs über maximal 116 BGEAs Biomethan in Erdgasnetze ein. Bei der Biomethaneinspeisung überwiegt die Austauschgaseinspeisung deutlich gegenüber der Zusatzgaseinspeisung (FRAUNHOFER IWES, DBFZ, FRAUNHOFER UMSICHT, 2013).

Es zeichnet sich mindestens in einem Gas-Netzgebiet ein Trend ab, Biomethaneinspeiseanlagen an zwei Erdgasnetze unterschiedlicher Druckstufen anzuschließen.

Die Preise für Flüssiggas, welche in den meisten Biogaskonditionierungsanlagen zur Anpassung der kalorischen Parameter Brennwert und Wobbe-Index benötigt wird, unterliegen seit 2005 einem signifikanten Anstieg. Die Erzeugerpreise für den Parameter „Flüssiggas, insgesamt“ sind im Zeitraum 2005 bis 2012 mit Bezug auf das Jahresmittel um 89 % gestiegen. Die höchsten Preise im Betrachtungszeitraum 2000 bis 2012 wurden im März 2012 erreicht (DESTATIS, 2013). Dies hat direkte Auswirkungen auf die wälzungsfähigen Kosten, die durch die Einspeisung von Biogas in Erdgasnetze entstehen.



3.4.3 Auswertung der Betreiberbefragung

Im Folgenden werden ausgewählte Parameter des Anlagenbetriebs abgebildet, die im Rahmen der Betreiberbefragung der Aufbereitungsanlagen erhoben wurden.

Repräsentativität der Befragung

Die Verteilung der Rückmeldungen ausgehend von den Aufbereitungskapazitäten mit einer Gegenüberstellung zum Gesamtanlagenbestand ist in der Tabelle 3-4 enthalten. Im Zuge der Betreiberbefragung konnten Informationen insbesondere zu den Anlagen mit der mittleren Aufbereitungskapazität (350 – 700 m3 i.N./hBiomethan) erhoben werden. Der Gesamtanlagenbestand wird ebenfalls von den Anlagen mittlerer Aufbereitungskapazität dominiert, so dass der Rücklauf der Betreiberbefragung in diesem Punkt als repräsentativ anzusehen ist.

Tabelle 3-4: Rücklauf der Betreiberbefragung in Abhängigkeit von der Aufbereitungskapazität und dem Anteil am Gesamtanlagenbestand (DBFZ-Betreiberbefragung 2013)

Aufbereitungskapazität, [m3 i.N./hBiomethan]

Anzahl der Rückmeldungen [n]

Anteil am Rücklauf [%]

Verteilung Gesamtbestand [%]

<350 Nm³/h 3 14 19

zwischen 350 und 700 Nm³/h 17 81 71

>700 Nm³/h 1 5 10

Gesamt 21 100 100

Eine Aufschlüsselung der Betreiberrückmeldungen in Abhängigkeit von den Substratklassen und produzierten Rohgasmengen ist Tabelle 3-5 zu entnehmen. Es wird ersichtlich, dass die Mehrheit der an der Befragung teilgenommenen Anlagen auf Basis landwirtschaftlicher Substrate (NawaRo bzw. NawaRo in Kombination mit Wirtschaftsdünger) geführt wird. Bezogen auf den Gesamtanlagenbestand zeigt sich ebenfalls, dass mengenmäßig der Großteil des Rohbiogases für die nachfolgende Aufbereitung zu Biomethan in den landwirtschaftlichen Anlagen produziert wird.



Tabelle 3-5: Rücklauf der Betreiberbefragung - Substratklassen und Rohgasmengen (DBFZ-Betreiberbefragung 2013)

Substratklasse Anzahl der Rückmeldungen

[n]

Gasmenge vor Aufbereitung, [m3 i.N./hRohgas]

Anzahl der Anlagen im

Gesamtbestand [n]

Gasmenge vor Aufbereitung im Gesamtbestand,

[m3 i.N./hRohgas]

NawaRo 13.280 55 69.360

NawaRo & Wirtschaftsdünger 4 3.250 31 27.690

organische Reststoffe 1 500 7 23.300

organische Reststoffe & Wirtschaftsdünger

1 500 4 3.150

Klärschlamm 0 0 1 1.250

Klärschlamm & organische Abfälle

1 1.500 2 2.000

keine Angabe 1 700 20 17.330

Gesamt 21 19.730 120 144.080

3.4.3.1 Wärmebereitstellung für die Rohgasproduktion

In den Biomethananlagen wird die Wärme für die Beheizung der Fermenter zur Produktion des Rohbiogases sowie – in Abhängigkeit von dem eingesetzten Verfahren – für Biogasaufbereitung benötigt. Um einen sicheren Anlagenbetreib zu gewährleisten, werden in der Praxis oft mehrere Wärmequellen an einem Anlagenstandort genutzt. In der Regel wird die Wärme durch ein BHKW bzw. Heizkessel bereitgestellt, welche sowohl auf Basis von Holz und Hackschnitzel als auch mit Bio- oder Erdgas geführt werden. Zudem kann die Prozessabwärme aus der Biogasaufbereitung, Verdichtung und Abgasnachbehandlung genutzt werden.

Ausgehend von den Betreiberrückmeldungen sind in der Abbildung 3-7 die Wärmequellen zur Fermenterbeheizung dargestellt, dabei wird zwischen primären und sekundären Wärmequellen unterschieden. Demnach wird in den meisten Anlagen die im EEG 2009 vorgeschriebene Anforderung der regenerativen Wärmeversorgung erfüllt. So wird die primäre Wärmeversorgung in der Mehrheit der Anlagen durch ein biogasgeführtes BHKW sichergestellt. In 3 der Anlagen wird die Wärme durch die Heizkessel auf Basis von Biogas bereitgestellt. Lediglich 1 Biomethananlage wird in erster Linie mit der Wärme aus einem Holzheizkessel versorgt. Zum Einsatz der Sekundärwärmequellen können keine genauen Aussagen getroffen werden, da im Rahmen der DBFZ-Betreiberbefragung 10 der befragten Anlagenbetreiber keine Angaben zur Art bzw. der prinzipiellen Nutzung zusätzlicher Wärme gemacht haben.



Abbildung 3-7: Primäre und sekundäre Wärmequellen zur Beheizung von Biogasaufbereitungsanlagen (absolute Anzahl, Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

3.4.3.2 Entschwefelungsverfahren

Zur Vermeidung der Anlagenkorrosion sowie vor der Einspeisung ins Erdgasnetz bzw. Weiterverarbeitung zu Kraftstoff ist eine Entschwefelung des Rohbiogases notwendig. In Abhängigkeit von dem Verfahrensprinzip wird zwischen biologischen, chemischen und adsorptiven Entschwefelungsverfahren unterschieden. Die Auswahl der spezifischen Entschwefelungsverfahren wird vornehmlich standortabhängig durchgeführt. In der Abbildung 3-8 sind ausgehend von den Betreiberrückmeldungen die eingesetzten Verfahren zur Grobentschwefelung dargestellt. Die Mehrheit der Befragten (57 %) nutzt das Verfahren der biologischen Entschwefelung durch Luftzugabe. Lediglich in einer Anlage wird die Sulfidfällung mit Hilfe von Eisenhydroxid zur Entschwefelung angewandt. 38 % der Anlagenbetreiber machten keine Angaben zur Art der eingesetzten Grobentschwefelungsverfahren. Zur Feinentschwefelung des produzierten Biomethans werden in 80 % der Anlagen Aktivkohlefilter eingesetzt.

0

2

4

6

8

10

BHKW

Biog

aske

ssel

Biog

astu

rbin

e

Holzh

eizk

esse

l

Abga

s-na

chbe

hand

lung

Anza

hl d

er N

ennu

ngen

, [n]

primäre Wärmequelle

sekundäre Wärmequelle

n= 15



Abbildung 3-8: Eingesetzte Entschwefelungsverfahren (Grobentschwefelung) für die Bereitstellung von Rohbiogas zur Aufbereitung zu Biomethan (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

3.4.3.3 Aufbereitungsverfahren

In der Abbildung 3-9 sind die Verfahren für die Aufbereitung des Biogases auf Erdgasqualität, zum einen entsprechend der Betreiberangaben sowie zum anderen bezogen auf den Gesamtbestand dargestellt. Zur Abtrennung von CO2 wird laut Betreiberrückmeldungen das Verfahren der Aminwäsche in 43 % der Anlagen und somit am häufigsten eingesetzt (Abbildung 3-9, A). Weiterhin kommen in einigen Anlagen Druckwasserwäsche (DWW) sowie Druckwechseladsorption (PSA) zum Einsatz. Lediglich in einer Anlage wird – ausgehend von den Betreiberrückmeldungen – das Membrantrennverfahren zur Aufbereitung des Biogases auf Erdgasqualität eingesetzt. In diesem Fall ist jedoch die prozentuale Verteilung auf die Anzahl der Rückmeldungen zurückzuführen und somit ausschließlich in Bezug auf die Betreiberbefragung zu verwenden.

Im bundesweiten Vergleich zeigt sich, dass die Verfahren der Amin- (32 %), Druckwasserwäsche (30 %) und Druckwechseladsorption (25 %) am häufigsten eingesetzt werden (vgl. Abbildung 3-9, B). Polyglykolwäsche mit 10 % findet dagegen nur wenig Anwendung. Gegenwärtig gibt es in Deutschland nur vereinzelt Biomethananlagen (3 %), welche das vergleichsweise neue Verfahren der Membrantechnologie zur CO2-Abtrennung verwenden (vgl. 3.4.1).

57%

5%

38% biologische Entschwefelung

Eisenhydroxid

k.A.

n= 21



Abbildung 3-9: Eingesetzte Biogasaufbereitungsverfahren (relative Einsatzhäufigkeit [%]; Ergebnisse der Betreiberbefragung (A) (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) und Gesamtbestand (B) (FRAUNHOFER IWES, 2013))

3.4.3.4 Energiebedarf der Aufbereitungsanlagen

In der folgenden Tabelle ist der Strom- und sofern vorhanden der Wärmebedarf für die Aufbereitung des Rohbiogases zu Biomethan dargestellt.

Tabelle 3-6: Mittlerer elektrischer und thermischer Energiebedarf für die Aufbereitung des Rohbiogases differenziert nach Aufbereitungskapazität der Biomethananlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Aufbereitungskapazität [m3 i.N./h Biomethan]

mittlerer elektrischer Energiebedarf x

[kWhel/ m3 i.N. Rohgas]

mittlerer thermischer Energiebedarf x

[kWhth/ m3 i.N. Rohgas]

berücksichtigte Rückmeldungen

[Anzahl]

< 350 0,10 0,65 1

350 - 700 0,11 0,48 7

In der Abbildung 3-10 ist der mittlere Strombedarf der Aufbereitungsverfahren in Abhängigkeit der Verfahren dargestellt. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die Angaben auf den Rückmeldungen der Anlagenbetreiber basieren und von Herstellerangaben abweichen können. Der relativ hohe Energiebedarf für die Aufbereitung des Rohbiogases mittels Druckwasserwäsche (DWW) von 0,35 kWel/m3 i.N. Rohgas ist auf die Rückmeldung eines Anlagenbetreibers zurückzuführen, der angab, dass die Anlage in dem Jahr 2012 in Betrieb gegangen ist und voraussichtlich einen erhöhten Strombedarf aufwies. Der vergleichsweise geringe mittlere Strombedarf der Aufbereitungsverfahren ist darauf zurückzuführen, dass bei den Rückmeldungen der Betreiberbefragung Aminwäschen überwiegen.

32%

30%

25%

10%3%B

Aminwäsche

Druckwasserwäsche

Druckwechseladsorption

Polyglykolwäsche

Membrantrennverfahren

n= 120

43%

19%

19%

14%5%

A

n= 21



Abbildung 3-10: Mittlerer elektrischer Energiebedarf für die Aufbereitung von Rohbiogas in Abhängigkeit von dem eingesetzten Gasaufbereitungsverfahren (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

3.4.3.5 Methanverlust

Die im Zuge der Betreiberbefragung ermittelten durchschnittlichen Werte für den Methanschlupf an Biogasaufbereitungsanlagen sind in der Tabelle 3-7 dargestellt und entsprechen im Wesentlichen den Literaturangaben (FNR E.V., 2013, noch nicht veröffentlicht). Den höchsten mittleren Methanschlupf weist die Anlage auf, welche zur Aufbereitung des Rohbiogases die Membrantechnologie einsetzt, was auf die Verfahrensspezifika zurückzuführen ist. Den geringsten Schwankungen unterliegen die Anlagen, in welchen das Verfahren der Aminwäsche eingesetzt wird ( x ± σ).

Tabelle 3-7: Mittlerer Methanschlupf in Abhängigkeit vom eingesetzten Aufbereitungsverfahren in Biomethananlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Art des Aufbereitungsverfahren

Mittelwert von Methanschlupf x [%]


Aminwäsche 0,07 0,04 9

DWW 1,20 0,65 4

Polyglykolwäsche 0,90 0,54 3

Membrantrennverfahren 5,00 0,00 1

PSA 2,20 0,57 4

3.4.3.6 Gasqualitäten

Ausgehend von den Ergebnissen der DBFZ-Betreiberbefragung wird das aufbereitete Biogas überwiegend als Austauschgas eingespeist. Dabei wird das Biogas zu 75 % in H-Gasqualität sowie zu

0,07n= 6

0,21n= 1

0,24n= 3

0,35n= 1

0 0,1 0,2 0,3 0,4

Aminwäsche

Polyglykolwäsche

PSA

DWW

n= 11



25 % als L-Gas eingespeist. 1 Anlagenbetreiber gab an, das produzierte Biogas als Zusatzgas einzuspeisen.

Der Brennwert des einzuspeisenden Biogases wurde anhand der Rückmeldungen der Betreiber (n=20) ermittelt und nachfolgend in Abhängigkeit von der spezifischen Gasqualität dargestellt. Dabei wird davon ausgegangen, dass sich die in der Befragung ermittelten Brennwert-Angaben auf den Brennwert nach der Konditionierung beziehen, da eine Brennwertanpassung maßgeblich nach der Konditionierung messtechnisch erfasst wird.

Tabelle 3-8: Brennwert des einzuspeisenden Biogases (kWh/ m3 i.N.) in Abhängigkeit von der Gasqualität, (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Parameter H-Gas L-Gas

mittlerer Brennwert x kWh/ m3 i.N. 10,92 10,16

min. Brennwert kWh/ m3 i.N. 10,6 9,8

max. Brennwert kWh/ m3 i.N. 11,3 10,8

berücksichtigte Rückmeldungen, [n] 15 5

Die Brennwertanpassung des einzuspeisenden Biogases wird in der Regel mittels Zugabe von Flüssiggas (LPG) für H-Gas bzw. Luft für L-Gas vorgenommen. Tabelle 3-9 liefert einen Überblick über die relative Verteilung der eingesetzten Verfahren zur Erreichung der Anforderungen an die Netzkompatibilität des einzuspeisenden Biogases. Bei 25 % der Biomethananlagen wird keine Brennwertanpassung durchgeführt. 35 % machten keine Angaben zur prinzipiellen Durchführung bzw. Art der Konditionierung des Biomethans.

Tabelle 3-9: Brennwertanpassung in Abhängigkeit von der Gasqualität (relative Häufigkeit [%], Anzahl der Nennungen n= 20), (DBFZ-Betreiberbefragung 2013)

Brennwertanpassung H-Gas L-Gas

LPG- Zugabe 35% 0%

Luft-Zugabe 0% 5%

keine Brennwertanpassung 20% 5%

keine Angabe 20% 15%

Biomethanverwertungspfade

Ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber (n= 11) wurde eine Zuordnung der Biomethanmengen zu den Nutzungspfaden KWK, Kraftstoff und Wärme vorgenommen. In der Abbildung 3-11 sind die aus der Betreiberbefragung ermittelten Verwertungspfade für Biomethan dargestellt. Anzumerken sei, dass für die Auswertung nur die Rückmeldung der kleinen (< 350 m³i.N./hBiomethan) bis mittleren (350-700 m³i.N./hBiomethan) Aufbereitungsanlagen mit überwiegendem Einsatz von Energiepflanzen berücksichtigt werden konnte. Die in Abbildung 3-11 dargestellte Verteilung der Verwertungspfade für Biomethan spiegelt demnach eine typische



Aufbereitungsanlage auf der Basis landwirtschaftlicher Substrate wider. Dabei gaben die Betreiber an, in 10 Anlagen ausschließlich nachwachsende Rohstoffe und in 1 Anlage nachwachsende Rohstoffe mit Wirtschaftsdüngern einzusetzen.

Es wird ersichtlich, dass der Großteil des erzeugten Biomethans (91 %) in die KWK-Nutzung geht. Bei einer Biomethanlage, welche neben nachwachsenden Rohstoffen auch Wirtschaftsdünger einsetzt, geht das produzierte Biomethan gleichermaßen in die KWK- und Kraftstoffnutzung (50 %).

Abbildung 3-11: Nutzungspfade für Biomethan für Aufbereitungsanlagen mit überwiegendem Einsatz von Energiepflanzen (DBFZ-Betreiberbefragung 2013)

3.5 Biomasseeinsatz

Die nachfolgende Darstellung des Substrateinsatzes in den Biomethananlagen in Deutschland beruht auf den Ergebnissen der DBFZ-Betreiberbefragung im Jahr 2013. Aufgrund der Zusammensetzung der Rückläufe gilt die Substratverteilung für die Biogasaufbereitungsanlagen mit der Aufbereitungskapazität > 700 m3 i.N./hBiomethan.

3.5.1 Substratverteilung

In der Abbildung 3-12 ist der mittlere energie- und massebezogene Substratinput dargestellt. Sowohl masse- als auch energiebezogen spielen nachwachsende Rohstoffe dabei die größte Rolle mit knapp 78 % respektive 87 %. Im Unterschied zu den Vor-Ort-Verstromungsanlagen (vgl. Kapitel 2.6) werden die Wirtschaftsdünger massebezogen in einem geringen Umfang (10,7 %) in Biomethananlagen eingesetzt. Der äußerst geringe energetische Anteil der Wirtschaftsdünger am Gesamtsubstrateinsatz ist auf die nicht spezifizierten Angaben der Anlagenbetreiber zurückzuführen, welche keine Differenzierung zwischen Rinder- und Schweinegülle sowie Angaben zum Festmisteinsatz machten. Für diese Angaben wurde bei der Berechnung ein gemittelter Methanertrag von 22,2 m3 i.N./t angenommen.

91%

7% 2%

KWK

Kraftstoff

Wärmemarkt

n= 11



Massebezogen entfallen auf die Bioabfälle sowie industrielle und landwirtschaftliche Reststoffe rund 12 % der Gesamtinputmenge. Dieser Wert ist vor allem auf die Rückmeldungen von 3 Betreibern zurückzuführen, welche ihre Anlagen auf Basis organischer Reststoffe führen.

Abbildung 3-12: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz in Biomethananlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013, Bezugsjahr 2012)

Eine Aufschlüsselung des Einsatzes nachwachsender Rohstoffe in den Biomethananlagen ist der Abbildung 3-13 zu entnehmen. Ähnlich wie bei den Vor-Ort-Verstromungsanlagen dominiert die Maissilage bei Biomethananlagen mit rund 80 % sowohl den masse- als auch den energiebezogenen Substratinput. In nennenswerten Mengen werden zudem massebezogen Getreide-GPS zu 8 % und Grassilage zu 5 % eingesetzt. Aufgrund des hohen Energiegehaltes kommt dem Getreidekorn energiebezogen eine größere Bedeutung zu.

Abbildung 3-13: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz nachwachsender Rohstoffe in Biomethananlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013, Bezugsjahr 2012)

0


3.5.2 Substratkosten

Die Darstellung der durchschnittlichen Substratbereitstellungskosten basiert auf den Betreiberangaben zu den Kosten und Preisen für das Hauptsubstrat Maissilage (Tabelle 3-10). Zu berücksichtigen ist hierbei, dass die Angaben zu den spezifischen Substratkosten nur restriktiv erfolgten. Zudem weisen die angegebenen Werte – insbesondere für die Maissilage aus der Eigenproduktion – eine hohe Streuung auf ( x ± σ). Im Mittel betragen die Kosten für die Maissilage aus dem Eigenanbau 38,8 EUR/t_FM, während der Zukaufpreis auf 43,7 EUR/t_FM beziffert werden kann. Die Substratkosten wurden „frei Biogasanlage“ abgefragt und sind inkl. Silierverluste zu verstehen.

Tabelle 3-10: Substratkosten und –preise für eingesetzte Maissilage in Biomethananlagen (DBFZ-Betreiberbefragung 2013)

Parameter Eigenproduktion Zukauf

mittlerer Substratpreis x [€/tFM_frei_BGA] 38,8 43,7

Standardabweichung σ 17,95 4,04

absolute Einsatzhäufigkeit [n1] 17 3

Anzahl der Preisangaben [n2] 13 3

4 Anlagen zur Nutzung biogener Festbrennstoffe



Die hier bezeichneten Biomasseheizkraftwerke umfassen Anlagen, die mittels thermo-chemischer Konversion (Verbrennung oder Vergasung) aus fester Biomasse Strom erzeugen. Die Stromerzeugung aus Biomasse wurde seit Einführung des EEGs von rund 50 auf mehrere hundert Anlagen ausgebaut. Biogene Festbrennstoffe werden außer in Mono-Verbrennungsanlagen auch zur teilweisen Substitution von fossilen Brennstoffen oder als additiver Brennstoff in Anlagen eingesetzt, die Abfall verbrennen. Diese (Heiz-)Kraftwerke werden nachfolgend, ausgenommen von wenigen Anlagen in der Papier- und Zellstoffindustrie, nicht berücksichtigt.

Methodik

Um die Anlagenentwicklung abzubilden, wurde frühzeitig am Institut für Energetik und Umwelt gGmbH (IE) in Leipzig eine Datenbank für Biomasseheizkraftwerke aufgebaut, die nun durch das DBFZ weitergeführt und kontinuierlich ausgebaut wird. Diese Datenbank enthält anlagenspezifische Daten, die die Basis für die folgenden Auswertungen darstellen. Die Informationen beruhen auf Veröffentlichungen in Fachzeitschriften, Zeitungen, Internet sowie Angaben von Betreibern, Projektentwicklern und Herstellern. Die Datenbank weist eine sehr hohe Vollständigkeit bei Biomasseheizkraftwerke mit einer Leistung > 1 MW installierter elektrischer Leistung auf. Kleinere Anlagen, besonders Holzvergaseranlagen im Leistungsbereich < 150 kWel, sind anteilig in der Datenbank erfasst. Zur Darstellung der Bestandsentwicklung dieser Anlagen bedarf es daher weiterer Quellen. Der Vergleich mit öffentlich zugänglichen Studien, Quellen anderer Institutionen und Behörden lässt vermuten, dass die DBFZ-Biomasseheizkraftwerkdatenbank inzwischen eine der umfassendsten Datenbestände in diesem Bereich in Deutschland darstellt (vgl. DREHER u. a., 2011).

Komplettiert und validiert werden die Anlagendaten durch die EEG-Daten der Bundesnetzagentur (BNetzA). Hierzu wurden fast alle Anlagen in der Datenbank mit den EEG-Daten der BNetzA verknüpft. Zur Verfügung stehen die Daten der Jahre 2007 bis 2011. Die BNetzA-Daten weisen die anlagenspezifische EEG-vergütete Stromerzeugung sowie damit verbundene Boni zu Technologie, KWK und den Einsatz der jeweiligen Biomassesortimente auf. Damit sind diese Daten eine sehr gute und präzise Quelle hinsichtlich der EEG-vergüteten Stromerzeugungsmenge.

Des Weiteren wurde in den ersten beiden Februarwochen 2013 eine Betreiberumfrage durch das DBFZ durchgeführt. Aufgrund der unterschiedlichen Technologien von Holzvergaseranlagen und weiteren Biomasseheizkraftwerken wurden zwei angepasste Fragebögen erstellt, die im Anhang A 1 und A 2 zu finden sind. Insgesamt wurden 391 Fragebögen postalisch an den Standort der Anlage verschickt. Anfang März wurden 100 Betreiber, die noch keinen Fragebogen ausgefüllt haben, per E-Mail an die Befragung erinnert. Den Betreibern stand offen, den Fragebogen online auszufüllen, per Mail, Fax oder in einem portofreien Rücksendeumschlag an das DBFZ zurückzusenden.

Der Rücklauf belief sich auf insgesamt 96 ausgefüllte Fragebögen. Dies entspricht einer Rücklaufquote von 25 %. Jedoch haben mehrere Betreiber nicht den kompletten Fragebogen ausgefüllt und teilweise Fragen ausgelassen. Bei den weiteren Auswertungen wird die Anzahl der berücksichtigten Antworten jeweils ausgewiesen.

Die regionale Verteilung nach der Anzahl der Anlagen ist in der Abbildung 4-1 dargestellt.



Abbildung 4-1: Regionale Verteilung der angeschriebenen Betreiber und der Umfragerücklauf (DBFZ-Betreiberbefragung, Stand April 2013)

Abbildung 4-1 zeigt die Abdeckung des Rücklaufes der Betreiberbefragung hinsichtlich der regionalen Verteilung. Die Leistung, die durch die DBFZ-Betreiberbefragung repräsentiert wird, ist in folgender Abbildung 4-2 dargestellt.



Abbildung 4-2: Installierte elektrische Leistung in den jeweiligen Bundesländer, sowie Leistungsanteil der Biomasseheizkraftwerke, die an der Befragung teilgenommen haben (DBFZ, Stand April 2013)

Abbildung 4-2 verdeutlicht, dass nahezu alle relevanten Bundesländer in der Betreiberbefragung repräsentiert sind. Keine Antworten gingen von den Betreibern aus dem Saarland, aus Berlin und aus Sachsen ein. In Hamburg und Thüringen hingegen war eine hohe Beteiligung zu verzeichnen. Die Rücklaufquote gemessen an dem Verhältnis der installierten Leistung der Biomasseheizkraftwerke zu der ein Fragebogen vorliegt zur gesamten installierten Leistung der Heizkraftwerke betrug 29 %.

Zur genaueren Darstellung der Entwicklung der Holzvergaseranlagen wurde zudem vom DBFZ eine Umfrage unter den Herstellern durchgeführt. Die Unternehmen wurden in der letzten Märzwoche 2013 per E-Mail auf die Befragung hingewiesen und zusätzlich in den ersten beiden Aprilwochen angerufen. Insgesamt wurden 47 Hersteller kontaktiert, von denen 30 Hersteller teilnahmen und Angaben zur Anlagenentwicklung machten. Die Angaben sind vor allem in die Beschreibung der Holzvergasertechnologie und die Entwicklung der installierten Holzvergaseranlagen eingeflossen. Validiert wurden die Umfrageergebnisse durch unabhängige Sachverständige auf dem Gebiet der Holzvergasung. Dabei wurden vereinzelt Korrekturen bei den Angaben der Hersteller vorgenommen.

Trotz der Vielzahl verwendeter Datenquellen muss darauf hingewiesen werden, dass aufgrund der äußerst dynamischen Marktentwicklung bei Bioenergieanlagen in den vergangenen Jahren keine vollständige Erhebung garantiert werden kann. Unsicherheiten können sich beispielsweise durch unbekannte oder nicht veröffentlichte Anlagenumrüstungen ergeben. Weiterhin sind teilweise Brennstoffmodifikationen, Verzögerungen von Inbetriebnahmen, Baumaßnahmen, Genehmigungsverfahren, Stilllegungen usw. möglich. Somit stellen alle nachfolgenden Angaben den derzeitigen Stand des Wissens dar.




Der aktuelle Anlagenbestand aller in Betrieb befindlichen für eine Vergütung nach EEG in Frage kommenden Biomasse(heiz)kraftwerke ist in Abbildung 4-3 dargestellt. Darin nicht enthalten sind Anlagen die neben Biomasse auch weitere Brennstoffe einsetzen sowie Kleinst-KWK-Anlagen < 10 kWel.

Nach derzeitigem Kenntnisstand sind Ende 2012 ca. 540 Biomasse(heiz)kraftwerke einschließlich thermo-chemischer Holzvergaser (ohne Mitverbrennungsanlagen) mit einer elektrischen Leistung von rund 1.560 MWel in Betrieb. Damit haben sich seit Inkrafttreten des EEG im Jahr 2000 die Zahl der Biomasse(heiz)kraftwerke und die installierte elektrische Leistung mehr als verzehnfacht.

Abbildung 4-3: Anlagenanzahl und installierte elektrische Bruttoleistung der in Betrieb befindlichen und *prognostizierten Biomasse(heiz)kraftwerke (DBFZ, Stand April 2013 – ohne Kleinst-KWK-Anlagen < 10 kWel und Kraftwerke mit Biomasse-Mitverbrennung)

Während in den ersten Jahren nach Einführung des EEG ein erheblicher Zuwachs der installierten Leistung verzeichnet wurde, nimmt diese Tendenz in den letzten Jahren deutlich ab. Gleichzeitig steigt die Anzahl der Neuanlagen deutlich. Diese Entwicklung beruht auf dem Trend, dass immer kleinere Anlagen zugebaut werden.

Eine besondere Dynamik lässt sich beim Zubau von Anlagen im kleinen Leistungssegment (< 1 MWel) beobachten. Die Anzahl zugebauter Anlagen stieg vor allem in den Jahren 2011 und 2012 merklich an. Diese Entwicklung wird vor allem durch die Technologieentwicklung der thermo-chemischen Holzvergasung getragen. Im Jahr 2012 wurden etwa 80 Anlagen mit einer kumulierten elektrischen



Leistung von 7 MW zugebaut. Für das Jahr 2013 wird mit einem Zubau von 90 Anlagen mit einer kumulierten elektrischen Leistung von 9 MW ausgegangen.

Bei den Anlagen im höheren Leistungssegment (> 1 MWel) wurden zwischen den Jahren 2005 und 2011 jährlich zwischen zehn und 20 Anlagen zugebaut. Im Jahr 2012 belief sich die Anzahl der Neuanlagen auf zehn Biomasseheizkraftwerke mit einer kumulierten elektrischen Leistung von 38 MW. Dem steht die Stilllegung eines Biomasseheizkraftwerks mit einer elektrischen Leistung von 6 MW

gegenüber. Die in 2012 in Betrieb genommenen Biomasseheizkraftwerke verfügen alle über eine Wärmeauskopplung und weisen eine durchschnittliche Stromkennzahl von 0,27 auf, was für einen hohen Anteil der Wärmeauskopplung spricht. Die erzeugte Wärme wird bei den meisten Anlagen in das Wärmenetz eingespeist. Eine Anlage erzeugt Prozessdampf, in drei weitere Anlagen wird die Wärme zur Holztrocknung genutzt. Bei den Betreibern der in 2012 in Betrieb genommenen Biomasseheizkraftwerke handelt es sich überwiegend um Stadtwerke und weitere Unternehmen der Energieversorgungsbranche. Für das Jahr 2013 wird in diesem Leistungssegment ein Zubau von sieben Anlagen mit einer elektrischen installierten Leistung von 35 MW ausgegangen.

Die Biomasseheizkraftwerke in Unternehmen der Papier- und Zellstoffindustrie werden hier separat aufgeführt. Denn viele dieser Heizkraftwerke setzen Biomasse nur zur Mitverbrennung ein, während andere Heizkraftwerke ausschließlich Biomasse einsetzen und nach EEG vergütet werden. Dabei werden hauptsächlich Reste aus der Papierherstellung (v. a. Schwarzlauge) sowie im Werk anfallende Reste aus der Holzaufbereitung (v. a. Rinde) eingesetzt. Hinzu kommt, dass die Heizkraftwerke der Zellstoff- und Papierfabrik Rosenthal GmbH und der Zellstoff Stendal Holz GmbH nur teilweise nach EEG vergütet werden. In folgender Tabelle 4-1 ist hierzu eine Übersicht gegeben.



Tabelle 4-1: Übersicht der Biomasseheizkraftwerke der Papier- und Zellstoffindustrie (DBFZ, Stand April 2013)

Elektrische

Gesamtleistung [MWel]16

Inbetriebnahmejahr nach EEG vergütete Leistung [MWel] 17

EEG-Einspeisung seit:

Papierfabrik Marsberg, WEPA

2,5 1996 Biomasse-Mitverbrennung

UPM-Kymmene Papier GmbH & Co. KG, Werk Schongau

9 2001 Biomasse-Mitverbrennung

UPM-Kymmene Papier GmbH & Co. KG, Werk Schwedt

12,4 1993 Biomasse-Mitverbrennung

Sappi Ehingen GmbH 13,2 2000 13,2 2000

Sappi Alfeld GmbH 16,8 2003 16,8 2003

Sappi Stockstadt GmbH 18,9 2003 18,9 2003

SCA Hygiene Products GmbH

20 2003 20 2003

Kombikraftwerk, Stora Enso Sachsen GmbH

47,2 1993 Biomasse-Mitverbrennung (ca. 15 Ma.-% Biomasse18)

Zellstoff- und Papierfabrik Rosenthal GmbH

57 2000 20 2009

Stora Enso Maxau GmbH 81 2010 Biomasse-Mitverbrennung (ca. 30 Ma.-% Biomasse19)

Zellstoff Stendal Holz GmbH

93 2004 40 2009

Gesamt 371 129

Den Angaben von Energiestatistik aus dem Jahr 2010 zufolge werden in Unternehmen im Wirtschaftszweig „Herstellung von Papier, Pappe und Waren daraus“ insgesamt rund 1,8 TWh Strom aus erneuerbaren Energiequellen erzeugt. Unter der Annahme, dass diese Stromerzeugung abzüglich der Stromerzeugung in Biogasanlagen größtenteils den Biomasseheizkraftwerken dieses

16 Soweit verfügbar, Brutto-Leistung 17 Soweit verfügbar, Brutto-Leistung 18 Berechnet auf Grundlage von (STORA ENSO SACHSEN GMBH, 2012) 19 Nach Angaben von (STORA ENSO MAXAU GMBH, 2011)



Wirtschaftszweiges zuzuordnen ist, wurden in den Biomasseheizkraftwerken rund 1,74 TWh Strom erzeugt. Mit Einbeziehung der mittleren Volllaststunden kann anhand der veröffentlichten Stromerzeugung aus der Energiestatistik die nicht EEG-vergütete Leistung berechnet werden. Für die Volllaststunden wurden die Daten der BNetzA von 2009 bis 2011 für die Biomasseheizkraftwerke der Papier- und Zellstoffindustrie herangezogen. Dabei ergibt sich ein mittlerer Wert von rund 6.380 Volllaststunden. Demzufolge kann die anteilige installierte Leistung für die Stromerzeugung aus Biomasse mit rund 275 MW installierter elektrischer Leistung berechnet werden, wovon 129 MW nach EEG vergütet werden (siehe Tabelle 4-1). Bei der auf diese Weise nicht der Stromerzeugung aus Biomasse zugeordneten Leistung (100 MW) wird von größtenteils nicht erneuerbaren Energieträgern wie Erdgas und Kohle ausgegangen. Ein Zubau von Biomasseheizkraftwerken in der Papier-und Zellstoffindustrie ist derzeit nicht abzusehen.

Daneben erfolgt ein energetischer Einsatz in der Mitverbrennung von Biomassen in Kohlekraftwerken und im Zuge der Industrieabfallverbrennung. Besonders in den Kohlekraftwerken variiert die Menge der mitverbrannten Biomasse sehr stark, da viele Anlagenbetreiber Biomasse nur vorübergehend zu Testzwecken eingesetzt haben. Nach derzeitigem Stand der Recherche wird in nur wenigen Kohlekraftwerken Biomasse eingesetzt. Darüber hinaus wird auch Siedlungsabfall, welcher einen durchschnittlichen biogenen Anteil von rund 50 % hat (IAA, 2011), in Müllverbrennungsanlagen verbrannt. Nach den Angaben in der Energiestatistik 066k und 067, denen über 95 % der Stromerzeugung in Müllverbrennungsanlagen zugeordnet wird, handelt es sich um 93 Anlagen die Siedlungsabfall einsetzen.

Insgesamt wurden im Jahr 2012 rund 100 Anlagen mit eine installierten Leistung von rund 45 MWel installiert. Gleichzeitig wurde eine Anlage mit 6 MWel zurückgebaut. Für das Jahr 2013 wird ein Zubau von rund 90 Anlagen mit einer kumulierten Leistung von ebenfalls rund 45 MWel prognostiziert. Die Angaben stellen Prognosewerte dar und können bei veränderten Rahmenbedingungen deutlich abweichen. Diese Prognose muss in Abhängigkeit der genehmigungsrechtlichen und technischen Verfügbarkeit, der Brennstoffmarktsituation, der Finanzierungs-, Versorgungs- und Wärmekonzepte sowie der politischen Entwicklungen in der nächsten Zeit gegebenenfalls angepasst werden.

Regionale Verteilung

Ein Großteil der kleineren Biomasseheizkraftwerke (< 1 MWel) ist in Süddeutschland zu finden. Die Abbildung 4-4 zeigt, dass in Bayern, gefolgt von Baden-Württemberg, mit Abstand die meisten Anlagen installiert sind. Allerdings ist die kumulierte installierte elektrische Leistung in Bayern nur unwesentlich höher als in Nordrhein-Westfalen, wo vermehrt große Anlagen (> 1 MWel) zu finden sind. Für die Interpretation der Abbildung 4-4 muss beachtet werden, dass nur rund 390 Biomasseheizkraftwerke von insgesamt 540 Anlagen dargestellt wurden, da nur zu diesen Standortangaben verfügbar sind. Die Anlagen > 1 MWel können nahezu komplett abgebildet werden, dagegen sind Anlagen < 1 MWel

unterrepräsentiert.



Abbildung 4-4: Regionale Verteilung der sich in Betrieb befindlichen Biomasseheizkraftwerke im Jahr 2012 (DBFZ, Stand April 2013, soweit Standort bekannt)

Auch Brandenburg und Niedersachsen verfügen über eine ähnlich hohe elektrische Leistung bei vergleichsweise geringer Anlagenanzahl, was auf die hohe durchschnittliche Leistung der Anlagen zurückzuführen ist.

Die regionale Verteilung des Zubaus an Biomasseheizkraftwerken mit einer elektrischen Leistung > 1 MW im Jahr 2013 verteilt sich nach aktuellen Angaben auf Baden-Württemberg mit zwei Anlagen und einer kumulierten Leistung von 4 MWel, auf Hessen mit zwei Anlagen und einer kumulierten Leistung von 13 MWel, auf Niedersachsen mit einer Anlage mit 10 MWel Leistung, auf Berlin mit einer Anlage und 5 MWel sowie auf Bayern mit 2 Anlagen und 3 MWel kumulierter Leistung.

Eine Konzentration der Anlagen in den süddeutschen Bundesländer Bayern und Baden-Württemberg sowie in dem Bundesland Nordrhein-Westfalen ist in folgender Abbildung 4-5 zu erkennen.



Abbildung 4-5: Regionale Verteilung der Biomasseheizkraftwerke und Holzvergaseranlagen je Postleitzahlengebiet in Deutschland (DBFZ, Stand April 2013, soweit Standorte bekannt)

Die in Abbildung 4-5 dargestellten Punkte symbolisieren die Anzahl der Biomasseheizkraftwerke je Postleitzahlengebiet. In vielen waldreichen Gegenenden wie im Bayerischen Wald, oder dem Sauerland befinden sich besonders viele Anlagen. Große Anlagen, die hauptsächlich Altholz nutzen, befinden sich vielfach im vergleichsweise dicht besiedelten Ruhrgebiet. Im Norden Deutschland ist die Anzahl der betriebenen Biomasseheizkraftwerke und Holzvergaseranlagen deutlich geringer.


Nach dem derzeitigen Entwicklungsstand haben inzwischen drei Technologien zur Strombereitstellung kombiniert mit der Auskopplung von Wärme auf Basis der Biomasseverbrennung Marktreife erlangt.



Diese sind der Dampfkraftprozess unter Anwendung einer Dampfturbine beziehungsweise vereinzelt auch eines Dampfmotors, der ORC20-Prozess sowie die thermo-chemische Vergasung. Die thermo-chemische Vergasungstechnologie erlangte vor allem seit den Jahren 2011 und 2012 eine immer größer werdende Bedeutung. Ursprünglich für die Strombereitstellung aus Niedertemperaturwärme entwickelt, hat sich der ORC-Prozess mit Unterstützung des Technologie-Bonus im Bereich der Biomasse(heiz)kraftwerke zu einer wesentlichen Größe entwickelt. Nach derzeitigem Kenntnisstand befanden sich Ende 2012 in Verbindung mit einer Rostfeuerung ca. 90 ORC-Anlagen mit einer elektrischen Leistung zwischen 0,2 und 3,1 MWel (2 Module à 1,55 MWel) in Betrieb. Der elektrische Brutto-Wirkungsgrad dieser Anlagen bewegt sich meist bei rund 15 %, die meisten Anlagen weisen eine hohe Wärmenutzung aus. Wie in Abbildung 4-3 dargestellt, bewegt sich die Leistung der meisten Anlagen zwischen 0,5 und 2 MWel. Seit 2004 wächst die Zahl der jährlichen Inbetriebnahmen für die Stromerzeugung aus fester Biomasse und erreichte 2009 ihren bisherigen Höhepunkt mit ca. 20 neu in Betrieb genommenen Anlagen. Diese Entwicklungen sind auf die Anreizwirkungen des EEG zurückzuführen, wonach Strom aus ORC-Anlagen mit einem zusätzlichen Technologie-Bonus mit Inbetriebnahme bis Ende 2011 vergütet wird. Mit Inkrafttreten des EEG 2012 ist der Technologie-Bonus weggefallen. In der Folge halbierte sich der Zubau an ORC-Anlagen in 2012 gegenüber den beiden vorangegangenen Jahren auf vier Anlagen. Die kumulierte elektrische Leistung von Biomasseheizkraftwerken, die eine ORC-Turbine einsetzen, beläuft sich derzeit auf rund 110 MW. ORC-Anlagen werden in den meisten Fällen in Kombination mit einer Rostfeuerung installiert.

20 Organic-Rankine-Cycle (ORC)



Abbildung 4-6: Bestandsentwicklung von ORC- und Dampfturbinen- sowie Holzvergaseranlagen von 2000 bis 2012 (DBFZ, Stand April 2013)

In den ersten EEG-vergüteten Biomasseheizkraftwerken wurden fast ausschließlich Dampfturbinen verbaut. Diese werden auch heute noch vorzugsweise in größeren Anlagen eingesetzt. Bedingt durch den Trend zu kleineren Anlagen ist der Zubau von Dampfturbinen in Deutschland sehr gering, im Jahr 2012 waren es drei Dampfturbinen mit einer kumulierten elektrischen Leistung von rund 16 MW.Hinsichtlich der elektrischen installierten Leistung dominiert die Dampfturbine mit 1.420 MW., die meist in Verbindung mit einem Wirbelschichtkessel oder einer Rostfeuerung eingesetzt wird. Der elektrische Brutto-Wirkungsgrad dieser Anlagen beläuft sich in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Leistung und der Wärmeauskopplung zwischen rund 10 bis knapp 40 %. Anlagen, die einen Wirkungsgrad von mehr als 35 % aufweisen, verfügen jedoch über keine, beziehungsweise nur über eine sehr geringe Wärmeauskopplung. Die Anlagen sind in einem Leistungsbereich von 0,5 bis 20 MWel - im Einzelfall bis knapp 100 MWel vorzufinden (siehe Tabelle 4-1).



Abbildung 4-7: Elektrischer Brutto-Wirkungsgrad in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Leistung und differenziert nach den üblichen Stromerzeugungstechnologien (DBFZ, Stand April 2013)

Bei den Holzvergasern mit adaptiertem Gasmotor ergaben sich in den ersten zehn Jahres des EEGs mehre Zu- und auch wieder Rückbauten. Seit dem Jahr 2011 setzt sich jedoch ein kontinuierlicher Zubau ein. Im Jahr 2012 wurden rund 80 Anlagen mit 6 MW kumulierter elektrischer Leistung in Betrieb genommen. Die Holzvergaseranlagen mit Gasmotor weisen vor dem Hintergrund der überwiegend geringen installierten elektrischen Leistung einen vergleichsweise hohen elektrischen Brutto-Wirkungsgrad von rund 30 % auf. Diese Anlagen sind vorzugsweise im kleinsten EEG-Leistungssegment, der Leistungsklasse kleiner 0,15 MWel vorzufinden (siehe Abbildung 4-7). Das dominierende Holzvergasungsverfahren ist nach wie vor die absteigende Festbett-Gleichstromvergasung, die mit einem Gas-Ottomotor gekoppelt wird. Zum Teil werden bei aktuell gebauten Anlagen auch die Verfahren der aufsteigenden Gleichstrom- und Wirbelschichtvergasung sowie zu geringen Anteilen auch weitere Verfahren eingesetzt. Der elektrische Leistungsbereich > 0,5 kW bis 5 MW wurde in den Jahren 2005 bis 2008 von verschiedenen Anbietern mit unterschiedlichen Technologien bedient, darunter aufsteigende Gleichstromvergaser, gestufte Vergaser und Doppelfeuerungsvergaser. Die Anlagen erfordern allerdings regelmäßige Wartungen. Die Dynamik in dieser Leistungsklasse entsteht durch Neuentwicklungen. Zum einen erfolgen auf Basis von Anlagen im Leistungsbereich von > 0,05 bis 0,5 kWel größere zusammenhängende Installationen, zum anderen werden seit 2011 auch leistungsstärkere Anlagen installiert. Dazu zählt eine Holzvergasungsanlagen nach dem Verfahrensprinzip der allothermen Wasserdampfvergasung in einer Zweibett-Wirbelschicht. In der Anlage in Senden bei Ulm wird das Gas in zwei Gas-Zündstrahlmotoren genutzt, zusätzlich soll ein Teil der Nutzwärme mit einer ORC-Anlage verstromt werden (EUWID NEUE ENERGIEN, 2012). Ein anderes Verfahren stellt das Heatpipe-Prinzip dar. Die Gaszusammensetzung dieser Anlagen unterscheidet sich von den bisher am Markt vertretenen



Verfahren, indem es kaum Stickstoff enthält und einen höheren Brennwert hat (AGNION TECHNOLOGIES

GMBH), (H S ENERGIEANLAGEN GMBH). Die meisten derzeit in Deutschland betriebenen Vergasungsanlagen sind für den Brennstoff Holz – in Form von Hackschnitzel oder Pellets – konzipiert. Dabei bestehen hohe Anforderungen an den Brennstoff hinsichtlich des Wassergehalts und der Stückigkeit. Verschiedene Hersteller geben an, dass in ihren Anlagen auch Halmgut oder Landschaftspflegematerial eingesetzt werden kann. Wenige Teilnehmer der DBFZ-Betreiberbefragung konnten den Einsatz dieser Materialien in ihren Anlagen bestätigen. Weitere Biomasse-Stromerzeugungstechnologien v. a. im kleinen Leistungsbereich < 100 kWel befinden sich weiterhin im Entwicklungsstadium. Im Bereich der mit Holz beschickten Stirling-BHKW gibt es derzeit nur wenige Aktivitäten und weitere Entwicklungen. Im Kleinst-KWK-Bereich befindet sich seit Anfang 2011 ein wärmegeführter, mit Holzpellets betriebener Dampfkolbenmotor im Versuchsbetrieb. Hierbei handelt es sich um ein Konzept mit einem horizontal laufenden Dampfkolbenmotor, der seit 2006 als Erdgas-Variante vertrieben wird. Bei thermischen Leistungen von 3,5 bis 16 kW und elektrischen Leistungen von 0,3 bis 2 kW bei einem elektrischen Wirkungsgrad von rund 10 % handelt es sich um eine Kleinstanwendung. Die Stromerzeugung dient der Deckung des Eigenbedarfes. In diesen Größenordnungen ist eine Einspeisung des Stroms nach EEG nicht zweckmäßig (BERNER, 2011), (KOOP, 2011). Zum gegenwärtigen Zeitpunkt existiert nur eine Anlage, die im kommerziellen großtechnischen Maßstab in Deutschland Stroh als Brennstoff einsetzt. Diese Anlage soll im Frühjahr 2013 in Emlichheim im Emsland in Betrieb gehen. Das Kraftwerk wird über eine Feuerungswärmeleistung von ca. 50 MW und einer elektrischen Leistung von rund 10 MW verfügen (BIOENERGIEKRAFTWERK EMSLAND, 2012).


Die potenzielle Brutto-Stromerzeugung wird auf Basis des aktuellen Anlagenbestands sowie unter Berücksichtigung mittlerer Volllaststunden und der unterschiedlichen Inbetriebnahmezeitpunkte für das Jahr 2012 geschätzt. Die EEG-vergütete Stromerzeugung als Teil der gesamten Stromerzeugung in Biomasseheizkraftwerken wurde anhand einer Verschneidung aus der Stromerzeugung der BNetzA-Daten von 2009 bis 2011 und der erfassten Leistung in der DBFZ-Biomasseheizkraftwerkdatenbank berechnet. Dabei zeigte sich, dass die Volllaststundenanzahl zur Berechnung der EEG-vergüteten Stromerzeugung vorwiegend von der Stromerzeugungstechnologie abhängig ist. Für Biomasseheizkraftwerke mit Dampf- und ORC-Turbine wurden 5.750 und für Holzvergaser 3.230 Volllaststunden pro Jahr ermittelt. Auf dieser Grundlage wird die EEG-Stromerzeugung in Biomasseheizkraftwerken im Jahr 2012 einschließlich der Biomasseheizkraftwerke der Papier- und Zellstoffindustrie sowie der Holzvergaseranlagen auf 8,4 TWh geschätzt. Die Ermittlung der elektrischen Volllaststunden über die Daten der BNetzA stellt eine Änderung des Vorgehens dar, was die deutlichen Unterschiede bei der Stromerzeugung gegenüber den Vorjahren begründet. Zum Ende des Jahres 2012 werden rund 75 % der installierten Leistung nach dem Marktprämienmodell des EEG (Direktvermarktung) vergütet. Im Jahr 2011 und vor allem 2012 wechselten viele Biomasseheizkraftwerke in die Direktvermarktung. Die verbleibenden 25 % der Anlagen erhalten eine EEG-Festvergütung. Die Ergebnisse der DBFZ-Betreiberbefragung ergaben teilweise abweichende Angaben von erzeugter und nach EEG vermarkteter Strommenge. Dies könnte Hinweise auf eine Stromnutzung außerhalb des EEG darstellen, die somit auch nicht bei der BNetzA registriert und nicht



Teil der oben genannten Stromerzeugung ist. Die Stichprobe erwies sich jedoch als zu gering um auf den gesamten Anlagenbestand zu schließen.

Bei Biomasseheizkraftwerken der Papier- und Zellstoffindustrie sind nach Energiestatistik 067, für das Jahr 2010 1,74 TWh Strom aus Biomasse erzeugt worden. Es wird davon ausgegangen, dass sich die Stromerzeugung in 2011 und 2012 in einer ähnlichen Größenordnung bewegt. Nach BNetzA-Daten für den Zeitraum 2009 bis 2011 wurden davon durchschnittlich 0,8 TWh Strom pro Jahr nach EEG vergütet. Die restlichen 0,9 TWh Strom wurden entweder in EEG-Anlagen erzeugt, aber nicht nach diesen vergütet oder bei der Mitverbrennung in fossilen Kraftwerken erzeugt.

Die Abschätzung der Strom- und Wärmeerzeugung auf Basis des biogenen Anteils des Abfalls in Müllverbrennungsanlagen basiert auf den Angaben der Energiestatistik 066k, 067 und 070 für das Jahr 2011. Es wird davon ausgegangen, dass sich die Stromerzeugung in diesen Anlagen im Jahr 2012 in ähnlicher Größenordnung bewegt. Danach wird die Stromerzeugung auf Basis des biogenen Anteils des Abfalls auf 4,8 TWhel geschätzt.

Insgesamt beläuft sich die Brutto-Stromerzeugung in Holzvergaseranlagen und Biomasseheizkraftwerken einschließlich der Mitverbrennung von Biomasse in Heizkraftwerken der Papier- und Zellstoffindustrie und des biogenen Anteils in Müllverbrennungsanlagen auf 14,2 TWhel. Davon wurden insgesamt rund 8,4 TWh Strom nach dem EEG vergütet.

Auf Basis der durchschnittlichen Volllaststunden für die Wärmeerzeugung der in Betrieb befindlichen Biomasseheizkraftwerken und Holzvergaseranlagen, die ausschließlich Biomasse einsetzten und nach EEG vergütet werden, wird die als Nutzwärmeerzeugung für das Jahr 2012 auf rund 17 TWhth geschätzt. Die Schätzung basiert auf den Angaben aus der DBFZ-Datenbank zur installierten thermischen Leistung, welche durch die Umfrageergebnisse validiert wurden21. Hinzu kommen rund 3,4 TWhth von

Biomasseheizkraftwerken oberhalb der EEG-Vergütungsgrenze und Heizkraftwerken der Papier- und Zellstoffindustrie. Nach Angaben der Energiestatistik 066k, 067 und 07022 und des angesetzten Anteils biogener Komponenten im Siedlungsabfall beläuft sich die anteilige Wärmeerzeugung in

21 Zur Berechnung der Wärmeauskopplung wurden bei KWK-Anlagen folgende Volllaststunden in Bezug auf die installierter thermische Leistung angenommen: Anlagen im Leistungsbereich ≤ 0,15 MWel: 4.900 h/a; ≥ 0,15-0,5 MWel: 4.200 h/a; ≥ 0,5-5 MWel: 4.800 h/a; > 5 MWel: 3.000 h/a 22 Die Energiestatistik 070 weist lediglich die Stromerzeugung aus. Die Wärmerzeugung wurde hierbei anhand des Verhältnisses von Strom- und Wärmeerzeugung aus der Energiestatistik 066k und 067 berechnet.



Müllverbrennungsanlagen auf 5,8 TWh. Insgesamt liegt die Wärmerzeugung aus der Verbrennung von Biomasse in den betrachteten KWK-Anlagen bei rund 26,3 TWh23.

Die Auswertung der BNetzA-Daten für das Jahr 2011 ergab, dass fast 70 % der Biomasseheizkraftwerke und Holzvergaseranlagen mit entsprechendem Anteil an der installierten elektrischen Leistung eine KWK-Vergütung erhalten haben. Zu beachten ist hierbei, dass Anlagen in der Direktvermarktung nach BNetzA keine KWK-Vergütung ausweisen. Anlagen, die ihren erzeugten Strom ausschließlich in der Direktvermarktung vermarktet haben, wurden daher nicht berücksichtigt. Die nach EEG 2004 vergütete KWK-Stromerzeugung betrug im Jahr 2011 rund 0,8 TWh, was rund 34 % der Stromerzeugung (außer Stromerzeugung in der Direktvermarktung) aus Biomasseheizkraftwerken entsprach. Die nach EEG 2009 vergütete KWK-Stromerzeugung belief sich im Jahr 2011 auf rund 0,6 TWh, was wiederrum 15 % der Stromerzeugung (außer Stromerzeugung in der Direktvermarktung) aus Biomasseheizkraftwerken entsprach. Trotz der Möglichkeit eines höheren KWK-Bonus nahmen viele Betreiber die Möglichkeit zum Wechsel vom EEG 2004 in das EEG 2009 nicht war. Dies kann unter anderem mit der einfacheren Regelung für den Anspruch auf den KWK-Bonus im EEG 2004 zusammenhängen.

Die Wärmenutzung findet zu großen Teilen in der Holzwerkstoff- sowie der Papier- und Zellstoffindustrie statt. Weitere relevante Wärmeabnehmer werden in der Abbildung 4-8 gezeigt.

23 Die Angaben zur Wärmeerzeugung unterscheiden sich zu den Angaben der AGEE-Stat. Hier wird nur die gekoppelte Wärmeerzeugung betrachtet, während die AGEE-Stat auch die ungekoppelte Wärmebereitstellung in der Industrie und in Heiz(kraft)werken der Allgemeinen Versorgung 2012 ausweist (vgl. AGEE-Stat, 2013).



Abbildung 4-8: Zuteilung der Wärmemenge nach der Nutzungsart, (n=30), (DBFZ-Betreiberbefragung, Stand April 2013)

Die Aufteilung der Wärmemengen auf die dargestellten Nutzungsarten in Abbildung 4-8 stellt das Ergebnis der DBFZ-Betreiberumfrage dar. Da hierzu von nur 30 Betreibern Angaben gemacht wurden, wird diese Zuteilung als nicht repräsentativ betrachtet, wenngleich die Darstellung die Wärmenutzung der meisten der relevantesten Nutzungsarten beinhaltet. Aufgrund einer geringen Teilnahme seitens der Biomasseheizkraftwerke in der Holzwerkstoff- sowie die Papier- und Zellstoffindustrie bei der DBFZ-Betreiberbefragung fehlt deren Anteil an der Wärmenutzung in Abbildung 4-8.

4.4 Biomasseeinsatz

Der Einsatz von Biomasse in Biomasseheizkraftwerken hat sich entsprechend der Leistungsentwicklung in Abbildung 4-3 entwickelt und wird in Abbildung 4-9 dargestellt. Derzeit werden in EEG-vergüteten Biomasseheizkraftwerken, einschließlich Holzvergaseranlagen und EEG-vergüteten Heizkraftwerken der Papier- und Zellstoffindustrie, rund 8,7 Mio. tatro eingesetzt. Hinzu kommt der Einsatz von fester Biomasse in nicht EEG-vergüteten Anlagen in der Papier- und Zellstoffindustrie mit rund 21,2 PJ was einem Holzäquivalent von rund 1,2 Mio. tatro entspricht (STATISTISCHES BUNDESAMT, 2011). Der Einsatz von biogenem Siedlungsabfall zur Strom- und Wärmeerzeugung beläuft sich nach Energiestatistik 066k, 067 im Jahr 2011 auf 87,7 PJ. Der Einsatz von Siedlungsabfall in Anlagen, die in der Energiestatistik 070 aufgeführt werden, ist nicht bekannt, wird jedoch im Vergleich dazu als sehr gering eingeschätzt (vgl. Kapitel 4.1).



Abbildung 4-9: Brennstoffeinsatz in EEG-vergüteten Biomasse(heiz)kraftwerken von 2000 bis 2012 (DBFZ, Stand April 2013)

Nach einer starken Zunahme des Brennstoffbedarfs in den Jahren 2002 bis 2009 ist die Zunahme des Brennstoffeinsatzes in den letzten drei Jahren vergleichsweise moderat. Die starke Zunahme des Brennstoffeinsatzes bis 2006 beruhte vor allem auf dem Ausbau der Biomasseheizkraftwerke in der Papier- und Zellstoffindustrie und der Inbetriebnahme mehrerer Altholz(heiz)kraftwerken im höheren Leistungsbereich. Derzeit in Betrieb genommene Anlagen setzen überwiegend naturbelassenes Holz ein. Die Aufteilung des Brennstoffeinsatzes auf die jeweiligen Biomassesortimente ist in Abbildung 4-10 ersichtlich. Es ist jeweils der Hauptbrennstoff der Anlagen dargestellt mit Bezug zur Anlagenanzahl und der installierten elektrischen Leistung.

Abbildung 4-10: Einsatz von Hauptbrennstoffen in Biomasse(heiz)kraftwerken nach Anlagenzahl (links) und installierter elektrischer Leistung (rechts) (DBFZ, Stand April 2013)



Bei Betrachtung von Abbildung 4-10 wird deutlich, dass ein Großteil der Anlagen naturbelassenes Holz aus der Land- und Forstwirtschaft sowie aus der Landschaftspflege einsetzt. Hierbei handelt es sich vielfach um kleinere Anlagen, wie sie häufig im Leistungssegment von Holzvergasern oder ORC-Turbinen zu finden sind. Anlagen im höheren Leistungsbereich setzen vielfach Altholz, Reststoffe aus der Holz- sowie Papier und Zellstoffindustrie ein. Dieser Sachverhalt spiegelt sich auch deutlich in Abbildung 4-10 wieder. So wird beispielsweise Altholz, überwiegend A III und A IV in nur 10 % der Anlagen als Hauptbrennstoff eingesetzt, die nach 17. BImSchV für Althölzer bis A IV genehmigt sind. Diese Anlagen stellen jedoch 34 % der gesamten installierten Leistung dar. Insgesamt hat Altholz einen Anteil von etwas mehr als 50 % am gesamten Brennstoffeinsatz. Die Reststoffe aus der Holz- sowie Papier und Zellstoffindustrie weisen einen Anteil von 17 % auf. Weitere 26 % kommen direkt aus der Land- und Forstwirtschaft sowie aus der Landschaftspflege. Darunter auch von Biomasse von Kurzumtriebsplantagen, deren Einsatz sich nach den derzeit verfügbaren Informationen auf rund 35.000 tatro beläuft. Bei einem Flächenertrag typischer Baumarten und Standorte von 12 tatro/ha*a-1 entspricht einer Fläche von rund 2.900 ha (WAGNER u. a., 2012). Halmgut wird nur sehr vereinzelt als Brennstoff eingesetzt. Hier wird eine starke Zunahme durch das derzeit noch im Bau befindliche Strohheizkraftwerk in Emlichheim erwartet.

Die Aufteilung des Brennstoffeinsatzes auf die Bundesländer entspricht weitestgehend der in den jeweiligen Bundesländer installierten elektrischen Leistung (vgl. Abbildung 4-4).

Abbildung 4-11: Biomasseeinsatz in EEG-vergüteten Biomasseheizkraftwerken aufgeteilt nach Bundesländer (DBFZ, Stand April 2013)



Bereits 27 % der Biomasse in Biomasseheizkraftwerken wird in den beiden südlichen Bundesländer Bayern und Baden-Württemberg eingesetzt. Ein ebenfalls größerer Anteil wird in Nordrhein-Westfalen eingesetzt. Dort werden viele Altholzkraftwerke betrieben. Das Bundesland Bremen ist in Abbildung 4-11 nicht vertreten, da sich dort nach derzeitigen Informationen kein Biomasseheizkraftwerk befindet.

Bei der Befragung der Biomasseheizkraftwerksbetreiber wurde festgestellt, dass ca. 1 % der eingesetzten Biomasse importiert wird (n = 36). Dies betriff vor Altholz und vereinzelt Waldrestholz von Biomasseheizkraftwerken in Grenznähe. Außerdem gab ein Betreiber an, Holzpellets zu importieren. Die Transportentfernung beläuft sich entsprechend der Umfrage bei Betreibern mit Fremdbezug auf durchschnittlich rund 40 km (n = 60). Eine Ausnahme hierbei stellen Holzpellets dar, die aus einer Transportentfernung von bis zu 600 km bezogen werden.

Die Vergütung der Biomasse nach EEG 2004 und EEG 2009 wurde entsprechend der in Tabelle 4-2 dargestellten Boni vorgenommen. Die Datengrundlage hierzu stellen die BNetzA-Daten dar. Der aktuellste Datensatz gilt für das Jahr 2011, sodass die Vergütungskategorien für Anlagen die seit 2012 zugebaut wurden und nach dem EEG 2012 vergütet werden, noch nicht erfasst sind.

Tabelle 4-2: Boni für den Einsatz von bestimmten Biomassesortimenten in Biomasseheizkraftwerken im Jahr 2011 auf Grundlage der BNetzA-Daten 2009, 2010 und 2011 (DBFZ, Stand April 2013)

Bonus Biomassesortimente Leistungs-anteil

Rechts- grundlage

Strom-erzeugung (TWh)

Anteil an der gesamten EEG-vergüteten Stromerzeugung (außer Direkt-vermarktung) aus fester Biomasse im Jahr 2011

a1 EEG 2004: Anerkannte nachwachsende Rohstoffe

0 ≥ 0,5 MWel

§ 8 Abs. 2 EEG 2004 bzw. Anlage 2 des EEG 2009

0,50 6 %

a2 EEG 2004: Landschaftspflege-material, Pflanzen-bestandteile von land- und forstwirtschaftlichen Betrieben EEG 2009: Biomasse von Kurzumtriebsplantagen oder aus der Landschaftspflege

0,5 ≥ 5 MWel

§ 8 Abs. 2 Satz 1 EEG 2004 bzw. Anlage 2 des EEG 2009, Punkt VI Nr. 1a (2)

0,38 5 %

a3/ah EEG 2004/ 2009: Holz, welches nicht aus Kurzumtriebsplantagen oder aus der Landschaftspflege stammen

0,5 ≥ 5 MWel

§ 8 Abs. 2 EEG 2004 bzw. Anlage 2 des EEG 2009, Punkt VI Nr. 1b

0,90 11 %

Gesamt 1.79 22 %



Der prozentuale Anteil der nach den jeweiligen Boni vergüteten Stromerzeugung bezieht sich auf die gesamte EEG-vergütete Stromerzeugung von Biomasseheizkraftwerken (BNetzA 2011). Bei Anlagen in der Direktvermarktung, für die anhand der Boni nicht erkennbar, inwiefern ein Anspruch auf bestimmte Biomasseboni besteht wurde die Vergütung für den Brennstoffeinsatz nach BNetzA 2009 und 2010 herangezogen. Insgesamt wird rund 22 % der Stromerzeugung in Festbrennstoffanlagen zusätzlich mit einem Biomasse-Bonus vergütet. Zu beachten ist hierbei, dass der in KWK erzeugte Anteil über 5 MWel nur die Grundvergütung erhält.

5 Anlagen zur Nutzung flüssiger Bioenergieträger



Methodik

Die Analyse der Bestandsentwicklung für mit Pflanzenöl betriebene Blockheizkraftwerke (BHKW) erfolgt im Wesentlichen auf Basis der jährlich durchgeführten Betreiber- und Herstellerbefragung des Deutschen Biomasseforschungszentrums (DBFZ), den EEG-Daten der Bundesnetzagentur (BNetzA) für 2011, dem Anlagenregister der Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE, Stand 2011) sowie der Energiestatistik 2011.

Für die Betreiberbefragung 2012 wurden im Januar 380 Fragebögen postalisch versandt und der Fragebogen zusätzlich auf der Homepage des DBFZ zum Download zur Verfügung gestellt. Bis zum 15.04.2013 gingen 106 Rückmeldungen bzw. ausgefüllte Fragebögen beim DBFZ ein, deren Inhalte Grundlage für die nachfolgende Auswertung sind. Zudem wurden Informationen von 2 Herstellern bzw. Installationsbetrieben für die Auswertung genutzt.

5.1 Anlagenbestand 2012

5.1.1 Rückblick Anlagenbestand 2011

Gegenwärtig sind für den Einsatz von (flüssiger) Biomasse zur Strom- und Wärmeerzeugung Daten der Bundesnetzagentur (BNetzA) sowie die Energiestatistik für 2011 verfügbar. Diese wurden zunächst ausgewertet, um eine Basis für die Fortschreibung der Daten durch die DBFZ-Befragung 2012 zu schaffen.

Ein Teil der durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) für 2011 veröffentlichten EEG-Anlagen konnte mithilfe der DBFZ-Betreiberdatenbank zugeordnet und als mit Pflanzenöl in Betrieb gegangene BHKW identifiziert werden. Das Ergebnis der Verschneidung dieser Quelldaten ist in Abbildung 5-1 dargestellt. Vor allem in den beiden oberen Leistungsklassen konnte bereits ein Großteil der Anlagen (56 % bzw. 38 % leistungsbezogen) zugeordnet werden. In einem nächsten Schritt, der allerdings nicht mehr im Rahmen dieser Berichtsperiode erfolgen kann, sollen diese Zuordnung weiter vervollständigt sowie nach Möglichkeit eventuelle Brennstoffwechsel der einzelnen Anlagen ergänzt werden.

Die Daten der BNetzA beinhalten für 2011 über 300 Anlagen im kleinen Leistungsbereich, d. h. bis 10 kW installierte elektrische Leistung. Die Befragungen der vergangenen Jahre haben gezeigt, dass in diesem Segment kaum Stilllegungen vorgenommen werden, sondern lediglich die Option der Umstellung auf Heizöl als Brennstoff wahrgenommen wird. Zudem können Biogas und Holzvergaser in diesem Leistungsbereich nahezu ausgeschlossen werden. Von diesen etwa 300 Datensätzen konnten bisher 73 Anlagen als Pflanzenöl-BHKW identifiziert werden. Von den dem DBFZ in diesem Leistungsbereich bekannten Anlagen sind 23 nicht in den BNetzA-Daten enthalten. Diese wurden somit stillgelegt oder auf Heizöl umgestellt.

In den mittleren Leistungsbereichen sind die meisten Anlagen installiert. Das Register der BLE weist hier etwa 900 (10-150 kW) bzw. etwa 1.000 Anlagen (150-500 kW) aus. Im Rahmen der Untersuchungen wurden von 175 dem DBFZ bekannten Anlagen mit Hilfe der BNetzA-Daten für 2011 eine Anzahl von 48 bzw. 50 als in Betrieb sowie 27 bzw. 50 als außer Betrieb bzw. auf fossile



Brennstoffe umgestellt identifiziert. Die möglichen Optionen für eine Umstellung auf einen regenerativen Brennstoff sind Biomethan über das Erdgasnetz, Biogas durch Nutzung des BHKW an einer Biogasanlage und Holzgas. In diesen Fällen kann der produzierte Strom weiterhin über das EEG vergütet werden und die Anlagen verbleiben im Datenbestand der BNetzA.

In den beiden großen Leistungsbereichen über 500 kW bzw. über 1.000 kW installierter elektrischer Leistung konnte bereits ein großer Teil (56 % bzw. 38 %) der im Anlagenregister der BLE enthaltenen Anlagen 2011 als in Betrieb oder außer Betrieb identifiziert werden. Dies erfolgte ebenfalls auf Basis von dem DBFZ bekannten Betreibern sowie den Daten der BNetzA.

Abbildung 5-1: Status der installierten elektrischen Leistung nach Größenklassen (BNetzA, unvollständig, im Vergleich zum Anlagenregister der BLE 2011)

In Abbildung 5-2 sind die für diesen Bericht wesentlichen Bestandteile der Energiestatistik und deren Abdeckung der vier Sektoren sowie Anlagengrößen größer bzw. kleiner 1 MW installierter elektrischer Leistung dargestellt. Da nahezu ausgeschlossen werden kann, dass Anlagen > 1 MW nicht von Energieversorgungsunternehmen oder der Industrie betrieben werden, wird diese Anlagengrößenklasse durch die Energiestatistik 066k sowie 067 abgedeckt.

-

5

10

15

20

25

30

bis 10 kW 10-150 kW 150-500 kW 500-1.000 kW über 1.000 kW

Inst

allie

rte e

lekt

risch

e Le

istu

ng in

MW

in Betrieb (ggf. Brennstoffwechsel) außer Betrieb/ nicht über EEG in Betrieb

Register 4 MW 53 MW 308 MW 21 MW 73 MWBLE (20 %) (8 %) (9 %) (56 %) (38 %)

(auf Basis BNetzA und eigene Recherchen)



Abbildung 5-2: Abdeckung der einzelnen Sektoren und Anlagengrößen durch die Energiestatistik

Die Energiestatistik enthält für 2011 entgegen der Vorjahre keine Angaben in der Energiestatistik 066k für Heizkraftwerke von Versorgungsunternehmen mit einer installierten elektrischen Leistung > 1 MW. Das heißt, die Anzahl ist zwar größer 0, jedoch so gering, dass eine anonymisierte Darstellung nicht möglich ist. Die Nettostrom- und –wärmeerzeugung der Jahre 2006 bis 2010 ist in Abbildung 5-3 dargestellt.

Abbildung 5-3: Nettostrom- und -wärmeerzeugung, Brennstoffeinsatz und Anlagenzahl (> 1 MW) von Versorgungsunter-nehmen 2006 bis 2010 nach Energiestatistik

Die in der Energiestatistik für 2010 und 2011 ausgewiesene Nettostromerzeugung mit flüssiger Biomasse ist in Abbildung 5-4 dargestellt.



Abbildung 5-4: Nettostromerzeugung mit flüssiger Biomasse 2010 und 2011 nach Energiestatistik

Für den Sektor Heizkraftwerke der Industrie (> 1 MW, Energiestatistik 067) sind für 2011 ebenfalls keine Zahlen verfügbar. Allerdings wird in der Energiestatistik 060 der gesamte Brennstoffeinsatz in der Industrie (KWK- und Wärmeerzeugung) ausgewiesen. Dieser ist für die Jahre 2009, 2010 und 2011 zusammenfassend in Tabelle 5-1 gegenübergestellt. Die Ausweisung des spezifischen Energiegehalts des Brennstoffs in der letzten Zeile verdeutlicht, dass für 2011 ein Kommafehler vorliegen muss (14 statt 144 PJ). Der Energiegehalt der in den Industriebetrieben eingesetzten Brennstoffe liegt im Mittel bei rund 10 MJ/kg. Pflanzenöl hat einen Energiegehalt von etwa 37 MJ/kg. Die in dieser Statistik z. T. noch enthaltene Ablauge aus der Papier- und Zellstoffindustrie hat einen Brennwert zwischen 17 und 23 MJ/kg (roh) (EFFENBERGER, 2000).

Tabelle 5-1: Brennstoffeinsatz flüssiger Biomasse in Industriebetrieben 2009 bis 2011 (DESTATIS, 2012)

Industrie (v.a. verarbeitendes Gewerbe) 2009 2010 2011

t 1.631.148 2.161.625 1.405.721

GJ 15.315.731 28.842.680 144.157.079

MJ/kg 9,39 13,34 102,55

Die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) hat im Evaluationsbericht für 2011 angegeben, dass zum Stichtag 31.12.2011 etwa 12,5 % der 2.321 registrierten Anlagen nachhaltigen Strom bereitgestellt haben. Dies entspricht einer Anzahl von 290 Pflanzenöl BHKW. Es wurde jedoch darauf hingewiesen, dass bei der Berichtserstellung ein Großteil der verwendeten Nachhaltigkeitsnachweise bzw. Umweltgutachterbescheinigungen noch nicht vorlag.

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

2010 2011

Net

tost

rom

erze

ugun

g in

TW

h

EVU (>1MW)

Industrie (>1MW, v.a. Verarbeitendes Gewerbe)

Industrie (<1MW)

Sonstige ( EVU <1MW, GHD, Haushalte)



5.1.2 Entwicklung Anlagenbestand 2012

Mit dem EEG 2012 werden Neuanlagen zur Nutzung flüssiger Bioenergieträger nicht mehr nach dem EEG vergütet. Im Anlagenregister der BLE sind derzeit 2.267 Anlagen registriert (Stand 22.03.2013, ggf. inklusive 6 Anlagen mit Ablauge als Brennstoff). Von diesen haben 1.012 Anlagen (BLE, 2013), d.h. etwa 45 % im Jahr 2012 Strom bereitgestellt.

Bezogen auf die Anlagenanzahl ergibt sich bei der Betreiberbefragung 2012 ein vergleichbares Bild. Wie in Abbildung 5-5 deutlich wird, ist die absolute Anzahl der rückgemeldeten Betreiber, die ihre Anlage noch mit Pflanzenöl betreiben, leicht gestiegen. Dagegen ist die installierte elektrische Leistung der rückgemeldeten Anlagen in Betrieb weiterhin rückläufig. Der Anteil der vorübergehend bzw. endgültig außer Betrieb genommenen Anlagen ist nach Anzahl und nach installierter elektrischer Leistung seit 2009 erstmals leicht rückläufig. Die Stichprobe von 106 Anlagen aus der DBFZ-Betreiberbefragung ist bezogen auf das Anlagenregister der BLE mit 2.267 Anlagen vergleichsweise gering und umfasst etwa 4,7 % des dort erfassten Anlagenbestands. Es können dennoch Tendenzen des Sektors abgebildet und in die Bewertung der Strom- und Wärmeerzeugung 2012 eingebunden werden.

Abbildung 5-5: Anlagenstatus nach Anzahl sowie installierter elektrischer Leistung (Betreiberbefragung DBFZ, 2008 bis 2012)

-

10

20

30

40

50

60

2008 2009 2010 2011 2012

Inst

allie

rte e

lekt

risch

e Le

istu

ng in

MW

in Betrieb vorübergehend außer Betrieb

stillgelegt/ demontiert Brennstoffwechsel Heizöl

Brennstoffwechsel Erdgas/ Biomethan Brennstoffwechsel sonstiges

n=153

n=74 n=61 n=83n=89

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2008 2009 2010 2011 2012

Anz

ahl A

nlag

en

158

74 75

98106



Im Status unterscheiden sich die Anlagen mit einer geringen installierten Leistung, die bereits überwiegend als wärmegeführte Anlagen installiert wurden, von denen die zunächst auch als stromgeführte Anlagen in Betrieb gegangen waren. Wie Abbildung 5-6 zeigt, sind von den Anlagen bis 10 kW installierter elektrischer Leistung laut Befragung etwa 12 % außer Betrieb. Anlagen, die nicht mit Pflanzenöl weiter betrieben werden, wurden auf Heizöl als Brennstoff umgerüstet.

In den größeren Anlagenklassen nimmt auch der Anteil außer Betrieb befindlicher Anlagen zu. In Abbildung 5-6 sind die Rückmeldungen der Jahre 2012 und 2011 nach Anlagenklassen dargestellt (ohne Doppelungen). Vor allem in den mittleren Leistungsbereichen, die sich durch eine große Anzahl und eine dementsprechend hohe installierte elektrische Gesamtleistung auszeichnen, wird ein Anteil von 16 % (10 - 150 kW) bzw. 29 % (150 - 500 kW) als vorübergehend außer Betrieb gemeldet. Hier ergibt sich bei sinkenden Brennstoffpreisen unter Umständen ein Potenzial zur Wiederinbetriebnahme. Im Rahmen der Betreiberbefragung des DBFZ 2012 wurde festgestellt, dass insgesamt 9 der 106 Betreiber ihre Anlagen 2011 vorübergehend außer Betrieb genommen hatten und diese im Jahr 2012 wieder in Betrieb waren. Davon lagen 3 Anlagen im Bereich von 10 - 150 kW sowie 6 BHKW im Bereich von 150 - 500 kW installierter elektrischer Leistung.

Die Herstellerbefragung zeigt, dass sich derzeit die Tätigkeiten innerhalb des Sektors auf die Umrüstung von vormals Pflanzenöl BHKW auf alternative Brennstoffe beschränken. Marktteilnehmer, die sich auf die Installation von Neuanlagen spezialisiert hatten, sind kaum noch aktiv. Die Rückmeldungen haben ergeben, dass von ca. 100 installierten BHKW im Leistungsbereich 150 - 500 kW etwa je ein Drittel mit Pflanzenöl betrieben, vorübergehend stillgelegt oder auf einen alternativen biogenen Brennstoff umgestellt wurde.

Abbildung 5-6: Anlagenstatus 2011/2012 nach Anzahl (Betreiberbefragung DBFZ, 2011 und 2012)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

bis 10 kW > 10 bis 150 kW > 150 bis 500 kW > 500 bis 1000 kW über 1000 kW

Anza

hl A

nlag

en

In Betrieb Vorübergehend außer Betrieb Stillgelegt/demontiert Biomethan Heizöl Sonstiges/k.A.

Befragung 2012 Befragung 2011 (ohne Dopplungen)



Ein Zubau im Bereich der Pflanzenöl BHKW findet in geringem Maße lediglich in Nischenanwendungen statt. Dies betrifft v.a. Bereiche, in denen eine Erschließung über das öffentliche Stromnetz nicht möglich ist (Inselbetrieb) und wassergefährdende Stoffe wie beispielsweise Heizöl nicht eingesetzt werden dürfen.

Basierend auf den Daten der BNetzA im kleinen Leistungsbereich, wird davon ausgegangen, dass etwa 300 Anlagen 2011 mit Pflanzenöl in Betrieb waren, und dass sich diese Anzahl 2012 nicht wesentlich verändert hat.

Die Anlagen in den mittleren Leistungsbereichen sind seit 2010 zunehmend außer Betrieb genommen worden oder wurden auf einen alternativen Brennstoff umgestellt. Es wird davon ausgegangen, dass etwa 2/3 der Anlagen der Leistungsklasse 10 - 150 kW bzw. die Hälfte der Anlagen mit einer Leistung zwischen 150 und 500 kW in Betrieb sind. Ein Teil wurde auf Biomethan bzw. Holzgas umgerüstet.

Im großen Leistungsbereich (über 500 bzw. 1.000 kW) wurde nur eine geringe Anzahl an Anlagen installiert. Basierend auf allen drei Datenquellen (BNetzA 2011, Energiestatistik 2011, Betreiberbefragung DBFZ 2012) ergeben sich ergänzend zu den anderen Größenklassen, die in Tabelle 5-2 aufgeführten Anlagenzahlen. Diese Zahlen sind die Grundlage für die Prognose der durch Pflanzenöl BHKW realisierten Strom- und Wärmeproduktion im Jahr 2012.

Tabelle 5-2: Anzahl der in Betrieb befindlichen Pflanzenöl BHKW 2012

Größenklasse ≤ 10 kW > 10 bis ≤ 150 kW > 150 bis ≤ 500 kW > 500 bis ≤ 1.000 kW > 1.000 kW

In Betrieb mit Pflanzenöl

300 240 440 5 2

In Verbindung mit der durchschnittlichen installierten Leistung je Größenklasse ergibt sich aus den Anlagenzahlen der Tabelle 5-2 die Fortschreibung der Zeitreihe für die Anlagenzahl sowie die installierte Gesamtleistung (Abbildung 5-7).



Abbildung 5-7: Entwicklung der Anlagenanzahl und der installierten elektrischen Leistung für die in Betrieb befindlichen Pflanzenöl BHKW nach Größenklassen


5.2.1 Betriebs- und Volllaststunden

Neben dem Anlagenbestand und dem Betriebsstatus ist v.a. die Höhe der Volllaststunden pro Jahr die entscheidende Kenngröße, um auf die Stromproduktion schließen zu können.

Auf Basis der DBFZ-Betreiberbefragung 2012 sowie den Daten der Bundesnetzagentur (BNetzA), die für 2011 für den vorliegenden Bericht nur unvollständig ausgewertet werden konnten, können Bandbreiten für Betriebs- und Volllaststunden ermittelt werden. In Abbildung 5-88 sind zum einen für die einzelnen Anlagengrößenklassen die Mittel-, Median- und Maximalwerte nach den BNetzA-Daten dargestellt, die Minimalwerte lagen jeweils bei etwas über 0. Zum anderen sind, so weit vorhanden, die Mittelwerte für 2011 und 2012 aus der DBFZ-Betreiberbefragung dargestellt. Diese sind, wie auch in Abbildung 5-9Abbildung 5-9, aus den Angaben der Betreiber zur Stromproduktion 2012 und der installierten elektrischen Leistung berechnet. Die Volllaststunden aus der DBFZ-Befragung zeigen in den drei Größenklassen bis 500 kW installierter elektrischer Leistung einen starken Rückgang.

Die Ergebnisse der Befragung (n=46) liegen für die Vollaststunden innerhalb der Bandbreite der identifizierten Datensätzen der BNetzA (n=185). Aufgrund der größeren Schnittmenge wird für die Volllaststunden (Tabelle 5-3) und die daraus resultierende Hochrechnung der Strom- und Wärmeproduktion 2012 der Median der BNetzA-Daten 2011 zugrunde gelegt.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

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über 1000 kW

> 500 bis 1000 kW

> 150 bis 500 kW

> 10 bis 150 kW

bis 10 kW

inst. Leistung



Abbildung 5-8: Bandbreite der Volllaststunden nach Größenklassen auf Basis BNetzA-Daten 2011 (unvollständig) und Betreiberbefragung DBFZ 2011 und 2012

In den Befragungen können die Betreiber direkt eine Betriebsstundenzahl angeben. Die Volllaststundenzahl kann jedoch auch aus der ebenfalls abgefragten, installierten elektrischen Leistung sowie der angegebenen produzierten Strommenge ermittelt werden. In Abbildung 5-9 sind die beiden Kennzahlen für die Befragungen 2008 bis 2012 im Zeitverlauf dargestellt. Die Kennzeichnungen markieren dabei nicht plausible Paare, bei denen die Betriebsstunden kleiner als die berechneten Volllaststunden sind. Diese Differenz entsteht u.a., weil einige Betreiber entweder nur die Betriebsstunden oder nur die produzierte Strommenge angeben. D.h. die beiden Kenngrößen beziehen sich nicht auf dieselbe Stichprobe. Besonders groß ist die Differenz bei der Größenklasse 150 bis ≤ 500 kW installierter elektrischer Leistung. Aufgrund der geringen Anlagenzahl fehlt hier ein glättender Effekt.

-

1.000

2.000

3.000

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5.000

6.000

7.000

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< 10 kW 10-150 kW 150-500 kW 500-1.000 kW > 1.000 kW

Vollla

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2011 Mittel 2011 Median 2011 Max

2011 Mittel 2012 Mittel

BNetzA (n=185):Befragung:



Abbildung 5-9: Entwicklung der Betriebs- und Volllaststunden (Betreiberbefragung DBFZ, 2008 bis 2012)

Der Preis für Pflanzenöl, besonders für Palmöl, begann erst im September 2012 stark zu fallen (vgl. Kapitel 5.4 Biomasseeinsatz). Für Anlagen, die aufgrund der sinkenden Brennstoffpreise 2012 ihren Betrieb wieder aufgenommen hatten, ist daher mit einer verminderten Volllaststundenzahl zu rechnen.

Basierend auf den ausgewerteten Daten werden für die Abschätzung des im Jahr 2012 durch Pflanzenöl BHKW produzierten Stroms die in Tabelle 5-3 aufgeführten Volllaststunden zugrunde gelegt.

Tabelle 5-3: Volllaststunden der Pflanzenöl BHKW 2012

Größenklasse ≤ 10 kW > 10 bis ≤ 150 kW > 150 bis ≤ 500 kW > 500 bis ≤ 1.000 kW > 1.000 kW

Volllaststunden 2012

1.200 1.000 1.500 1.500 2.500

5.2.2 Stromerzeugung und Wärmeproduktion

Im Rahmen der DBFZ-Befragung 2012 haben 52 der 106 Betreiber angegeben, dass ihr BHKW 2012 in Betrieb war (vgl. Tabelle 5-2und Abbildung 5-6). Von diesen 52 Betreibern haben 46 ihre produzierte sowie 44 ihre eingespeiste Strommenge angegeben. Diese belaufen sich 2012 auf 13,4 bzw. 13,2 GWh. Weiterhin haben 24 Betreiber ihre Nutzwärme quantifiziert, die Summe wird für 2012 mit 7,3 GWh angegeben.

Basierend auf den vorgenannten Quellen und deren Verschneidung sowie den sich daraus ergebenden Anlagenzahlen und Volllaststunden ergeben sich die installierte Leistung sowie die Strom- und

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

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2008 2009 2010 2011 2012

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pro

Jahr

< 10 kW 10-150 kW 150-500 kW 500-1000 kW > 1000 kW

Betriebsstunden Volllaststunden



Wärmeproduktion für 2012. Die installierte Gesamtleistung der 2012 mit Pflanzenöl betriebenen BHKW beträgt 170 MW elektrisch bzw. 178 MW thermisch und ist in Abbildung 5-10 dargestellt. Aufgrund der verhältnismäßig geringen Volllaststunden ergibt sich ein vergleichsweise geringer Anstieg der Strom- und Wärmeproduktion von je etwa 200 GWh im Jahr 2011 auf jeweils etwa 250 GWh 2012.

Abbildung 5-10: Entwicklung der installierten elektrischen und thermischen Leistung der mit Pflanzenöl betriebenen und in Betrieb befindlichen BHKW für den Zeitraum 2006 bis 2012


Umstellung eines Pflanzenöl BHKW auf alternative Brennstoffe

Vor allem aufgrund der gestiegenen Pflanzenölpreise ist der wirtschaftliche Betrieb eines Pflanzenöl BHKW seit 2009 zunehmend schwierig. Daher werden vormals mit Pflanzenöl betriebene BHKW zunehmend auf alternative Brennstoffe umgestellt. Neben Heizöl als fossiler Brennstoff kann ein BHKW auf folgende biogene Brennstoffe umgestellt werden:

• Biomethan, welches in Erdgasqualität aus dem Netz bezogen wird, (TIPPKÖTTER, 2013)

• Biogas, indem die Anlage an eine Biogasanlage gekoppelt wird oder (SCHNELL, 2013)

• Holzgas, indem ein Holzvergaser zur Brenngasbereitstellung ergänzt wird. (BURKHARDT, 2013)

In Abhängigkeit vom gewählten Brennstoff gibt es verschiedene Optionen zur Umrüstungen.

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

0

100

200

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2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

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Strom

Nutzwärme



Biomethan hat chemisch die gleiche Struktur wie fossiles Erdgas. Biomethan verbrennt schnell und heftig, weshalb es im herkömmlichen Gas-Otto-Motor oder im Dual-Fuel-Betrieb als Beimischung zum Pflanzenöl im Dieselprinzip eingesetzt werden kann.

Biogas verbrennt im Vergleich zu Biomethan langsam und träge, wodurch hohe Temperaturen zustande kommen. Der Methan- und CO2-Gehalt können stark schwanken. Durch den höheren CO2-Anteil kann Biogas gut komprimiert werden. Für eine Nutzung von Biogas im Pflanzenöl BHKW ist das Zündstrahlverfahren eine geeignete Möglichkeit. (OELCHECK, 2013)

Bei einem Wechsel auf einen fossilen Brennstoff wird aufgrund der Viskosität extra leichtes Heizöl (schwefelarm) eingesetzt.

Funktionsweise eines Zündstrahlmotors

Das Biogas wird mit der Verbrennungsluft angesaugt und das entstehende Gas-Luft-Gemisch wird im Zylinder stark komprimiert (WOLLIN, 2009). In das komprimierte Gas wird eine geringe Menge Zündöl eingespritzt, welches den Brennvorgang des Kraftstoff-Luft-Gas-Gemisches einleitet. Diesel- bzw. Pflanzenölmotoren sind selbstzündend. Durch den geringen Flammpunkt von Pflanzenöl bei ca. 220°C (THUNEKE & REMMELE, 2002) verbrennt das Kraftstoff-Luft-Gas-Gemisch selbstständig. Bei Biogas liegt die Zündtemperatur deutlich höher und es würde bei diesem Druck noch nicht verbrennen. Durch die schwankenden Methan- und CO2-Gehalte im Biogas (KAMPMANN) ist ein optimales Einspritzsystem erforderlich (SCHNELL, 2013). Dies ist beispielsweise beim Common-Rail-Einspritzsystem gegeben, welches durch das Variieren der Zündölmenge eine optimale Brennstoffzusammensetzung gewährleisten kann.

Das Zündstrahlsystem ist geeignet für kleinere bis mittlere Motorklassen im Bereich ab ca. 100 kW installierter elektrischer Leistung (KAMPMANN).

Des Weiteren sind Modifikationen am Motor, im Verbrennungsprozess sowie der Steuerungsanlage zur Anpassung der Einspritzung des Kraftstoffes notwendig (TIPPKÖTTER, 2013). Die hohen Temperaturen sind problematisch bei der Umrüstung von Motoren der unteren Leistungsklasse, da diese meist in einer kompakt und Leichtbauweise gebaut werden. Bei der Umrüstung kommt es dadurch nicht vorrangig auf das Motorsystem an, sondern auf die größenabhängige Materialverträglichkeit.

Bei dem Zündstrahlverfahren kann das BHKW nach der Umrüstung auch weiterhin mit 100 % Pflanzenöl arbeiten (WOLLIN, 2009).

Dual-Fuel-Betrieb

Im Dual-Fuel-Betrieb wird das Dieselmotorprinzip angewendet. Diesel bzw. Pflanzenöl werden in den Motor eingespritzt und komprimiert, was die Eigenzündung und die Verbrennung des Kraftstoffes auslöst. Anschließend wird Biomethan eingespritzt und zündet durch den Verbrennungsvorgang des flüssigen Kraftstoffs. Der Diesel fungiert sozusagen als „Zündkerze“ (DUDENHÖFFER & PIETRON, 2010). Für diese Technik sind ebenfalls viele Umbauten notwendig. Eine Investition in Komponenten zur Gasmischung und zur Ladeluftreglung muss erfolgen. Motorsteuerung, Ventile und SCR-Katalysator müssen angepasst werden (PECKA, 2013). Durch wirtschaftliche Faktoren kommen für die Umrüstung lediglich Blockheizkraftwerke ab einer Größe von ca. 1 MW in Frage.



Eine andere Möglichkeit ein Pflanzenöl BHKW mit Biomethangas zu fahren, ist der Betrieb im Gas-Otto-Verfahren. Der dafür notwendige Umbau des Motors ist jedoch mit erheblichem Aufwand und entsprechend hohen Kosten verbunden.

Tabelle 5-4: Einspritzverfahren und Umrüstoptionen für Motoren

Möglichkeiten und Grenzen für eine Umstellung auf einen alternativen Brennstoff

Typischer Leistungsbereich

Einspritzverfahren

Motor mit Vor- und Wirbelkammerverfahren

Indirektes Einspritzsystem, kein Common-Rail bzw. direktes Einspritzen möglich, geringerer Wirkungsgrad (höherer Verbrauch)

v.a. < 150 kW

Common-Rail-Motor Nur in Kombination mit Gaseinspritzsystem, eigener Leistungsverbrauch

alle

Umrüstoptionen

Dual-Fuel Biomethan, Biogas, Synthesegas < 100 % (HAGALIS, 2013)

ab 1 MW

Motoren mit Zündstrahl < 100 % Biomethan ~ 100 kW bis 1 MW

Ein Zündstrahlsystem kann unabhängig vom vorhandenen Motorsystem installiert werden. In Abhängigkeit vom Motoraufbau kann bei der Umrüstung auf gasförmige Brennstoffe jedoch ein Temperaturproblem entstehen, da der flüssige Brennstoff als Schmier- und Kühlmittel fehlt. Eine Umrüstung findet daher vor allem bei Motoren der größeren Leistungsbereiche, d. h. ab 100 - 150 kW installierter elektrischer Leistung statt. In jedem Fall muss über ein entsprechendes Steuergerät die Einspritzung angepasst werden.

In Abbildung 5-11 sind die Ergebnisse der DBFZ-Befragungen 2008 bis 2010 bezüglich der verwendeten Motorentypen zusammenfassend dargestellt.



Abbildung 5-11: Motortypen der BHKW (Betreiberbefragungen DBFZ, 2008 bis 2010)

5.4 Biomasseeinsatz

Pflanzenölpreise

In Pflanzenöl BHKW werden vorwiegend raffiniertes Palmöl und Rapsöl eingesetzt.

Die massiven Stilllegung der mit Pflanzenöl betriebenen BHKW begannen während der ersten Hochpreisphase in 2009. Nach einem kurzen Absinken des internationalen Preisniveaus stiegen diese in 2010 wieder schnell und stark an und verblieben zunächst bis etwa zur Jahresmitte 2012 auf relativ hohem Niveau.

Im August 2012 begann der Palmölpreis stark zu fallen. Nach einem zwischentief deutlich unter 700 € je Tonne (Raffinat, cif) im Dezember, bewegt er sich seitdem zwischen 700 und 750 € (AMI). Nachdem die Preise von rohem Rapsöl und Palmölraffinat im Frühjahr 2012 noch nah beieinander lagen, hat sich der Preisabstand um den Jahreswechsel bei 150 bis 200 € je Tonne eingependelt. Palmöl hatte zum Beginn der Heizsaison 2012/2013 einen Preis, der zahlreichen Anlagen einen wirtschaftlichen Betrieb ermöglicht.

131

24

32 4 25

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< 10 kW 10-150 kW 150-500 kW 500-1.000 kW > 1.000 kW gesamt

umgerüsteter Serienmotor Motor mit Vor- und WirbelkammerverfahrenCommon-Rail-Motor sonstigesk.A.



Abbildung 5-12: Entwicklung Pflanzenölpreise (DBFZ auf Basis (AMI))

Pflanzenöleinsatz

In den mit Pflanzenöl betriebenen BHKW wird weiterhin vor allem raffiniertes Palmöl eingesetzt, was weiterhin aus dem deutlich niedrigeren Preis resultiert.

Die Größenklasse mit 150 bis 500 kW installierte elektrische Leistung stellt etwa 85 % der derzeitigen Kapazitäten. Dementsprechend wird von diesen Anlagen auch der überwiegende Anteil des Brennstoffs eingesetzt. Von den insgesamt etwa 65 Tsd. t Pflanzenöl werden etwa 55 Tsd. t in dieser Größenklasse eingesetzt. In Abbildung 5-13 sind Ergebnisse der Befragung zum Brennstoffeinsatz dargestellt.

600

700

800

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Pfla

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ölpr

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Rapsöl, roh (D) Rapsöl, raffiniert, fob (D) Palmöl, raffiniert, cif (ARAG)

2010 2011 2012

6 Direktvermarktung im Rahmen des EEG


Abbildung 5-13: Pflanzenöleinsatz nach Anlagenklasse (DBFZ-Betreiberbefragung 2012)

Von den insgesamt in BHKW eingesetzten 65 Tsd. t Pflanzenöl sind demnach etwa 5 % Rapsöl und 95 % Palmöl.


Seit dem EEG 2004 gibt es die Möglichkeit, Strom aus EEG-Anlagen auch direkt zu vermarkten. Diese Möglichkeit wurde mit dem EEG 2009 erweitert (R2B ENERGY CONSULTING GMBH & CONSENTEC GMBH, 2010) und mit dem novellierten EEG 2012 nochmals ausgebaut. Betreiber konnten seit dem EEG 2009 monatlich zwischen der festen EEG-Vergütung und der Direktvermarkung wechseln. Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) ,die mehr als 50 % ihres Stroms aus Erneuerbaren vermarkteten, konnten sich nach §37 EEG 2009 von der Zahlung der EEG-Umlage befreien lassen (Grünstromprivileg). Nach dem § 17 EEG 2009 erfolgte die Direktvermarktung vor allem als Inanspruchnahme des Grünstromprivilegs. Ende 2011 wurde Bioenergieanlagen mit einer installierten Leistung von 693 MWel nach dem Grünstromprivileg vermarktet (INFORMATIONSPLATTFORM DER DEUTSCHEN

ÜBERTRAGUNGSNETZBETREIBER, 2013). Die Leistung wurde fast ausschließlich von Biomasseheizkraftwerkten bereitgestellt.

Als Anreiz zur marktorientierten Produktion und Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien wurden mit dem EEG 2012 die Möglichkeiten zur Direktvermarktung wesentlich erweitert. Nach § 33b EEG 2012 können Anlagenbetreiber nun neben dem Grünstromprivileg auch die Marktprämie als weitere Möglichkeit der Direktvermarktung wählen

War mit dem Grünstromprivileg hauptsächlich die direkte Vermarktung von Anlagen mit einem geringen Vergütungsanspruch interessant, wurde mit dem Marktprämienmodell ein Vergütungsanspruch unabhängiges Modell eingeführt. Der Marktprämienanspruch für regelbare Erneuerbare Energien, wie

-

500

1.000

1.500

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5

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bis 10 kW > 10 bis 150 kW > 150 bis 500 kW

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Anla

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Anlagenanzahl Rapsöl Anlagenanzahl PalmölMenge Rapsöl Menge Palmöl

(n=21) (n=6)(n=1)

(n=7)

(n=3)



die Bioenergie, setzt sich zum einen aus der Differenz des Vergütungsanspruches der spezifischen Anlage und dem Monatsmittelwert der Börsenpreise der EPEX Spot SE und zum anderen aus der Managementprämie zusammen. Die Managementprämie dient dabei der Deckung der Einbindungs- und Vermarktungskosten zur Direktvermarktung. Die Höhe der Managementprämie für die regelbaren Energien ist dabei degressiv ausgestaltet, sodass sie von 0,3 ct/kWh in 2012 bis 2015 jährlich um 0,025 ct/kWh sinkt. Die Marktprämie ist somit ein flexibles Instrument, welches bei steigenden Börsenpreisen sinkt und bei sinkenden Börsenpreisen steigt.

Im Ergebnis können Anlagenbetreiber bei einer kontinuierlichen Vermarktung ihrer Anlagen mittels Marktprämie einen um die Managementprämie höheren Erlös als in der Festvergütung erzielen. In der Praxis teilen sich Anlagenbetreiber und Stromhändler die Managementprämie. Kann der Stromhändler die Erzeugungsmengen über dem durchschnittlichen Börsenpreis vermarkten, ergeben sich weitere Erlösmöglichkeiten. Durch das Anbieten von Systemdienstleistungen wie negativer Minutenreserve und negativer Sekundärregelleistung kann ein weiterer Beitrag zur Systemintegration geleistet und zusätzliche Einnahmen generiert werden.

.

Abbildung 6-1: Vergütungsstruktur bei Inanspruchnahme der Marktprämie

Im Zuge der Einführung der Marktprämie wurde die Befreiungsmöglichkeit von der EEG-Umlage, bei Nutzung des Grünstromprivilegs auf 2 ct/kWh gedeckelt Durch diese Deckelung spielt das Grünstromprivileg seit dem Inkrafttreten des novellierten EEG 2012 für die Stromerzeugung aus Biomasse keine wesentliche Rolle mehr, da die Vermarktung mittels des Marktprämienmodells wirtschaftlich attraktiver ist. Im Mittel wurde seit Januar 2012 nur noch Strom von rund 10 MWel installierter Leistung nach dem Grünstromprivileg eingespeist.

Im Januar 2012 wurde bereits für die Stromproduktion von 947 MWel installierter Leistung die Marktprämie in Anspruch genommen. Ein großer Teil der Leistung ist dabei auf den Wechsel vom Grünstromprivileg in die Marktprämie zurück zu führen. Bis Mai 2013 stieg die installierte Leistung im Rahmen der Marktprämie auf insgesamt 2.419 MWel. Nach Auswertung über die DBFZ-Datenbank können 1.096 MWel der festen Biomasse und 953 MWel dem Biogas Bereich zugeordnet werden. 370 MWel können momentan noch nichteindeutig zugeordnet werden (siehe Abbildung 6-2).



Abbildung 6-2: Inanspruchnahme der Marktprämie und des Grünstromprivilegs in der Direktvermarktung nach §33b EEG, aufgeschlüsselt nach installierter Leistung MWel, (www.eeg-kwk.net 2013, Anlagendatenbank DBFZ 2013)

Die Flexibilitätsprämie nach §33i EEG 2012 ist eine Erweiterung der Marktprämie und soll die nach dem derzeitigen Fördermechanismus auf Volllast ausgelegten Biogas- und Biomethan-BHKWs zu einem bedarfsgerechteren Betrieb anreizen. Dabei erhalten Biogas- und Biomethan-BHKW die Leistung die im Jahresdurchschnitt nicht genutzt wurde mit 130 €/kW vergütet. Aufgrund der üblichen Volllaststunden von Biogas- und Biomethan-BHKW wurden für die Berechnung der Flexibilitätsprämie die Jahresstunden um den Korrekturfaktor 1,1 für Biogas und 1,6 für Biomethan angepasst. Hieraus ergibt sich für Biogas-BHKW in der Praxis bei rund 3 980 Volllaststunden mit rund 120 €/kW die höchste Flexibilitätsprämie je real bereitgestellte Leistung (vgl. ). Weitere Begrenzungen der Berechnungsformel regeln die maximale Höhe sowie die Mindestbetriebszeit der Anlagen.

0

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Jan 12 Feb 12 Mrz 12 Apr 12 Mai 12 Jun 12 Jul 12 Aug 12 Sep 12 Okt 12 Nov 12 Dez 12 Jan 13 Feb 13 Mrz 13 Apr 13 Mai 13

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Grünstromprivileg feste Biomasse

Marktprämie Biomasse - nicht zugeordnet

Marktprämie Biogas

Marktprämie feste Biomasse

http://www.eeg-kwk.net/



Abbildung 6-3: Absolute Höhe und Höhe der Flexibilitätsprämie pro kW installierte Leistung in Abhängigkeit der Jahresvollbetriebsstunden am Beispiel einer 800 kW-Vor-Ort-Verstromungsanlage (eigene Darstellung)

Zur Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie muss die gesamte Leistung der Anlage direkt vermarktet und bei der BNetzA angemeldet werden sowie technisch in der Lage sein einen „bedarfsorientierten Betrieb“ zu leisten, welcher durch einen Umweltgutachter zu prüfen ist.

Der Anspruch besteht ab erstmaliger Inanspruchnahme – soweit die Anlage die Anforderungen erfüllt - für 10 Jahre. Die Inanspruchnahme kann dabei unterbrochen werden, wobei der Anspruchszeitraum weiter läuft.

Die Flexibilitätsprämie ist nach der Marktprämie der zweite Schritt zu einer bedarfsgerechteren Fahrweise von Biogasanlagen und somit zu einer weiteren Markt- und Systemintegration. Die bisherige Entwicklung der Flexibilitätsprämie war recht verhalten. Zum 28.02.2013 waren bei der Bundesnetzagentur 187 Anlagen mit rund 67 MWel installierter Leistung gemeldet, von denen rund 100 Anlagen auf sehr kleine Biomethan-BHKW zurückzuführen sind. Den letzten Meldungen nach scheint das Interesse an der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie jedoch stark zu steigen. Die bisher eher schleppende Entwicklung hat dabei verschiedene Gründe.

Anlagenbetreiber, aber auch anderen Akteuren wie Stromhändlern, fehlten zu Beginn der Markt- und Flexibilitätsprämie jegliche Erfahrung mit der Direktvermarktung von Biogasanlagen, sodass zunächst in der Marktprämie Erfahrungen gesammelt werden. Da die Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie in der Regel mit einer Erweiterung der Anlage und somit mit Investitionen verbunden ist, vergehen von der ersten Idee der Inanspruchnahme bis zur Realisierung häufig 6 bis 12 Monate. Die Dauer für eine

7 Auswirkungen der Stromerzeugung aus Biomasse auf die Landwirtschaft


veränderte Genehmigung und/oder die Lieferdauer von Komponenten (bspw. BHKW) führen zu längeren Umsetzungszeiträumen, die bei der Betrachtung der Marktentwicklung der Flexibilitätsprämie zu berücksichtigen sind.


7.1 Hintergrund und Zielstellung

Im folgenden Kapitel wird die Entwicklung im Substrateinsatz mit dem Focus Biogassubstrate dargelegt. Dabei werden die beanspruchten Ackerflächen zur Erzeugung der pflanzlichen Substrate ausgewiesen. Im besonderen Fokus steht die Entwicklung des Energiemaisanbaus.

Im weiteren Verlauf des Projektes sollen die Veränderungen in den Anbaustrukturen ab dem Jahr 2004 regionalspezifisch analysiert werden. Die Grundlage dazu sind die Anbaudaten auf Kreisebene, die über Abfrage der Länderstatistiken erhoben werden. In Verbindung mit den Ertragsdaten werden die Anbaudaten in Beziehung mit den Auswertungen zu Substrateinsätzen gesetzt. Daraus lassen sich die Entwicklungen im Flächenumfang einzelner Kulturarten ableiten und die Rolle der Biogaserzeugung darlegen. Im besonderen Fokus stehen dabei die in der Öffentlichkeit stark diskutierte „Vermaisung“ der Landschaft (verstärkte Anbau von Mais) sowie der Grünlandumbruch.

7.2 Flächenbedarf

Aus der Befragung der Anlagenbetreiber lässt sich der Flächenbedarf an Landwirtschaftlicher Nutzfläche (LN) ableiten. Insgesamt konnten dazu 759 von 980 Rückmeldungen aus der Betreiberbefragung des Deutschen Biomasseforschungszentrums (DBFZ) ausgewertet werden. Demnach verfügen die berücksichtigten Betreiber über knapp 368.241 ha LN. Etwa 17,3 % dieser Fläche ist als Grünland ausgewiesen. Die zum Anbau von NawaRo genutzte Fläche für Biogaserzeugung beläuft sich dabei auf 106.830 ha ha LN. Somit werden in den Betrieben durchschnittlich 29 % der Gesamtfläche zur Erzeugung von Substraten für Biogasanlagen in Anspruch genommen. Der Grünlandanteil an der Substratfläche macht nach Angaben der Betriebe 13,6 % aus.



Abbildung 7-1: Flächennutzung der Betriebe (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Zwischen den Bundesländern existieren allerdings starke Unterschiede. So sind die Anteile des zur Biogaserzeugung bewirtschafteten Ackerlandes am gesamten Ackerland der Betreiber in Baden-Württemberg, Rheinland-Pfalz und Schleswig-Holstein außerordentlich hoch. Betriebe in diesen Bundesländern haben sich somit stark auf den Anbau von Energiepflanzen spezialisiert. In Bayern und Niedersachsen werden in den Landwirtschaftsbetrieben immerhin noch etwa die Hälfte der bewirtschafteten Ackerfläche für die Biogaserzeugung genutzt. Entsprechend hoch ist der Energieertrag je Hektar (ha) Ackerland in diesen Bundesländern. Zu beachten ist, dass der BGA-Besatz auf Basis der jeweils installierten Leistung auch durch die Mengen an vergärtem Wirtschaftsdünger bestimmt wird. Bei vergleichsweise ähnlichem Niveau des BGA-Besatzes ist bei geringerer Nutzung der Ackerflächen zur Biogaserzeugung mehr Gülle bzw. Stallmist eingesetzt worden.

7.3 Entwicklung im Maisanbau

In der öffentlichen Diskussion zur Biogaserzeugung aus Energiepflanzen steht die Ausweitung des Maisanbaus in der Kritik. Mit der Novellierung des EEG 2012 wurde versucht, durch den gedeckelten Einsatz von Mais auf 60 % im Ausgangssubstrat von Neuanlagen einen zunehmenden Anbau von Mais entgegen zu wirken.

In den Jahren 2004 bis 2012 erhöhte sich die Anbaufläche für Mais in Deutschland um fast 50 %. Besonders in den Zeiträumen 2007/2008 sowie 2010/2011 wurde die mit Mais bestellte Ackerfläche deutlich ausgeweitet. Dabei blieb im Betrachtungszeitraum 2004 bis 2012 die Fläche zur Erzeugung von Körnermais mit 0,5 Mio. ha nahezu konstant, so dass die Entwicklung hauptsächlich durch den erweiterten Silomaisanbau verursacht wurde.



Abbildung 7-2: Entwicklung der Anbaufläche von Körner- und Silomais in Deutschland (Statistisches Bundesamt 2004 – 2012)

Den Anteil der Biogaserzeugung am Ausbau der Maisfläche verdeutlicht Abbildung 7-3. So ist der Flächenzuwachs größtenteils auf die Verwendung von Mais als Substrat in Biogasanlagen zurückzuführen. Die Fläche von Energiemais hat sich nach Angaben der Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (FNR) von 2009 bis 2012 mehr als verdoppelt. Wurden 2009 noch 380 000 ha Maisanbaufläche für Biogas ausgewiesen, waren es 2012 schon 800 000 ha. Die Differenz von Gesamtmaisfläche und Energiemais beschreibt die Anbaufläche für Mais zur Futterbereitstellung in der Tierhaltung. Diese verharrt mit leichten Schwankungen seit mehreren Jahren auf einem Niveau von etwa 1,8 Mio. ha. Folglich stieg der Flächenanteil von Energiemais an der gesamten Bewirtschaftungsfläche im Betrachtungszeitraum von 18 auf 31 % und beansprucht damit aktuell 1/3 der Maisfläche.



Abbildung 7-3: Entwicklung des Anbaus von Energiemais im Verhältnis zur gesamten Maisfläche (Statistisches Bundesamt, FNR 2009-2012)

Aus der DBFZ-Befragung 2013 geht aus den Aussagen der Betreiber hervor, dass im Mittel 38 % Maissubstrat in den Anlagen eingesetzt wird. Je installierter elektrischer Leistung (kWel) entspricht das rund 10 t Maissilage. Zwischen den Bundesländern bestehen allerdings starke Unterschiede (Abbildung 7-4). In Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen und Rheinland-Pfalz wird im Mittel etwa zur Hälfte Maissubstrat eingesetzt. In Schleswig-Holstein bestehen die Substrate sogar zu fast 60 % aus Mais. Bis auf Rheinland-Pfalz wird in den genannten Bundesländern mit einem Tierbesatz von mehr als 1 GV/ha auch ein sehr hoher entsprechend hohes Substrataufkommen aus Wirtschaftsdüngern eingesetzt. Gleichzeitig ist eine große Anlagenzahl zu verzeichnen, so dass Mais eine wichtige Rolle in der Biogasproduktion spielt. Demgegenüber basieren in Sachsen und Thüringen nur etwa 15 % der Substrate auf Maissilage. Der Schwerpunkt liegt hier auf der Verwertung von Wirtschaftsdüngern.

Abbildung 7-4: Anteil von Maissubstrat an der Biogaserzeugung in den Bundesländern (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

7.4 Einsatz von Zwischenfrüchten

Aufgrund des begrenzten Flächenangebotes und der Möglichkeit zur Erweiterung von Fruchtfolgen stellt die Nutzung von Zwischenfrüchten zur Biogaserzeugung eine attraktive Ergänzung dar. Aus der DBFZ-Betreiberbefragung wird das Substrataufkommen mit fast 125 400 t beziffert. Knapp ein Viertel dieser Menge wird von den Anlagenbetreibern zugekauft. Damit spielt das Aufkommen mit einem Anteil von 1 % am Gesamtsubstrateinsatz jedoch eine eher untergeordnete Rolle. Eine genaue Aussage zu der Nutzung von Zwischenfrüchten wird jedoch erschwert, da die Angaben der Betreiber oft ungenau oder ohne Mengenangaben erfolgten bzw. keine eindeutige Unterscheidung zwischen Zwischenfrucht und Zweitfrucht erfolgte.



In den befragten Betrieben ist Grünroggen im Zwischenfruchtanbau dominierend (Abbildung 7-5). Über 50 % der Substrate werden mit dieser Fruchtart bereitgestellt. Der Vorteil liegt in dem frühen Erntezeitpunkt, was eine ausreichende Anbauzeit für ertragreiche Zweitfrüchte wie beispielsweise Silomais ermöglicht. Eine bedeutende Rolle im Zwischenfruchtanbau spielt zudem Gras- bzw. Kleegras. Etwa 1/3 der Substrate basieren auf diesen Ackerfutterpflanzen. Mit der aktuellen Definition der Einsatzstoffvergütungsklassen ist ein Anreiz zur Erweiterung des Kleegrasanbaus beabsichtigt. Inwieweit sich der Anbau in Zukunft ausweitet kann anhand der hier vorliegenden Ausganssituation gemessen werden.

Weiterhin sind als Zwischenfrüchte Sorghum, Sonnenblume und verschiedene Sommergetreidearten erwähnenswert, andere Zwischenfrüchte spielen eine eher untergeordnete Rolle.

Abbildung 7-5: Verteilung von Substratmengen aus dem Zwischenfruchtanbau (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

Die Ausprägung des Zwischenfruchtanbaus für Biogassubstrate ist in den einzelnen Bundesländern unterschiedlich. Wird die Bezugsgröße Einsatz je installierte Leistung zu Grunde gelegt, ist in Nordrhein-Westfalen die Nutzung von Zwischenfrüchten mit 10 dt/kWel am weitesten vorangeschritten. Bayern folgt mit einem Einsatz von 7 dt/kWel, in Schleswig-Holstein, Hessen, Baden-Württemberg und Sachen werden immerhin noch 3,5 dt/kWel bzw. 2,3 dt/kWel eingesetzt. Alle anderen Bundesländer nutzen keine oder nur wenig Substrate aus Zwischenfrüchten.

7.5 Entwicklung und Nutzung von Grünland

Die Ausweitung der Biogaserzeugung zog einen Rückgang der Dauergrünlandflächen in Deutschland nach sich. Besonders im Zeitraum von 2007 bis 2010 nahm die Fläche von Dauergrünland um 4,5 % von 4,88 Mio. ha auf 4,66 Mio. ha ab (Abbildung 7-6). Als Reaktion auf den zunehmenden Umbruch kam es in einzelnen Bundesländern zu entsprechenden Verboten der Umnutzung. Für den Zeitraum 2010 bis 2012 ergab sich daraufhin ein moderater Rückgang der Dauergrünlandflächen. Im Jahr 2012 betrug die Gesamtfläche 4,63 Mio. ha.



Abbildung 7-6: Entwicklung der Grünlandflächen in Deutschland 2004 – 2012 (Statistisches Bundesamt)

Nach Angaben der DBFZ-Betreiberbefragung nimmt der massebezogene Substratanteil von Aufwüchsen des Dauergrünlandes etwa 3,3 % des Gesamtsubstrataufkommens ein. Der Anteil der Biomasse vom Grünland an der gesamten NawaRo-Biomasse beläuft sich etwa auf 6,3 %.

Von den insgesamt 393 Betreibern, welche Grünlandaufwuchs nutzen, gaben 35 also 9 % der Befragten eine Änderung in der Nutzung von Grünlandflächen an. Allerdings waren die Angaben teilweise nicht genau definiert und konnten somit nicht eindeutig Kategorien möglicher Umnutzungen zugeordnet werden. Insgesamt nutzten 14 Betreiber den Grünlandaufwuchs intensiver, davon gaben 8 Betreiber eine erhöhte Schnittnutzung im Herbst an. Grünland wurde in 9 Betrieben umgebrochen und zum Anbau von Ackerkulturen (Silomais) genutzt. Vier Betreiber gaben die Milchviehhaltung auf und nutzten das frei gewordene Grünland zur Biogaserzeugung. Ein Biogasbetreiber gab eine Neuanlage von Grünlandflächen an.

7.6 Verwertungswege von Gärresten

Die aus der Biogasproduktion anfallenden Gärreste stellen einen wertvollen Dünger zur Humus- und Nährstoffversorgung landwirtschaftlicher Nutzflächen dar. Aufgrund der hohen Umweltrelevanz wird ein sachgerechter Einsatz teilweise durch die Düngeverordnung reglementiert. Somit müssen die Biogasanlagen mit einem ausreichenden Flächenpotenzial zur Ausbringung der Gärreste betrieben werden. Bei größeren Anlagen kann ein hoher Transportaufwand die Wirtschaftlichkeit negativ beeinflussen. Dementsprechend wurden Angaben zu Mengen und Umgang mit Gärresten in der DBFZ-Umfrage abgefragt.

Von den 993 auswertbaren Fragebögen haben 648 Betreiber (65 %) Angaben zu Menge bzw. Ausbringfläche gemacht. Etwa 41 % setzen die Gärreste ausschließlich auf eigenen Flächen ein (Abbildung 7-7). Die Hälfte liefert Gärreste auch an andere Betriebe. Es ist davon auszugehen, dass der größte Teil dieser Fremdbetriebe gleichzeitig Substrate bereit stellt und somit über Flächenverträge die



Reststoffe wieder in den Betriebskreislauf zurückführt. Der geringste Teil setzt nach Angaben der Betreiber die Gärreste nicht auf eigenen Flächen ein, sondern exportiert die gesamte Gärreste.

Die Verteilung der Gärreste ist bestimmt durch die Leistung der Anlage und korrespondiert folglich mit dem Flächenbedarf beim Einsatz von NawaRo. Im Mittel ist die Anlagenleistung bei ausschließlicher Eigenverwendung der Gärreste mit durchschnittlich 377 kW am niedrigsten. Biogasanlagen, welche ihre Gärreste komplett an andere Betriebe abgeben, besitzen eine mittlere Leistung von 712 kW. Demnach werden vor allem Großanlagen häufig ohne oder nur mit wenig eigenen Flächenbestand betrieben. Teilweise sind die Betreiber nicht direkt in einem Landwirtschaftsbetrieb eingebunden. Die Bestückung und Gärrestausbringung erfolgt über vertragliche Einbindung von Ackerbaubetrieben.

Abbildung 7-7: Betriebliche Verwertung der Gärreste (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

7.7 Transportentfernungen der Biogassubstrate

Die mittlere Transportentfernung von Biogassubstraten steht in Zusammenhang mit der installierten Anlagenleistung, so müssen für größere Anlagen Substrate teilweise auch über längere Strecken transportiert werden. Dabei werden die Wirtschaftsdünger aufgrund ihrer geringeren Energiedichte und niedrigeren TS-Gehaltes nur 2 bis 7 km transportiert. Die Ausnahme stellt der energie- und trockensubstanzreiche Hühnertrockenkot dar, der auch über längere Strecken wirtschaftlich transportiert werden kann. Dieser wird in Tabelle 7-1 aufgrund des Einsatzes in lediglich 69 Biogasanlagen im Punkt Sonstiges im Bereich organische Dünger aufgeführt.



Tabelle 7-1: Mittlere Transportentfernung verschiedener Substrate in Abhängigkeit der Anlagengröße (DBFZ-Betreiberbefragung. 2013)

0-150 kW 150-500 kW 500-1000 kW > 1000 kW

organische Dünger

Gülle Rind 2,3 2,4 3 5,9

Gülle Schwein 3,2 4,9 7 30,7

Mist Rind 2,3 4,7 4,7 7,5

Mist Schwein 0,3 2,1 2,5 7

sonstiges - 58,2 21,4 14,5

Pflanzliche Produkte

MS 6 5,4 7,5 6,5

Getreide 7,1 6,1 19,8 7

AWS 2,2 4,3 5,4 4,7

GPS 3,1 4,6 5,8 5,9

sonstiges 8,4 5,4 6,3 5,2

Die Transportentfernung von pflanzlichen Substraten liegt im Mittel ebenfalls zwischen 2 und 7 km. Die mittlere Transportentfernung steigt teilweise mit einem höheren Trockensubstanzgehalt (TS-Gehalt). Beispielsweise wird Getreide mit einem Trockensubstanzgehalt von 87 % von einigen Betrieben mit einer Anlagenleistung zwischen 500 und 1.000 kW bis zu einer Entfernung von 20 km transportiert. Dagegen ist es nicht wirtschaftlich, Gras mit einem Trockensubstanzgehalt von 25 % über längere Strecken zu transportieren, die durchschnittliche Entfernung ist auch hier in der Anlagengröße 500 bis 1.000 kW mit durchschnittlich 6 km am längsten. Dieser Zusammenhang wird in der Abbildung 7-8 dargestellt, in der die mittleren Transportentfernungen über alle Betreiber und Größenklassen gemittelt wurden.



Abbildung 7-8: Mittlere Transportentfernungen zugekaufter Substrate für Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)

8 Zusammenfassung


8 Zusammenfassung

Biogas

Im Vergleich zu den Vorjahren wurden in 2012 deutlich weniger Biogasanlagen zugebaut. So wurde im Gegensatz zum Vorjahr 2011 mit rund 1.300 Neuanlagen in 2012 etwa 300 neue Biogasanlagen installiert. Allerdings wurde eine Vielzahl bestehender Biogasanlagen durch Erhöhung der installierten elektrischen Anlagenleistung erweitert. Der Zubau installierter Anlagenleistung inklusive der Anlagenerweiterungen umfasste 2012 ca. 350 MWel. Nach Hochrechnungen des DBFZ sind Ende 2012 ca. 7.500 Biogasanlagen mit einer installierten Leistung von ca. 3.200 MWel in Betrieb. Ein Teil des Leistungszubaus in 2012 ist dabei jedoch auf Anlagen zurückzuführen, die Ende 2011 kurz vor der Fertigstellung waren. In 2012 wurden nach Berechnungen des DBFZ rund 23,1 TWhel und schätzungsweise 11,3 TWhth aus Biogas erzeugt. Im Durchschnitt nutzen die befragten Biogasanlagen 56 % der Wärme extern.

Die Anreizwirkung des EEG 2012 für Kleinst-Biogasanlagen bis 75 kWel mit einem Gülleanteil von mindestens 80 % entfaltet erst langsam Wirkung. Nach Einschätzung verschiedener Umweltgutachter und Hersteller gingen etwa 100 Anlagen in dieser Leistungsgröße in 2012 in Betrieb.

Die Weiterentwicklung von Bestandsanlagen im Biogasbereich fokussiert sich auf einen weiteren Ausbau der Wärmenutzung, den Austausch von Alt-BHKW – einhergehend mit einer Leistungserhöhung, zunehmender Abdeckung der Gärrestlager, Änderungen in der Substratzusammensetzung sowie Qualifizierung der Anlagen für die Direktvermarktung. Einem Umbau und der Leistungserhöhung der Anlagen für einen bedarfsgerechten Betrieb stehen häufig die Rechtsicherheit im Rahmen des EEG, besonders des Anlagen- und Inbetriebnahmebegriffs, sowie genehmigungsrechtliche Fragen zur Gasspeichererweiterung entgegen. Als Substrat kommt überwiegend Maissilage als nachwachsender Rohstoff zum Einsatz. Darüber hinaus werden weitere Energiepflanzen wie Getreide-GPS und Grassilage sowie Gülle und Festmist eingesetzt. Zudem gibt es eine Vielzahl von Vergärungsanlagen, in denen Bio-, Grün- oder gewerbliche Abfälle eingesetzt werden.

Mit dem novellierten EEG 2012 ist Ko-fermentation von Abfallstoffen und landwirtschaftlichen Substraten zulässig. Ob dies in der Praxis Auswirkungen hat, und zu einer zunehmenden Nutzung von Abfallstoffen führt, kann derzeit noch nicht abgeschätzt werden.

Neben den o.g. Vor-Verstromungsanlagen befanden sich Ende 2012 zusätzlich 120 Anlagen zur Biomethanaufbereitung mit einer gesamten Aufbereitungskapazität von ca. 140.625 m3 i.N./h Rohgas bzw. rund 72.000 m3 i.N./h Biomethan in Betrieb. Ausgehend von einer Gesamtaufbereitungskapazität von 7,1 TWh (Hs) wird die reale Einspeisung von Biomethan in das Erdgasnetz mit rund 4,8 TWh (Hs) für 2012 beziffert. Unter Annahme, dass die erzeugten Biomethanmengen mindestens zu 60 % in KWK-Anlagen zur Strom- und Wärmeerzeugung eingesetzt werden, kann die Stromerzeugung aus Biomethan mit rund 1,1 TWhel und die beim Einsatz von Biomethan in KWK-Anlagen genutzte Wärmemenge mit 1,3 TWhth beziffert werden. Neben der Inbetriebnahme von Biomethan-BHKW ist zunehmend die Umrüstung alter Erdgas-BHKW von Bedeutung, da diese nach Ende der KWKG-Vergütung auf den Einsatz von Biomethan umgestellt werden können und der Strom nach EEG vergütet werden kann.

8 Zusammenfassung


Feste Biomasse

Im Bereich der Biomasseheizkraftwerke waren Ende 2012 ca. 540 Anlagen mit einer installierten Leistung von 1.560 MWel in Betrieb (einschließlich Holzvergaser). Ein Großteil der Neuanlagen zur energetischen Nutzung fester Biomasse geht mittlerweile auf den Zubau von Holzvergasern zurück. Begründet ist dies in Fortschritten in der Anlagentechnik thermo-chemischer Holzvergaser. Der Anlagenzubau im Bereich der Biomasseheizkraftwerke mit einer installierten Leistung von mehr als 1 MWel ist auch 2012 gegenüber den Vorjahren konstant. Insgesamt wurden 2012 rund 100 Anlagen zugebaut. Die im EEG vergütete Strommenge wird für den Bereich der festen Biomasse auf 8,4 TWhel geschätzt (einschließlich EEG-Anlagen der Papier- und Zellstoffindustrie). Die Wärmeauskopplung der Anlagen, die ausschließlich Biomasse einsetzten und im Rahmen des EEG vergütet werden, lag im Jahr 2012 bei rund 17 TWh.

Im Rahmen des EEG wurden in diesen Anlagen ca. 8,7 Mio. tatro Biomasse eingesetzt. Bezogen auf die Leistung kommen überwiegend Altholz sowie Reststoffe der Holz- bzw. Papier- und Zellstoffindustrie zum Einsatz.

Flüssige Biomasse

Mit der letzten Novellierung des EEG werden seit Anfang des Jahres 2012 Neuanlagen, die flüssige Biomasse einsetzen nicht mehr gefördert. Die Anzahl der sich in Betrieb befindlichen Altanlagen wird für 2012 auf ca. 1.000 geschätzt. Ein Großteil der im Anlagenregister der BLE registrierten Anlagen wurde (vorübergehend) stillgelegt oder auf Heizöl bzw. Biomethan umgestellt. Aufgrund der seit 2012 sinkenden Preise für Pflanzenöle wurden vorübergehend stillgelegte Anlagen wieder in Betrieb genommen.

In Abbildung 8-1 ist die Entwicklung des Anlagenanzahl und der installierten Leistung der Bioenergieanlagen, die im Rahmen des EEG einspeisen, dargestellt.

8 Zusammenfassung


Abbildung 8-1: Entwicklung der installierten elektrischen Anlagenleistung sowie Anlagenanzahl zur Stromerzeugung aus Biomasse in Deutschland 2000-2012

In Tabelle 8-1 ist die Anlagenanzahl der unterschiedlichen Arten der Biomassenutzung mit den jeweiligen Strommengen aufgeführt.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012*

Anla

gena

nzah

l (m

ittig

)

inst

allie

rte

elek

tris

che

Leis

tung

(MW

el)

Pöl-BHKWBiogasanlagenBiomasse-(H)KW

DBFZ, 2013; *Prognose

Hinweis: Darstellung ohne Berücksichtigung der Stromeinspeisung aus Biomethananlagen

Biomasse-(H)KW

Pöl-BHKW Biogasanlagen

8 Zusammenfassung


Tabelle 8-1: Strom- und Wärmeproduktion in Bioenergieanlagen im Rahmen des EEG im Jahr 2012

Feste Biomasse

Biogas Biomethan24, Flüssige Biomasse

Gesamt

Anlagenanzahl 540 7 50025 120 1000 9.160

davon ≤ 1 MW el 340 7 125 23 995 8.483

davon > 1 MW el 200 375 97 0 - 5 672-677

Installierte Leistung in MW 1 56026 3 200 20027 200 5.160

davon ≤ 1 MW el 70 2 600 40 195 2.905

davon > 1 MW el 1 490 600 160 5 2.225

EEG-Stromerzeugung in TWh 8,428 23,1 1,129 0,2 32,8

davon ≤ 1 MW el 1 18,8 - -

davon > 1 MW el 7,4 4,3 - -

EEG-KWK-Wärmeerzeugung in TWh

17,030 11,331 1,332 0,2 29,8

davon ≤ 1 MW el 1,3 - - - davon > 1 MW el 15,7 - - -

Auswirkungen auf die Landwirtschaft

Aus den Ergebnissen der Betreiberbefragung geht hervor, dass landwirtschaftliche Betriebe mit Biogasanlagen durchschnittlich 29 % der betrieblichen Ackerfläche zur Substratbereitstellung von nachwachsenden Rohstoffen nutzen. Von den zu den Betrieben gehörenden Grünlandflächen werden durchschnittlich 13,6 % für die Substratbereitstellung genutzt. In Baden-Württemberg, Rheinland-Pfalz

24 Vorläufige Angaben 25 Überwiegend Biogasproduktionsanlagen; vereinzelt Satelliten-BHKWs enthalten, die nicht separat ausgewiesen wurden 26 Komplette installierte elektrische Leistung von nach EEG vergüteten Anlagen 27 Einordnung der Biomethanlagen unter Berücksichtigung der installierten elektrischen Leistungsäquivalenz von rd. 345 MWel (7,14 TWh (Hs) Aufbereitungskapazität unter Nennlast, 7.650 h/a Volllaststunden analog Vor-Ort-Verstromung, 37 % el. Wirkungsgrad), der Abschätzung der produzierten Biomethanmengen sowie der moderaten Abschätzung 60 % der Biomethanmengen in KWK-Anlagen einzusetzen 28 Nach EEG vergütete Stromerzeugung, auch von entsprechenden Anlagen der Papier- und Zellstoffindustrie; veränderte Berechnungsmethodik gegenüber den Vorjahren 29 Abschätzung der Stromerzeugung aus Biomethan in KWK-Anlagen auf der Basis folgender Annahmen: ermittelte reale Gaseinspeisung von 4,8 TWh(Hs), 60 % der Biomethanmengen werden in KWK-Anlagen genutzt; durchschnittlicher elektrischer Wirkungsgrad 37 % 30 Wärmeerzeugung von allen nach EEG vergüteten Anlagen (außer Kleinst-KWK Anlagen < 10 kWel) berücksichtigt, auch von entsprechenden Anlagen der Papier- und Zellstoffindustrie 31 Biogas: Ausweisung der genutzten Wärmemenge, die bei der Stromerzeugung von Biogas in KWK-Anlagen insgesamt anfällt (Annahme: Biogas Stromerzeugung insgesamt : 23,1 TWhel) 32 Abschätzung der genutzten Wärmemengen beim Einsatz von Biomethan in KWK-Anlagen auf der Basis folgender Annahmen: ermittelte reale Gaseinspeisung von 4,8 TWh (Hs), 60 % der Biomethanmengen werden in KWK-Anlagen genutzt; durchschnittlicher elektrischer Wirkungsgrad 37 %; 45 % thermischer Wirkungsgrad; 100%-ige Wärmenutzung bei dem Einsatz von Biomethan in KWK-Anlagen

8 Zusammenfassung


und Schleswig-Holstein sind die zur Substratbereitstellung genutzten Flächen je Betrieb wesentlich höher als in den übrigen Bundesländern.

Für Mais zur Bereitstellung als Substrat wurden nach Angaben der Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (FNR) in 2012 rund 800.000 ha genutzt. Dies entspricht einem Drittel der gesamten Maisanbaufläche in Deutschland. Zwei Drittel der Maisfläche werden zur Nahrungs- und Futtermittelproduktion genutzt. Seit 2009 stieg der Anteil der Energiemaisfläche an der gesamten Maisanbaufläche von 18 % auf 31 %. Zu den Ländern, in denen verhältnismäßig viel Mais je Biogasanlage eingesetzt wird, zählen Schleswig-Holstein, Rheinland-Pfalz und Nordrhein-Westfalen.

Nach einem vergleichsweise starken Rückgang der gesamten Grünlandfläche in den Jahren 2007 bis 2009 wurde der Rückgang nun erheblich verlangsamt. Begründet wird dies durch die entsprechenden Umnutzungsverbote der Umnutzung von Grünland durch einzelne Bundesländer für die gesamte Landwirtschaft. In 2012 belief sich die Dauergrünlandfläche auf 4,63 Mio. ha. Die Nutzung von Grünland zur Substratbereitstellung nimmt weiter leicht zu. Massebezogen werden ca. 3,3 % der Substrate durch die Nutzung von Dauergrünland bereitgestellt.

Auswirkungen auf Natur und Landschaft

Die Nutzung von Bioenergie kann im land- und forstwirtschaftlichen Bereich unter Umständen zu Konflikten mit den Zielen des Naturschutzes führen. Gründe hierfür sind zum einen veränderte Nutzungsstrukturen als auch Änderungen in der Intensität der Nutzung. Andere Einflüsse auf Nutzungsstrukturen und Intensität, unabhängig von der Bioenergienutzung, sind Entwicklungen der Weltagrarmärkte und der europäische Agrarpolitik. Die ökologischen Auswirkungen der Nutzung von Bioenergie im Agrarbereich unterscheiden sich im Wesentlichen jedoch nicht von denen der allgemeinen landwirtschaftlichen Nutzung. Konflikte ergeben sich aber auf gesellschaftlicher Ebene durch Veränderungen in der Landschaftsstruktur durch zunehmende Monotonisierung und Veränderungen von Sichtachsen im Landschaftsbild.

Des Weiteren kann die steigende Nachfrage nach landwirtschaftlichen Nutzflächen zu Nutzungskonkurrenz mit Flächen für Naturschutzmaßnahmen führen. Dies ist gegeben, wenn die zu erzielenden Erträge höher bewertet werden als die Honorierung von Naturschutzmaßnahmen.

Auch die verstärkte Entnahme von Holz aus Wäldern und Forsten kann ökologische negative Auswirkungen haben. Jedoch beträgt der Anteil des Holzeinschlags am gesamten Holzeinschlag in Deutschland nur 8 % (2011).

Abbildungsverzeichnis



Abbildung 2-1: DBFZ-Betreiberbefragung von Biogasanlagen, 2013 ................................................. 13 Abbildung 2-2: Standorte der in Betrieb befindlichen Biogasanlagen und Satelliten-BHKWs in

Deutschland, vereinzelt Standorte von in Bau und in Planung befindlichen Biogasanlagen; Bezugsebene: Postleitzahl (Biogasdatenbank DBFZ) ................................. 16

Abbildung 2-3: Biogasanlagenentwicklung in Deutschland (Anlagenzahl differenziert nach Leistungsklassen und installierter elektrischer Anlagenleistung), ohne Abbildung von Biogasaufbereitungsanlagen, Deponie- und Klärgasanlagen; (DBFZ, 2013), Stand Mai 2013 .................................................................................................................................. 20

Abbildung 2-4: Genehmigungsverfahren bei Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ..... 21 Abbildung 2-5: Relative Häufigkeit von in Anspruch genommenen Vergütungskombinationen

(EEG 2004 und 2009) für Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) .................... 22 Abbildung 2-6: Beabsichtigte Umstellung auf Direktvermarktung in Abhängigkeit von der

installierten elektrischen Anlagenleistung (absolute Anzahl der Nennungen), (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ..................................................................................................... 23

Abbildung 2-7: Gegenwärtige und geplante Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie im Rahmen der Direktvermarktung (DBFZ-Betreiberbefragung 2013) ..................................... 24

Abbildung 2-8: Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Biogas (Vor-Ort-Verstromungsanlagen) ............................................................................................................ 26

Abbildung 2-9: Umsetzung der Maßnahmen zur Anlagenerweiterung in den Betriebsjahren 2011 und 2012, relative Häufigkeit (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragungen, 2011/2012 sowie 2013) ................................................................. 28

Abbildung 2-10: Prozessführung der Biogasanlagen (nach der Definition „Trockenfermentation“ des EEG 2004); (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ....................... 39

Abbildung 2-11: Prozessstufen der Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ...................... 39 Abbildung 2-12: Einsatz von Gas-Otto-Motoren und Zündstrahlmotoren zur Verstromung des

Biogases (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) .......................................................................... 42 Abbildung 2-13: Art der Unter- und Überdrucksicherungen an Biogasanlagen, absolute Anzahl

der Nennungen und relative Häufigkeit (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ..................................................................................................... 43

Abbildung 2-14: Häufigkeit des Auslösens von Überdruck- und Unterdrucksicherungen an Biogasanlagen in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) .................................... 44

Abbildung 2-15: Verfügbarkeit einer Fackel an Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) 45

Abbildung 2-16: Verfügbarkeit und Art der Gasfackel in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ........................................ 46

Abbildung 2-17: Abdeckung der Gärrestlager (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) .............................. 48 Abbildung 2-18: Einsatz der Gärrestaufbereitungsverfahren, differenziert nach Bundesländern,

absolute Anzahl und relative Häufigkeit (%), (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ..................................................................................................... 49



Abbildung 2-19: Anteile externer Wärmenutzung (nach Abzug des Eigenwärmebedarfs), dargestellt nach der Anzahl der Nennungen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ................ 50

Abbildung 2-20: Art der Wärmenutzung, absolute Anzahl der Nennungen und relative Häufigkeit (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) .................. 51

Abbildung 2-21: Art der Wärmenutzung differenziert nach der Leistungsgröße der Biogasanlagen (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) .......... 52

Abbildung 2-22: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013, Bezugsjahr 2012) ...................................................................... 54

Abbildung 2-23: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz nachwachsender Rohstoffe in Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung 2013, Bezugsjahr 2012) .................................. 55

Abbildung 2-24: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz von Wirtschaftsdünger in Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung 2013, Bezugsjahr 2012) .................................. 55

Abbildung 2-25: Durchschnittliche Substratkosten [€/m3CH4] für Substrate aus Eigenproduktion (DBFZ-Betreiberbefragungen 2008 – 2013) ......................................................................... 58

Abbildung 2-26: Durchschnittliche Substratpreise extern zugekauften Substrate [€/m3CH4] (DBFZ-Betreiberbefragungen 2008 – 2013) .................................................................................... 58

Abbildung 3-1: Entwicklung der Anzahl und der Aufbereitungskapazität (Rohbiogas) von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland im Zeitraum 2006 - 2012 (kumuliert) mit einer Prognose für 2013 (FRAUNHOFER IWES, 2013) ....................................................... 61

Abbildung 3-2: Entwicklung der Anzahl von Biogaseinspeiseanlagen in Deutschland im Zeitraum 2006 - 2012 (kumuliert) nach Fraunhofer IWES im Vergleich zur Bundesnetzagentur (FRAUNHOFER IWES, DBFZ, FRAUNHOFER UMSICHT, 2013), (BNETZA, 2006, 2007, 2008, 2009, 2010, 2011, 2012) .................................................... 62

Abbildung 3-3: Standorte der in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungs- und -einspeiseanlagen in Deutschland differenziert nach Aufbereitungskapazität (Nm³Biomethan/h), (DBFZ, Stand 04/2013) ............................................................................... 63

Abbildung 3-4: Entwicklung der Biomethananlagen in Deutschland nach Anlagenzahl (differenziert nach Leistungsgrößen und Einspeisekapazität; vorläufige Daten 2012) (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) .......................................................................................... 65

Abbildung 3-5: Nutzungspfade für Biomethan – Auswertungen der BNetzA für 2011 ((BNETZA, 2012), (FRAUNHOFER IWES, DBFZ, FRAUNHOFER UMSICHT, 2013))......................... 68

Abbildung 3-6: Nutzungspfade für Biomethan im Jahr 2011 ( Auswertungen des Fraunhofer IWES im Rahmen des BIOMON-Projektes 2012 (FRAUNHOFER IWES, DBFZ, FRAUNHOFER UMSICHT, 2013) .................................................................................................. 69

Abbildung 3-7: Primäre und sekundäre Wärmequellen zur Beheizung von Biogasaufbereitungsanlagen (absolute Anzahl, Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) .......................................................................................... 73

Abbildung 3-8: Eingesetzte Entschwefelungsverfahren (Grobentschwefelung) für die Bereitstellung von Rohbiogas zur Aufbereitung zu Biomethan (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ..................................................................................................... 74

Abbildung 3-9: Eingesetzte Biogasaufbereitungsverfahren (relative Einsatzhäufigkeit [%]; Ergebnisse der Betreiberbefragung (A) (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) und Gesamtbestand (B) (FRAUNHOFER IWES, 2013)) ..................................................................... 75



Abbildung 3-10: Mittlerer elektrischer Energiebedarf für die Aufbereitung von Rohbiogas in Abhängigkeit von dem eingesetzten Gasaufbereitungsverfahren (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ..................................................................................................... 76

Abbildung 3-11: Nutzungspfade für Biomethan für Aufbereitungsanlagen mit überwiegendem Einsatz von Energiepflanzen (DBFZ-Betreiberbefragung 2013) ........................................... 78

Abbildung 3-12: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz in Biomethananlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013, Bezugsjahr 2012) ...................................................................... 79

Abbildung 3-13: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz nachwachsender Rohstoffe in Biomethananlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013, Bezugsjahr 2012) .......................... 79

Abbildung 4-1: Regionale Verteilung der angeschriebenen Betreiber und der Umfragerücklauf (DBFZ-Betreiberbefragung, Stand April 2013)....................................................................... 82

Abbildung 4-2: Installierte elektrische Leistung in den jeweiligen Bundesländer, sowie Leistungsanteil der Biomasseheizkraftwerke, die an der Befragung teilgenommen haben (DBFZ, Stand April 2013)............................................................................................. 83

Abbildung 4-3: Anlagenanzahl und installierte elektrische Bruttoleistung der in Betrieb befindlichen und *prognostizierten Biomasse(heiz)kraftwerke (DBFZ, Stand April 2013 – ohne Kleinst-KWK-Anlagen < 10 kWel und Kraftwerke mit Biomasse-Mitverbrennung) ...................................................................................................................... 84

Abbildung 4-4: Regionale Verteilung der sich in Betrieb befindlichen Biomasseheizkraftwerke im Jahr 2012 (DBFZ, Stand April 2013, soweit Standort bekannt) ..................................... 88

Abbildung 4-5: Regionale Verteilung der Biomasseheizkraftwerke und Holzvergaseranlagen je Postleitzahlengebiet in Deutschland (DBFZ, Stand April 2013, soweit Standorte bekannt) ................................................................................................................................... 89

Abbildung 4-6: Bestandsentwicklung von ORC- und Dampfturbinen- sowie Holzvergaseranlagen von 2000 bis 2012 (DBFZ, Stand April 2013) .................................. 91

Abbildung 4-7: Elektrischer Brutto-Wirkungsgrad in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Leistung und differenziert nach den üblichen Stromerzeugungstechnologien (DBFZ, Stand April 2013) .................................................... 92

Abbildung 4-8: Zuteilung der Wärmemenge nach der Nutzungsart, (n=30), (DBFZ-Betreiberbefragung, Stand April 2013) .................................................................................. 96

Abbildung 4-9: Brennstoffeinsatz in EEG-vergüteten Biomasse(heiz)kraftwerken von 2000 bis 2012 (DBFZ, Stand April 2013) .............................................................................................. 97

Abbildung 4-10: Einsatz von Hauptbrennstoffen in Biomasse(heiz)kraftwerken nach Anlagenzahl (links) und installierter elektrischer Leistung (rechts) (DBFZ, Stand April 2013) 97

Abbildung 4-11: Biomasseeinsatz in EEG-vergüteten Biomasseheizkraftwerken aufgeteilt nach Bundesländer (DBFZ, Stand April 2013) ................................................................................ 98

Abbildung 5-1: Status der installierten elektrischen Leistung nach Größenklassen (BNetzA, unvollständig, im Vergleich zum Anlagenregister der BLE 2011) ...................................... 102

Abbildung 5-2: Abdeckung der einzelnen Sektoren und Anlagengrößen durch die Energiestatistik ...................................................................................................................... 103

Abbildung 5-3: Nettostrom- und -wärmeerzeugung, Brennstoffeinsatz und Anlagenzahl (> 1 MW) von Versorgungsunternehmen 2006 bis 2010 nach Energiestatistik .............. 103



Abbildung 5-4: Nettostromerzeugung mit flüssiger Biomasse 2010 und 2011 nach Energiestatistik ...................................................................................................................... 104

Abbildung 5-5: Anlagenstatus nach Anzahl sowie installierter elektrischer Leistung (Betreiberbefragung DBFZ, 2008 bis 2012) ........................................................................ 105

Abbildung 5-6: Anlagenstatus 2011/2012 nach Anzahl (Betreiberbefragung DBFZ, 2011 und 2012) .............................................................................................................................. 106

Abbildung 5-7: Entwicklung der Anlagenanzahl und der installierten elektrischen Leistung für die in Betrieb befindlichen Pflanzenöl BHKW nach Größenklassen .................................. 108

Abbildung 5-8: Bandbreite der Volllaststunden nach Größenklassen auf Basis BNetzA-Daten 2011 (unvollständig) und Betreiberbefragung DBFZ 2011 und 2012 .............................. 109

Abbildung 5-9: Entwicklung der Betriebs- und Volllaststunden (Betreiberbefragung DBFZ, 2008 bis 2012) ..................................................................................................................... 110

Abbildung 5-10: Entwicklung der installierten elektrischen und thermischen Leistung der mit Pflanzenöl betriebenen und in Betrieb befindlichen BHKW für den Zeitraum 2006 bis 2012 ................................................................................................................................. 111

Abbildung 5-11: Motortypen der BHKW (Betreiberbefragungen DBFZ, 2008 bis 2010) .................. 114 Abbildung 5-12: Entwicklung Pflanzenölpreise (DBFZ auf Basis (AMI)) ............................................. 115 Abbildung 5-13: Pflanzenöleinsatz nach Anlagenklasse (DBFZ-Betreiberbefragung 2012) ............ 116 Abbildung 6-1: Vergütungsstruktur bei Inanspruchnahme der Marktprämie .................................. 117 Abbildung 6-2: Inanspruchnahme der Marktprämie und des Grünstromprivilegs in der

Direktvermarktung nach §33b EEG, aufgeschlüsselt nach installierter Leistung MWel, (www.eeg-kwk.net 2013, Anlagendatenbank DBFZ 2013) ...................................... 118

Abbildung 6-3: Absolute Höhe und Höhe der Flexibilitätsprämie pro kW installierte Leistung in Abhängigkeit der Jahresvollbetriebsstunden am Beispiel einer 800 kW-Vor-Ort-Verstromungsanlage (eigene Darstellung) ........................................................................... 119

Abbildung 7-1: Flächennutzung der Betriebe (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013)............................ 121 Abbildung 7-2: Entwicklung der Anbaufläche von Körner- und Silomais in Deutschland

(Statistisches Bundesamt 2004 – 2012) ............................................................................ 122 Abbildung 7-3: Entwicklung des Anbaus von Energiemais im Verhältnis zur gesamten

Maisfläche (Statistisches Bundesamt, FNR 2009-2012) ................................................... 123 Abbildung 7-4: Anteil von Maissubstrat an der Biogaserzeugung in den Bundesländern

(DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ........................................................................................ 123 Abbildung 7-5: Verteilung von Substratmengen aus dem Zwischenfruchtanbau (DBFZ-

Betreiberbefragung, 2013) ................................................................................................... 124 Abbildung 7-6: Entwicklung der Grünlandflächen in Deutschland 2004 – 2012 (Statistisches

Bundesamt) ............................................................................................................................ 125 Abbildung 7-7: Betriebliche Verwertung der Gärreste (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) .............. 126 Abbildung 7-8: Mittlere Transportentfernungen zugekaufter Substrate für Biogasanlagen

(DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ........................................................................................ 128 Abbildung 8-1: Entwicklung der installierten elektrischen Anlagenleistung sowie

Anlagenanzahl zur Stromerzeugung aus Biomasse in Deutschland 2000-2012 ............. 131

Tabellenverzeichnis


Tabellenverzeichnis

Tabelle 2-1: Regionale Verteilung der Rückmeldungen der Betreiberumfrage 2013 bezogen auf die Anlagenzahl und installierte elektrische Anlagenleistung .............................................. 14

Tabelle 2-2: Rücklauf der DBFZ-Betreiberbefragung 2013 – Größenklassenverteilung und Anteil am Gesamtanlagenbestand (Biogasanlagen in Deutschland) ............................................. 15

Tabelle 2-3: Verteilung der in Betrieb befindlichen Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung) in Deutschland nach Bundesländern: differenziert nach Anlagenzahl und installierter elektrischer Anlagenleistung zum 31.12.2012 (DBFZ-Befragung der Länderinstitutionen 2013), (BERG, 2013), (BLOSSEY, 2013), (EBNER VON ESCHENBACH, 2013), (DAHLHOFF, 2013) (FIDDECKE, 2013), (IZES GGMBH, 2013), (LÜHRS, 2013), (REINHOLD, 2013), (ROBRECHT, 2013), (STROBL, 2013), (PLAGEMANN, 2013), (ROSE, 2013), (VIßE, 2013), (ZSCHOCHE, 2013) .................................................................................. 18

Tabelle 2-4: Überblick der von Firmen angegebenen Effekte von Desintegrationsverfahren für den Substrataufschluss bei Biogasanlagen........................................................................... 30

Tabelle 2-5: Überblick gängiger Desintegrationsverfahren im Biogasbereich – Vorteile, Nachteile, Referenzen (SCHUMACHER u. a., 2012) .................................................................................... 32

Tabelle 2-6: Auswahl an ORC-Herstellern für die Nachverstromung der Abwärme aus Biogasanlagen (Quelle: (ANONYMUS, 2012), eigene Recherche DBFZ) ................................. 37

Tabelle 2-7: Mittlerer Eigenstrombedarf bezogen auf die installierte elektrische Anlageleistung (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) .......................................................................................... 40

Tabelle 2-8: Mittlerer Eigenwärmebedarf in Abhängigkeit von der Anlagenleistung (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ..................................................................................................... 40

Tabelle 2-9: Anwendung von Abgasreinigungsverfahren bezogen auf die installierte elektrische Gesamtleistung am Anlagenstandort (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ............................ 47

Tabelle 2-10: Masse- und energiebezogene Verteilung eingesetzter Substrate in Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) .......................................................................................... 56

Tabelle 2-11: Kosten der Substrate aus der Eigenproduktion (DBFZ-Betreiberbefragung 2013) ........... 57 Tabelle 2-12: Preise der Substrate aus dem externen Zukauf (DBFZ-Betreiberbefragung 2013) ........... 57 Tabelle 3-1: Regionale Verteilung der in Betrieb befindlichen Biomethananlagen nach

Bundesländern (DBFZ, IWES 2013) ....................................................................................... 64 Tabelle 3-2: Annahmen zur Ermittlung der Einspeisemenge von Biomethan (DBFZ, (FRAUNHOFER

IWES, 2013)) ............................................................................................................................ 66 Tabelle 3-3: Übersicht über die Anzahl und die Aufbereitungskapazität der bis Ende 2012 in

Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungsanlagen nach Aufbereitungsverfahren (FRAUNHOFER IWES, 2013)........................................................................................................ 70

Tabelle 3-4: Rücklauf der Betreiberbefragung in Abhängigkeit von der Aufbereitungskapazität und dem Anteil am Gesamtanlagenbestand (DBFZ-Betreiberbefragung 2013) ................. 71

Tabelle 3-5: Rücklauf der Betreiberbefragung - Substratklassen und Rohgasmengen (DBFZ-Betreiberbefragung 2013) ...................................................................................................... 72

Tabelle 3-6: Mittlerer elektrischer und thermischer Energiebedarf für die Aufbereitung des Rohbiogases differenziert nach Aufbereitungskapazität der Biomethananlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) .......................................................................................... 75

Tabellenverzeichnis


Tabelle 3-7: Mittlerer Methanschlupf in Abhängigkeit vom eingesetzten Aufbereitungsverfahren in Biomethananlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ..................................................... 76

Tabelle 3-8: Brennwert des einzuspeisenden Biogases (kWh/ m3 i.N.) in Abhängigkeit von der Gasqualität, (DBFZ-Betreiberbefragung, 2013) ..................................................................... 77

Tabelle 3-9: Brennwertanpassung in Abhängigkeit von der Gasqualität (relative Häufigkeit [%], Anzahl der Nennungen n= 20), (DBFZ-Betreiberbefragung 2013) ...................................... 77

Tabelle 3-10: Substratkosten und –preise für eingesetzte Maissilage in Biomethananlagen (DBFZ-Betreiberbefragung 2013) ...................................................................................................... 80

Tabelle 4-1: Übersicht der Biomasseheizkraftwerke der Papier- und Zellstoffindustrie (DBFZ, Stand April 2013) .................................................................................................................... 86

Tabelle 4-2: Boni für den Einsatz von bestimmten Biomassesortimenten in Biomasseheizkraftwerken im Jahr 2011 auf Grundlage der BNetzA-Daten 2009, 2010 und 2011 (DBFZ, Stand April 2013) ............................................................................ 99

Tabelle 5-1: Brennstoffeinsatz flüssiger Biomasse in Industriebetrieben 2009 bis 2011 (DESTATIS, 2012) ..................................................................................................................... 104

Tabelle 5-2: Anzahl der in Betrieb befindlichen Pflanzenöl BHKW 2012 .............................................. 107 Tabelle 5-3: Volllaststunden der Pflanzenöl BHKW 2012 ...................................................................... 110 Tabelle 5-4: Einspritzverfahren und Umrüstoptionen für Motoren ........................................................ 113 Tabelle 7-1: Mittlere Transportentfernung verschiedener Substrate in Abhängigkeit der

Anlagengröße (DBFZ-Betreiberbefragung. 2013) ................................................................ 127 Tabelle 8-1: Strom- und Wärmeproduktion in Bioenergieanlagen im Rahmen des EEG im Jahr

2012 ....................................................................................................................................... 132

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A 1 Fragebogen für Biomasseheizkraftwerksbetreiber



A 2 Fragebogen für Betreiber eines Biomasseheizkraftwerks mit Holzvergasertechnologie



A 3 Fragebogen für Biogasanlagenbetreiber



A 4 Fragebogen für Betreiber von Biogasaufbereitungsanlagen (Biomethan)



A 5 Fragebogen für Betreiber von Pflanzenöl- BHKW

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