Endbericht Band2 IEL

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KulturwissenschaftlichesInstitut

WissenschaftszentrumNordrhein-Westfalen

Institut Arbeitund Technik

Wuppertal Institut fürKlima, Umwelt, EnergieGmbH

Analyse und Bewertung derNutzungsmöglichkeiten von BiomasseUntersuchung im Auftrag von BGW und DVGW

Band 2: Biomassepotenziale in Deutschland,Nutzungstechniken und ökonomisch-ökologische

Bewertung ausgewählter Nutzungspfade(IE Leipzig)

Vorwort Die Nutzung von Biomasse als Energieträger wird zunehmend als Möglichkeit gesehen, die konventionelle Energieversorgung auf Basis fossiler Ressourcen in Richtung nachhaltiger Energiesysteme mit steigenden Anteilen erneuerbarer Energien weiterzuentwickeln. Sowohl auf nationaler wie internationaler Ebene verstärken sich die Anstrengungen, durch den Einsatz von Bioenergie die Treibhausgasemissionen zu senken und die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten wie Erdöl zu reduzieren.

In diesem Zusammenhang kann Biogas einen Beitrag leisten, der aufgrund der Potenziale der Vergärung von Energiepflanzen in Zukunft an Bedeutung gewinnt. Interessant ist hierbei vor allem die Frage, welche neuen Nutzungsmöglichkeiten durch eine Aufbereitung und Einspeisung des Biogases ins Erdgasnetz entstehen. Wie sieht die Wirtschaftlichkeit dieser Optionen im Vergleich zu alternativen Biomassepfaden aus, welche ökologischen Effekte können erreicht werden?

Die vorliegende "Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse" geht diesen Fragen nach. Die Studie im Auftrag des Bundesverbandes der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (BGW, Berlin) und der Deutschen Vereinigung des Gas- und Wasserfachs (DVGW, Bonn) untersucht ausgewählte Biomasseanwendungen in Deutschland und legt den Schwerpunkt dabei auf stationäre Nutzungen. Neue Erkenntnisse werden dabei vor allem mit Blick auf die künftige Entwicklung der Biogaspotenziale sowie die technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Aspekte der Biogasaufbereitung und –einspeisung im Vergleich zu Holznutzungen gewonnen. Weiterhin werden die Randbedingungen und Restriktionen für die Einspeisung von Biogas ins Erdgasnetz analysiert.

Die Untersuchung wurde in einer Arbeitsgemeinschaft vom Wuppertal Institut für Klima, Energie, Umwelt (Projektkoordination), Institut für Energetik und Umwelt Leipzig, Fraunhofer Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik Oberhausen und dem Gas-Wärme Institut Essen durchgeführt. Die Arbeiten erfolgten dabei in enger Kooperation mit den Experten der Task Force "Biogas" des BGW und DVGW und wurden von einem Lenkungskreis begleitet. Die intensiven und kooperativen Diskussionen mit den beteiligten Vertretern der Gaswirtschaft, Biogaswirtschaft, Landwirtschaft sowie Vertretern von Bundes- und Landesministerien haben maßgeblich zum Erfolg der Arbeit beigetragen.

Der vorliegende Bericht ist der Band 2 des Endberichts und beschreibt die Biomassepotenziale in Deutschland, verschiedene Nutzungstechniken und eine ökonomisch-ökologische Bewertung ausgewählter Nutzungspfade.

Weitere Ergebnisse finden sich in:

Band 1: Gesamtergebnisse und Schlussfolgerungen (WI) Band 3:Biomassevergasung, Technologien und Kosten der Gasaufbereitung und Potenziale der Biogaseinspeisung in Deutschland (FhG-IUSE)

Band 4: Technologien, Kosten und Restriktionen der Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz (GWI)

Wuppertal, Leipzig, Oberhausen, Essen, August 2005

2

Dr.-Ing. Stephan Ramesohl (Projektkoordinator) Dipl.-Ing. Karin Arnold Wuppertal Institut für Klima Umwelt Energie Postfach 100 480, 42004 Wuppertal Tel.: +49 (0)202 2492 255 (Fax: 198) Email: [email protected]

Prof. Dr. Martin Kaltschmitt Dr. Frank Scholwin Dipl.-Ing Frank Hofmann André Plättner Martin Kalies Sönke Lulies Gerd Schröder Institut für Energetik und Umwelt gGmbH Torgauer Str. 116, 04347 Leipzig Tel.: +49-(0)341-2434-0 (Fax: 433) Email: [email protected]

Dr.-Ing. Wilhelm Althaus Dipl.-Ing. Wolfgang Urban Fraunhofer Institut Umwelt-, Sicherheits-, Energietechnik (UMSICHT ) Osterfelder Str. 3, 46047 Oberhausen Tel. 0208 / 8598 - 1124 (Fax: 1423) Email: [email protected]

Dipl.-Ing. Frank Burmeister Gaswärme-Institut e.V. Essen Hafenstraße 101, 45356 Essen Tel: 0201/3618-245 (Fax: 238) Email: [email protected]

Arbeitsgemeinschaft WI/IE/FhG-UMSICHT/GWI I

Inhaltsverzeichnis

INHALTSVERZEICHNIS ........................................................................................................ I

ABBILDUNGSVERZEICHNIS ...............................................................................................V

TABELLENVERZEICHNIS .................................................................................................VIII

1 EINLEITUNG ................................................................................................................... 1

2 ANALYSE UND BEWERTUNG DES BIOMASSEPOTENZIALS..................................... 3

2.1 Definitionen der Biomassepotenziale ...................................................................3

2.2 Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle .............................................................4

2.2.1 Holz.......................................................................................................... 4

2.2.2 Halmgüter ................................................................................................ 5

2.2.3 Sonstige Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle................................... 6

2.3 Energiepflanzen und ihre Anwendung..................................................................7

2.3.1 Pflanzenölgewinnung ............................................................................... 9

2.3.2 Bioethanolgewinnung ............................................................................... 9

2.3.3 Festbrennstoffgewinnung ....................................................................... 10

2.3.4 Biogasgewinnung................................................................................... 10

2.3.5 Zukünftige Entwicklungen (Perspektiven)............................................... 10

2.4 Gesamtes Biomasse-Potenzial .......................................................................... 11

2.5 Regionale Verteilung des Biogaspotenziales...................................................... 12

2.5.1 Landwirtschaft ........................................................................................ 13

2.5.2 Industrie und Gewerbe ........................................................................... 14

2.5.3 Kommunen............................................................................................. 17

2.5.4 Das technische Potenzial für Biogas ...................................................... 18

2.6 Treiberfaktoren der Biomassenutzung................................................................ 20

2.6.1 Stromerzeugung..................................................................................... 20

2.6.2 Wärmeerzeugung................................................................................... 21

2.6.3 Biokraftstoffe .......................................................................................... 21

2.6.4 Emissionshandel .................................................................................... 22

2.6.5 Agrarische Entwicklungen ...................................................................... 22

Arbeitsgemeinschaft WI/IE/FhG-UMSICHT/GWI II

2.6.6 Perspektiven der Biomassenutzung zur Energiebereitstellung in Deutschland ......................................................................................... 23

3 VORHANDENE TECHNOLOGIEN ZUR BIOMASSENUTZUNG ................................... 26

3.1 Wärmeproduktion............................................................................................... 26

3.1.1 Kleinanlagen .......................................................................................... 27

3.1.2 Großanlage, Heizwerk mit Hackschnitzelfeuerung, 5 MWth .................... 32

3.2 Stromerzeugung / KWK...................................................................................... 34

3.2.1 Holzkraftwerk, 20 MWel, ......................................................................... 34

3.2.2 Gas-Motor (BHKW), 100 kWel, 500 kWel, 1000 kWel, ........................... 37

3.2.3 Gas-Turbine (BHKW), 7,5 MWel ............................................................. 38

3.3 Biokraftstoffe ...................................................................................................... 40

3.3.1 Physikalisch-chemische Umwandlung.................................................... 41

3.3.2 Biochemische Umwandlung ................................................................... 42

3.3.3 Thermochemische Umwandlung ............................................................ 44

3.3.4 Kraftstofferzeugung................................................................................ 46

4 BIOGASBEREITSTELLUNG AUS FERMENTATIONSPROZESSEN ........................... 52

4.1 Grundlagen der anaeroben Vergärung............................................................... 52

4.1.1 Prozess .................................................................................................. 52

4.1.2 Prozessstufen ........................................................................................ 53

4.2 Vor- und Aufbereitung der Substrate .................................................................. 54

4.2.1 Lagerung................................................................................................ 54

4.2.2 Aufbereitung........................................................................................... 55

4.2.3 Substrattransport und -einbringung ........................................................ 56

4.3 Biogaserzeugung durch Fermentation................................................................ 58

4.3.1 Biogasgewinnung................................................................................... 58

4.3.2 Fermenterbauformen.............................................................................. 58

4.3.3 Konstruktion der Fermenter (Naßvergärung) .......................................... 61

4.4 Modellanlagen zur Biogaserzeugung ................................................................. 64

4.4.1 Gülleanlagen.......................................................................................... 65

4.4.2 Anlagen zur Nutzung nachwachsender Rohstoff (Nawaro) .................... 67

4.4.3 Bioabfall-Anlage 500 m /d ...................................................................... 68

Arbeitsgemeinschaft WI/IE/FhG-UMSICHT/GWI III

5 WIRTSCHAFTLICHE ANALYSE UND BEWERTUNG .................................................. 69

5.1 Methodik ............................................................................................................ 69

5.2 Kosten der einzelnen Module ............................................................................. 72

5.2.1 Substrate, Brennstoffe............................................................................ 72

5.2.2 Biogasanlagen ....................................................................................... 74

5.2.3 Anlagen zur thermischen Verwertung..................................................... 78

5.2.4 Blockheizkraftwerk ................................................................................. 80

5.2.5 Gasturbine ............................................................................................. 81

5.2.6 Gastankstelle ......................................................................................... 81

5.3 Energiegestehungskosten.................................................................................. 82

5.3.1 Gestehungskosten des Biogases ........................................................... 83

5.3.2 Wärmeerzeugung................................................................................... 91

5.3.3 Stromerzeugung und Kraft-Wärme-Kopplung......................................... 93

5.3.4 Kraftstofferzeugung.............................................................................. 101

6 ÖKOLOGISCHE ANALYSE UND BEWERTUNG........................................................ 103

6.1 Methodik der Ökobilanzierung.......................................................................... 103

6.1.1 Grundlagen .......................................................................................... 104

6.1.2 Anwendung .......................................................................................... 105

6.2 Datengrundlagen.............................................................................................. 108

6.2.1 Untersuchte Techniken und Systemdefinition....................................... 108

6.2.2 Hintergrundsystem ............................................................................... 110

6.3 Ergebnisse der Ökologischen Analyse ............................................................. 111

6.3.1 Biogasbereitstellung............................................................................. 112

6.3.2 Biogasaufbereitung .............................................................................. 116

6.3.3 Wärmebereitstellung ............................................................................ 120

6.3.4 Strombereitstellung .............................................................................. 123

6.3.5 Kraftstoffnutzung .................................................................................. 128

6.4 Resümee der Ökobilanz................................................................................... 131

7 ERFAHRUNGEN MIT DER AUFBEREITUNG UND EINSPEISUNG VON BIOGAS IM EUROPÄISCHEN AUSLAND.............................................................................. 132

7.1 Aufbereitung von Biogas in der Schweiz .......................................................... 132

Arbeitsgemeinschaft WI/IE/FhG-UMSICHT/GWI IV

7.2 Aufbereitung von Biogas in Schweden ............................................................. 133

8 ZUSAMMENFASSUNG ............................................................................................... 138

LITERATURVERZEICHNIS............................................................................................... 147

Arbeitsgemeinschaft WI/IE/FhG-UMSICHT/GWI V

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 2-1: Biogaspotenzial der Landwirtschaft ........................................................ 14

Abbildung 2-2: Biogaspotenzial aus industriellen Reststoffen......................................... 17

Abbildung 2-3: Biogaspotenzial aus organischen kommunalen Reststoffen ................... 18

Abbildung 2-4: Biogaspotenzialverteilung nach Herkunft ................................................ 19

Abbildung 2-5: Biogaspotenzial der Bundesländer ......................................................... 19

Abbildung 2-6: Biogaspotenzial pro Flächeneinheit der Bundesländer ........................... 20

Abbildung 2-7: Potenzialentwicklung Methan aus Biogas, Mittel-, Maximal- und Minimalwerte bis zum Jahr 2030 ............................................................ 24

Abbildung 3-1: Konversions-/Bereitstellungspfade von Energie aus Biomasse /11/........ 26

Abbildung 3-2: Pelletfeuerung mit Fallschacht /21/ ......................................................... 27

Abbildung 3-3: Stückholzkessel mit seitlichem Unterbrand /21/ ...................................... 28

Abbildung 3-4: Unterschubfeuerung für Holzhackschnitzel (oder auch Pellets) /11/ ....... 29

Abbildung 3-5: Moderner Brennwert-Gaskessel mit Strahlungsbrenner /20/................... 31

Abbildung 3-6: Vorschubrostfeuerung nach Gegenstromprinzip /11/ .............................. 33

Abbildung 3-7: Beispiel einer Jahresdauerlinie bei ausschließlichem oder überwiegendem Raumwärme- und Brauchwarmwasser-Bedarf und mögliche Einsatzweise eines Biomasse-Kessels /23/ ............................. 33

Abbildung 3-8: Schematische Darstellung einer zirkulierenden Wirbelschichtfeuerung /24/ ......................................................................................................... 35

Abbildung 3-9: Wasser-Dampf-Kreislauf eines Dampfturbinen-Kraftwerkes größerer Leistung (etwa 60 MW Feuerungswärmeleistung, 20 MWel) mit Entnahme-Kondensations-Aggregat zur regenerativen Speisewasservorwärmung /25/............................................................... 36

Abbildung 3-10: Schematischer Aufbau eines BHKW, Schema /26/................................. 37

Abbildung 3-11: Schematischer Aufbau eines Gasturbinenkreislaufs mit Wärmenutzung /27/ ................................................................................ 39

Abbildung 3-12: Vereinfachte Darstellung der Konversionspfade zum “Bio-Kraftstoff”...... 41

Abbildung 3-13: Schematischer Aufbau einer Gastankstelle /35/ ..................................... 48

Abbildung 4-1: Schematisierter Ablauf der anaeroben Vergärung .................................. 53

Abbildung 4-2: Allgemeiner Verfahrensablauf bei der Biogasgewinnung ........................ 54

Abbildung 4-3: Liegender Tankfermenter mit Paddelrührwerk ........................................ 59

Abbildung 4-4: Stehender Fermenter mit Einbauten; Bild: Anlagen- und Apparatebau Lüthe GmbH........................................................................................... 60

Abbildung 5-1: Module der Biogaserzeugung und Nutzung ............................................ 72

Abbildung 5-2: Stufen der Biogasbereitstellung ins Erdgasnetz...................................... 84

Abbildung 5-3: Kosten des Rohbiogases........................................................................ 85

Abbildung 5-4: Gestehungskosten des aufbereiteten Biogases nach Durchleitung durch das Erdgasnetz............................................................................. 88

Abbildung 5-5: Vergleich der spezifischen Produktgaskosten einer BG250 N ................ 90

Abbildung 5-6: Sensitivität der Gestehungskosten bei der BG N 250 DWW H II............. 90

Arbeitsgemeinschaft WI/IE/FhG-UMSICHT/GWI VI

Abbildung 5-7: Sensitivität der Gestehungskosten bei der BG B 500 DWW H II............. 91

Abbildung 5-8: Wärmegestehungskosten bei Nutzung von Gas und Holz ...................... 93

Abbildung 5-9: Sensitivität Wärme-Gestehungskosten BG N 250 DWW H II 30kWth ...... 93

Abbildung 5-10: spezifische Stromgestehungskosten der betrachteten Pfade.................. 97

Abbildung 5-11: spezifische Stromgestehungskosten nach Bereinigung durch Wärmevergütungen ................................................................................ 98

Abbildung 5-12 spezifische Stromgestehungskosten bei verschiedenen zentralen BHKW-Leistungen .................................................................................. 99

Abbildung 5-13: Sensitivität BG N 250 DWW H II 0,5 MWel ............................................ 100

Abbildung 5-14: spezifische Kraftstoffgestehungskosten in ct pro kWh .......................... 101

Abbildung 5-15: Sensitivität der Kraftstoffgestehungskosten .......................................... 102

Abbildung 6-1: Aufbau einer Ökobilanz nach ISO 14040.............................................. 104

Abbildung 6-2: Schematische Darstellung einer Prozesskettenanalyse........................ 104

Abbildung 6-3: Biogasbereitstellung kumulierter fossiler Primärenergieaufwand je m Methan ................................................................................................. 113

Abbildung 6-4: Biogasbereitstellung. Treibhausgasemissionen je m Methan .............. 114

Abbildung 6-5: Biogasbereitstellung. Emissionen mit versauernder Wirkung je m Methan ................................................................................................. 115

Abbildung 6-6: Biogasbereitstellung. Emissionen mit eutrophierender Wirkung je m Methan ................................................................................................. 116

Abbildung 6-7: Biogasaufbereitung. kumulierter fossiler Primärenergieaufwand je m Methan ................................................................................................. 117

Abbildung 6-8: Biogasaufbereitung. Treibhausgasemissionen je m Methan................ 118

Abbildung 6-9: Biogasaufbereitung. Emissionen mit versauernder Wirkung je m Methan ................................................................................................. 119

Abbildung 6-10: Biogasaufbereitung. Emissionen mit eutrophierender Wirkung je m Methan ................................................................................................. 119

Abbildung 6-11: Wärmebereitstellung. Fossiler Primärenergieaufwand je kWh .............. 120

Abbildung 6-12: Wärmebereitstellung. Treibhausgasemissionen je kWh........................ 121

Abbildung 6-13: Wärmebereitstellung. Emissionen mit versauernder Wirkung je kWh ... 122

Abbildung 6-14: Wärmebereitstellung. Emissionen mit eutrophierender Wirkung je kWh...................................................................................................... 123

Abbildung 6-15: Strombereitstellung. Kumulierter fossiler Primärenergieaufwand je kWh...................................................................................................... 124

Abbildung 6-16: Strombereitstellung. Treibhausgasemissionen je kWh.......................... 125

Abbildung 6-17: Strombereitstellung. Emissionen mit versauernder Wirkung je kWh ..... 126

Abbildung 6-18: Strombereitstellung. Emissionen mit eutrophierender Wirkung je kWh . 127

Abbildung 6-19: Kraftstoffnutzung. Fossiler Primärenergieaufwand je Fahrzeugkilometer................................................................................ 128

Abbildung 6-20: Kraftstoffnutzung. Treibhausgasemissionen je Fahrzeugkilometer ....... 129

Abbildung 6-21: Kraftstoffnutzung. Emissionen mit versauernder Wirkung je Fahrzeugkilometer................................................................................ 130

Arbeitsgemeinschaft WI/IE/FhG-UMSICHT/GWI VII

Abbildung 6-22: Kraftstoffnutzung. Emissionen mit eutrophierender Wirkung je Fahrzeugkilometer................................................................................ 130

Abbildung 7-1: Naturgas-Tankstelle in der Schweiz ..................................................... 133

Abbildung 7-2: PSA Aufbereitung in Otelfingen (Schweiz)............................................ 133

Abbildung 7-3: Ansicht der Biogasaufbereitungsanlage Stockholm-Henriksdal ............ 135

Abbildung 7-4: Kompaktbiogasaufbereitungsanlage Norrköping .................................. 135

Abbildung 7-5: Biogastankstelle und mit Biogas betriebener Bus in Kristianstad .......... 136

Abbildung 7-6: Biogasanlage mit Biogasaufbereitung in Helsingborg ........................... 136

Abbildung 8-1: Kosten Rohbiogas pro kWhhi ................................................................ 139

Abbildung 8-2: Gestehungskosten Produktgas in Erdgasqualität (Biogasproduktion, Aufbereitung, Einspeisung und Durchleitung) ....................................... 140

Abbildung 8-3: Wärmegestehungskosten bei Nutzung von Gas und Holz .................... 141

Abbildung 8-4: Stromgestehungskosten und EEG Vergütung ...................................... 142

Abbildung 8-5: Gestehungskosten für Kraftstoff ........................................................... 143

Abbildung 8-6: Klimagasemissionen der Biogasanlagen .............................................. 144

Abbildung 8-7: Klimagasemissionen der Stromproduktion............................................ 145

Abbildung 8-8: Klimagasemissionen der Wärmeproduktion.......................................... 145

Abbildung 8-9: Klimaemission der Kraftstoffproduktion................................................. 146

Arbeitsgemeinschaft WI/IE/FhG-UMSICHT/GWI VIII

Tabellenverzeichnis

Tabelle 2-1 Energieträgerpotenziale bei Anbau verschiedener Energiepflanzen auf 550.000 ha zur Festbrennstoffgewinnung ......................................... 10

Tabelle 2-2: Biomassepotenziale zur Energiebereitstellung ...................................... 12

Tabelle 2-3: Entwicklung der Energiepotenziale nachwachsender Rohstoffe bis zum Jahr 2030........................................................................................ 24

Tabelle 3-1: Kennwerte und Einsatzparameter einer Pelletfeuerung mit Fallschacht ............................................................................................. 28

Tabelle 3-2: Kennwerte und Einsatzparameter einer Schachtfeuerung ...................... 29

Tabelle 3-3: Kennwerte und Einsatzparameter einer Unterschubfeuerung ................. 30

Tabelle 3-4: Kennwerte und Einsatzparameter eines Gaskessels .............................. 31

Tabelle 3-5: Kennwerte und Einsatzparameter einer Vorschubrostfeuerung .............. 32

Tabelle 3-6: Kennwerte und Einsatzparameter einer zirkulierenden Wirbelschichtfeuerung ............................................................................ 35

Tabelle 3-7: Kennwerte und Einsatzparameter des Wasser-Dampf-Kreislaufs mit ZÜ und regenerativer Speisewasservorwärmung ................................... 36

Tabelle 3-8: Kennwerte und Einsatzparameter von Gas-Otto-Motoren....................... 38

Tabelle 3-9: Kennwerte und Einsatzparameter von Gas-Turbinen ............................. 40

Tabelle 3-10: Steckbrief "Biodiesel" ............................................................................. 42

Tabelle 3-11: Steckbrief "Bioethanol" ........................................................................... 43

Tabelle 3-12: Steckbrief "Biogas" ................................................................................. 44

Tabelle 3-13: Steckbrief "Synthetisierter Kraftstoff" ...................................................... 45

Tabelle 3-14: Steckbrief "Wasserstoff" ......................................................................... 46

Tabelle 3-15: Kennwerte und Einsatzparameter einer Biodiesel (RME) - Anlage /32/ .. 47

Tabelle 3-16: Kennwerte und Einsatzparameter der Bioethanol-Anlage....................... 48

Tabelle 3-17: Kennwerte und Einsatzparameter einer Gastankstelle ........................... 50

Tabelle 4-1: Lagerung von Substraten vor der Vergärung .......................................... 55

Tabelle 4-2: Kennwerte und Einsatzparameter von liegender Fermentern ................. 59

Tabelle 4-3: Kennwerte und Einsatzparameter von stehenden Fermentern ............... 60

Tabelle 4-4: Kennwerte und Einsatzparameter von Trockenfermentationsbehältern .. 61

Tabelle 4-5: Überblick über die untersuchten Anlagen ............................................... 65

Tabelle 5-1: Substrat- und Brennstoffkosten .............................................................. 73

Tabelle 5-2: Lagerung von Maissilage im Fahrsilo...................................................... 73

Tabelle 5-3: Substrat und Brennstoffkosten der Anlagen............................................ 74

Tabelle 5-4: Anlagen mit 90% Güllevergärung (massebasiert) ................................... 76

Tabelle 5-5: Anlagen mit 90% Maissilagevergärung (massebasiert) .......................... 77

Tabelle 5-6: Anlage mit 100% Bioabfallvergärung ...................................................... 77

Tabelle 5-7: Aufteilung der Investitionskosten bei den Anlagen mit Biogas für eine weitere Aufbereitung............................................................................... 78

Arbeitsgemeinschaft WI/IE/FhG-UMSICHT/GWI IX

Tabelle 5-8: Investitions- und Betriebskosten einer Gasbrennwerttherme .................. 78

Tabelle 5-9: Investitions- und Betriebskosten von Feuerungsanlagen ........................ 79

Tabelle 5-10: Investitions- und Betriebskosten eines Heizwerkes ................................ 80

Tabelle 5-11: Investitions- und Betriebskosten eines (Heiz-)Kraftwerkes ..................... 80

Tabelle 5-12: Übersicht der elektrischen BHKW Wirkungsgrade .................................. 80

Tabelle 5-13: Investitions- und Betriebskosten verschiedener BHKW – Typen............. 81

Tabelle 5-14: Investitions- und Betriebskosten einer Schwachgasturbine .................... 81

Tabelle 5-15: Investitions- und Betriebskosten einer Gastankstelle.............................. 82

Tabelle 5-16: Erklärung der Anlagenkürzel .................................................................. 82

Tabelle 5-17: Nutzbare Biogasmenge und Energiegehalte von Rohgas und Produktgas bei Erdgas-H Qualität .......................................................... 84

Tabelle 5-18: Jährliche Kosten bei der Bereitstellung von Biogas in Erdgas-H Qualität ohne LPG-Zugabe..................................................................... 86

Tabelle 5-19: spezifische Kosten pro kWh beim DWW- und PSA-Verfahren und einer Aufbereitung auf Erdgas-H Qualität ohne LPG-Zugabe ................. 87

Tabelle 5-20: Prozentanteile der Kosten ...................................................................... 87

Tabelle 5-21: Produktgasmengen und Energiegehalt bei LPG-Zugabe ........................ 89

Tabelle 5-22: Stromvergütungen nach dem EEG ......................................................... 95

Tabelle 5-23: spezifische Kosten der zentralen Stromerzeugung ................................. 95

Tabelle 5-24: spezifische Kosten der dezentralen Stromerzeugung ............................. 96

Tabelle 6-1: Zusammenstellung der bilanzierten Wirkungsgrößen ........................... 106

Tabelle 6-2: Aggregationsfaktoren zur Berechnung der Ressourcenbeanspruchung über den kumulierten fossilen Energieaufwand ................................................................................... 107

Tabelle 6-3: Wichtungsfaktoren wichtiger Treibhausgase zur Quantifizierung des anthropogenen Treibhauseffekts bezogen auf einen Zeithorizont von 100 Jahren ........................................................................................... 107

Tabelle 6-4: Charakterisierungsfaktoren zur Bildung des Indikators für Versauerung......................................................................................... 108

Tabelle 6-5: Charakterisierungsfaktoren zur Bildung des Indikators für terrestrische Eutrophierung nach /46/ ................................................... 108

Tabelle 6-6: Dargestellte Biogas-Bereitstellungspfade ............................................. 111

Tabelle 6-7: Dargestellte Biogas-Aufbereitungspfade............................................... 112

Tabelle 6-8: Anteil fossiler Primärenergie am Biogas ............................................... 114

Tabelle 6-9: Anteil an fossiler Primärenergie am aufbereiteten Methan.................... 118

Tabelle 6-10: Eingesparte fossile Primärenergie im Vergleich zu einer Erdgasnutzung ..................................................................................... 121

Tabelle 6-11: Eingesparte Treibhausgasemissionen im Vergleich zu einer Erdgasnutzung ..................................................................................... 122

Tabelle 6-12: Mehrfachbelastung durch versauernde und eutrophierende Emissionen im Vergleich zu einer Wärmebereitstellung durch Erdgas.. 123

Arbeitsgemeinschaft WI/IE/FhG-UMSICHT/GWI X

Tabelle 6-13: Eingesparte fossile Primärenergie gegenüber dem deutschen Strommix. ............................................................................................. 125

Tabelle 6-14: Eingesparte Treibhausgasemissionen gegenüber dem dt. Strommix.... 126

Tabelle 6-15: Mehr- und Minderemissionen an versauernden und eutrophierenden Gasen verglichen mit dem deutschen Strommix. .................................. 127

Tabelle 6-16: Eingesparte fossile Primärenergie gegenüber dem Einsatz von Erdgas je Fahrzeugkilometer. ............................................................... 128

Tabelle 6-17: Eingesparte Treibhausgasemissionen gegenüber dem Einsatz von Erdgas je Fahrzeugkilometer ................................................................ 129

Tabelle 6-18: Mehrfachbelastung durch versauernde und eutrophierende Emissionen im Vergleich zu Erdgas als Kraftstoff ................................. 131

Arbeitsgemeinschaft WI/IE/FhG-UMSICHT/GWI 1

1 Einleitung

Sowohl auf europäischer als auch auf bundesdeutscher Ebene ist es erklärtes Ziel, den Anteil erneuerbarer Energie zur Bereitstellung von Endenergie erheblich zu erhöhen, um eine zukünftige umwelt- und klimaverträgliche Energieversorgung zu erreichen. Aus diesem Grund wurde ihr verstärkter Einsatz bereits in einigen rechtlich verbindlichen Regelungen gefordert, z. B. soll der Anteil der erneuerbaren Energien bei der Primärenergiebereitstellung von 2,1 % im Jahr 2000 auf 4,2 % in 2010 verdoppelt und entsprechend der Anteil an der Stromproduktion von 6,25 % in 2000 auf 12,5 % in 2010 erhöht werden. Dabei wird ins-besondere der Nutzung von Biomasse ein sehr hohes Wachstumspotenzial zugeschrieben.

Zur Verwirklichung der politischen Zielvorgaben hat die Bundesregierung eine Vielzahl an unterschiedlichen Maßnahmen ergriffen, welche die Markteinführung erneuerbarer Energien insgesamt unterstützen sollen; exemplarisch sei hier nur das Marktanreizprogramm, die Umsetzung der European Biofuel Directive und die ökologische Steuerreform genannt. Im Strombereich wurde mit dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) eine Regelung zur Vergütung von Strom aus erneuerbaren Energien verabschiedet, von der in den nächsten Jahren – ähnlich wie in der Vergangenheit – eine erhebliche Lenkungswirkung ausgehen soll. Dies gilt insbesondere im Lichte der Novellierung im Jahr 2004, durch welche die Bedeutung der Biomasse – und insbesondere des Biogases – erheblich zugenommen hat. Es ist deshalb eine Verschiebung des Marktes von konventionellen Energieträgern hin zu erneuerbaren Energien zu erwarten, die sich von der Bereitstellung elektrischer Energie über Festbrennstoffe bis zu gasförmigen Energieträgern und Kraftstoffen auswirken könnte.

Vor dem Hintergrund der doch erheblichen Förderung für die Biogaserzeugung und –verstromung im Rahmen des EEG, stellt sich nun die Frage nach den optimalen Nutzungsmöglichkeiten. Es ist beispielsweise möglich, Biogas zu verstromen – wie durch das EEG vorgesehen –, im Traktionsbereich einzusetzen – wie z. B. in der European Biofuel Directive gefordert – oder im Wärmemarkt - beispielsweise durch eine Einspeisung ins Erdgasnetz - zu nutzen. Andererseits steht die Biogaserzeugung, wenn keine Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle, sondern Energiepflanzen eingesetzt werden, in Konkurrenz zu einer Erzeugung von biogenen Festbrennstoffen zur Wärme-, Strom- und/oder Kraftstoffbereitstellung bzw. zur Erzeugung von öl-, zucker- oder stärkehaltigen Pflanzen zur Bereitstellung flüssiger Bioenergieträger. Dabei ist aber zu beachten, dass die in Deutsch-land vorhandenen und für einen Energiepflanzenanbau nutzbaren landwirtschaftlichen Anbauflächen begrenzt sind und nur einmal genutzt werden können.

Zusammengenommen besteht somit eine große Vielfalt von Biomassenutzungsoptionen zur Energiebereitstellung. Vor diesem Hintergrund wurde die Verfügbarkeit der verschiedenen Bioenergieträger, die technischen Nutzungsmöglichkeiten, die Wirtschaftlichkeit und die ökologischen Auswirkungen der Biomassenutzung in Deutschland zusammengestellt, verglichen und bewertet. Ein Schwerpunkt der Untersuchung ist dabei die Produktion und Nutzung von Biogas.

Das Institut für Energetik und Umwelt gGmbH (IE), Leipzig, wurde vom Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft e.V. (BGW) beauftragt, folgende Arbeitspakete zu untersuchen:

• Analyse und Bewertung des Biomassepotenzials

• Technische Analyse vorhandener Technologien zur Biomassenutzung

• Vertiefende Analyse der Bereitstellung von Biogas aus Fermentationsprozessen

• Wirtschaftliche Analyse und Bewertung

• Ökologische Analyse und Bewertung

• Bewertung der Erfahrungen mit der Aufbereitung und Einspeisung von Biogas im europäischen Ausland


Die Bearbeitung dieser Arbeitspakete sind Teil der Untersuchung: „Analyse und Nutzungs-möglichkeiten von Biomasse“, die in Zusammenarbeit zwischen Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH, Fraunhofer Institut Umwelt-, Sicherheits-, Energietechnik UMSICHT und Institut für Energetik und Umwelt gGmbH, durchgeführt wurde.


2 Analyse und Bewertung des Biomassepotenzials

In diesem Kapitel werden die Biomassepotenziale Deutschlands untersucht.

In einem Ersten Schritt wird das Aufkommen des jeweiligen biogenen Primärenergieträgers in Tonnen pro Jahr ermittelt. Nach Konversion (bio-chemisch oder physikalisch chemisch) steht der Sekundärenergieträger bereit. Die folgenden Angaben in Mrd. kWh/a (in Worten: Milliarden Kilowattstunden pro Jahr) beziehen sich auf den Sekundärenergieträger und damit beispielsweise auf den Heizwert des Biogases oder des Rapsöls. Im Falle fester Biomasse wird der Heizwert der Biomasse direkt angegeben. Aufgrund der unterschiedlichen Konver-sion können sich aus der gleichen Tonnage Biomasse somit unterschiedliche Energie-potenziale ergeben.

Die Biomassepotenziale zeigen somit eine maximale Obergrenze der Energienutzung aus Biomasse auf. Die reale Umsetzung zum Endenergieträger wird immer unter dem Potenzial bleiben.

Die berücksichtigten Stoffe der Potenzialanalyse können in der Regel auf vielfältige Weise genutzt werden. Es wurde eine Abschätzung unternommen um die zur Zeit mögliche energetische Verwendung der Stoffe abzuschätzen und dabei bestehende Nutzungspfade zu berücksichtigen. So wird beispielsweise ein Teil des Strohs im landwirtschaftlichen Betrieb auch weiterhin als Einstreu verwendet werden und steht nicht zur thermischen Verwertung zur Verfügung. Die tatsächliche Verwendung hängt von verschiedenen Faktoren ab. Diese sind die wirtschaftlichste Nutzung, gesetzliche Grundlagen, verfügbare Technik, logistische Einschränkungen, traditionelle Gewohnheiten und verschiedene andere Faktoren. Da diese Faktoren permanenten Entwicklungen unterworfen sind, lässt sich nicht berechnen in welchem Zeitraum welcher Anteil des Potenzials erschlossen wird. Dass eine vollständige Nutzung der Biomassepotenziale zur energetischen Nutzung erfolgt, kann aber aufgrund der Stoffkonkurrenz ausgeschlossen werden.

Zunächst wurden für die einzelnen Substrate die energetisch nutzbaren Mengen (d. h. unter Berücksichtigung der stofflichen Nutzung, Aspekten des Stoffhaushaltes etc.) ermittelt. Bei der anschließenden Umrechnung dieser massenbezogenen Daten in Energieeinheiten ist zu berücksichtigen, dass zur Biomassenutzung grundsätzlich thermochemische, biochemische und physikalisch-chemische Umwandlungsprozesse zum Einsatz kommen können, die unterschiedliche Energiepotenziale nutzbar machen. So wird beispielsweise das technische Energieträgerpotenzial für thermochemische Umwandlungsprozesse (d. h. Verbrennung, Vergasung, Pyrolyse und Verkohlung) über die substratspezifischen Heizwerte berechnet, für biochemische Umwandlungsprozesse (z. B. Biogasgewinnung) über spezifische Gaser-träge und einen mittleren Biogas-Heizwert. Für die physikalisch-chemische Umwandlung (d. h. Auspressen, Extraktion, Umesterung), die nur für ölhaltige Energiepflanzen (z. B. Raps) relevant ist, erfolgt eine entsprechende Einzelfallbetrachtung /1/.

2.1 Definitionen der Biomassepotenziale

Nachfolgend werden sowohl bei den Potenzialbegriffen bzw. der jeweiligen Ab- bzw. Ein-grenzung als auch bei den zu untersuchenden Biomassefraktionen einheitliche Definitionen verwandt, um für das Gesamtziel vergleichbare, nachvollziehbare und übertragbare Ergeb-nisse zu liefern.

Terminologisch sind die Potenziale wie folgt definiert:

• Theoretisches Potenzial. Das theoretische Potenzial beschreibt das in einer gegebenen Region innerhalb eines bestimmten Zeitraumes theoretisch physikalisch nutzbare Energieangebot aus regenerativen Energien. Damit wird eine Obergrenze gesetzt, die den theoretisch realisierbaren Beitrag zur Energiebereitstellung wider-


spiegelt. In der Praxis ist das theoretische Potenzial nicht von Relevanz, da einer praktischen Nutzbarmachung unüberwindbare technische, ökologische, strukturelle, administrative und sonstige Schranken entgegen stehen. Dieses Potenzial wird hier deshalb – da es keine praktische Relevanz besitzt – nicht weitergehend betrachtet.

• Technisches Potenzial. Das technische Potenzial bezeichnet den Anteil des theore-tischen Potenzials, das unter Berücksichtigung der gegebenen technischen sowie ggf. vorhandener struktureller und ökologischer Restriktionen bzw. der gesetzlichen Vorgaben nutzbar ist. Obwohl letztere Einschränkungen grundsätzlich zwar nicht-technischer Natur sind, werden sie – da sie prinzipiell "unüberwindbar" sind – wie technische Restriktionen behandelt. Das technische Potenzial beschreibt damit den zeit- und ortsabhängigen, primär aus technischer Sicht möglichen Beitrag zur Nut-zung regenerativer Energien und ist i. Allg. geringen zeitlichen Schwankungen unter-worfen. Deshalb wird hier ausschließlich das technische Potenzial betrachtet.

• Wirtschaftliches Potenzial. Das wirtschaftliche Potenzial beschreibt den Anteil des technischen Potenzials, der auf der Basis der jeweils zugrunde gelegten ökono-mischen Kriterien erschließbar ist. Da es quasi unendlich viele unterschiedliche Möglichkeiten gibt, die konkreten Wirtschaftlichkeitskriterien aus betriebswirtschaftlicher Sicht zu setzen, die sich zudem schnell und laufend ändern, wird das wirtschaftliche Potenzial hier nicht betrachtet.

• Erschließbares Potenzial. Das erschließbare Potenzial beschreibt den Anteil des technischen Potenzials, der letztlich de facto erschließbar ist. Es ist i. Allg. kleiner als das wirtschaftliche Potenzial, da oft selbst wirtschaftliche Anlagen aufgrund noch vorhandener, aber bereits abgeschriebener Altanlagen nicht gebaut werden. Es kann aber auch größer sein, wenn durch entsprechende staatliche Maßnahmen eine Unterstützung gewährt wird. Damit ist aber das erschließbare noch mehr als das wirtschaftliche Potenzial sich schnell und unvorhergesehen ändernden Rahmenbedingungen ausgesetzt; es wird deshalb nicht weitergehend betrachtet.

Vor diesem Hintergrund ist es das Ziel der Potenzialanalyse, die technischen Potenziale der in Deutschland vorhandenen Bioenergieträger umfassend auf der Basis aktueller Daten zu bestimmen. Hierzu werden aus den oben genannten Gründen ausschließlich die technischen Potenziale betrachtet.

Das technische Brennstoffpotenzial lässt sich in halmgutartige Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle (u. a. Stroh- und Landschaftspflegematerial), holzartige Rückstände, Neben-produkte und Abfälle (u. a. Waldrestholz, Schwachholz, Altholz, Industrierestholz, Landschaftspflegeholz), sonstige Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle (d. h. Exkremente und Ernterückstände, Abfälle aus Gewerbe und Industrie, organische Siedlungsabfälle) und Energiepflanzen unterscheiden.

2.2 Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle

2.2.1 Holz

Holzartige Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle können in Waldrest- und Durchforstungsholz, Landschaftspflegeholz, Industrierestholz und Altholz unterteilt werden.

2.2.1.1 Waldholz

Nach Berücksichtigung der Waldflächen, Holzeinschlag, übrigen Quellen und Verwendungs-möglichkeiten ergibt sich ein Potenzial an verwertbarem Holz, das energetisch genutzt werden könnte, von etwa 34,4 Mio. tFM/a (Schwachholz: 10 Mio. tFM/a, Waldrestholz: 13,7 tFM/a, ungenutztes Potenzial: 10,7 Mio. tFM/a) /3/.


Das entspricht einem Energieträgerpotenzial von 117,8 Mrd. kWh/a (424 PJ/a) - Schwachholz: 34,2 Mrd. kWh/a, Waldrestholz: 46,9 Mrd. kWh/a, ungenutztes Potenzial: 36,7 Mrd. kWh/a /1/.

2.2.1.2 Landschaftspflegeholz

Landschaftspflegeholz beinhaltet das bei der Unterhaltung u. a. von Windschutzhecken, Ufergehölzen und Straßenrandhölzern anfallende Holz. Die entsprechenden technischen Potenziale liegen bei rund 0,46 Mio. tFM/a dies entspricht einem Energieträgerpotenzial von 1,1 Mrd. kWh/a (4 PJ/a) /1/.

2.2.1.3 Altholz in der Abfallwirtschaft

Altholz besteht, in Anlehnung an die BiomasseV, aus Gebrauchtholz und Industrierestholz, das als Abfall anfällt. Gebrauchtholz (gebrauchte Erzeugnisse aus Holz, Holzwerkstoffe oder Verbundstoffe mit überwiegendem Holzanteil) fällt dort an, wo Holz aus dem Nutzungs-prozess ausscheidet, z. B. bei Baumaßnahmen (z. B. Gebäudeabbrüche, Neubauten, Renovierungen) und am Ende einer bestimmten stofflichen Nutzung (z. B. Altmöbel, Verpackungsmaterial).

Zur Ermittlung des technischen Altholzpotenzials können die Abfallstatistiken der öffentlich-rechtlichen Entsorgungsträger (jährliche Erhebungsweise) sowie die bei den Statistischen Landesämtern erfassten Abfallmengen (zweijährige Erhebungsweise) in Bezug auf Altholz ausgewertet werden. Ergänzend zu den Altholzmengen in der Abfallwirtschaft werden die Export- und Importmengen erfasst.

Unter Berücksichtigung der stofflichen Altholznutzung in der Spanplattenindustrie (1,3 Mio. tatro/a) /5/ /10/ dürften für eine energetische Verwertung etwa 6,0 Mio. tFM/a bzw. 21,7 Mrd. kWh/a (78 PJ/a) zur Verfügung stehen /1/.

2.2.1.4 Industrieholz außerhalb der Abfallwirtschaft

Unter Industrierestholz werden alle Hölzer verstanden, die im Rahmen der Holzaufbereitung, der Produktion von Holzwerkstoffen und Holzprodukten sowie bei der Holzverarbeitung als Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle anfallen. Diese Hölzer werden hauptsächlich direkt vor Ort stofflich oder energetisch verwertet bzw. an weiterverarbeitende Betriebe abgegeben. Unter Berücksichtigung von Sägewerken, der Holzwerkstoffindustrie, der Bau-, Holz- und Möbelindustrie sowie der Papier- und Zellstoffindustrie ergibt sich ein nutzbares Potenzial von 4,0 Mio. tFM/a bzw. 15,8 Mrd. kWh/a (57 PJ/a) /1/.

2.2.2 Halmgüter

Zu halmgutartiger Biomasse zählen u. a. Stroh, Landschaftspflegematerial, Grasschnitt, der auf Dauergrünland anfällt und Teile von Straßenbegleitgrün.

2.2.2.1 Stroh

Die bedeutendste Stroh liefernde Kulturart in Deutschland ist Getreide mit einer Anbaufläche von ca. 7 Mio. ha (etwa 59 % der landwirtschaftlich genutzten Fläche). Die Gesamtmenge des anfallenden Strohs (Getreide und Mais), errechnet auf Basis der Getreideerträge (Korn-Stroh-Verhältnis), beträgt rund 43 Mio. t/a. Nach Abzug des Strohbedarfs für die stoffliche Nutzung (Gärtnereien, Viehhaltung u. ä.) stehen etwa 20 % (8,1 Mio. tFM/a) des Gesamt-strohaufkommens für energetische Zwecke zur Verfügung. Energetisch nutzbares Stroh fällt des Weiteren u. a. beim Anbau von Raps und Körnerleguminosen an. Das energetische Gesamtpotenzial aus Stroh beläuft sich auf 9,3 Mio. tFM/a bzw. 36,1 Mrd. kWh/a (130 PJ/a) /1/.


2.2.2.2 Grasschnitt

In Deutschland sind etwa 5,3 Mio. ha an Dauergrünland, Wiesen und Weiden vorhanden; davon sind etwa 4,1 Mio. ha Wiesen und Mähweiden. Wird unterstellt, dass etwa 8 bis 12 % der gesamten Wiesen- und Mähweidenflächen für eine energetische Nutzung verfügbar sind, beträgt bei einem mittleren Ertrag von 8 tFM/(ha·a) das verfügbare Potenzial 2,6 bis 3,9 Mio. tFM/a. Das entspricht bei energetischer Verwertung als Festbrennstoff 10,3 bis 15,3 Mrd. kWh/a (37 bis 55 PJ/a) oder bei biochemischer Umsetzung 4,2 bis 6,4 Mrd. kWh/a /1/.

2.2.2.3 Landschaftspflegematerial

Das Landschaftspflegematerial umfasst organische Rückstände aus der Pflege von öffentli-chen Grünflächen (Friedhöfe, Straßenrandpflege etc.) und der Landschaftspflege (ehemalige landwirtschaftliche Nutzflächen, die kommerziell nicht mehr genutzt, aus Gründen des Landschafts- und Umweltschutzes jedoch nach entsprechenden naturschutzfachlichen Vorgaben gepflegt werden müssen). Die Ermittlung der anfallenden Mengen erfolgt auf Basis der in Anspruch genommenen Flächen/Straßenlängen und einem mittleren spezifischen Biomasseaufkommen. Wird ausgehend von dem damit abschätzbaren Gesamtaufkommen unterstellt, dass etwa ein bis zwei Drittel als Potenzial für die energetische Nutzung zur Verfügung stehen (bei den Landschaftspflegeflächen nur 25 bis 50 %), beträgt das verfügbare Aufkommen 0,9 bis 1,8 Mio. tFM/a oder 3,1 bis 6,1 Mrd. kWh/a (11 bis 22 PJ/a), oder bei biochemischer Umsetzung 2,2 bis 4,4 Mrd. kWh/a /4/.

2.2.3 Sonstige Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle

Sämtliche nicht Halmgut- oder holzartige organische Stoffströme werden als sonstige Rück-stände, Nebenprodukte und Abfälle berücksichtigt. Dazu gehören Exkremente, sonstige Ernterrückstände, Abfälle aus Gewerbe und Industrie sowie organische Siedlungsabfälle.

Zu beachten ist, dass die Stoffe in diesem Kapitel hauptsächlich in Biogasanlagen Verwendung finden. Die Bestimmung der energetischen Potenziale erfolgt deshalb über die verfügbare Masse, den organischen Trockensubstratanteil, die Biogasausbeute und den mittleren Biogas-Heizwert.

2.2.3.1 Exkremente und Einstreu aus der Nutztierhaltung

Teile des Aufkommens an tierischen Exkrementen sind aufgrund einer Vielzahl unter-schiedlichster Restriktionen technisch nicht nutzbar. Bei bestimmten Nutztierarten ist eine Verfügbarmachung ausgeschlossen, beispielsweise bei den tierischen Exkrementen der in Deutschland gehaltenen Schafe und Pferde sowie Gänse und Enten. Zudem kann das zwar technisch gewinnbare, aber z. T. saisonal anfallende Exkrementeaufkommen der verblei-benden Nutztierarten u. a. durch Weidehaltung nur eingeschränkt genutzt werden.

Unter Berücksichtigung dieser Randbedingungen lässt sich aus dem derzeit vorhandenen Tierbestand eine nutzbare Exkrementenmenge von etwa 159 Mio. t/a ermitteln. Ein Teil der Exkremente fällt als Festmist an, so dass der Gesamteinstreubedarf für die Nutztierhaltung in Deutschland von etwa 3,3 Mio. t/a Stroh noch zusätzlich berücksichtigt werden muss. Damit ergibt sich insgesamt ein technisches Potenzial von etwa 162 Mio. tFM/a bzw. 15,5 Mio. t oTS/a. Das technische Energie-Potenzial liegt dementsprechend bei 26,7 Mrd. kWh/a 96 PJ/a. An diesem Potenzial ist die Rinderhaltung mit etwa 82 %, die Schweinehaltung mit etwa 13 % und die Hühnerhaltung mit etwa 5 % beteiligt /4/.

2.2.3.2 Sonstige Ernterückstände aus der Landwirtschaft

Unter sonstigen Ernterückständen aus der Landwirtschaft werden alle aus der Pflanzen-produktion resultierenden Stoffe verstanden, die als Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle anfallen und weder halmgutartiger noch holzartiger Natur sind. Die Potenziale werden auf


Basis der Erntemengen, der einzelnen Korn-Stroh-Verhältnisse bzw. der Frucht-Reststoff-Verhältnisse ermittelt. Das Gesamtenergiepotenzial der Ernterückstände aus der Land-wirtschaft liegt demnach bei 6,9 bis 13,8 Mio. tFM/a bzw. 0,9 bis 1,7 Mio. t oTS/a. Daraus ergibt sich ein gemitteltes Energiepotenzial von 5 Mrd. kWh/a (18 PJ/a) /4/.

2.2.3.3 Abfälle aus Gewerbe und Industrie

Abfälle organischer Herkunft fallen in den verschiedensten Bereichen der Lebensmittel-, der chemischen und pharmazeutischen Industrie sowie im Gewerbe an. Die Abschätzungen beschränken sich dabei auf solche Gewerbe- und Industriebereiche, bei denen ein nennenswerter Beitrag erwartet werden kann. Das sind die Wirtschaftszweige Bierher-stellung, Produktion und Verarbeitung von Früchten, Weinkeltereien, Brennereien, Milchproduktherstellung, Schlachthöfe und Fleischverarbeitung, Papierherstellung sowie Zuckerindustrie. Danach kann insgesamt von einem Energiepotenzial aus Abfällen aus Gewerbe und Industrie von etwa 4,8 bis 5, Mio. tFM/a ausgegangen werden. Durch energe-tische Verwertung ergibt sich somit ein Potenzial von 2,6 bis 3,9 Mrd. kWh/a (9,2 bis 14,1 PJ/a) /4/.

2.2.3.4 Organische Siedlungsabfälle

Organische Abfälle aus privaten Haushalten und Kommunen können im Rahmen der Kreislaufwirtschaft kompostiert, verbrannt oder vergoren werden. Im Folgenden wird von einem mittleren Bioabfallaufkommen von etwa 100 kg/(EW·a) (d. h. 8,3 Mio. tFM/a) ausge-gangen. Stehen davon etwa 91 % für eine energetische Nutzung im Anaerobverfahren zur Verfügung, ergeben sich ca. 7,6 Mio. tFM/a organische Abfälle. Darin enthalten sind etwa 0,2 bis 0,3 Mio. t/a an organischen Abfällen aus Wochen- und Großmärkten, wenn zur energe-tischen Nutzung ein Anteil von etwa 50 % als verfügbar unterstellt wird. Dazu kommen Speisereste mit 0,6 Mio. tFM/a, überlagerte Lebensmittel 0,2 Mio. tFM/a und Fettabscheiderreste mit 0,4 Mio. tFM/a. Damit ergibt sich insgesamt ein energetisch nutzbares Potenzial von etwa 8,8 Mio. tFM/a bzw. 1,7 Mio. t oTS/a, nach der Vergärung steht Biogas mit 4,3 Mrd. kWh/a (15,3 PJ/a) zur Verfügung. /4/.

2.3 Energiepflanzen und ihre Anwendung

Unter dem Begriff Energiepflanzen werden ein- oder mehrjährige Kulturen verstanden, die auf landwirtschaftlichen Nutzflächen zur ausschließlichen energetischen Verwertung angebaut werden. Die erzeugte Biomasse kann als Festbrennstoff (thermochemisch), als flüssiger Energieträger (physikalisch-chemisch) oder als Substrat zur Biogasgewinnung (biochemisch) eingesetzt werden. Im Nachfolgenden soll abgeschätzt werden, welche Anbauflächen für welche Energieträger verwendet werden können.

Die landwirtschaftliche Nutzfläche in Deutschland wird primär zur Nahrungsmittelproduktion genutzt. Die letztlich verbleibende Fläche, die für eine Energieproduktion zur Verfügung steht, ist direkt vom Flächenbedarf für die Nahrungsmittelerzeugung und anderer konkur-rierender Flächennutzungsansprüche abhängig (siehe Abschnitt 2.5). Als Folge der Über-produktion werden innerhalb der EU bereits seit einigen Jahren Maßnahmen durchgeführt, um die zur Nahrungsmittelproduktion verwendete Fläche zu reduzieren. Zur Zeit belaufen sich die Stilllegungsflächen auf ca. 1,2 Mio. ha. (Der Begriff der Stilllegungsfläche wird durch Umstrukturierung des Prämiensystemes möglicherweise abgeschafft werden. Im weiteren wird für zukünftige Entwicklungen die Bezeichnung „zur Verfügung stehende Fläche“ verwendet. Die Flächensituation der Vergangenheit wird mit der Bezeichnung Stilllegungs-fläche charakterisiert. Die Unterscheidung von Stilllegungsflächen und nicht stillgelegten Flächen ist zur Erklärung des Ist-Zustandes notwendig, auch wenn sie zukünftig nicht mehr getroffen wird). Perspektivisch lässt sich für Deutschland eine Steigerung der zur Verfügung


stehende Fläche voraussagen. Berechnungen ergeben Flächen von ca. 2 Mio. ha zum Jahr 2020 und ca. 2,6 Mio. ha bis zum Jahre 2030 /6/.

Zur Zeit werden ca. 340.000 ha Raps auf Stilllegungsflächen (und 320.000 ha auf nicht stillgelegten Ackerflächen) angebaut. Das Ausbaupotenzial ist bereits stark erschöpft, so dass für das zu ermittelnde Potenzial mit einer Rapsanbaufläche von 400.000 ha auf Stilllegungsflächen und 400.000 ha auf nicht stillgelegten Flächen gerechnet werden kann.

Perspektivisch wird der Anbau von Getreide zur Bioethanolherstellung zunehmen. Da in Deutschland einige Anlagen zur Bioethanolproduktion in der Planung bzw. im Bau sind, ist davon auszugehen, dass von den zur Verfügung stehenden Flächen ca. 150.000 ha zur Produktion von Getreide genutzt werden.

Der Flächenbedarf zur sonstigen stofflichen Nutzung (Bioschmierstoffe, Automobilindustrie, Dämmstoffe, Farben, Lacke, biologisch abbaubare Werkstoffe) kann mit ca. 100.000 ha abgeschätzt werden.

Somit bleibt von den 1,2 Mio. ha Stilllegungsflächen nach Abzug der Flächen zum Anbau von Raps zur Ölgewinnung, Getreide zur Bioethanolgewinnung und anderer stofflicher Nutzung eine Fläche von 550.000 ha, die zum Anbau von Pflanzen zur thermochemischen oder biochemischen Verwertung dienen können. (Diese Fläche darf aber nur einmal angerechnet werden).

Die Nutzung der Flächen zur Produktion von Feststoffbrennmaterial ist in Deutschland noch nicht etabliert und perspektivisch auch nicht in erheblicher Größenordnung zu erwarten. Somit können die oben erwähnten 550.000 ha zur Produktion von Biogas verwendet werden.

Die Berechnung des Biogaspotenzials beruht deshalb auf der Nutzung von 550.000 ha.

Flächenkonkurrenz

Die Größe der angenommenen Anbaufläche zur Produktion von Energiepflanzen ist von verschiedenen Faktoren abhängig. Durch zunehmende Ernteerträge und Importe von Lebensmitteln aus dem osteuropäischen Raum wird zukünftig weniger Ackerfläche zur Lebensmittelproduktion in Deutschland benötigt. Somit kann die Fläche zum Anbau nachwachsender Rohstoffe steigen. Auch aufgrund des Sinkens der Bevölkerung Deutsch-lands ist mit geringerer Nahrungsmittelproduktion und somit einer größeren Flächen-verfügbarkeit zur energetischen Nutzung zu rechnen. Zudem werden einige Pflanzen zur Energieerzeugung (hauptsächlich Raps) auch jetzt schon auf normalen Ackerflächen ange-baut.

Durch zunehmend verbreiteten ökologischen Landbau (angestrebt: 20 % der Ackerfläche), der zur Produktion von Lebensmitteln und nicht von nachwachsenden Rohstoffen beiträgt, sowie Naturschutzflächen wird die Ackerfläche zur Produktion von nachwachsenden Rohstoffen eingeschränkt werden. Auch steigt der Flächenverbrauch außerhalb der Land-wirtschaft durch Verkehrs- und Siedlungsflächen. Zur Zeit liegt der Flächenverbrauch bei ca.125 ha/d. Davon sind die Ackerflächen zu 70 % und die Grünflächen zu 30 % betroffen. 2/3 der Ackerflächen müssen im Verhältnis 1/0,5 kompensiert werden. Somit beträgt der Flächenverbrauch ca.65 ha/d. Die Waldfläche in Deutschland wird konstant gehalten. /38/

Ein Teil der Stilllegungsflächen kann nicht zur Anpflanzung von nachwachsenden Rohstoffen verwendet werden, da aus Gründen des Artenschutzes eine mehrjährige Bepflanzung vorgesehen, die Bodenqualität nicht geeignet oder es aus technischer Sicht ausgeschlossen ist.

Prinzipiell sind die betrachteten Flächen zur Produktion von Pflanzen zur thermochemischen Umwandlung (z.B. Holz aus Kurz-Umtriebs-Plantagen), biochemischen Umwandlung (beispielsweise Mais, Getreide) oder physikalisch-chemischen Umwandlung (Raps, Zucker-rüben, Weizen) geeignet. In welchem Maße die Fläche zu welcher energetischen Nutzung verwendet wird, ist von vielfältigen Faktoren abhängig. Wesentlich sind hier die wirtschaftlichste Flächennutzung, die Bodenqualität des Standortes, klimatische


Bedingungen, Fruchtfolgen sowie die verfügbare Technik zu nennen. Auch wenn Tabelle 2 anzeigt, dass das Biomassepotenzial zur thermochemischen Nutzung theoretisch am höchsten ist, wird dieses in der Praxis nicht über den Anbau von beispielsweise Kurz-Umtriebs-Plantagen genutzt, wenn aus finanzieller Sicht der Anbau von Raps zur Produktion von Biodiesel lukrativer ist. Auch politische Rahmenbedingungen wie Stilllegungsprämien oder andere agrarpolitischen Förderinstrumente beeinflussen die Flächenkonkurrenz.

Zusammenfassend ist festzuhalten, dass sich aufgrund der aufgelisteten Konkurrenzfaktoren der Nutzungspfad der einzelnen Potenziale ändert, das Gesamt-Biomasse-Potenzial aber weitgehend konstant bleibt.

Nachfolgend werden jeweils die technischen Energiepotenziale separat für den Anbau von Pflanzen zur Ölgewinnung (Raps), Ethanolgewinnung (Weizen, Zuckerrüben), Fest-brennstoffnutzung (Getreideganzpflanzen, Miscanthus und Kurzumtriebsplantagen) sowie zur Biogasgewinnung ermittelt.

2.3.1 Pflanzenölgewinnung

Das Energieaufkommen durch den Anbau von Winter- bzw. Sommerraps ergibt sich aus dem Energieinhalt des Pflanzenöls, des nach der Ölextraktion zurückbleibenden Schrots bzw. des nach der Pressung verbleibenden Presskuchens und Rapsstrohs. Zur Potenzial-ermittlung wird der Anbau von Winterraps unterstellt, welcher gegenüber Sommerraps deutlich höhere spezifische Erträge aufweist. Dabei wird von einem Ertrag von 3,5 t Rapssaat/ha, einer Ausbeute von 0,41 t Rapsöl und 0,59 t Schrot je t Rapssaat sowie einem Heizwert von 9,94 kWh/kg für Pflanzenöl und 4,39 kWh/kg für Schrot (Wassergehalt 15 %) ausgegangen. Das Strohaufkommen wird auf Basis eines Korn-Stroh-Verhältnisses von 1:1,7, einer Bergequote von 75 % und einem Heizwert von 3,89 kWh/kg (Wassergehalt 15 %) ermittelt. Damit ergibt sich (bei einer Anbaufläche von 800.000 ha) ein jährliches Energiepotenzial von etwa 6,4 Mio. tFM/a bzw. 32,5 Mrd. kWh/a (117 PJ/a) (Öl 11,4 Mrd. kWh/a, Schrot 7,2 Mrd. kWh/a und Stroh 13,9 Mrd. kWh/a) /1/.

2.3.2 Bioethanolgewinnung

Bioethanol kann aus Zucker- und Stärkepflanzen wie Weizen oder Zuckerrüben gewonnen werden. Das Energieaufkommen durch den Anbau dieser Energiepflanzen ergibt sich aus dem Energieinhalt des gewinnbaren Bioethanols und dem Energieinhalt der anfallenden Rückstände (d. h. Weizenstroh als Festbrennstoff, Rübenblätter und Schlempe als Biogas-substrat).

Für Ethanol aus Weizen beträgt das Energiepotenzial bei einer Anbaufläche von 150.000 ha etwa 440.000 m /a Ethanol und 0,9 Mio. tFM/a Stroh bzw. 5,8 Mrd. kWh/a (21 PJ/a) (Ethanol 2,5 Mrd. kWh/a und Stroh 3,4 Mrd. kWh/a). Dabei wird von einem durchschnittlichen Korn-ertrag von 7,5 t/ha, einer Ethanolausbeute von 0,039 m /t Weizenkorn sowie einem Korn-Stroh-Verhältnis von 1:0,8 ausgegangen. Es wird unterstellt, dass die Schlempe nicht vergoren wird.

Bei der Ethanolgewinnung aus Zuckerrüben wird von einem Rübenertrag von 61,7 t/ha, einer Ethanolausbeute von 0,097 m /t Rüben sowie dem Einsatz der Rückstände zur Biogas-gewinnung (Rübenblatt, Abwasser und Rübenschnitzel mit einem Biogaspotenzial von 13,14 Tsd. kWh/ha) ausgegangen. Damit ergibt sich bei einer Anbaufläche von 150.000 ha ein Potenzial von etwa 1,2 Mio. m /a bzw. 5,3 Mrd. kWh/a Ethanol und 1,9 Mrd. kWh/a Rückstände /2/. Aus ökonomischen Gründen kann von einer vorwiegenden Ethanolproduktion über Weizen ausgegangen werden /1/.


2.3.3 Festbrennstoffgewinnung

Die Bandbreite der Energiepotenziale des Energiepflanzenanbaus auf Basis fester Biomassen ist in Tabelle 2-1 dargestellt. Da ein Mischanbau wahrscheinlich ist, kann von einem Energieträgerpotenzial von rund 5,7 Mio. tTM/a bzw. etwa 28,1 Mrd. kWh/a bei der Festbrennstoffgewinnung ausgegangen werden /4/. Zur Zeit hat die Festbrennstoff-gewinnung über nachwachsende Rohstoffe keine praktische Bedeutung.

Tabelle 2-1 Energieträgerpotenziale bei Anbau verschiedener Energiepflanzen auf 550.000 ha zur Festbrennstoffgewinnung

Kulturen Trockenmasse-ertrag

Trockenmasse Heizwert Energieträger-potenzial

t TM/(ha·a) Mio. t/a kWh/kg TM Mrd. kWh/a (PJ/a)

Getreidepflanzen 10 5,5 4,72 26,0 (93,5)

Energiegräser 12 6,6 4,89 32,3 (116,2)

Kurzumtriebsplantagen 9 5 5,14 25,7 (92,5)

Mittelwert 5,7 28 ,0 (100,7)

2.3.4 Biogasgewinnung

Die Fläche, die für Pflanzen zur Biogasgewinnung zur Verfügung steht, beläuft sich auf 550.000 ha. Zur Abschätzung der Biogasgewinnung aus Energiepflanzen wird die Verwendung von Maissilage angenommen. Maissilage ist der eindeutig am häufigsten verwendete Nawaro in der Praxis der Biogasgewinnung. Sie bietet einen günstigen Kompromiss aus Ernteertrag, Preis und Handhabung. Bei einem durchschnittlichen Ertrag von 45 t/ha auf der Fläche von 550.000 ha, einer Biogasausbeute von 180 m /t und einem Methangehalt von 55 % ergibt sich ein Potenzial von ca. 2,4 Mrd. m /a Methan oder 24 Mrd. kWh/a 86,4 PJ/a. Eine ähnliche Größenordnung ergibt sich auch bei Annahme eines Zwei-Kulturen-Anbaus. Dabei wird ein Pflanzengemisch im zeitigen Frühjahr ausgesät und im Juni/Juli vor der Vollreife geerntet. Durch den vorgezogenen Erntetermin ergibt sich ein Vegetationszeitgewinn, der den Anbau einer Zweitkultur erlaubt, die im Herbst (ebenfalls in der Regel vor der Samenreife) geerntet wird. Zu beachten ist, dass hier nur ein durchschnittlicher Wert des Ernteertrages berücksichtigt werden kann. Regionale Unterschiede aufgrund klimatischer und landwirtschaftlicher Bedingungen sind vorhanden, werden aber an dieser Stelle nicht berücksichtigt.

2.3.5 Zukünftige Entwicklungen (Perspektiven)

Die Entwicklung der energetischen Potenziale, die aus der Energiepflanzennutzung resultieren, hängt von verschiedenen Einflussgrößen ab. Zwei wesentliche Einflüsse werden im Folgenden kurz skizziert. Zu beachten sind dazu die Konkurrenzfaktoren (Abschnitt 2.5) und Treiberfaktoren.

Ökologischer Landbau. Die landwirtschaftlichen Flächen, die für einen ökologischen Landbau genutzt werden steigen. 1994 wurden ca. 70 000 ha, 1999 400 000 ha und im Jahr 2002 fast 500 000 ha ökologisch bewirtschaftet. Die Bundesregierung strebt das Ziel an, in Deutschland bis zum Jahr 2010 einen Anteil von 20 % ökologisch bewirtschafteter Fläche zu erreichen. /53/

Ertragseinbußen durch ökologischen Landbau im Vergleich zu konventionellem Landbau liegen nach Angaben verschiedener Untersuchungen zwischen 20 und 50 %. Insgesamt kann davon ausgegangen werden, dass auf ökologisch bearbeiteten Flächen kein Anbau von Energiepflanzen zur Biogaserzeugung stattfinden wird, da der Ernteertrag pro Hektar


geringer ausfällt. Es wird somit durch den ökologischen Landbau zu einer Verdrängung der nutzbaren Anbauflächen von nachwachsenden Rohstoffen kommen.

Ertragssteigerungen der Pflanzen. Seit den 50er Jahren wurden im Mittel jährliche Ertragssteigerungen der Pflanzenernte von ca. 2 % erzielt. Da Energiepflanzen als nachwachsender Rohstoff nicht mehr zum Verzehr geeignet sein müssen, kann diese Ertragssteigerungen möglicherweise noch beschleunigt werden. Auch durch den Einsatz von genmanipulierten Pflanzen können Ertragssteigerungen erwartet werden. Eine quantitative Abschätzung ist aber nicht möglich, da die Entwicklung von vielen nicht quantifizierbaren Faktoren abhängt. Unter anderem gehören dazu Veränderungen gesetzlicher Grundlagen, Züchtung und Erfolge in der Gentechnologie. Bereits veröffentliche Forschungsergebnisse aus Versuchen müssen mit großer Vorsicht interpretiert werden, da zur Energieproduktion im Anwendungsfall sichergestellt werden muss, dass mit anbaustabilen Erträgen unter „Feldbedingungen“ kalkuliert werden kann.

Geht man von einer weiteren Ertragssteigerung von 2 % jährlich bis zum Jahr 2030 aus, ist mit einer Steigerung der Erntemengen, und somit dem Potenzial aus Energiepflanzen, um den Faktor 1,64 zu rechnen. Bei 3 % jährlicher Steigerung könnte eine Potenzial- und Ertragsverdoppelung erwartet werden (Faktor 2,09).

Die zunehmende Verwendung von sehr groß wachsenden Pflanzensorten (beispielsweise 3 m hohe Maispflanzen) könnten aber auch Akzeptanzprobleme in der Bevölkerung hervorrufen. Verschiedentlich wird daher davor gewarnt, zu viel Hoffnung in Ertragssteigerungen zu setzen.

2.4 Gesamtes Biomasse-Potenzial

Einen zusammenfassenden Überblick über die technischen Brennstoffpotenziale aus Biomasse gibt Tabelle 2-2.

Der Vergleich der einzelnen Potenziale zeigt, dass die holzartigen Biomassen die deutlich größte Bedeutung haben. Während für diese Stoffgruppe und für die sonstigen Biomassen die Umwandlungsprozesse vorgegeben sind, kann bei den mengenmäßig weniger bedeutenden halmgutartigen Biomassen sowohl eine thermochemische als auch biochemische Umwandlung erfolgen. Für die Wahl ist hier in erster Linie der Wassergehalt des Materials, der stark schwanken kann, entscheidend. Deshalb erfolgt eine Betrachtung beider Pfade, da eine Zuordnung zu einer der beiden Varianten nicht sinnvoll ist. Es ist aber unbedingt zu beachten, dass das verfügbare Halmgut immer nur einmal genutzt werden kann (also entweder thermochemisch oder biochemisch). Das maximal thermochemisch nutzbare Potenzial beträgt damit ca. 233,6 bis 241,6 Mrd. kWh/a (842 bis 871 PJ/a), das maximal biochemisch nutzbare Potenzial liegt bei ca. 69,0 bis 74,7 Mrd. kWh/a (248 bis 269 PJ/a) und das maximal physikalisch chemisch nutzbare Potenzial beträgt 13,9 Mrd. kWh/a (50 PJ/a). Somit machen in Deutschland die holzartigen Brennstoffe und ihre thermochemische Nutzung das größte energetische Potenzial aus.

Die angegebenen Werte unterliegen naturgemäß einer gewissen Schwankungsbreite. Da die Werte in der Regel aufgrund vorhandener Statistiken und unter verschiedenen Annahmen recherchiert wurden, können Schwankungsbreiten von ca. 20 % angenommen werden.


Tabelle 2-2: Biomassepotenziale zur Energiebereitstellung

2.5 Regionale Verteilung des Biogaspotenziales

Die Grundlage der Analyse regionaler Potenziale für die Biogasgewinnung bilden im Wesentlichen die Daten der Studie „Biogasgewinnung aus Gülle, organischen Abfällen und aus angebauter Biomasse“ /7/. Diese Daten wurden aktualisiert und mit den in der Studie „Monitoring zur Wirkung der Biomasseverordnung auf Basis des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG)“ /10/ erhobenen Daten für das Biomassepotenzial in Deutschland abgeglichen.

Als Datengrundlage für die quantitative und qualitative Ermittlung der verschiedenen Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle aus Landwirtschaft, Industrie und Kommunen dienen die aktuellen Statistiken der Statistischen Landesämter, Abfallbilanzen der Länder, Agrarberichte, Angaben verschiedener Verbände der jeweiligen Industriezweige etc. So dienen z.B. als Basis für die regionale Untersetzung der organischen Stoffströme aus der Nutztierhaltung die aktuellen Viehzählungen auf Landkreisebene. Die genaue Erhebung der organischen Stoffströme aus Industrie und Gewerbe gestaltet sich auf Grund der spärlichen Datenverfügbarkeit schwieriger. Zur Sicherung der Plausibilität der Potenzialerhebungen, die primär aus den in den relevanten Landesstatistiken (Produktion ausgewählter Erzeugnisse) aufgeführten Produktionsmengen resultieren, wurden diese Ermittlungen durch punktuelle Recherchen und Befragungen überprüft. Soweit notwendig und möglich wurden diese anschließend konkretisiert. Bei spärlichen bzw. fehlenden Daten hinsichtlich der Produktions- bzw. Reststoffmengen einzelner Betriebe wurden diese, z.B. anhand ihrer Größe (Mitarbeiterzahl etc.), durch spezifische Werte ergänzt bzw. abgeschätzt. Dies gilt insbesondere für Potenziale, deren Relevanz als regional sehr begrenzt anzusehen ist. Bei gänzlich fehlenden Angaben (Auspunktungen in Statistiken usw.) wurden die Werte anhand derer aus ähnlich strukturierten Regionen abgeschätzt und ergänzt. Die Potenziale für


Landschaftspflegematerialien wurden zu einem hohen Anteil über flächen- und einwohnerspezifische Werte ermittelt /7/, /8/, /13/

Die erhobenen Stoffströme wurden nach ihrem Aufkommen (Erzeugungsherkunft) charakterisiert und in Potenziale aus der Landwirtschaft, Potenziale aus Industrie und Gewerbe und Potenziale aus Kommunen strukturiert.

2.5.1 Landwirtschaft

Die landwirtschaftlichen Potenziale werden in tierische Exkremente und Ernterückstände sowie nachwachsende Rohstoffe untergliedert. Die Konkurrenz der Flächen zum Anbau nachwachsender Rohstoffe für holzartige Energiepflanzen zur thermochemischen Energie-erzeugung (Vergasung, Verbrennung) und für Energiepflanzen zur physikalisch-chemischen Kraftstofferzeugung (Bioöl, Biodiesel), erschwert eine konkrete Abschätzung des techni-schen Potenzials zur Biogaserzeugung. Die biochemische Umwandlung (Biogas) aus tierischen Exkrementen und Ernteresten unterliegen einer solchen Konkurrenz nicht.

2.5.1.1 Tierische Exkremente und Ernterückstände

In Abhängigkeit von der Biogasanlagengröße wird ein bestimmter Mindestvolumenstrom an organischem Material nötig. Dadurch sind tierhaltende Betriebe, deren technisch gewinnbares Exkrementeaufkommen wegen zu geringer Tierzahlen unterhalb einer Mindestgrenze liegt, nicht für eine Biogasgewinnung geeignet. Die Berechnung des verwertbaren Exkrementepotenzials erfolgte zunächst durch Umrechnung der Ergebnisse der amtlichen Tierzählungen (2001) /15/ für die einzelnen Tierkategorien in Großvieh-einheiten (GV). Dies wurde mit Hilfe durchschnittlicher Umrechnungsfaktoren speziell des Großvieheinheiten-Schlüssels realisiert (z.B. eine Zuchtsau entspricht 0,3 GV etc.)

Neben der Potenzialabschätzung resultierend aus den tierischen Exkrementen wurden ebenfalls die durch die Fütterung anfallenden Futterreste aus der Rinderhaltung betrachtet. Die Futterreste aus der Schweine- bzw. Geflügelhaltung sind auf Grund der unterschiedli-chen Fütterungsverfahren (Breiautomat, Futterbänder) relativ gering und finden deshalb bei der Potenzialbetrachtung keine Beachtung.

Ernterückstände aus dem Nutzpflanzenbau stellen ebenfalls potenzielle (Co-) Substrate für eine Vergärung in Biogasanlagen dar. Auf Grund der mengenmäßigen Relevanz wurden für eine Potenzialabschätzung nur die Ernterückstände aus dem Zuckerrübenanbau (Rüben-blatt) und dem Kartoffelanbau (Kartoffelkraut) betrachtet. Weitere Substrate (z.B. Rückstände des Gemüseanbaus) besitzen verglichen mit den beiden genannten Kulturen nur eine sehr geringe Bedeutung. /7/

2.5.1.2 Nachwachsende Rohstoffe

Für die hier vorgenommene Potenzialanalyse wird von den derzeitigen zur Verfügung stehenden Flächen ausgegangen und damit sowohl von Anbauflächen als auch den damit verbundenen Ernteerträgen. Die Umnutzung der landwirtschaftlichen Flächen für den Anbau von Substraten zur Biogasgewinnung ist an ein vom BLE /14/ vorgeschriebenes Verfahren gekoppelt, das es bei dessen strikter Einhaltung den Landwirten ermöglicht, trotz des Anbaus von nachwachsenden Rohstoffen weiterhin die Stilllegungsprämie zu beziehen. Der Anbau von nachwachsenden Rohstoffen ist auch auf normalen Ausgleichsflächen möglich, wobei hier der entgangene Ertrag für die jeweilige Marktfrucht gegengerechnet werden muss. Es kommen zwar prinzipiell mehrere Pflanzenarten für den Anbau als Biogassubstrat in Betracht. Für die Abschätzung wurde aber ein ausschließlicher Anbau von Silomais unterstellt, da er hinsichtlich des Gasertrags und Handlings derzeit als am besten geeignet gilt. Es stehen ca. 550 Tsd. ha Fläche zum Anbau von nachwachsenden Rohstoffen für Biogas im Jahr 2005 zur Verfügung (siehe Abschnitt 2.2.3). Die regionale Verteilung entspricht den Anteilen der jeweiligen Ackerlandflächen.


2.5.1.3 Landwirtschaftliches Biogaspotenzial

Die regionale Potenzialanalyse ergab für den landwirtschaftlichen Bereich einen Anteil von 77 % am gesamten Biogaspotenzial unter Berücksichtigung aller Konkurrenzfaktoren. Das flächenmäßig größte Bundesland Bayern bietet bundesweit das höchste Potenzial für Biogas landwirtschaftlichen Ursprungs. Die regionale Verteilung des technischen Potenzials aus der Landwirtschaft wird für alle Bundesländer in Abbildung 2-1 präsentiert. Exemplarisch für Bayern dargestellt, unterteilt sich dieses Potenzial in technisches Potenzial aus Ernterückständen und Exkrementen mit ca. 7,3 Mrd. kWh/a und ein technisches Potenzial aus nachwachsenden Rohstoffen von 4,3 Mrd. kWh/a . Daraus ergibt sich für das Beispiel Bayern ein maximales technisches Potenzial für Biogas landwirtschaftlichen Ursprungs von 11,6 Mrd. kWh/a.

4 Mio. kWh/a

20 Mio. kWh/a

23 Mio. kWh/a

170 Mio. kWh/a

1.800 Mio. kWh/a

2.132 Mio. kWh/a

2.169 Mio. kWh/a

2.633 Mio. kWh/a

3.343 Mio. kWh/a

3.349 Mio. kWh/a

3.398 Mio. kWh/a

3.446 Mio. kWh/a

4.149 Mio. kWh/a

6.429 Mio. kWh/a

10.960 Mio. kWh/a

11.592 Mio. kWh/a

0 4.000 8.000 12.000

Berlin

Bremen

Hamburg

Saarland

Rheinland-Pfalz

Thüringen

Hessen

Sachsen

Sachsen-Anhalt

Schleswig-Holstein

Brandenburg

Mecklenburg-Vorpommern

Baden-Württemberg

Nordrhein-Westfalen

Niedersachsen

Bayern

Ernterückstände

Exkremente

Nawaro

technisches Potenzial in Mio. kWh/

Abbildung 2-1: Biogaspotenzial der Landwirtschaft

2.5.2 Industrie und Gewerbe

Die regionale Betrachtung der technischen Potenziale industriellen Ursprungs, erfolgt haupt-sächlich in den Bereichen der industriellen Nahrungsmittelherstellung und -verarbeitung. Die Verarbeitung organischer Substanzen in Bierbrauereien, der Zuckerindustrie, der Obstpro-duktion und –verwertung, der Fruchtsaftherstellung, der Weinherstellung, Alkoholbrenne-reien, der Milchverarbeitung der Fleischverarbeitung, und der Papierindustrie sind die we-sentlichen Quellen für das technische Potenzial zur Biogaserzeugung. Soweit die Potenzialermittlung nicht auf der Grundlage der regional erhobener Daten erfolgten konnte, wurde das ermittelte technische Potenzial für Gesamtdeutschland, entsprechend regionaler Kenngrößen, den einzelnen Bundesländern anteilig zugeordnet. Solche Kenngrößen sind der Energiebedarf, Liefermengen, Beschäftigungszahlen, Umsatzgrößen sowie Flächen-verhältnisse. /8/, /14/, /16/.

Unter industriellen Substraten werden nachfolgend vergärbare organische Abfälle verstanden, die nicht den Bereichen „organischer Hausmüll“ oder den industriellen festen Bioabfällen zugeordnet sind. Dabei ist substratseitig eine Abgrenzung zwischen Substraten und Abwässern nicht möglich. Hinsichtlich der Behandlungsziele und –konzepte besteht hier allerdings ein deutlicher Unterschied:


• Abwässer werden in der Regel unmittelbar am Entstehungsort behandelt. Dabei steht die Reduzierung der organischen Inhaltsstoffe im Vordergrund.

• Transportfähige industrielle Substrate; dafür sind grundsätzlich unterschiedliche Behandlungsoptionen gegeben. Dabei steht vielfach eine möglichst hochwertige Nutzung der organischen Reststoffe (stofflich oder energetisch) im Vordergrund.

Bei der Herstellung von Bier fallen verschiedene Rückstandsfraktionen an, wobei der Treber die mengenmäßig größte Fraktion (75 bis 80 %) darstellt. Er fällt als Rückstand des Malzes am Ende des Maischprozesses an und wird durch seinen hohen Energie- und Proteingehalt bevorzugt als Futtermittel eingesetzt. Darüber hinaus fallen noch Hefe, Heiß- und Kühltrub, Kieselgurschlamm sowie Malzstaub als Prozessrückstände an. Ausgehend von den spezifischen Rückstandsmengen lässt sich auf Basis des in den Bundesländern produzierten Bieres das gesamte Rückstandsaufkommen für die Jahre 2000/2001 errechnen. Prinzipiell sind alle Rückstandsfraktionen für die Biogasproduktion zu verwenden, lediglich Kieselgurschlamm ist als Substrat weniger gut geeignet. Das theoretisch verfügbare Aufkommen vermindert sich durch die anderweitige Nutzung der Rückstände.

Als Nebenerzeugnisse fallen bei der Zuckerherstellung Melasse sowie Rübenschnitzel an. Durch diese anderweitigen Verwertungswege der anfallenden Nebenerzeugnisse wird die für die Biogasproduktion verfügbare Menge stark eingeschränkt. So wird auf Grund der derzeitigen Marktstrukturen angenommen, dass lediglich 1 % der Rübenschnitzel und 10 % der Melasse zur Verfügung stehen könnten. Die Berechnung des Biogasertrages aus der Melasse erfolgt auf Basis des durchschnittlichen oTS-Gehaltes der Melasse (ca. 76 %) sowie der spezifischen Biogasausbeute (rund 0,42 m / kg oTS). Für die Rübenschnitzel wird ein oTS- Gehalt von ca. 66 % sowie ein Biogasertrag von ca. 0,6 m /kg oTS angenommen. Daraus resultiert ein technisches Energiepotenzial von 194 Mio. kWh/a für Deutschland mit den Ernteertragswerten für das Jahr 2003 /7/.

Bei der Obst- und Gemüseverarbeitung zu Säften fallen Reststoffe in Form von Putzresten und Obsttrestern als Rückstand aus dem Entsaftungsprozess an. Die Mengen der hergestellten Säfte in den Bundesländern können anhand der statistischen Unterlagen oft nicht genau ermittelt werden. In diesen Fällen wird ein Abgleich anhand der Angaben des Verbandes der Fruchtsafthersteller zu Preisstrukturen, Umsatzzahlen und Betriebsstandor-ten in den Bundesländern vorgenommen Ein Teil der Rückstände wird derzeit als Viehfutter, zur Pektinherstellung sowie als Grundstoff für die Alkoholproduktion genutzt. Für die Berechnung wird eine nutzbare Menge von 40 % unterstellt. Pro Liter Saft fallen durchschnittlich 0,25 kg und pro Liter Nektar durchschnittlich 0,1 kg Reststoffe an. Bei der vorliegenden Potenzialberechnung wird davon ausgegangen, dass pro produziertem m Saft und Nektar etwa 0,2 m Reststoffe anfallen. Die anfallenden Reststoffe weisen einen mittleren spezifischen Biogasertrag von ca. 150 m je Tonne Substrat auf. /7/, /13/.

Der als Rückstand bei der Weinherstellung (Kelterung) anfallende Trester besteht zum großen Teil aus Beerenhülsen, Kernen und Kämmen (Stiele, Rappen) und wird wegen seiner noch relativ hohen Gehalte an Zucker, Weinsäure und anderen Substanzen bevorzugt für die Herstellung von Trester-Bränden bzw. Tresterweinen verwendet. Der Trester kann aber auch als Dünge- oder Futtermittel in der Landwirtschaft eingesetzt werden. Auf Grund der derzeitig vorrangigen Nutzung als Alkoholgrundstoff bzw. als Futtermittel wird hier davon ausgegangen, dass lediglich 10 bis 20 % der anfallenden Menge tatsächlich für eine Biogasgewinnung zur Verfügung stehen /7/.

Je Liter produziertem Alkohol fällt circa das zehn- bis zwölffache an Rückständen (Schlempe) an. Daraus ergibt sich ein Schlempenaufkommen für die Bundesrepublik Deutschland von rund 781.300 m . Es wird für die Berechnung des technischen Biogaspotenzials davon ausgegangen, dass in Zukunft ca. ein bis zwei Drittel der anfallenden Schlempen für die energetische Verwertung zur Verfügung stehen. /7/, /13/.

Milchverarbeitende Betriebe sind relativ häufig in den einzelnen Bundesländern anzutreffen. Produktionsmengen und angelieferte Rohmilchmenge sind nur für einige wenige


Großbetriebe bekannt. Es werden daher Wichtungen vorgenommen. Die Anfallmenge von Reststoffen und Abwässern ist je nach Produktionseinrichtung (Konsummilchherstellung, Buttern, Käserei etc. ) verschieden. Für die Potenzialabschätzung wird eine anfallende Reststoffmischung unterstellt, die 2 m bezogen auf 1 m angelieferter Rohmilch beträgt. Die Biogasausbeute wird mit 36 m pro Tonne Substrat angenommen. Ausgehend vom für Gesamtdeutschland zur Verfügung stehenden technischen Potenzial der Milchindustrie (1,2 Mrd. kWh/a /12/), werden bei der regionalen Verteilung, die an die Molkereien gelieferte Milchmengen zu Grunde gelegt.

Das Aufkommen an Rückständen und Abfällen aus Schlachthöfen und Betrieben der Fleischverarbeitung kann nicht genau bestimmt werden, da oft keine genauen Daten über die Schlachtmengen bzw. die Fleischproduktion vorliegen. Es wird anhand der jeweiligen Statistiken die produzierte bzw. verarbeitete Menge Fleisch des jeweiligen Bundeslandes ermittelt. Die Anzahl der Schlachthöfe und fleischverarbeitenden Betriebe kann in den Bundesländern mit durchschnittlich etwa drei bis vier pro Landkreis angegeben werden. Daher wird unterstellt, dass alle Landkreise einen Anteil am Potenzial aus Rückständen der Fleischproduktion besitzen. Anhand der Angaben zu zugelassenen Großschlachthöfen und Zerlegebetrieben in der Bundesrepublik Deutschland werden die Anteile, hinsichtlich des Reststoffanfalls in den betreffenden Bundesländern gewichtet. In Deutschland werden jährlich ca. 3,8 Mio. Rinder, 0,4 Mio. Kälber, knapp 43 Mio. Schweine sowie 0,9 Mio. Schafe und Pferde geschlachtet .Dabei entfallen allein auf die Bundesländer Bayern, Niedersachen und Nordrhein-Westfalen knapp 68 % der gesamten Schlachtmenge. Die beim Schlachten und der anschließenden Weiterverarbeitung anfallenden Schlachtabfälle können, sofern sie nicht der EU-Verordnung (EG) 1774/2002 vom 3. Oktober 2002 und deren Umsetzung in nationales Recht (TierNebG vom 25. Januar 2004 ) als Risiko-Kategorie I unterliegen, weiter verwertet werden. Da nicht alle tierischen Schlachtabfälle vergärbar sind und neben der energetischen Nutzung auch die stoffliche Verwertung bzw. die Verbrennung in Frage kommt, wird hier unterstellt, dass rund ein bis zwei Drittel der Gesamtmenge für eine Biogasproduktion zur Verfügung stehen. /7/.

Das technische Potenzial der Papierindustrie wird für das Bundesgebiet mit 1,1 Mrd. kWh/a /12/ bestimmt. Da die Papierherstellung ein energieintensiver Industriezweig ist, wird das Potenzial den einzelnen Bundesländern auf der Grundlage des Energiebedarfes zugeordnet.

Das maximale technische Potenzial aus industriellen Reststoffen liefern die flächengrößten Bundesländer Niedersachsen und Bayern mit je ca. 0,7 Mrd. kWh/a (Abbildung 2-2). Der durchschnittliche Anteil von 6% des gesamten technischen Potenzials ist vergleichsweise gering. Im Saarland und den Stadtstaaten liegt dieser Anteil mit 10% bis 20% überdurchschnittlich hoch.


industrielle Reststoffe

8 Mio. kWh/a

35 Mio. kWh/a

64 Mio. kWh/a

83 Mio. kWh/a

84 Mio. kWh/a

115 Mio. kWh/a

117 Mio. kWh/a

136 Mio. kWh/a

178 Mio. kWh/a

222 Mio. kWh/a

226 Mio. kWh/a

517 Mio. kWh/a

580 Mio. kWh/a

681 Mio. kWh/a

693 Mio. kWh/a

28 Mio. kWh/a

0 200 400 600 800

Berlin

Bremen

Saarland

Hamburg

Thüringen


Sachsen-Anhalt

Brandenburg

Schleswig-Holstein

Sachsen

Rheinland-Pfalz

Hessen

Baden-Württemberg

Nordrhein-Westfalen

Bayern

Niedersachsen

PapierindustrieMolkereienBierherstellungFruchtsaftZuckerverarbeitungAlkoholSchlachtgutWeinherstellung

technisches Potenzial in Mio. kWh/a

Abbildung 2-2: Biogaspotenzial aus industriellen Reststoffen

2.5.3 Kommunen

Neben den Substraten aus der Landwirtschaft und Substraten industriellen Ursprungs kommen für eine energetische Nutzung durch Vergärung in Biogasanlagen auch organische Rest- und Abfallstoffe der kommunalen Entsorgung in Frage.

Für die Kalkulation des nutzbaren Potenzials werden verschiedene Substrate in die Be-trachtung einbezogen. Dies sind Speisereste, überlagerte Lebensmittel sowie Fettabschei-derrückstände, welche vor allem in den Großküchen der öffentlichen Einrichtungen (Betriebskantinen, Kranken- und Pflegeheime, Schulen und Universitäten, Gaststätten und Hotels etc.), aber auch in den Haushalten (sog. Biotonne) anfallen. Des Weiteren werden auch Garten- und Marktabfälle betrachtet. Derzeit werden in den Bundesländern die meisten dieser Abfälle kompostiert. Hierfür stehen in allen Bundesländern meist relativ neue und moderne mechanisch-biologische Abfallbehandlungsanlagen (MBA) zur Verfügung, deren hundertprozentige Auslastung angestrebt wird. Die Verbrennung und Deponierung ist eben-falls anzutreffen. Hierbei ist anzumerken, dass die Abfälle einen Wassergehalt von 50 bis 70 % aufweisen, wodurch eine Verbrennung eher ungünstig bzw. schwierig ist. Die Deponie-rung solcher Stoffe ist auf Grund gesetzlicher Regelungen ab 2005 weitestgehend untersagt. Als Basis für die Berechnung dienen die Veröffentlichungen des Statistischen Bundesamtes über die Bevölkerungszahlen, die Zahl der sozialversicherungspflichtigen Beschäftigten, die Patientenbewegungen in Krankenhäusern und Pflegeheimen, die eingeschriebenen Stu-denten bzw. angemeldeten Schüler, die Übernachtungszahlen des Gaststätten- und Hotel-gewerbes sowie die amtlichen Abfallbilanzen der einzelnen Bundesländer /8/. Die Berechnung der Abfallmenge erfolgt unter der Annahme verschiedener, für die einzelnen Substrate spezifischen Restmengen.

Pro Einwohner und Jahr fallen in Deutschland theoretisch 50 bis 100 kg Bioabfall an. Das reale Aufkommen, dass über die getrennte Sammlung erreicht wird, ist jedoch oft bedeutend niedriger. Menge und Zusammensetzung sind stark abhängig von der Siedlungsstruktur und


der Art des Erfassungssystems. In Deutschland beträgt das technische Potenzial für kommunalen Abfall 4,25 Mrd. kWh/a.

Der Grünschnitt von kommunalen Park- und Grünflächen, das Straßenbegleitgrün und das Landschaftspflegematerial steht den Kommunen als technisches Potenzial sowohl zur ther-mochemischen Umwandlung als auch zur biochemischen Umwandlung zur Verfügung. Die nachfolgende Berechnung erfolgt in vollständiger Konkurrenz zur thermochemischen Nut-zung. Wird das Substrat nicht zur Biogaserzeugung genutzt, so vermindert sich das techni-sche Potenzial zur Biogaserzeugung anteilig. Die flächenmäßige Verteilung erfolgt auf der Grundlage der Ertragsanteile in den einzelnen Bundesländern. Die Basis für die Berechnung bilden die mittleren Werte des technischen Potenzials für Deutschland mit 5,3 Mrd. kWh/a für Gras aus Dauergrünland und 3,3 Mrd. kWh/a für Landschaftspflegematerial /10/.

Das maximale technische Potenzial pro Bundesland liegt beispielhaft für Bayern bei 2,9 Mrd. kWh/a (Abbildung 2-3).

kommunale organische Reststoffe

42 Mio. kWh/a

145 Mio. kWh/a

149 Mio. kWh/a

183 Mio. kWh/a

255 Mio. kWh/a

342 Mio. kWh/a

389 Mio. kWh/a

441 Mio. kWh/a

567 Mio. kWh/a

790 Mio. kWh/a

859 Mio. kWh/a

1.568 Mio. kWh/a

1.781 Mio. kWh/a

2.067 Mio. kWh/a

2.862 Mio. kWh/a

410 Mio. kWh/a

0 1000 2000 3000

Bremen

Saarland

Hamburg

Berlin

Thüringen

Sachsen-Anhalt


Brandenburg

Sachsen

Schleswig-Holstein

Rheinland-Pfalz

Hessen

Baden-Württemberg

Nordrhein-Westfalen

Niedersachsen

Bayern

Kommunaler Abfall

Gras aus Dauergrünland

Landschaftspflegematerial


Abbildung 2-3: Biogaspotenzial aus organischen kommunalen Reststoffen

2.5.4 Das technische Potenzial für Biogas

Entsprechend ihrer Herkunft zeigt sich die folgende Verteilung des technischen Potenzials zur Biogaserzeugung bei einem gesamten technischen Potenzial von 72,2 Mrd. kWh/a (260 PJ/a). Die Landwirtschaft hat dabei den größten Anteil mit 55,6 Mrd. kWh/a (77 %). Das entspricht einem Rohbiogasertrag bei einem Methangehalt zwischen 55 und 60 %, von ca. 9.200 bis 10.200 Mio. m /a. Der für die Biogaserzeugung benötigte Gasanteil wurde nicht abgerechnet.

Das technische Potenzial aus industriellen Reststoffen beträgt 3,8 Mrd. kWh/a (5 %). Der berechnete Rohbiogasertrag ergibt sich mit etwa 580 bis 630 Mio. m /a; aus kommunalen Reststoffen steht ein technisches Potenzial von 12,8 Mrd. kWh/a (18 %) zur Verfügung. Der Rohbiogasertrag aus kommunalen Reststoffen liegt zwischen 2.100 Mio. m /a bis 2.500 Mio. m /a. (Abbildung 2-4). Werden die Konkurrenzfaktoren in der Betrachtung und gewisse Schwankungen vernachlässigt, beträgt das zu berücksichtigende technische Gesamtpotenzial maximal 74,7 Mrd. kWh/a (269 PJ/a).


Ernterückstände und Exkremente

44%

NawaRo33%

Industrielle Reststoffe

5% Kommunale Reststoffe

18%

Ernterückstände und ExkrementeNawaRoIndustrielle ReststoffeKommunale Reststoffe

Abbildung 2-4: Biogaspotenzialverteilung nach Herkunft

Das regionalverteilte technische Potenzial zur Biogaserzeugung beträgt für das Bundesland Bayern 15,1 bis 15,8 Mrd. kWh/a. Dagegen ist das technische Potenzial im Saarland mit 0,35 Mrd. kWh/a sehr gering (Abbildung 2-5). Das Potenzialaufkommen ist nahezu proportional zu der Flächengröße der einzelnen Bundesländer.

194 Mio. kWh/a

236 Mio. kWh/a

350 Mio. kWh/a

2.470 Mio. kWh/a

2.813 Mio. kWh/a

3.252 Mio. kWh/a

3.253 Mio. kWh/a

3.800 Mio. kWh/a

3.919 Mio. kWh/a

3.926 Mio. kWh/a

4.052 Mio. kWh/a

6.234 Mio. kWh/a

8.790 Mio. kWh/a

13.719 Mio. kWh/a

15.135 Mio. kWh/a

90 Mio. kWh/a

0 5.000 10.000 15.000

Bremen

Berlin

Hamburg

Saarland

Thüringen

Rheinland-Pfalz

Sachsen

Hessen

Sachsen-Anhalt


Brandenburg

Schleswig-Holstein

Baden-Württemberg

Nordrhein-Westfalen

Niedersachsen

Bayern

Ernterückstände und Exkremente

Nawaro


Kommunale Reststoffe


Abbildung 2-5: Biogaspotenzial der Bundesländer

In Abbildung 2-6 ist die regionale Potenzialverteilung unabhängig von der Bundeslandfläche dargestellt. Dabei wird deutlich, dass das hohe technische Biogaspotenzial in Bayern ausschließlich auf die große Bundeslandfläche zurückzuführen ist.

Die industrielle Dichte in der Nahrungsmittel- und Papierindustrie sowie ein hohes Aufkommen kommunaler Reststoffe sind Ursache für eine hohe Potenzialdichte der Stadtstaaten Hamburg, Bremen und Berlin. Sachsen Anhalt und Mecklenburg-Vorpommern haben eine hohe Potenzialdichte im Bereich Substrate aus nachwachsenden Rohstoffen. Niedersachsen und Schleswig-Holstein besitzen eine hohe Potenzialdichte durch Substrate aus Exkrementen und Futterresten.


253,94

136,43

152,74

141,68

176,61

154,07

185,85

133,17

169,11

174,38

257,92

288,12

214,53

257,03

0,0 100,0 200,0 300,0

Berlin Hamburg Bremen

Saarland

Thüringen

Rheinland-Pfalz

Sachsen

Hessen

Sachsen-Anhalt

Brandenburg


Schleswig-Holstein

Baden-Württemberg

Nordrhein-Westfalen

Niedersachsen

Bayern

Gesamt

Ernterückstände undExkremente

Nawaro


Kommunale Reststoffe

spezifisches technisches Potenzial in Tsd. kWh/(km?a)

Abbildung 2-6: Biogaspotenzial pro Flächeneinheit der Bundesländer

2.6 Treiberfaktoren der Biomassenutzung

Die Treiberfaktoren der Biomassenutzung bestehen neben den bereits erwähnten Faktoren (siehe Abschnitte 2.4 und 2.5) vor allem aus den politischen Rahmenbedingungen. Diese resultieren aus der deutschen Gesetzgebung. Aber auch die europäischen Regelungen müssen berücksichtigt werden.

Um die Nutzung von Biomasse zu erhöhen wurde im Rahmen der europäischen Energiepolitik ein umfangreiches Instrumentarium geschaffen. Gleichzeitig ist aber zu beachten, dass die dem Weißbuch für erneuerbare Energien zu Grunde liegenden Klimaschutzziele der EU nach den gegenwärtigen Projektionen nicht termingerecht erreicht werden können. Möglicherweise werden aus diesem Grund die bestehenden Instrumente in den kommenden Jahren verschärft bzw. um weitere Instrumente ergänzt. Dabei zeigt sich gegenwärtig, dass aus Sicht des Klimaschutzes für den Energiebereich insbesondere in folgenden Bereichen weiterer Handlungsbedarf besteht:

• Der deutlich zunehmende Trend der Klimagasemissionen im Verkehrssektor konnte bisher nicht aufgehalten werden.

• Der Ausstoß an Treibhausgasen aus Haushalten konnte zwar vom relativ deutlich zunehmenden Gebäudebestand etwas entkoppelt werden, zeigt aber auch noch einen zunehmenden Trend.

Im Folgenden werden einige Treiberfaktoren der verschiedenen Nutzungspfade erläutert.

2.6.1 Stromerzeugung

Im April 2004 hat der Deutsche Bundestag eine umfassende Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) verabschiedet, dem der Bundesrat im Juli 2004 zugestimmt hat.


Darin wird die Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien deutlich verbessert. Demnach erhalten Anlagen, die Strom aus Biomasse produzieren

• eine leistungsgrößenabhängige Grundvergütung von 8,4 bis 11,5 ct/kWh (jährliche Degression 1,5 % ab 2005)

• einen zusätzlichen Bonus von 2,5 bis 6 ct/kWh beim Einsatz ausschließlich natur-belassener Produkte aus der Land- und Forstwirtschaft (Nawaro-Bonus),

• einen zusätzlichen Bonus von 2 ct/kWh beim Einsatz von Kraft-Wärme-Kopplung (KWK-Bonus) und

• einen zusätzlichen Bonus von 2 ct/kWh beim Einsatz innovativer Technologien (Technologie-Bonus).

Das EEG ist eines der entscheidenden Instrumente zur Lenkung der Stromerzeugung aus Biomasse. Die Höhe der Vergütung wird bestimmt durch die Höhe des gültigen Vergütungsbetrages im Inbetriebnahmejahr der Anlage und besteht über die Laufzeit von maximal zwanzig Jahren fort (Inbetriebnahmejahr + 20 Jahre). Die leistungsgrößen-abhängige Grundvergütung reduziert sich jahrlich um 1,5 Prozent.

2.6.2 Wärmeerzeugung

Zur Stärkung der Marktdurchdringung, zur Senkung der Systemkosten und zur Verbesserung der Anlagenwirtschaftlichkeit der Nutzungssysteme erneuerbarer Energien ist im Jahr 1999 von der Bundesregierung das Marktanreizprogramm eingeführt worden. Die aktuelle Förderung innerhalb dieses Programms sieht für Biomasse im Wärmemarkt folgende Fördermöglichkeiten vor:

• Investitionsförderung für Anlagen mit automatischer Beschickung von 8 bis 100 kW für feste Biomasse und Scheitholzkesselanlagen von 15 bis 100 kW. Die Förderung erfolgt in Form von Zuschüssen, die beim Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) zu beantragen sind.

• Investitionsförderung für Anlagen mit automatischer Beschickung ab 100 kW mit überwiegend naturbelassenem Holz durch zinsgünstige Darlehen und der Möglichkeit des Teilschuldenerlasses. Diese Förderung fällt in die Zuständigkeit der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW).

Eine weitere Investitionsförderung kann im Rahmen von Gebäudesanierungsprogrammen (Bundes- und Länderebene) sowie CO2-Minderungsprogrammen (Bundesebene) in Anspruch genommen werden.

Ergänzt wird die Förderung der Biomassenutzung im Wärmemarkt indirekt durch die Nichterhebung einer „Energiesteuer“ auf die biogenen Brennstoffe. Hierdurch erfolgt eine Begünstigung im Vergleich zu den fossilen Brennstoffen Erdöl und Erdgas, die aufgrund des Mineralölsteuergesetzes besteuert werden. Allerdings ist auch für die Kohlenutzung keine Besteuerung vorgesehen.

Weitere Maßnahmen zur Förderung des Biomasseeinsatzes im Wärmemarkt sind in der Diskussion. Hierzu zählt ein Quotenmodell für erneuerbare Energien im Wärmemarkt, das zum Beispiel im Rahmen eines „Wärmegesetzes“ umgesetzt werden könnte. Neue Impulse könnten sich durch die gegenwärtig in Vorbereitung befindlichen europäischen Initiativen (Campaign for Sustainable Energy, Biomasse-Aktionsplan) ergeben.

2.6.3 Biokraftstoffe

Die EU-Mitgliedsstaaten sind gefordert, spätestens 18 Monate nach Inkrafttreten der Richtlinie 2003/30/EG ein nationales Konzept für die Markteinführung von Biokraftstoffen vorzulegen. Hierbei können die Mitgliedsstaaten allerdings niedrigere als in der Richtlinie


vorgegebene Mengenziele festlegen, wenn beispielsweise mangels Flächenkapazität die entsprechenden nationalen Ressourcen für die Rohstoffproduktion fehlen.

In Deutschland ist durch die Änderung des Mineralölsteuergesetzes bereits im Juni 2002 eine 100%ige Steuerbefreiung für Biokraftstoffe in Reinform und in Gemischen vorbehaltlich der Zustimmung durch die EU Kommission im Bundestag beschlossen worden. Am 5. November 2003 schlug der Finanzausschuss des Bundestages eine weitere Gesetzes-änderung vor. Demnach

• muss Bioethanol, um als Biotreibstoff eingeordnet zu werden, mindestens 99 Vol-% Alkohol enthalten und nicht denaturiert sein (Ethylalkohol 2207 1000),

• darf es durch die Steuerbefreiung nicht zu einer Überkompensation der höheren Produktionskosten von biogenen Kraftstoffen gegenüber fossilen Kraftstoffen kommen,

• muss die Steuerbefreiung entsprechend der Entwicklung der Rohstoffpreise der Marktlage angepasst werden,

• werden bei der EU Kommission Schutzmaßnahmen beantragt, falls es durch Importe aus Drittländern zu Störungen des europäischen Biokraftstoffmarktes kommen sollte und

• muss für im Ausland (nicht in Deutschland) hergestellten Bioethanol die zuständige Behörde eine Herstellerbescheinigung ausstellen.

Strittig wird unter Marktexperten die vereinbarte Beantragung von Schutzmaßnahmen gesehen, da diese noch nicht mit der EU-Kommission abgestimmt sind und in Zeiten des sukzessiven Abbaus von Handelshemmnissen bei der WTO nur schwer durchsetzbar sein dürften.

Es gibt weder gemäß EU- noch gemäß deutschem Recht einen Beimischungszwang für Bioethanol. Das stärkt die Marktposition der Mineralölindustrie, die nun verstärkt über einen niedrigen Bioethanolpreis Anreize zu dessen Verwendung erwartet.

2.6.4 Emissionshandel

Mit der Einführung des Emissionshandels in der Europäischen Union werden sich zusätzliche Kosten für klimagasrelevante Aktivitäten ergeben. Im Energiebereich relevant könnte hier die Mitverbrennung von Biomasse in Kohlekraftwerken werden, allerdings hängen Art und Umfang solcher Maßnahmen von vielerlei Faktoren ab (Zertifikatspreise, Emissionen des Strommixes sowie Art und Umfang der Ersatzinvestitionen in den Kraftwerkspark etc.).

Die weiterhin im Rahmen des Emissionshandels vorgesehenen Möglichkeiten von Clean-Development-Mechanism (CDM) und Joint-Implementation (JI) sind gegenwärtig in den meisten Mitgliedsstaaten noch wenig konkretisiert, so dass - mit Ausnahme der Niederlande - nennenswerte Effekte nicht vor 2012 erwartet werden. /38/

2.6.5 Agrarische Entwicklungen

Aufgrund verschiedener Faktoren lassen sich folgende agrarische Entwicklungen absehen:

• Die relative Vorzüglichkeit des Anbaus von Getreide, Ölsaaten und Eiweißpflanzen zur Versorgung der Nahrungsmittelnachfrage in der EU nimmt weiter ab.

• Die relative Vorzüglichkeit für den Anbau von Energiepflanzen wird marginal höher subventioniert (45 /ha), erreicht dadurch aber nicht eine signifikant höhere Wettbewerbsfähigkeit.

• Die Flächennutzung für die Produktion von Rindfleisch und Milch wird durch Preissenkung und Entkopplung der bisher gewährten produktbezogenen Tierprämien


und zukünftig auch Milchprämien auf marginalen Standorten zunehmend wirtschaft-lich uninteressant und setzt somit Potenziale für die Erzeugung nachwachsender Rohstoffe frei.

• Die Flächenstilllegung wird fortgesetzt als obligatorische konjunkturelle Flächen-stilllegung, wobei auf diesen Flächen nachwachsende Rohstoffe produziert werden dürfen.

• Von großer Bedeutung für die Potenziale und Kosten der Biomasseproduktion von agrarischen Nutzflächen wird die Reform der Zuckermarktordnung sein, die im Jahr 2005 voraussichtlich beschlossen wird.

Insgesamt folgt daraus, dass es für die Biomasseproduktion zukünftig zusätzliche Ressourcen gibt. Zunächst sind es die im Rahmen der gemeinsamen Agrarpolitik stillgelegten landwirtschaftlich nutzbaren Flächen. Der Stilllegungssatz umfasst generell 10 % der sogenannten Marktordnungsfrüchte (Getreide, Öl- und Eiweißpflanzen). Die mehrjährige Stilllegung für Umweltschutzzwecke spielt in Deutschland derzeit keine große Rolle. Die sog. konjunkturelle Flächenstilllegung umfasst derzeit fast 1,2 Mio. ha. Davon entfallen rund 850 000 ha auf obligatorische Stilllegung und rund 330 000 ha auf die freiwillige Stilllegung. Auf beiden Flächenkategorien können nachwachsende Rohstoffe angebaut werden. In Deutschland werden derzeit rund 350 000 ha der Stilllegungsfläche durch den Anbau nachwachsender Rohstoffe genutzt. Im Jahr 2003/04 wurde der Stilllegungssatz ausnahmsweise auf 5 % gesenkt. Dieses Flächenpotenzial wird prinzipiell eingeschränkt durch die Flächenumwidmung zu nichtlandwirtschaftlichen Zwecken. Sie beläuft sich in Deutschland etwa auf 4 000 ha/Jahr und fällt im Zusammenhang mit dem nutzbaren Flächenpotenzial für Biomasse quantitativ erst durch ihre Akkumulation im Zeitverlauf ins Gewicht.

Weitere Flächenpotenziale ergeben sich bei einer Einschränkung der Milch- und Rindfleischproduktion durch die Entkopplung der produktbezogenen Prämien ab dem Jahr 2009. Es handelt sich dabei in Deutschland um 4,4 Mio. ha Grünland und Futterpflanzen, wovon schätzungsweise etwa 1/3 für die an Umfang verlierende Viehhaltung nicht mehr benötigt werden. Soweit es sich dabei um intensive Produktionsstandorte der Milcherzeu-gung und Rindermast handelt, stehen diese Flächen potenziell für die Biomasseerzeugung zur Verfügung; grob geschätzt handelt es sich hierbei um 1 bis 1,5 Mio. ha.

Schließlich ist darauf hinzuweisen, dass insbesondere in den EU-Beitrittsländern der Osterweiterung Flächen- und Ertragspotenziale erschlossen werden, wenn neben der Nahrungsmittelproduktion wirtschaftlich interessante Bedingungen für Bioenergieträger geschaffen werden und entsprechende Herstellungsanlagen in den Ländern entstehen. /6/

2.6.6 Perspektiven der Biomassenutzung zur Energiebereitstellung in Deutschland

Die Faktoren für die Entwicklung der Biomasseverfügbarkeit in Deutschland wurden in den Abschnitten 2.2, 2.3 und 2.6 vorgestellt. Ausgehend davon werden die beiden Haupteinflüsse (Flächen für den Anbau nachwachsender Rohstoffe, Ertragssteigerungen) zusammengefasst. Die folgende Tabelle stellt die Situation der Flächen, die zum Anbau von Energiepflanzen genutzt werden können, für die Jahre 2005, 2020 und 2030 dar. Zur Berechnung des energetischen Potenzials wurden zudem eine jährliche Ertragssteigerung von 2 % angenommen.

Die Anbauflächen zur Produktion von Biotreibstoffen wurde weit gehend konstant gelassen, weil davon auszugehen ist, dass der Ausbau von Rapssorten zur Biodieselproduktion perspektivisch nicht wesentlich zunehmen wird /38/. Für Weizen zur Bioethanolproduktion wurde eine Flächensteigerung auf 250.000 ha bis zum Jahr 2020 unterstellt. Die Fläche der sonstigen Stoffnutzung wurde in der Entwicklung weiterhin mit 10 % der Stilllegungsflächen angesehen. Der Tabelle ist somit die Potenzialentwicklung der Biokraftstoffe aufgrund von Ertragssteigerungen zu entnehmen. Zudem steht die Fläche von 1.150.000 ha (Jahr 2020)


und 1.600.000 ha (Jahr 2030) für Pflanzen zur thermochemischen oder biochemischen Nutzung zur Verfügung (diese beiden alternativen Verwendungspfade dürfen nicht addiert werden). Zusammen mit der angenommenen Ertrags-Steigerungs-Entwicklung von 2 % pro Jahr kann die zukünftige Entwicklung der Potenziale nachwachsender Rohstoffe abgeschätzt werden (Tabelle 2-3).

Tabelle 2-3: Entwicklung der Energiepotenziale nachwachsender Rohstoffe bis zum Jahr 2030

Raps Weizen Sonstige FlächeFläche Potenzial Fläche Potenzial Potenzial Fläche gesamtTsd. ha Mrd. kWh/a Tsd. ha Mrd. kWh/a Tsd. ha Tsd. ha Mrd. kWh/a Tsd. ha Deutschland

nicht stillgelegt 342 11.825 Tsd. ha

stillgelegt 550 28 24 400 150 14 100 1.200 Tsd. ha

nicht stillgelegt 400

stillgelegt 1.150 79 68 400 250 21 200 2.000 Tsd. ha

nicht stillgelegt 400

stillgelegt 1.600 134 115 400 250 26 350 2.600 Tsd. ha

2020

2030

Nachwachsende Rohstoffe

wie

th

erm

och

em

isch

(F

läch

enko

nku

rrenz)

MaisHolz / Stroh

2005

Fläche

thermochemisch biochemisch physikalischchemisch

Aufgrund der erläuterten Flächenentwicklungen und der Entwicklung der übrigen Biomassen lässt sich aufgrund der jeweiligen Potenziale (angegeben in Mrd kWh/a) eine Prognose des Biogaspotenzials (in m /a) errechnen. Folgende Grafik fasst die Daten zusammen und gibt das Potenzial der Methanproduktion aus Biogas an. Der Unterschied von minimaler und maximaler Methanproduktion besteht hier in der Variation der Ernteertragssteigerung zwischen 1 und 3 % pro Jahr während bei dem Mittelwert und dem jeweils angegebenen Zahlenwert eine jährliche Ernteertragssteigerung von 2 % vorausgesetzt wurde.

Abbildung 2-7: Potenzialentwicklung Methan aus Biogas, Mittel-, Maximal- und Minimalwerte bis zum Jahr 2030

Die reale technische Umsetzung des Biogaspotenzials wird weit hinter dem Gesamtpotenzial liegen. Nicht jedes als Potenzial ausgewiesene Substrat ist wirtschaftlich in Biogas umsetzbar. Die Realisierung der Biogasproduktion aus dem Potenzial ist immer eine Einzelentscheidung, die von vielfältigen Einflüssen abhängt.


Wird von einem heutigen Gesamtbiogaspotenzial von 68,9 bis 74,7 Mrd. kWh/a ausgegangen entspricht das bei voller Ausschöpfung dieses Potenzials einer Biogasproduk-tion von 11,4 bis 12,4 Milliarden m /a oder nach der Aufbereitung ca. 7,5 Milliarden m /a Erdgasäquivalent als Austauschgas. Die Biogasproduktion sämtlicher Biogasanlagen betrug Ende 2003 in Deutschland 783 Mio. m /a, was ca. 6 % des Potenzials ausmacht.

Welcher Anteil des Biogases zur Gaseinspeisung wirtschaftlich interessant ist, hängt von verschiedenen Faktoren ab:

• den gesetzlichen Rahmenbedingungen der Gaseinspeisung,

• Energiegesetzgebung,

• Investitionsklima in Deutschland,

• Vertrauen in die Technik (anfangs werden Erfahrungen abgewartet),

• Standorte,

• Substratpotenzial am Standort,

• Ernteertragssteigerungen.

Die Einspeisung selbst wird beschränkt durch die Aufnahmekapazität des Gasnetzes (Tages- und Jahresgang, Druckstufen, Gasqualität).


3 Vorhandene Technologien zur Biomassenutzung

Die Bereitstellung von End- bzw. Nutzenergie aus verfügbarer Biomasse kann auf sehr unterschiedliche Arten erfolgen. Die gesamte mögliche Bandbreite einzelner Nutzungspfade ist in Abbildung 3-1 dargestellt. Im einfachsten Fall erfolgt die Nutzung nach einer mechanischen Aufbereitung direkt – z. B. durch Verbrennung in einer Feuerungsanlage. Andererseits kann eine Nutzung nach vorheriger Umwandlung in entsprechende flüssige oder gasförmige Sekundärenergieträger erfolgen, wobei hierfür thermochemische, physikalisch-chemische oder biochemische Verfahren zum Einsatz kommen können. Im Folgenden werden anhand von Beispielen einige technische Anlagen und Prozesse zur direkten und indirekten Nutzung biogener Energieträger zur Erzeugung der Endenergien „Wärme“ und „Kraft“ dargestellt. Neben einer technischen Beschreibung der Nutzungsvarianten werden jeweils Angaben zu Investitions- und Betriebskosten (Kapitel 5), wenn möglich untergliedert nach einzelnen Anlagenkomponenten, aufgeführt. Damit kann in einem anschließenden Schritt eine vergleichende Bewertung der unterschiedlichen Nutzungstechnologien erfolgen.

Abbildung 3-1: Konversions-/Bereitstellungspfade von Energie aus Biomasse /11/

3.1 Wärmeproduktion

Wärme umfasst nahezu 60 % des Endenergieverbrauchs in Deutschland. Man unterscheidet zwischen Raum- und Prozesswärme, welche in einem Verhältnis von ca. drei zu zwei in Deutschland im Jahr 2002 nachgefragt wurde. Raumwärme wird in Haushalten vornehmlich in Kleinanlagen erzeugt, u. a. durch den Einsatz biogener Festbrennstoffe. Prozesswärme


wird vor allem von der Industrie nachgefragt und sowohl durch Klein- als auch Großanlagen bereitgestellt.

3.1.1 Kleinanlagen

Neben der Verbrennung von biogenen Festbrennstoffen (vornehmlich Holz), welche durch eine mechanische Aufbereitung der Biomasse bereitgestellt werden, kann zur Erzeugung von „Wärme“ aufbereitetes ins Gasnetz eingespeistes Biogas in einem Gasbrenner verbrannt werden. Im Folgenden werden vier Kleinanlagen einer Leistungsklasse von ca. 30 kWth - ausgeführt als Zentralheizungskessel - dargestellt und analysiert.

Beim Einsatz von Zentralheizungskesseln zur Erzeugung von Raumwärme wird versucht, jegliche Wärmeabgabe an den umgebenden Raum (z. B. Heizkeller) zu vermeiden, da sich der Aufstellort meist nicht in einem zu beheizenden Raum befindet und auch keine Kochwärmenutzung gegeben ist. Folglich sind Zentralheizungskessel mit einem Wasser-wärmeübertrager ausgestattet und an einen Heizwasserkreislauf angeschlossen; über diesen wird ein geregelter Wärmetransport zu den Heizflächen der jeweiligen Räume sichergestellt. Die Wärmeabstrahlung von der Geräteoberfläche gilt als Verlustgröße und muss durch entsprechende Verkleidung und Wärmedämmung minimiert werden.

3.1.1.1 Pelletfeuerung mit Fallschacht, Brennmulde oder Kipprost, 30 kWth

Für die energetische Nutzung hochverdichteter Holzpellets können Feuerungen mit Fallschacht eingesetzt werden. Hier fallen die mit einer Förderschnecke zugeführten Pellets über ein Fallrohr oder einen Fallschacht von oben auf das Glutbett, dieses befindet sich entweder in einer Brennschale (Schalenfeuerung), oder auf einem Kipprost. Dort werden Primär- und Sekundärluft von unten bzw. seitlich ringförmig durch entsprechende Düsenbohrungen eingeleitet (Abbildung 3-2). Bei Kipprostanlagen wird die anfallende Aschemenge von Zeit zu Zeit (z. B. alle 16 Stunden) automatisch in den darunter liegenden Rostaschesammler abgeworfen.

Abbildung 3-2: Pelletfeuerung mit Fallschacht /21/

Neben den genannten Feuerungen mit Abwurfschacht werden für Holzpellets auch Unterschubfeuerungen oder Schrägrostfeuerungen mit Quereinschub verwendet (ab ca. 10 kW Nennwärmeleistung). In Tabelle 3-1 werden wichtige Kennwerte und Einsatzparameter zusammengefasst.


Tabelle 3-1: Kennwerte und Einsatzparameter einer Pelletfeuerung mit Fallschacht

Kennwerte • Nennwärmeleistungsbereich: 6 bis 30 kW

• Kesselwirkungsgrad: 85 bis 95 %

Eignung • Holz: Pellets, Präzisionshackgut

• Brennstoffwassergehalt: (5 - 10 % Wassergehalt)

Vorteile • gute Regelfähigkeit

• nahezu vollautomatischer Betrieb (z. T. auch automatische Entaschung)

• kombinierbar mit Erdgas und leichtem Heizöl (in gemeinsamen oder getrennten Brennräumen)

Nachteile • diskontinuierliche Entaschung

Besonderheiten • Luftzufuhr in der Regel über Gebläse, Primär- und Sekundärluft getrennt regelbar

• Leistungsregelung (Primärluft und Brennstoffmenge) nach Kesselwassertemperatur, zusätzliche Sekundärluftregelung nach Abgasparametern (z. B. Lambdaregelung)

Bauformen • Schalenfeuerung*

• Feuerung mit Kipprost (mit diskontinuierlicher Entaschung)

Wartung • *Entaschung von Hand

• Reinigung der Züge von Hand (bis auf wenige Ausnahmen)

3.1.1.2 Scheitholzfeuerung, Scheitholzvergaserkessel, unterer Abbrand, 30 kWth

Als Feuerungsprinzip für handbeschickte Zentralheizungskessel kommt heute fast ausschließlich der untere Abbrand zum Einsatz (sogenannte Unterbrandfeuerungen; vgl. Abbildung 3-3). In einen Füllschacht wird meist stückiges Holz in Form von Scheiten oder seltener auch grobes Holzhackgut eingefüllt. Bei einer üblichen Nennwärmeleistung von 20 bis 40 kW beträgt die typische Einfüllmenge ca. 30 bis 50 kg Brennstoff je Auflage.

Abbildung 3-3: Stückholzkessel mit seitlichem Unterbrand /21/

Wichtige Einsatzparameter und Kennwerte einer Schachtfeuerung sind in Tabelle 3-2 dargestellt.


Tabelle 3-2: Kennwerte und Einsatzparameter einer Schachtfeuerung

Kennwerte • Nennwärmeleistungsbereich: 10 bis 50 kW (maximal 200 kW)


• Brennstofffüllraum: ca. 6 Liter je kW Heizleistung (ca. 4 - 5 Stunden Brenndauer)

Eignung • Holz: Scheite (33 cm, 50 cm, 100 cm Länge), Grobhackgut

• Brennstoffwassergehalt: lufttrocken (12 - 20 % Wassergehalt, bezogen auf die Gesamtmasse)

Vorteile • kombinierbar mit Erdgas und leichtem Heizöl (in gemeinsamen oder getrennten Brennräumen)

Nachteile • Beschickung von Hand ("absätzige Beschickung")

• Teillastfähigkeit nur bis ca. 50 % (bei Anlagen mit Gebläse)


• Betrieb nur sinnvoll in Verbindung mit Pufferspeicher (empfehlenswert 50 bis 100 Liter/kW)

• Leistungsregelung (Primärluft) nach Kesselwassertemperatur, oft zusätzliche Sekundärluftregelung nach Abgasparametern (z. B. Lambdaregelung)

• Entgasungszone (Glutbettbereich) unten, Nachverbrennungszone getrennt, Brennstoffschichtung rutscht durch Schwerkraft nach

Bauformen • Flammenaustritt nach unten ("Sturzbrand")

• Flammenaustritt seitlich ("seitlicher Unterband")

Wartung • Entaschung von Hand,

• Reinigung der Züge von Hand (bis auf wenige Ausnahmen)

3.1.1.3 Hackschnitzelfeuerung, Unterschub, 30 kWth

Bei einer Unterschubfeuerung (Abbildung 3-4) wird der Brennstoff mit einer Förderschnecke von unten in die Feuermulde (Retorte) eingeschoben. Ein Teil der Verbrennungsluft wird als Primärluft in die Retorte eingeblasen. Dort erfolgen die Trocknung, pyrolytische Zersetzung und Vergasung des Brennstoffs sowie der Abbrand der Holzkohle. Um die brennbaren Gase vollständig zu oxidieren, wird die Sekundärluft vor dem Eintritt in die heiße Nachbrennkammer mit den brennbaren Gasen vermischt. Anschließend geben die heißen Gase im Wärmeübertrager ihre Wärme ab, passieren den Zyklon als Trägheitsentstauber und gelangen durch das Kaminsystem in die Atmosphäre.

Abbildung 3-4: Unterschubfeuerung für Holzhackschnitzel (oder auch Pellets) /11/


Tabelle 3-3 fasst wichtige Kennwerte und Einsatzparameter zusammen.

Tabelle 3-3: Kennwerte und Einsatzparameter einer Unterschubfeuerung

Kennwerte • Nennwärmeleistungsbereich: 20 kW bis 2 MW


• Fremdenergiebedarf 0,006 - 0,010 kWel/kWth (Heizwerk)

Eignung • Holz: Hackschnitzel, Pellets, Späne; Stroh: Pellets, Späne


• max. 30 % Feinanteil (< 2 mm)

Vorteile • gute Regelfähigkeit

• nahezu vollautomatischer Betrieb möglich

• kombinierbar mit Erdgas und leichtem Heizöl (in gemeinsamen oder getrennten Brennräumen)

• kombinierbar mit Spänebrenner

Nachteile • nur für aschearme Brennstoffe, mit feinkörniger und gleichmäßiger Beschaffenheit geeignet


• Leistungsregelung (Primärluft und Brennstoffmenge) nach Kesselwassertemperatur, zusätzliche Sekundärluftregelung nach Abgasparametern (z. B. Lambdaregelung)

• Brennstoffzuführung mit Stopfschnecken, Zufuhr bestehend aus Dosierbehälter, Fallschacht und Förderrohr

• Brennmuffel kann bei niedrigen Ascheerweichungstemperaturen gekühlt werden

• Betrieb mit geringen Schadstoffemissionen ist durch kontinuierliche Brennstoffzuführung und geringer Glut- und Brennstoffmenge möglich

Bauformen • Unterschub- oder auch Quereinschubfeuerungen

Wartung • Reinigung der Züge von Hand (bis auf wenige Ausnahmen)

• Häufig Einsatz in der Holzindustrie zur thermischen Nutzung von Hackschnitzeln.

• Weniger Anlagenkomponenten im Vergleich zu einer Einblase- oder Rostfeuerungen.

3.1.1.4 Gasbrenner, -Kessel, 30 kWth (Biogaseinsatz aus eingespeistem Biogas)

Zur Raumwärme- und Brauchwarmwasserbereitung mittels Gasbrennern finden heute überwiegend Niedertemperatur- und Brennwertkessel Verwendung. Als Brenner kommen Systeme mit und ohne Gebläse (atmosphärische Brenner) zum Einsatz. Die Brennstoffversorgung Erdgas-befeuerter Gaskessel erfolgt i. Allg. über das Erdgasnetz. Daneben ist aber auch ein Betrieb mit Stadt- oder Flüssiggas (z. B. Propan) möglich.


Abbildung 3-5: Moderner Brennwert-Gaskessel mit Strahlungsbrenner /20/

Wichtige Eigenschaften von Gaskesseln sind in Tabelle 3-4 zusammengestellt.

Tabelle 3-4: Kennwerte und Einsatzparameter eines Gaskessels

Kennwerte • Nennwärmeleistungsbereich: 4 kW bis 15 MW

• Kesselwirkungsgrad: 95 bis 105 % (max. 109 %)

Eignung • Gas: Erdgas, Stadtgas, Flüssiggas (z. B. Propan), Biogas

Vorteile • gute Regelfähigkeit, gute Teillastfähigkeit

• vollautomatischer Betrieb

• Niedertemperaturtechnik

• Brennwerttechnik

• kombinierbar mit Biomasse- oder Ölbrennern

Nachteile • Netzanschluss oder großer Flüssiggastank notwendig

Besonderheiten • Luftzufuhr entweder über Gebläse oder durch selbstansaugende atmosphärische Brenner

• Leistungsregelung (Brennstoffmenge) nach Anforderung

• Betrieb mit geringen Schadstoffemissionen ist durch kontinuierliche Brennstoff- und Luftzuführung und optimale Brennergestaltung realisiert

Bauformen • Gebläsebrenner

• Selbstansaugende atmosphärische Brenner

• Gebläse-Unterstützter athmosphärischer Brenner

• Stand- und Wandgeräte

• Einsatz in Dampfkesseln (bei größeren Ausführungen)

Wartung • Jährliche Abgasmessung, wartungsarm

Gasbrenner und –kessel werden in den unterschiedlichsten Bauarten angeboten und sind in nahezu allen Größen verfügbar.

Im Folgenden wird eine Großanlage zur Wärmeversorgung einer Nahwärmeinsel mit Biomasse Grundlastkessel und Spitzenlastkessel auf Basis fossiler Energieträger dargestellt und analysiert. Neben der Darstellung der Feuerungstechnik wird in einem zweiten Schritt die generelle Auslegung von Grund- und Spitzenlastkessel vorgestellt.


3.1.2 Großanlage, Heizwerk mit Hackschnitzelfeuerung, 5 MWth

Vorschubrost (Verbrennung von Waldholzhackschnitzeln, Industrierestholz, Erdgas-Spitzenlastkessel)

Im Leistungsbereich um und größer 1 MWth sind Rostfeuerungen, die verfahrenstechnisch der Familie der Festbettfeuerungen angehören, die dominierende Technologie zur Verbrennung von Biomasse. Derzeit werden Vorschubrost-, Wanderrost-, und Rückschubrostfeuerungen für die Verfeuerung von holzartiger Biomasse angeboten. Als Brennstoff eignet sich auch problematische feste Biomasse wie feuchte Holzreste oder aschereiche Rindenabfälle. Tabelle 3-5 fasst Kennwerte und Einsatzparameter zusammen.

Bei einer Vorschubrostfeuerung wird der Brennstoff auf einem horizontalen oder schräg stehenden Vorschubrost verbrannt. Durch Vor- und Rückwärtsbewegungen der einzelnen Rostelemente wandert der Brennstoff auf dem Schrägrost nach unten. Der Transport des Brennmaterials kann auch durch Vibrationen des z. B. auf Weichfedern lagernden Rostkörpers erreicht werden. Am Rostende erfolgt dann eine automatische Entaschung.

Der Rost erfüllt die Funktion des Transports sowie des Schürens und Umwälzens des Brennstoffs; dadurch wird eine Homogenisierung des Brennstoffbetts und eine Verbesserung des Luftdurchtritts erreicht. Eine Vorschubrostfeuerung ist in Abbildung 3-6 dargestellt.

Tabelle 3-5: Kennwerte und Einsatzparameter einer Vorschubrostfeuerung

Kennwerte • Nennwärmeleistungsbereich: ab 1 MW

• Kesselwirkungsgrad: ca. 95 %

• Fremdenergiebedarf: 0,007 - 0,010 kWel/kWth (Heizwerk)

• Fremdenergiebedarf: 0,019 - 0,024 kWel/kWth (KWK incl. E-Filter)

Eignung • Holz: Hackschnitzel, grob stückiges Holz; Rinde, Stroh, Ganzpflanzen, Gras, aufgeschnittene Ballen, Häcksel

• wasser- und aschereiche Brennstoffe


• möglichst geringer Feinanteil

Vorteile • gute Teillastfähigkeit (30 – 100 %)


• kombinierbar mit Erdgas und leichtem Heizöl (in gemeinsamen oder getrennten Brennräumen); kombinierbar mit Spänebrenner (Einblasfeuerung)

Nachteile • schlechte Regelfähigkeit, reagiert träge auf Anforderung einer Leistungsänderung aufgrund großer Brennstoffmengen im Brennraum

Besonderheiten • Luftzufuhr in der Regel über Gebläse, Primär- und Sekundärluft getrennt geregelt

• Leistungsregelung (Brennstoffmenge und Luftmenge) nach Anforderung, zusätzliche Sekundärluftregelung nach Abgasparametern (z. B. Lambdaregelung)

• Brennstoffzuführung: über Schubböden, Schnecken, Walzen, Hydraulikstoker, Fallschacht, Wurfbeschickung

• breites Brennstoffband, da die Verweilzeiten des Brennstoffs und die Verbrennungsluftströmung über einen weiten Bereich den Brennstoffeigenschaften angepasst werden können

• für Brennstoffe mit niedrigem Ascheerweichungspunkt können Roststäbe wassergekühlt werden

Bauformen • Vorschubrost, Wanderrost, Rückschubrost

• Einsatz in Dampfkesseln (bei größeren Ausführungen)

Wartung • Reinigung der Züge von Hand (bis auf wenige Ausnahmen)


Abbildung 3-6: Vorschubrostfeuerung nach Gegenstromprinzip /11/

Bei vielen Anwendungen in diesem Leistungsbereich empfiehlt es sich, die Biomasse-Anlage nicht zur Deckung des gesamten Wärmebedarfs vorzusehen, sondern damit lediglich die Wärme-Grundlast zu erzeugen. Zur Bereitstellung von Wärmebedarfs-Spitzen dient dann ein mit fossilen Brennstoffen befeuerter Kessel (Spitzenlastkessel). Dieser Spitzenlastkessel kann zudem als Reservekessel bei Ausfall der Biomasse-Feuerungsanlage dienen.

Abbildung 3-7 zeigt eine typische geordnete Jahresdauerlinie eines Nahwärmegebietes mit ausschließlichem oder überwiegendem Raumwärme- und Brauchwarmwasser-Bedarf und die Einsatzweise eines Biomasse-Kessels mit einer Nennwärmeleistung entsprechend 30 % der Wärme-Spitzenlast.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

Summenhäufigkeit in h/a

Wär

meb

edar

f/-e

rzeu

gu

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in %

der

Hö

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Biomasse-Kessel

Spitzenlastkessel

Abbildung 3-7: Beispiel einer Jahresdauerlinie bei ausschließlichem oder überwiegendem Raumwärme- und Brauchwarmwasser-Bedarf und mögliche Einsatzweise eines Biomasse-Kessels /23/

Im in Abbildung 3-7 dargestellten Beispiel wird über Biomasse ca. 80 % des jährlichen Wärmebedarfs gedeckt.


3.2 Stromerzeugung / KWK

Ab einer Anlagengröße von ca. 20 MWth Feuerungswärmeleistung lässt sich beim Einsatz von fester Biomasse unter den heute gegebenen technischen und gesetzlichen Randbedingungen neben einer Wärmeerzeugung auch eine Stromerzeugung wirtschaftlich darstellen. Wird indessen ein gasförmiger Brennstoff eingesetzt ist eine Stromerzeugung auch in kleineren Leistungsbereichen Stand der Technik. Im folgenden werden daher ein Holzkraftwerk (20 MWel) und vier Gas-Motoren/Turbinen-Kraftwerke (Brennstoff Biogas (eingespeist oder in Anlagennähe erzeugt), Anlagengröße 100, 500, 1000 und 2000 kWel) dargestellt.

Generell sind alle Optionen zur Stromerzeugung aus Biomasse auch zur gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung geeignet. Ob und wie viel Wärme am jeweiligen Standort genutzt werden kann hängt wesentlich von den infrastrukturellen Randbedingungen ab. Natürlich ist es aufwändiger die auskoppelbare Wärmemenge eines größeren Kraftwerks zu verteilen als die Abwärme eines kleinen BHKW’s. Kann auf vorhandene Fern- oder Nahwärmenetze zurückgegriffen werden, so stellt ein Standort optimale Bedingungen. Unterschiede zwischen reiner Stromerzeugung und KWK-Nutzung ergeben sich bei einem wirtschaftlichen und ökologischen Vergleich, da zusätzlich abgesetzte Wärmemengen die Wirtschaftlichkeit und Klimagasbilanzen je bereitgestellter kWh-Strom verbessern.

3.2.1 Holzkraftwerk, 20 MWel,

eigene Holzaufbereitung, zirkulierende Wirbelschichtfeuerung, Dampfturbine, (Verbrennung von Industrierestholz, Altholz I – IV im Bestand, Waldholz, KUP)

Ein Kraftwerk zur Stromerzeugung aus Festbrennstoffen wird im Wesentlichen durch die Feuerung mit Dampferzeugung und den Dampfkreislauf bestimmt. Größe und Ausführung der einzelnen Komponenten sowie Art der Prozessführung definieren den erreichbaren Wirkungsgrad des Kraftwerks und damit die Wirtschaftlichkeit. Ein höherer apparativer Aufwand, um den elektrischen Wirkungsgrad des Kraftwerks zu steigern, zieht größere Investitionen nach sich. Hier gilt es ein Optimum zu finden, welches abhängig von der Leistungsklasse des Kraftwerks ist. Im ausgeführten Beispiel ist die Feuerung als zirkulierende Wirbelschicht mit Feststoff-Rezirkulation ausgeführt. Die zirkulierende Wirbelschicht unterscheidet sich von einer stationären Wirbelschichtfeuerung durch eine deutlich größere Luftzugabe unterhalb des Wirbelbettes, wodurch das Wirbelbett ausgetragen wird. Im nachgeschalteten Zyklon wird das Bettmaterial vom Abgas getrennt und über den Siphon wieder der Feuerung zugeführt. Dort wird auch der Brennstoff, meist mit Förderschnecken, zudosiert. Der prinzipielle Aufbau einer zirkulierenden Wirbelschicht ist in Abbildung 3-8 dargestellt, Kennwerte und Einsatzparameter fasst Tabelle 3-6 zusammen.


Tabelle 3-6: Kennwerte und Einsatzparameter einer zirkulierenden Wirbelschicht-feuerung

Kennwerte • Nennwärmeleistungsbereich: ab 40 MWth

• Fremdenergiebedarf: bis zu 0,03 kWel/kWth

Eignung • Holz: Hackschnitzel (3 bis 5 cm); Rinde, Stroh (bedingt), Ganzpflanzen (bedingt), Gras (bedingt), Häckselgut, Pellets

• wasser- und aschereiche Brennstoffe, rel. hoher Fremdstoffanteil möglich

Vorteile • gute Regelfähigkeit (40 – 100 %)


• kombinierbar mit Erdgas und leichtem Heizöl

• gutes Verbrennungsverhalten

Nachteile • hohe Alkalien- und Chlorgehalte oder Fremdstoffeinträge können zur Versinterung des Bettes und Verschmutzung der Wärmeübertrager oder zur Verstopfung des Düsenbodens führen

• hoher Energieeigenbedarf

Besonderheiten • hohe Luftzufuhr unterhalb des Wirbelbetts und damit Austrag des Wirbelbettmaterials

• Trennung des Wirbelbettmaterials vom Rauchgas und Rückführung über Siphon

• guter Wärmeübergang im Wirbelbett, niedrige Verbrennungstemperatur von 800- 900°C

• Brennstoffzuführung: über Schnecken im Bettbereich und im Ascherücklauf

• Einsatz häufig zur Altholzverbrennung und zunehmend in der Papier- und Zellstoffindustrie (Holzreste, Schlämme)

Bauformen • Einsatz zur Dampferzeugung

Wartung • relativ hoher Wartungsaufwand

Brennstoff

RauchgasFluidisierungsluft

Zyklon

Wärme-tauscher

Syphon

Wirbelbett

Asche-rückführung

Abbildung 3-8: Schematische Darstellung einer zirkulierenden Wirbelschichtfeuerung /24/

Im ausgeführten Beispiel werden in der zirkulierende Wirbelschichtfeuerung ca. 20 t Brenn-stoff je Stunde unter optimalen Bedingungen verbrannt. Aus der entstehenden Wärme wird Dampf erzeugt (ca. 64 t/h, Druck von 87 bar, Temperatur von 477°C). Zur Wirkungs-gradsteigerung wird dieser Dampf nach einer Teilentspannung zwischenüberhitzt (ZÜ: Druck von 19 bar, Temperatur von 490°C). Der Dampf treibt eine zweistufige Kondensationsturbine mit Generator an, der eine Nennleistung von 20 MWel liefert. Die Wärmeabfuhr der Kondensation, welche bei 0,059 bar stattfindet, gewährleistet ein Nasskühlturm. Tabelle 3-7 fasst wichtige Kenndaten zusammen, in Abbildung 3-9 ist das Verfahrensschema des Dampfkreislaufs dargestellt.

übertrager


Tabelle 3-7: Kennwerte und Einsatzparameter des Wasser-Dampf-Kreislaufs mit ZÜ und regenerativer Speisewasservorwärmung

Kennwerte • elektrische Leistung: ab ca. 10 MWel

• Fremdenergiebedarf: ca. 0,1 kWel/kWel

• hoher Wirkungsgrad: möglich (hier 36,7 %, netto ca. 32,7 %), trotz relativ geringer Anlagenleistung im Vergleich zu konventionellen Kraftwerken

Eignung • Wasser/Dampf

Vorteile • gute Regelfähigkeit (40 – 100 %)

Nachteile • relativ hoher apparativer Aufwand, Investitionen, Speisewasserkonditionierung nötig

Besonderheiten • Zwischenüberhitzung des teilentspannten Wasserdampfs (nach HD-Turbine) zur Wirkungsgradsteigerung möglich

• Teilentnahme von Dampf nach (aus) der HD-Turbine zur regenerativen Speisewasservorwärmung möglich

• Entnahme von Dampf aus der ND-Turbine zur regenerativen Speisewasservorwärmung möglich

• Speisewasservorwärmung in mehreren Stufen (Carnotisierung des Dampfkreislaufs, hier 3 Stufen)

• Kondensation des Dampfes bei 0,04 bis 0,08 bar (hier 0,059 bar)

Bauformen • Einsatz in Biomasse- und konventionellen Kraftwerken

Wartung • Relativ hoher Wartungsaufwand, Dampfkesselwärter, kein unbemannter Betrieb möglich

(ZÜ: Zwischenüberhitzung, HD: Hochdruck, HDV: Hochdruckvorwärmung, NDV: Niederdruckvorwärmung, LUVO: Luftvorwärmung)

Abbildung 3-9: Wasser-Dampf-Kreislauf eines Dampfturbinen-Kraftwerkes größerer Leistung (etwa 60 MW Feuerungswärmeleistung, 20 MWel) mit Entnahme-Kondensations-Aggregat zur regenerativen Speisewasser-vorwärmung /25/

Zur weiteren Steigerung des Wirkungsgrads wird Dampf aus der ND-Turbine entnommen und der regenerativen Speisewasservorwärmung zugeführt. Die Speisewasservorwärmung


erfolgt in insgesamt drei Stufen. Eine HD- und zwei ND-Vorwärmstufen bewirken eine 25 %-ige Verbesserung der Anlage bei einer Zusatzinvestition von 10 %. Mit dieser Konfiguration lässt sich ein Bruttowirkungsgrad von 36,7 % erreichen (netto ca. 32,7 %).

Ein Kraftwerk dieser Größenordnung verbrennt, wie oben ausgeführt, ca. 500 Tonnen Brennstoff am Tag. Da die Dichte der Bioenergieträger vergleichsweise gering ist, müssen relativ große Volumina bewegt werden. Dies bedingt ökonomische Restriktionen der Transportentfernungen. Das Kraftwerk im ausgeführten Beispiel verfügt daher neben einem LKW- und Bahnanschluss auch über einen Binnenhafenanschluss zur günstigen und vielseitigen Bereitstellung von Brennmaterial, der das Gros des Brennstoffumschlags ausmacht. Außerdem kann auf dem Werksgelände Brennstoff für 20 Tage Volllast zwischengelagert werden.

3.2.2 Gas-Motor (BHKW), 100 kWel, 500 kWel, 1000 kWel,

(Biogaseinsatz, dezentral in Anlagennähe) und 2000 kWel (Erdgaseinsatz, zentral)

Gasförmige Brennstoffe, fossiler oder biogener Herkunft, können mit relativ hohen Umwandlungswirkungsgrad in Gasmotoren zur Erzeugung von Elektrizität eingesetzt werden. Neben knapp 40 % Strom wird auch Abwärme in diesen Aggregaten erzeugt, die entweder abgefahren werden muss (über Kühlkreisläufe) oder zur Wärmenutzung zu Verfügung steht. Diese gleichzeitige Erzeugung von Kraft (bzw. Strom) und Wärme wird als Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) bezeichnet. Ist am jeweiligen Standort keine Wärmenutzung möglich oder vorgesehen, kann ein Gasmotor zur ausschließlichen Stromerzeugung eingesetzt werden. Der Verbrennungsmotor ist mit einem Generator gekoppelt.

Ein BHKW-Modul besteht neben dem Verbrennungsmotor und einem darauf abgestimmten Generator aus Wärmeübertragersystemen zur Rückgewinnung der Wärmeenergie aus dem Abgas und Kühlwasserkreislauf, hydraulischen Einrichtungen zur Wärmeverteilung und elektrischen Schalt- und Steuereinrichtungen zur Stromverteilung und zur BHKW-Steuerung. Als Motor werden Gas-Otto-, Gas-Diesel- oder Zündstrahlmotoren verwendet. Gas-Diesel-Motoren (Gasmotoren auf der Basis eines umgerüsteten marktüblichen Dieselmotorblocks) und Gas-Otto-Motoren werden nach dem Ottoprinzip ohne zusätzliches Zündöl betrieben. Für die vertiefenden ökonomischen und ökologischen Analysen werden Gas-Otto-Motoren betrachtet. Der schematische Aufbau eines Biogas-BHKW ist in Abbildung 3-10 dargestellt.

Abbildung 3-10: Schematischer Aufbau eines BHKW, Schema /26/

Gas-Otto-Motoren sind speziell für den Gasbetrieb entwickelte Motoren, die nach dem Ottoprinzip arbeiten. Die Motoren werden zur Minimierung der Stickstoffoxidemissionen als Magermotoren mit hohem Luftüberschuss betrieben. Bei Magerbetrieb kann weniger


Brennstoff im Motor umgesetzt werden, was zu einer Leistungsminderung der Motoren führt. Diese wird durch die Aufladung der Motoren mittels Abgasturbolader ausgeglichen. Gas-Ottomotoren sind auf einen Mindestgehalt an Methan im Biogas von ca. 45 % angewiesen. Bei geringeren Methangehalten schalten sie ab.

Bei kleineren Leistungen bis zu einer Grenze von etwa 100 kWel werden Motorblöcke eingesetzt, die als Ottomotoren konzipiert worden sind. Bei höheren elektrischen Leistungen kommen umgebaute Dieselaggregate, die mit Zündkerzen ausgestattet werden, zum Einsatz. Beide Motortypen werden als Gas-Otto-Motoren bezeichnet, da sie nach dem Otto-Prinzip arbeiten.

Sollte kein Biogas zur Verfügung stehen, können Gas-Otto-Motoren auch mit anderen Gasarten wie z. B. Erdgas betrieben werden. Dies kann z. B. zum Anfahren einer Bio-gasanlage nützlich sein, um über die Motorabwärme die benötigte Prozesswärme der Biogasanlage zur Verfügung zu stellen. Neben einer Gasregelstrecke für das Biogas muss dafür dann zusätzlich eine Strecke für das Ersatzgas installiert werden.

Die wesentlichen Kenndaten von Gas-Otto-Motoren, die für die Anwendung bei der Biogasnutzung relevant sind, werden in Tabelle 3-8 dargestellt.

Tabelle 3-8: Kennwerte und Einsatzparameter von Gas-Otto-Motoren

Kennwerte • elektrische Leistung: bis 10 MWel, unter 100 kWel nur selten anzutreffen

• Wirkungsgrade elektrisch: 30-40 % (bei elektrischen Nennleistungen >300 kW)

• Standzeit: ca. 60.000 Betriebsstunden

• ab ca. 45 % Methangehalt einsetzbar

Eignung • grundsätzlich alle Biogasanlagen, wirtschaftlicher Einsatz eher in größeren Anlagen

Vorteile • speziell für die Gasverwertung konstruiert

• Emissionsgrenzwerte werden sicher eingehalten

• hoher Gesamtwirkungsgrad

• hohe Stromkennzahl

• gutes Teillastverhalten

• im niedrigen Leistungsbereich kostengünstiger als Turbinen

Nachteile • leicht erhöhte Kosten gegenüber Zündstahlmotoren

• höhere Kosten durch Fertigung geringerer Stückzahlen

• im unteren Leistungsbereich geringerer elektrischer Wirkungsgrad als bei Zündstrahlmotoren

Besonderheiten • für den Fall der Überhitzung bei geringem Wärmebedarf ist ein Notkühler vorzusehen

• Leistungsregelung in Abhängigkeit der Gasqualität ist möglich und empfehlenswert

Bauformen • als einzeln stehendes Aggregat in einem Gebäude oder Kompaktbauweise im Container

Wartung • rel. geringer Aufwand

3.2.3 Gas-Turbine (BHKW), 7,5 MWel

(Sythesegaseinsatz aus Holzvergaser)

Zum Generatorantrieb bzw. zur Stromerzeugung könnten alternativ zu den üblichen Zündstrahl- und Gas-Otto-Motoren Mikrogasturbinen, Stirlingmotoren oder Brennstoffzellen eingesetzt werden. Da diese Techniken sich jedoch noch weitestgehend in der Entwicklungs- oder Prototypenphase befinden, werden diese hier nicht weiter ausgeführt. Im größeren Leistungsbereich (> 1 MWel) werden auch Gasturbinen anstatt -Motoren eingesetzt. Die Turbinen zeichnen sich durch größere Wartungsintervalle und geringe Schadstoffemissionen aus, besitzen aber im Vergleich zu den Motoren, einen geringeren elektrischen Umwand-lungswirkungsgrad (ca. 10 %-Punkte niedriger als Motoren vergleichbarer Leistung /27/).


In Gasturbinen wird Luft aus der Umgebung angesaugt und durch einen Verdichter auf hohen Druck verdichtet. Die Luft gelangt in eine Brennkammer, wo sie unter Zugabe von Synthesegas verbrannt wird. Die dabei stattfindende Temperaturerhöhung bewirkt eine Volumenausdehnung. Die heißen Gase gelangen in die Turbine, wo sie entspannt werden und dabei deutlich mehr Leistung abgeben als für den Antrieb des Verdichters benötigt wird. Mit der nicht zum Verdichterantrieb benötigten Energie wird ein Generator zum Zweck der Stromerzeugung angetrieben. In Abbildung 3-11 wird der Aufbau eines Gasturbinen-Prozesses schematisch dargestellt. Neben dem reinen Gasturbinenprozess zeigt die Abbildung den möglichen Kreislauf zur Wärmenutzung aus den heißen Turbinenabgasen.

Abbildung 3-11: Schematischer Aufbau eines Gasturbinenkreislaufs mit Wärmenutzung /27/

Da das Synthesegas in die Brennkammer der Gasturbine eingebracht werden muss, in der ein Überdruck von mehreren bar herrscht (je größer der Druck desto höher der Wirkungsgrad der Gasturbine, desto größer aber auch die benötigte Verdichtungsleistung), ist eine Gasdruckerhöhung notwendig. Neben dem Brennkammerdruck sind strömungs- und massenstrombedingte Druckverluste über die Gasleitung, Ventile und Brenner zu berück-sichtigen, so dass die Druckerhöhung bei bis zu 20 bar atmosphärischem Überdruck liegen kann. Hierzu wird der Gasturbine brennstoffseitig ein Verdichter vorgeschaltet.

Unerwünschte Begleitstoffe im Synthesegas können die Gasturbinen schädigen, weshalb eine Gasreinigung (Entteerung, Entstaubung) und -trocknung durchgeführt werden muss. Gasturbinen können Methangehalte von 35 bis 100 % verwerten /29/, /28/.

Durch kontinuierliche Verbrennung mit Luftüberschuss weisen Gasturbinen deutlich geringere Abgasemissionen als Motoren auf. Dies ermöglicht neue Wege der Abgasnutzung wie z. B. die direkte Futtermitteltrocknung oder CO2-Düngung von Pflanzen im Unterglasbau. Die Abwärme ist auf einem relativ hohen Temperaturniveau verfügbar und wird nur über die Abgase transportiert. Damit kann die anfallende Wärme kostengünstiger und technisch einfacher genutzt werden als bei Verbrennungsmotoren /29/, /30/, /31/.

Die Wartungsintervalle sind zumindest bei mit Erdgas betriebenen Gasturbinen deutlich länger als bei Motoren. So wird bei mit Erdgas betriebenen Gasturbinen von einem Wartungsintervall von bis zu 8.000 (Luftlager) bzw. 6.000 Betriebsstunden (mit ölgeschmierten Lagern) ausgegangen /29/. Praxiswerte für den Betrieb mit Synthesegas


liegen momentan noch nicht vor, so dass die angegebenen Wartungsintervalle nur als Schätzung angesehen werden können.

Ein Nachteil der Gasturbinen ist der mit ca. 25 bis 35 % relativ geringe elektrische Wirkungsgrad. Auch der Gesamtwirkungsgrad liegt mit ca. 70 bis 90 % /27/ häufig unter dem von Gas-Otto- und Zündstrahlmotoren. In Tabelle 3-9 wird ein Überblick über die Technologie von Gas-Turbinen gegeben.

Tabelle 3-9: Kennwerte und Einsatzparameter von Gas-Turbinen

Kennwerte • elektrische Leistung: 1 bis 200 MW

• Wirkungsgrade elektrisch: 25 bis 35 % (max. 40 % bei größten Einheiten)

• Standzeit: ca. 100.000 Betriebsstunden

• ab ca. 35 % Methangehalt einsetzbar

Eignung • wirtschaftlicher Einsatz eher in größeren Anlagen

• bes. Eignung in Anlagen die Abgase nutzen (Trocknungsprozesse, CO2-Düngung)

Vorteile • geringe Wartungs- und Betriebskosten

• Emissionsgrenzwerte werden sicher eingehalten, geringe NOx-Emissionen

• höhere Gesamtlebensdauer

• Hohe Abgastemperatur

• Prozesswärme- bzw. -dampfauskoppelung

Nachteile • geringere Flexibilität

• geringerer elektrischer Wirkungsgrad, besonders bei Teillastverbetrieb

Besonderheiten • geringes Leistungsgewicht

• Gasvordruck notwendig

• hohe Laufruhe

• geringe Baugröße

Bauformen • als einzeln stehendes Aggregat in einem Gebäude oder Kompaktbauweise im Container

Wartung • geringer Aufwand

3.3 Biokraftstoffe

Vor dem Hintergrund des derzeitigen Kraftstoffverbrauchs im Straßenverkehr (z. B. jährlich 55 Mio. t bzw. 652,8 Mrd. kWh/a (2350 PJ/a) Otto- und Dieselkraftstoff in Deutschland) – der auch in Zukunft nur leicht zurückgehen wird – stellt sich unmittelbar die Frage, welcher der verfügbaren Pfade zur Wandlung von Biomasse in erneuerbare Kraftstoffe als besonders vielversprechend eingeordnet werden kann. Beispielsweise wird in der europäischen Biotreibstoff-Richtlinie ein Mindestanteil an alternativen Kraftstoffen von 2 % bis zum Jahr 2005 bzw. 5,75 % bis 2010 gefordert. Im folgenden werden die verschiedenen Pflanzen-Arten, die zur Nutzung zu Biokraftstoffen geeignet sind, kurz charakterisiert.

Ölsaaten. Bei der Ölpflanzenproduktion können sowohl die Ölsaaten selbst, als auch das zusätzlich anfallende Stroh energetisch genutzt werden. Als Ölpflanzen kommen in Europa vor allem Raps, Sonnenblumen und Sojabohnen in Frage, wobei die Erträge zwischen diesen Optionen z. T. deutlich variieren. Die Rapssaat-Erträge liegen beispielsweise in der gemäßigten Klimazone bei rund 2,2 bis 3,7 t/ha; in Nord- und Südeuropa liegen sie deutlich darunter. Für den Anbau von Sonnenblumen sind Südeuropa und weite Teile Mitteleuropas geeignet. Die Ölsaaten-Erträge liegen fast durchweg zwischen 2 und 3 t/ha.

Zuckerrüben. Für den Anbau von zuckerhaltigen Pflanzen, die potenziell zur Herstellung von Bioethanol eingesetzt werden könnten, wird hier ausschließlich die Zuckerrübe


untersucht, da diese in Europa heute am weitesten verbreitet ist. Die jährlichen Erträge der Zuckerrüben schwanken zwischen ca. 30 (Nordosteuropa) und 65 t/ha (Südwesteuropa).

Getreide. Getreide kann als Energiepflanze u. a. dann genutzt werden, wenn alle Bestandteile (d. h. Korn und Stroh) als Rohstoff für thermo-chemisch gewonnene Bio-kraftstoffe eingesetzt werden sollen. Getreide kann auch zur Ethanolproduktion eingesetzt werden. Der Anbau von Getreide ist seit Jahrhunderten erprobt; heute werden jährliche Erträge von bis zu 15 t/ha erreicht. Zusätzlich kann Getreide auch geerntet, zu Silage weiterverarbeitet und dann als Substrat für die Biogaserzeugung genutzt werden.

Schnellwachsende Bäume. Schnellwachsende Bäume können in Kurzumtriebsplantagen angebaut werden, um Holz für thermo-chemische Konversionsprozesse zu gewinnen. In Nordeuropa eignen sich hier besonders Weiden, in Mitteleuropa auch Pappeln und in Süd-westeuropa vor allem Eukalyptus. Die Erträge solcher Kurzumtriebsplantagen erreichen in Mitteleuropa bei einem ausgewogenen Niederschlagsangebot etwa 10 bis 11 t/(ha a) (Trockenmasse).

Ertragreiche Gräser. Exemplarisch für Gräser mit einem hohen Biomasseertrag wird hier die mehrjährige Schilfpflanze Miscanthus (Chinaschilf) betrachtet. Ausgehend von den ver-fügbaren Flächen können die entsprechenden Energiepotenziale mit modellhaft abge-schätzten Biomasseerträgen errechnet werden. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass die erreichbaren Erträge zwischen 5 und 22 t/(ha a) (Trockenmasse) liegen können.

Biogassubstrate. Verschiedene Energiepflanzen sind als Ausgangsstoff für die Biogas-Erzeugung geeignet. Dazu zählen Mais, Getreide, Gräser, Zuckerrüben und andere landwirt-schaftliche Anbauprodukte. Mais hat als Co-Ferment die größte Bedeutung. Der Ernteertrag von Mais liegt bei ca. 45 t/ha, es gibt aber auch Gegenden mit über 60 t/ha Ernte.

Im Kapitel 2 wurden die Rohstoffpotenziale unterschiedlicher Primärenergieträger zusammengestellt. Wie groß das daraus jeweils resultierende Kraftstoffpotenzial im Einzelnen aber ist, hängt maßgeblich von der Art der Konversion bzw. den jeweiligen Umwandlungswirkungsgraden (Abbildung 3-12) ab. Daher werden nachfolgend die unter-schiedlichen Optionen der physikalisch-chemischen (z. B. RME), der bio-chemischen (z. B. Ethanol) und der thermo-chemischen Produktionsverfahren (z. B. Methanol) dargestellt. Betrachtet werden dabei nur die Optionen "Pflanzenölmethylester", "Ethanol", "Wasserstoff", "Synthetisierte Kraftstoffe" und "Biogas". Damit werden nur die Möglichkeiten analysiert, die aus gegenwärtiger Sicht eine Bedeutung am Markt haben bzw. gewinnen könnten und be-reits das Stadium der Grundlagenforschung überschritten haben; deshalb wird beispiels-weise eine Ethanolerzeugung aus Cellulose nicht betrachtet.

"Bio-Kraftstoffe"

Biomasse

Möglichkeiten der Konversion

z.B. FT-Diesel z.B. Ethanol z.B. RME

thermo-chemisch

bio-chemisch

physikalisch -chemisch

begrenzte Anbauflächen

begrenzte Reststoff-menge

Abbildung 3-12: Vereinfachte Darstellung der Konversionspfade zum “Bio-Kraftstoff”

3.3.1 Physikalisch-chemische Umwandlung

Pflanzliche Öle, welche mit Hilfe von physikalisch-chemischen Verfahren (Pressung, Extraktion) gewonnen werden, lassen sich als Kraftstoff nutzen. Die zur Reinöl-Herstellung


notwendigen Verfahren sind Stand der Technik. Dies gilt auch für den Anbau und die Ernte der Ölsaat, auch wenn diese Prozesse aus landwirtschaftlicher Sicht ggf. technisch aufwändig sind. Problematisch bei naturbelassenen Pflanzenölen ist, dass die motorische Nutzung ggf. infolge mangelnder Motorenanpassung nicht in allen Motorentypen ohne weiteres möglich ist. Deshalb wird das Pflanzenöl i. Allg. mit fossilem Methanol und einem Katalysator zu Pflanzenölmethylester (PME) umgeestert. Der in Europa bekannteste derartige Pflanzenölmethylester ist Rapsölmethylester (RME), welcher unter der Bezeich-nung Biodiesel – mit z. T. schwankenden Qualitäten – bereits seit Jahren in Deutschland angeboten wird. Die dazu benötigte Technologie ist ebenfalls als Stand der Technik zu be-trachten. Dieser Kraftstoff kann dann in vielen der heute vorhandenen Dieselmotoren einge-setzt werden; problematisch könnte sein, dass die in den kommenden Jahren gültigen verschärften EU-Abgasnormen mit RME – nach gegenwärtigem Kenntnisstand – nicht ohne weiteres eingehalten werden können. Vorteilhaft ist dagegen, dass dieser Kraftstoff infolge der jüngsten Entwicklungen auch zu konventionellem Dieselkraftstoff problemlos zugemischt werden darf. Tabelle 3-10 zeigt einen zusammenfassenden Steckbrief.

Tabelle 3-10: Steckbrief "Biodiesel"

Verfahrensansatz • Pressung und Extraktion von Pflanzenöl aus der ölhaltigen Saat (z. B. Rapssaat)

• Umesterung des Pflanzenöls zu einem mit fossilem Diesel vergleichbarem Kraftstoff (PME)

• Einsatz als Rein- oder Mischkraftstoff

Stand der Entwicklung • Ölerzeugung wird weltweit realisiert, Einsatz von naturbelassenem Pflanzenöl in (angepassten) Motoren ist nach wie vor problematisch

• Umesterung von Rapsöl zu RME ist Stand der Technik, ca. 1,3 Mio. t/a Produktionskapazität in 2004, Einsatz in handelsüblichen Dieselmotoren ist weitgehend problemlos

Vorteile • flüssiger Kraftstoff

• (nahezu) beliebige Mischbarkeit mit fossilem Diesel

• vollständige Verfahrenskette (WTW) Markt-verfügbar

Nachteile • begrenzter Feedstock (aufwändige landwirtschaftliche Produktion)

• Methanol für PME-Erzeugung aus fossilen Ressourcen

• Einsatz von PME als Rein-Kraftstoff in zukünftigen Motorengenerationen ggf. problematisch (EU IV etc.)

• in der Vergangenheit z. T. schwankende Kraftstoffqualitäten

3.3.2 Biochemische Umwandlung

Bei den biochemischen Verfahren erfolgt die Umwandlung der Biomasse mit Hilfe von Mik-roorganismen und damit auf biologischem Weg. Im Hinblick auf eine Kraftstoffbereitstellung kann dabei u. a. zwischen einer alkoholischen Gärung und einem anaeroben Abbau unter-schieden werden.

Alkoholische Gärung. Für die alkoholische Gärung können grundsätzlich zucker-, stärke- und cellulosehaltige Ausgangsstoffe wie z. B. Zuckerrüben, Weizen oder Triticale, Holz oder Stroh herangezogen werden. Je nach Einsatzstoff sind jedoch unterschiedliche Vorketten zur Glucoseerzeugung mit einem z. T. deutlich unterschiedlichen technischen Aufwand erforder-lich; vor allem aus ökonomischer Sicht werden daher derzeit nur Getreide (z. B. Weizen) als stärkehaltige Ausgangsstoffe und Zuckerrüben als zuckerhaltiges Ausgangsmaterial für eine zeitnahe Umsetzung in Deutschland diskutiert. Damit sind aber nur Biomassen mit besonderen Inhaltsstoffen nutzbar (d. h. Energiepflanzen) und keine kostengünstigeren Rückstände, Nebenprodukte und Abfälle. Der nach Vergärung, Destillation und Rektifikation sowie Absolutierung – und damit im Rahmen eines aufwändigen und damit auch teuren Produktionsprozesses – letztlich erzeugte absolute Alkohol kann in Reinalkoholmotoren


direkt oder in handelsüblichen Otto-Motoren als Zumischkomponente (nach DIN EN 228 bis zu 5 Vol.-%) weitgehend problemlos eingesetzt werden. Durch einen derartigen Prozess kann 1 t Ethanol aus 13 t Zuckerrüben oder 3,24 t Weizen erzeugt werden. Die Technologie der Ethanolerzeugung – welche in Deutschland an drei Anlagenstandorten derzeit im Aufbau begriffen ist – kann dabei für zucker- und stärkehaltige Ausgangsstoffe als Stand der Technik bezeichnet werden; dies gilt nicht für Prozesse auf Cellulosebasis. In der Diskussion befindlich sind dagegen die Optionen einer Erhöhung der Beimischraten über die genannten 5 Vol.-% hinaus und die damit ggf. verbundenen Nutzungsrisiken (beispielweise in Bezug auf den veränderten Dampfdruck unter mitteleuropäischen Klimaverhältnissen). Tabelle 3-11 zeigt den zusammenfassenden Steckbrief.

Tabelle 3-11: Steckbrief "Bioethanol"

Verfahrensansatz • Vergärung von zucker-, stärke- oder cellolosehaltiger Biomasse (mit einem jeweils unterschiedlichen Aufbereitungsaufwand)

• Destillation, Rektifikation und Absolutierung zur Reinalkohol

• Verwendung als Zumischung zum Ottokraftstoff (nach DIN EN 228 bis zu 5 % Vol.) oder in höheren Anteilen in besonders angepassten Motoren

Stand der Entwicklung • Ethanolerzeugung (Getreide, Zuckerrüben) sind Stand der Technik

• Nutzung als Beimischung zum Ottokraftstoff im %-Bereich ist marktgängig

• 3 neue Anlagen auf Stärkebasis sind in Deutschland im Bau mit einer Kapazität zwischen 100 000 und 270 000 m /a (Economies of Scale)

• Bioethanol aus Lignocellulose (u. a. Holz) noch in der F&E- bzw. Konzeptphase

Vorteile • flüssiger Kraftstoff

• Mischbarkeit mit fossilem Otto-Kraftstoff

• Verfahrenskette (WTW) verfügbar

• Prozessenergieverbrauch kann durch Biogas aus Schlempe gedeckt werden

Nachteile • nur Energiepflanzen als Edukt einsetzbar

• Energie-intensiver Produktionsprozess

• Technologie nur für Einsatz zucker- und stärkehaltiger Biomasse verfügbar, Beimischrate zu konventionellem fossilen Kraftstoff „limitiert“

Anaerobe Vergärung. Durch die anaerobe Vergärung organischen Materials zu Biogas wird ein Brenngas erzeugt, das zu rund zwei Dritteln aus Methan und zu rund einem Drittel aus Kohlenstoffdioxid besteht. Dazu sind im Prinzip – mit Ausnahme von Lignin – fast alle Komponenten, aus denen Biomassen bestehen können, einsetzbar. Prädestiniert ist eine Biogaserzeugung, die Stand der Technik ist, jedoch bei solchen organischen Materialien, die bereits in wässriger Lösung bzw. mit einem sehr hohen Wasseranteil (Gülle, organische Siedlungsabfälle, Klärschlamm u. ä.) anfallen. Zum Einsatz im Traktionsbereich muss das Biogas aufbereitet (z. B. Abscheidung unerwünschter Gasinhaltsstoffe wie z. B. CO2, H2S) und verdichtet werden; hier sind erste Pilotanlagen in Betrieb. Allerdings besteht dabei der – ökonomische – Konflikt zwischen dem mit steigender Anlagengröße sinkenden spezifischen Aufbereitungsaufwand und der Leistungsgröße dezentraler Biogasanlagen (Problem des Transports der Biomasse). Das entsprechend den DVGW-Vorgaben aufbereitete Biogas kann dann in das Erdgasnetz eingespeist werden, von wo aus es potenziell auch zur Versor-gung von Kraftfahrzeugen – ähnlich wie es beim Erdgas heute bereits realisiert wird – genutzt werden könnte. Eine andere Nutzungsoption wäre die Aufbereitung des Biogases und die Nutzung einer Biogas-Tankstelle am Ort der Biogasanlage. Einen zusammenfassenden Steckbrief zeigt Tabelle 3-12.


Tabelle 3-12: Steckbrief "Biogas"

Verfahrensansatz • Anaerobe Vergärung von Biogassubstraten

• Abscheidung unerwünschter Inhaltsstoffe

• Übliche Nutzung: Direktverstromung

• Einspeisung ins Erdgasnetz oder Hoftankstelle an der Biogasanlage

• Nutzung in Erdgas-tauglichen Fahrzeugen

Stand der Entwicklung • Biogaserzeugung und -nutzung in Deutschland in mehr als 2 000 Anlagen (Landwirtschaft, Industrie und Abwasserbehandlung), bisher vorrangig Verstromung nach EEG und Kraft-Wärme-Kopplung

• Brennstoffzellenanwendungen, Kraftstoffnutzung und die Einspeisung ins Erd-gasnetz sind in Entwicklung

Vorteile • Biogaserzeugung ist bei einigen Biomassefraktionen die einzige Nutzungsmöglichkeit (z. B. Gülle)

• Möglichkeit der Nutzung von Rückständen, Nebenprodukten und Abfällen

• vorhandene Infrastruktur (Erdgasnetz) könnte (teilweise) genutzt werden

Nachteile • dezentrale Biogaserzeugung

• hoher Aufwand für die Methan-Anreicherung bzw. die CO2-Abtrennung

• komplexe Infrastruktur (WTW) erforderlich (gasförmiger Kraftstoff)

3.3.3 Thermochemische Umwandlung

Bei der thermochemischen Umwandlung – dies beinhaltet neben der Pyrolyse u. a. auch die Vergasung – werden aus holz- und halmgutartiger Biomasse – und damit aus biogenen Festbrennstoffen – in erster Linie unter dem Einfluss von Wärme flüssige und/oder gasför-mige Energieträger gewonnen, die ebenfalls im Traktionsbereich einsetzbar sind. Aus gegenwärtiger Sicht sind primär zwei Konversionspfade von Interesse: die Erzeugung eines synthetisierten Kraftstoffs (z. B. Methanol, Fischer-Tropsch-Diesel, DME) oder eines Gases (z. B. Wasserstoff). Beide Pfade werden nachfolgend näher diskutiert.

Synthetisierter Kraftstoff. Die Vergasung biogener Festbrennstoffe hat eine möglichst vollständige Umwandlung der Biomasse – hier in gasförmige Energieträger – zum Ziel. Das so produzierte Synthesegas, welches im Wesentlichen aus Kohlenstoffmonoxid und Was-serstoff besteht, kann anschließend mit Hilfe katalytisch induzierter Prozesse zu Kraftstoffen mit definierten Eigenschaften synthetisiert werden. Die dafür notwendigen technischen Ver-fahren und deren optimale Kombination befinden sich noch in der Entwicklung; in Freiberg/Sachsen steht eine erste Pilotanlage. Die erreichbaren Wandlungswirkungsgrade liegen bei den unterschiedlichen Syntheseverfahren zwischen 30 und 58 % für die Methanol-Erzeugung bzw. zwischen 30 und 60 % für die Erzeugung von Fischer-Tropsch-Kraftstoffen; die heute erreichbaren Umwandlungswirkungsgrade dieses relativ energieintensiven und komplexen Umwandlungsprozesses sind aber (noch) deutlich geringer. Diese sogenannten "BTL-Verfahren" (Biomass-to-Liquid) bieten jedoch u. a. den Vorteil, dass sich sehr günstig die jeweils geforderten Kraftstoffeigenschaften einstellen lassen; damit kann diese Option sowohl heutigen als auch zukünftigen Motoren-Anforderungen gerecht werden. Tabelle 3-13 zeigt einen zusammenfassenden Steckbrief.


Tabelle 3-13: Steckbrief "Synthetisierter Kraftstoff"

Verfahrensansatz • Thermo-chemische Vergasung biogener Festbrennstoffe

• Reinigung und Konditionierung der erzeugten Rohgase zu einem Synthesegas (Gas mit bestimmter Reinheit und Zusammensetzung)

• Synthese und Aufbereitung (Destillation etc.) zu einem flüssigen Kraftstoff mit definierten Eigenschaften

• Einsatz als hochwertiger Rein- oder Mischkraftstoff in vorhandenen Motoren

Stand der Entwicklung • Biomassevergasung wurde an zahlreichen (F&E-)Anlagen umgesetzt

• erste Anlage zur Produktion von FT-Diesel in Freiberg

• Vielzahl von F&E-Aktivitäten laufen gegenwärtig

Vorteile • sehr breite Basis an biogenen Energieträgern nutzbar

• flüssiger Kraftstoff mit klar definierten und standardisierten Eigenschaften (Anpas-sung an heutige und zukünftige Motorengenerationen), keine Begrenzung der Beimischrate

• Vergasungs- und Syntheseverfahren sind für fossile Einsatzstoffe (z. B. Kohle) Stand der Technik

Nachteile • Komplexer und Energie-intensiver Gesamtprozess (Vergasung, Gaskonditionie-rung, Synthese, Destillation, Hydrocracking)

• Verfahren befinden sich noch in der Entwicklung

Wasserstoff. Daneben ist – jedoch als langfristigere Option – eine Wandlung des durch eine Vergasung gewonnenen Produktgases zu Wasserstoff möglich, der dann – in gereinigter Form – verdichtet werden muss und über eine entsprechend angepasste Infrastruktur verteilt werden kann; dafür sind jedoch die heute vorhandenen Erdgasleitungen nur begrenzt nutz-bar. Die Anforderungen an das Produktgas, das dafür mit der heute vorhandenen Technik eingesetzt werden kann, sind jedoch relativ hoch. Auch deshalb – und wegen der relativ aufwändigen Technik und der hohen Kosten – befindet sich diese Technologie noch in einem frühen Forschungs- und Entwicklungsstadium. Die mit einer ausgereiften Technik zu erwartenden Umwandlungswirkungsgrade liegen nach gegenwärtigem Kenntnisstand bei 48 bis 60 %; sie wurden aber bisher noch nicht erreicht. Hinzu kommt, dass auch die entspre-chende Endnutzungstechnologie (d. h. Wasserstofffahrzeuge) bisher noch nicht groß-technisch in Serie verfügbar ist. Den aktuellen Erkenntnisstand beschreibt der Steckbrief in Tabelle 3-14.


Tabelle 3-14: Steckbrief "Wasserstoff"

Verfahrensansatz • Thermo-chemische Vergasung biogener Festbrennstoffe

• Reinigung und Konditionierung der erzeugten Rohgase in ein wasserstoffreiches Gas

• Verdichtung oder Verflüssigung zu GH2 bzw. LH2

• Einsatz als gasförmiger Kraftstoff in speziell entwickelten Antriebssystemen

Stand der Entwicklung • Biomassevergasung wurde an zahlreichen (F&E-)Anlagen umgesetzt

• Wandlung von Produktgasen zu Wasserstoff bisher nur mit fossilen Energieträgern großtechnisch realisiert

• Nutzungstechnologie in einem frühen F&E-Stadium

Vorteile • sehr breite Basis an Bioenergieträgern nutzbar

• Erzeugungstechnologie auf Basis fossiler Energieträger vorhanden (z. B. Erdgas)

• geringe nutzungsseitige Emissionen

Nachteile • geringe Energiedichte

• hoher Aufwand für Verteilinfrastruktur

• Nutzungssysteme sind mit derzeitigen Systemen nicht kompatibel

3.3.4 Kraftstofferzeugung

Wie oben dargestellt wurde, können in Mitteleuropa im Verkehrsektor Kraftstoffe biogenen Ursprungs u. a. auf Pflanzenöl- und auf Alkoholbasis zum Einsatz kommen.

Im folgenden werden daher die Techniken der Kraftstofferzeugung aus Biomasse in Form einer RME- und Ethanol-Anlage beschrieben. Nach einer kurzen Beschreibung eines Syn-these-Verfahrens wird die Technik zur Betankung von Fahrzeugen mit gasförmigen Kraftstoffen vorgestellt.

3.3.4.1 RME – Anlage 100.000 t/a, aus Raps

Das am meisten verbreitete Verfahren zur Anpassung des Pflanzenöls an konventionelle Dieselmotoren ist die Umesterung zu Pflanzenölmethylester (PME). Pflanzenölmethylester bzw. Fettsäuremethylester, auch Fatty Acid Methylester (FAME) wird landläufig auch als Biodiesel bezeichnet, außerdem ist die Abkürzung RME für Rapsölmethylester gebräuchlich. Speziell für die Produktion von RME gibt es in Deutschland – neben den Anlagen der Oleochemie – Verarbeitungskapazitäten für insgesamt ca. 1 100 000 t RME pro Jahr; weitere Anlagen mit einer Verarbeitungskapazität im Bereich einiger 100 000 t/a sind geplant.

Bei der Umesterung wird das relativ hoch-molekulare Triglycerid (langkettig) in drei niedrig-molekulare Verbindungen (kurzkettig) gespalten, die dem herkömmlichen Dieselkraftstoff wesentlich näher kommen als das Pflanzenöl. Der dreiwertige Alkohol des Pflanzenöls (Gly-cerin) wird dabei durch drei einwertige Alkohole aus der Esterbindung verdrängt. Da die ursprüngliche Bindungsform (d. h. die Esterbindung) erhalten bleibt, bezeichnet man diesen Vorgang als Umesterung. Als einwertiger Alkohol wird hauptsächlich Methanol eingesetzt. Als Abfallprodukt entsteht bei diesem Prozess Glycerin, ein Alkohol, der in vielen Bereichen der Pharma- und Lebensmittelindustrie Anwendung findet.

Tabelle 3-15 fasst die Kennwerte dieser Kraftstofferzeugung zusammen.


Tabelle 3-15: Kennwerte und Einsatzparameter einer Biodiesel (RME) - Anlage /32/

Kennwerte • Produktion von bis zu 120.000 t/a in großen Anlagen

• Fremdenergiebedarf: ca. 100 kWh/t RME

• Heizenergiebedarf: ca. 3,5 GJ/t RME /33/

Eignung • Einsatz von Pflanzenölen, wie Rapsöl oder Sonnenblumenöl

• evtl. Einsatz von Altspeise- und Tierfetten

• Eingangsstoffe: Methanol, Katalysator- und Raffinationssubstanzen

• Ausgangsstoffe/Nebenprodukte: Glycerin, Abwässer, Schleimstoffe, CA-Seifen, beladene Bleicherde, Filterrückstände

Vorteile • Großtechnische Anlagen arbeiten mit hohen Wirkungsgraden, kleinen spezifischen Aufwendungen, dadurch wirtschaftlicher Betrieb möglich

• durch Einbindung in industrielle Infrastruktur und Auftreten größerer Stoffströme können die anfallenden Nebenprodukte einer sinnvollen Weiterverwendung zugeführt werden

Nachteile • Verarbeitungskapazität bedingt große Transportvolumina zu Ver- und Entsorgung der Aufbereitungsanlage, regionale Belieferung nicht ausreichend

Besonderheiten • Anforderung des Umesterungsverfahren an die Ölqualität: naturbelassenes Pflanzenöl muss vor Umesterung entschleimt, entfärbt, desodoriert und entsäuert werden; d. h. vorherige (Teil-) Raffination nötig

• das Endprodukt RME muss entwässert, gereinigt, lagerfähig und durch Additive auch wintertauglich gemacht werden

Bauformen • RME- Anlagen in 300 bis 100.000 t/a Produktionsgröße realisierbar

• Anlagen können auch andere Öle und Fette für Umesterung einsetzen (Altspeise- und Tierfette nach vorheriger Reinigung)

Wartung • k. A.

3.3.4.2 Ethanolanlage 100.000 t/a, aus Getreide

Ethanol wird durch Vergärung von in Pflanzen enthaltenen Zuckern gewonnen. Grundsätz-lich eignen sich zucker-, stärke- und cellulosehaltige Pflanzen. Dabei kommen vor allem Weizen, Roggen und Zuckerrüben in Betracht.

In den USA und im europäischen Ausland wird Ethanol vor allem aus Mais hergestellt, Brasilien setzt auf die Vergärung von Zucker aus Zuckerrohr. Mit der Entwicklung geeigneter enzymatischer Verfahren können auch Holz, Energiepflanzen und Stroh vergoren werden. Diese neueren Ansätze gelten bisher noch nicht als ausgereift, haben aber ein großes Ent-wicklungspotenzial.

Zuckerhaltige Pflanzen werden direkt eingemaischt und in der alkoholischen Gärung mittels Hefen unter Luftabschluss zu Ethanol vergoren. Stärkehaltige Pflanzen, z. B. Getreide, müssen zunächst durch enzymatische Prozesse verzuckert werden, bevor anschließend die alkoholische Gärung durchgeführt werden kann. Lignocellulosehaltige Einsatzstoffe sind oftmals kostengünstiger einsetzbar, da diese auf dem Markt verfügbar sind und sie nicht im Lebensmittelbereich eingesetzt werden, die Prozessführung zur Ethanolerzeugung ist aber am aufwändigsten. Lignocellulosehaltige Biomasse wird durch Dampf aufgeschlossen, um durch Vergrößerung der Oberfläche die Voraussetzungen für die Erzeugung eines Zucker-gemisches über Mikroorganismen zu schaffen. Im anschließenden Schritt der Hydrolyse werden die Lignocellulosen in Gemische aus Glucose und anderen Zuckerarten überführt. Diese glucosehaltige Stoffe können dann abschließend (wie bei der zuckerhaltigen Bio-masse) mittels Hefen unter Luftabschluss zu Alkohol vergoren werden.

Das durch Vergärung entstandene alkoholische Gemisch wird als Maische bezeichnet. Der Ethanol muss daraus durch eine Destillation (Rektifikation) abgetrennt werden. Die Destillation erfolgt in mehreren Stufen, um eine notwendige Anreicherung des Ethanols auf einen Reinheitsgrad von 96 % zu erreichen. Das in großer Menge verbleibende Nebenpro-


dukt, die sogenannte Schlempe, besteht aus Wasser und organischen Stoffen und kann als Futtermittel oder Substrat für Biogasanlagen dienen.

Zurzeit werden in Deutschland erhebliche Kapazitäten für die Herstellung von Ethanol ge-schaffen. Außerdem drängen Importe vor allem aus Brasilien auf den europäischen Kraftstoffmarkt. Tabelle 3-16 fasst die Kennwerte dieser Techniken zusammen.

Tabelle 3-16: Kennwerte und Einsatzparameter der Bioethanol-Anlage

Kennwerte • Produktion von bis zu 100.000 t/a in großen Anlagen

• Fremdenergiebedarf: z. B. ca. 450 bis 600 kWh/t Ethanol aus Weizen /33/, /34/

• Heizleistungsbedarf: z. B. ca. 8 bis 14 GJ/t Ethanol aus Weizen /33/, /34/

Eignung • Einsatz von zuckerhaltigen Pflanzen, Zuckerrübe, -hirse, Zuckerrohr

• Einsatz von stärkehaltigen Pflanzen, Getreide, Kartoffeln

• Einsatz von lignocellulosehaltigen Pflanzen, Holz, Stroh, Gräser

• Eingangsstoffe: Hefebakterien, weitere Mikroorganismen für enzymatischen Aufschluss, Dampf

• Ausgangsstoffe/Nebenprodukte: Schlempe

Vorteile • Großtechnische Anlagen arbeiten mit hohen Wirkungsgraden, kleinen spezifischen Aufwendungen, dadurch wirtschaftlicher Betrieb möglich

• durch Einbindung in industrielle Infrastruktur und Auftreten größerer Stoffströme können alle anfallenden Nebenprodukte einer sinnvollen Weiterverwendung zugeführt werden

Nachteile • Verarbeitungskapazität bedingt große Transportvolumina zu Ver- und Entsorgung der Aufbereitungsanlage, regionale Belieferung nicht ausreichend

Besonderheiten • optimale Kulturbedingungen für die Mikroorganismen notwendig für hohe Alkoholaus-beute

• Alkoholgehalt in der Maische muss für einen optimalen Gärprozess zwischen 7 bis max. 10 % liegen

Bauformen • Ethanol- Anlagen in 20.000 bis 100.000 t/a Produktionsgröße realisierbar

• kleinere Anlagen werden nicht zur energetischen Produktion von Ethanol eingesetzt

Wartung • k. A.

3.3.4.3 Biogasaufbereitung und Kompression für Gas betriebene Kraftwagen, Bio(erd)gastankstelle (Biogaseinsatz aus eingespeistem Biogas)

Abbildung 3-13: Schematischer Aufbau einer Gastankstelle /35/

Die Versorgung einer Gastankstelle mit eingespeistem Biogas erfolgt aus dem Netz der öffentlichen Gasversorgung (ganz links im Schema, Abbildung 3-13). Der Gasdruck im Gas-netz ist je nach Standort unterschiedlich und kann innerhalb einer Spannbreite schwanken. Je höher der Gasdruck im vorgeschalteten Gasnetz ist, desto geringer wird der Energieauf-wand für die Verdichtung des Gases zur Fahrzeugbetankung.


Anschließend gelangt das Gas über das Saugsystem zur Gasaufbereitung. Diese besteht üblicherweise aus einem Gastrockner mit nachgeschaltetem Gasfilter. Der Trockner hat die Aufgabe dem Gas Feuchtigkeit zu entziehen, so dass der für die Betankung vorgeschriebene Taupunkt von –20 °C bei 200 bar erreicht wird. Andernfalls kann es zu Hydratbildung im Fahrzeug und zu Funktionsstörungen sowohl im Fahrzeug als auch innerhalb der Tankstelle kommen.

Nach der Gasaufbereitung gelangt das Gas in den Verdichter. Im Verdichter wird das Gas auf den zulässigen Enddruck der Gastankstelle verdichtet. Je nach anliegendem Saugdruck in der Gasleitung vor dem Verdichter kommen dazu zwei–, drei–, vier- oder fünfstufige Ver-dichter zur Anwendung. Moderne Verdichter arbeiten 100 % ölfrei und sind hermetisch gasdicht, sowohl im Betrieb als auch beim Stillstand, außerdem können sie nahezu jeden Saugdruck (Vordruck vom Gasnetz) direkt ohne Druckreduzierung verarbeiten.

Nach dem Verdichter gelangt das Gas in den Hochdruck-Multifunktionsblock. Dieser Block regelt das Befüllprozedere der Gasspeicherbänke in der Verdichteranlage und der Entnah-mesteuerung aus diesen Bänken bei der Betankung. Ferner sind hier die erforderlichen Sicherheitssysteme zur Absicherung des Verdichter-Enddrucks integriert. Moderne Verdich-ter sind bereits jetzt für einen Enddruck von 340 bis 350 bar ausgelegt, während die Tankstelle selbst meist mit einem Druck von 250 bis 300 bar betrieben wird.

Im Gasspeicher wird das Gas für die Betankung vorgehalten. Üblicherweise besteht der Gasspeicher aus mehreren Gasbehältern, die zu drei Bänken zusammengeschlossen sind. Der Gasspeicher hat im Wesentlichen zwei Aufgaben: Er speichert das Gas ähnlich wie ein Kondensator auf hohem Druckniveau, um es dann bei der Betankung schnell in das Fahr-zeug abgeben zu können. Ferner dient der Speicher als Puffer bzw. Vorratsspeicher für Spitzenlast-Betankungen.

Die Abgabe des Gases an das Fahrzeug erfolgt an der Gaszapfsäule. Die Zapfsäule steuert die Abgabe an das Fahrzeug. Der vom Gesetzgeber vorgeschriebene Fülldruck im Fahrzeug ist 200 bar bei 15 °C. Aufgabe der Zapfsäule ist es unter anderem bei unterschiedlichen Umgebungstemperaturen den Fülldruck so einzustellen, dass unabhängig von den Umge-bungstemperaturen dieser vorgeschriebene Fülldruck immer erreicht wird. Dies hat zur Folge, dass im Winter bei kälteren Umgebungstemperaturen der Fülldruck im Fahrzeug niedriger und im Sommer höher ist. Moderne Zapfsäulen verfügen ferner über eine erweiterte Temperatur-Kompensation. Diese berücksichtigt die Erwärmung des Gases beim Einfüllen in den Gastank im Fahrzeug. Tabelle 3-17 fasst die Kennwerte zusammen.


Tabelle 3-17: Kennwerte und Einsatzparameter einer Gastankstelle

Kennwerte • Arbeitsdruck 250 bis 350 bar

• Massendurchsatz bei Betankung bis zu 100 kg/min

• Fremdenergiebedarf abhängig vom Vordruck 0,35 bis 0,2 kWh/m

Eignung • Betankung von Fahrzeugen mit Erdgas

• Betankung mit anderen Gasen

Vorteile • moderne Verdichter arbeiten ölfrei im Betrieb

• sind hermetisch gasdicht, keine Leckagen im Betrieb und Stillstand

• können auch erhöhten Vordruck des Erdgasnetzes verarbeiten, dadurch reduziert sich der Verdichteraufwand

• hermetische Dichtheit des Verdichters erleichtert Aufstellmöglichkeiten (Platzbedarf dadurch gering)

• moderne Tankstellen verfügen über eine Temperatur-Kompensation, diese berücksichtigt neben der Außentemperatur auch die Temperaturerhhöhung des Gases beim Einfüllen

Nachteile • Gasbetankung zeitlich aufwendiger als bei flüssigen Kraftstoffen

• ältere Verdichter arbeiten nicht ölfrei, weisen eine gewisse Leckage auf und/oder können erhöhten Vordruck aus Gasleitungsnetz nicht nutzen (vorherige Druckminderung nötig), dadurch relativ hoher Strombedarf für Verdichtung und Ölkühlung, Emissionen von Me-than und Ölrückständen, außerdem relativ großer Platzbedarf der Tankstelle aus Sicherheitsgründen

• ältere Gastankstellen berücksichtigen nur die Außentemperatur zur Berechnung der gesetzlich vorgeschriebenen Einfüllgrenze bzw. –menge

Besonderheiten • Aufstellung der Verdichtereinheit in geschlossenen Räumen mit massiven Wänden, zur Dämmung von Schallemissionen

• Gaszapfsäule kann räumlich getrennt von den anderen technischen Bauteilen der Gastankstelle aufgestellt werden

Bauformen • Containerbauweise

• gebäudeintegrierte Ausführungen möglich

Wartung • moderne Konzepte sind wartungsarm

3.3.4.4 Fokus Biogas

Die Nutzung von Biogas als Treibstoff hat gegenüber der Nutzung von Biodiesel oder Bio-ethanol verschiedene Vorteile. Die Menge der Treibstoffgewinnung pro ha Ackerland ist bei der Biogasnutzung höher als bei den anderen Nutzungspfaden. Pro ha Ackerland kann über die Biogasgewinnung ca. 4.300 m /a = 3.100 kg/a Methan gewonnen werden, was einem Kraftstoffäquivalent von 4.340 l Ottokraftstoff entspricht. Bei der Verwendung von Pflanzenöl oder Biodiesel ist die Ausbeute ca. 1.300 l/ha a. Bei der Gewinnung von Bio-Ethanol ist mit einem Ertrag von ca. 2.500 l/ha a zu rechnen. Auch ist die Energiebilanz bei der Biogasnut-zung den anderen Verwendungen gegenüber wesentlich günstiger. Wolfgang Tentscher [Fachverband Biogas, eco Naturgas] geht in Bezug auf Biogas von 65.000 km Fahrleistung pro ha Ackerland und von 10.000 km/ha für ölhaltige Pflanzen aus. Die Energiebilanz gibt er mit 1:20 für Biogas, 1:2,5 für Ölpflanzen und 1:1,1 für Bio-Ethanol an, persönliche Mitteilung). Bei der Nutzung macht sich die geringere Schadstoffabgabe bemerkbar. Gegenüber übli-chen Treibstoffen kann die Belastung der Umwelt durch CO2, NOx und höhere Kohlenwasserstoffe um 60 – 70 % gesenkt werden /19/.


Im Jahr 2003 sind weltweit über 2,5 Mio. erdgasbetriebene Kraftfahrzeuge in Betrieb (Deutschland über 15.000 /19/. Obwohl der Energiepreis, aufgrund des günstigeren Steuer-satzes, wesentlich unter dem von Benzin liegt wirkt sich die geringe Zahl der Erdgastankstellen (2004 ca. 400 Stück) wesentlich beschränkend aus. Weitere Beschrän-kungen ergeben sich durch die Mehrkosten für den Erdgasmotor und die damit verbundene zusätzlich erforderliche Benzininfrastruktur aufgrund begrenzter Reichweite von Erdgasfahrzeugen. Bei weiterem Ausbau der Erdgastankstellendichte wird aber mit einer zunehmenden Nutzung von Biogas als Treibstoff zu rechnen sein.


4 Biogasbereitstellung aus Fermentationsprozessen

Aufgrund der besonderen Bedeutung der Biogasgewinnung für die technische, wirtschaftli-che, und ökologische Analyse der Energiebereitstellung in Form von Strom, Wärme oder Erdgasäquivalent aus aufbereitetem Biogas wird der Stand der Technik der Biogasgewin-nung nachfolgend detailliert erläutert. Auf der Basis dieser Ausführungen und der in der Praxis vorkommender Biogasanlagen bzw. erwarteter zukünftiger Anlagen-entwicklungen werden anschließend Modellanlagen definiert (Kapitel 4.4), an denen im weiteren die Wirt-schaftlichkeits- und ökologische Analysen durchgeführt werden. Diese Modellanlagen sind in ihrer Dimensionierung auf die Gasaufbereitungs- und Einspeise-Technik ausgelegt.

Die Produktion von Biogas ist mittlerweile eine ausgereifte Technologie. Da sich die Rah-menbedingungen der Biogaserzeugung in den letzten Jahren ständig geändert haben (Inputmaterialien, gesetzliche Regelungen, Vergütungen) und prinzipiell verschiedene Ver-fahren zur anaeroben Fermentation möglich sind, ist eine Vielfalt technischer Lösungen möglich. Eine Auswahl üblicher Lösungen werden in diesem Kapitel vorgestellt.

4.1 Grundlagen der anaeroben Vergärung

Um die Grundlagen der anaeroben Vergärung zu erläutern und damit ein Grundverständnis für den Vergärungsprozess zu vermitteln, werden nachfolgend kurz die biologischen Grund-lagen, die Möglichkeiten der technischen Umsetzung und die Besonderheiten bei der Nutzung des produzierten Biogases erläutert.

4.1.1 Prozess

Biogas wird durch Mikroorganismen in einer anaeroben Stoffwechselkette gebildet. Daher muss bei der Betrachtung der Biogasgewinnung immer berücksichtigt werden, dass der Erfolg des Einsatzes von Anaerobverfahren immer von der Lebenstätigkeit von Mikroorga-nismen abhängt und damit gewährleistet werden muss, dass diesen Mikroorganismen immer möglichst günstige Lebensbedingungen geboten werden.

Nach heutigem Wissensstand läuft der Vergärungsprozess prinzipiell in vier voneinander abhängigen Stufen ab, die jeweils durch die Anwesenheit von speziellen Bakterienstämmen gekennzeichnet sind.

In der Hydrolysephase werden langkettige organische Verbindungen (Polymere) durch Exoenzyme gespalten. Da hierbei feste Substanzen in Lösung gehen, nennt man diesen Schritt auch Verflüssigung bzw. Hydrolyse. Bei den entstehenden Produkten handelt es sich um niedermolekulare Verbindungen (Monomere und Dimere).

Die Mono- und Dimere werden in der Versäuerungsphase durch strikt und / oder fakultativ anaerobe acidogene Bakterien zu kurzkettigen Fettsäuren sowie zu Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid abgebaut.

In der Essigsäurephase werden die Stoffwechselprodukte, die nicht bereits von den in dieser Phase ebenfalls anwesenden Methanbakterien umgesetzt werden konnten, von acetogenen Bakterien zu Essigsäure, Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid abgebaut.

In der Methanbildungsphase wird durch anaerobe, sogenannte methanogene Bakterien aus den in den vorangegangen Phasen gebildeten Produkten mit Hilfe molekularen Wasserstoffs Methan gebildet.

Abbildung 4-1 zeigt den Ablauf der anaeroben Vergärung organischer Substrate in vereinfachter Form.


1 . Phase Hydrolyse

4 . Phase Methanbildung

3 . Phase Essigsäurebildung

2 . Phase Versäuerung

Methanogene Bakterien

Acetogene Bakterien

Acidogene Bakterien

Hydrolytische Bakterien

Biogas

Biogassubstrate -

Langkettige Polymere Fette , Eiweiße , Kohlenhydrate

Kurzkettige Monomere u . Dimere Fettsäuren , Aminosäuren , Zucker

Essigsäure ( CH 3 COOH ) , Kohlendioxid ( CO 2 ) , Wasserstoff

( H 2 )

Methan ( CH 4 ) , Kohlendioxid ( CO 2 ) , Schwefelwasserstoff ( H 2 S ) u. a .

Kurzkettige organische Säuren ( z . B . Propionsäure )

Alkohole

Abbildung 4-1: Schematisierter Ablauf der anaeroben Vergärung

4.1.2 Prozessstufen

Die technische Umsetzung der Vergärung und Biogasgewinnung orientiert sich zwangsläufig an den biologischen Grundlagen dieses anaeroben Vergärungsprozesses. Dabei kommen, im Wesentlichen in Abhängigkeit der Eigenschaften der eingesetzten Substrate, verschie-dene Technologien zum Einsatz. Trotzdem gibt es einen grundsätzlichen Verfahrensablauf, so dass sich alle Biogasanlagen hinsichtlich ihres systemtechnischen Aufbaus ähneln.

Eine Biogasanlage unterteilt sich grundsätzlich in vier Prozessstufen. In der ersten Stufe wird das Substrat bereitgestellt, gelagert, je nach Anforderungen aufbereitet und in den Fermen-ter eingebracht. Als zweite Stufe folgt jeweils der eigentliche anaerobe Vergärungsprozess im Fermenter. Die dritte Stufe beinhaltet die Gasaufbereitung und die Gasnutzung. Als vierte Stufe, quasi parallel zur dritten, folgt die Lagerung, Verwertung und / oder Nutzung der Gärreste. Abbildung 4-2 zeigt den Verlauf und die Zusammenhänge der vier Prozessstufen und die dabei jeweils ablaufenden verfahrenstechnischen Vorgänge.


4. Prozessstufe3. Prozessstufe

2. Prozess-stufe

1. Prozesstufe

Anlieferung u . Lagerung

EinbringungFörderung, Dosierung

Aufbereitung u . VorbehandlungSortierung, Zerkleinerung , Anmaischen,

Homogenisieren

Gä

r-re

ste

BiogasgewinnungVergärung

Bio

ga

sBiogasaufbereitung - u.

speicherungTrocknung, Entschwefelung

Biogasverwertungz.B. Stromproduktion u . Wärmegewinnung

(KWK)

Gärrestlagerung u ./o. NachgärungGärrestaufbereitung

Ggfs. Separierung (fest/flüssig)

Abwasser-behandlung

Ausbringung, Kompostierung

Biogas

Abbildung 4-2: Allgemeiner Verfahrensablauf bei der Biogasgewinnung

4.2 Vor- und Aufbereitung der Substrate

Die auf dem Weg der verschiedenen Substrate in den Biogasfermenter notwendigen Schritte werden unter dem Oberbegriff Substrathandling zusammengefasst. Im Einzelnen umfasst das Substrathandling die Anlieferung, die Lagerung, die Aufbereitung, den Transport und die Einbringung der Substrate.

4.2.1 Lagerung

Substratlager dienen in erster Linie dazu, Schwankungen bei der Bereitstellung und Anliefe-rung der verschiedenen Substrate und Kosubstrate auszugleichen. Dies ist im besonderen bei Anlagen von Bedeutung, die nachwachsende Rohstoffe als Betriebsmaterial verwenden. In der Regel werden diese 1 oder 2 mal im Jahr geerntet, während sie im Betrieb der Bio-gasanlage täglich zur Verfügung stehen müssen. Die Gestaltung der Lager ist von den verwendeten Substraten abhängig. Die für die Lager benötigte Fläche richtet sich nach den zu erwartenden Stoffmengen und den auszugleichenden Zeiträumen. Werden betriebs-fremde Kosubstrate verwendet, spielen vertragliche Bedingungen wie Abnahmemenge und Häufigkeit der Lieferung eine Rolle. Werden hygienisch bedenkliche Kosubstrate aus z. B. industrieller Herkunft verwendet, ist auf eine strikte Abtrennung der Annahmestation vom landwirtschaftlichen Betrieb zu achten. Es darf keine Vermischung von hygienisch bedenkli-chem und unbedenklichem Substrat vor dem Durchlauf durch die Hygienisierungseinrichtung möglich sein. Zur Minimierung von Gerüchen, aber auch aus praktischen Gesichtspunkten sollte die Annahme, Lagerung und Aufbereitung der Substrate in Hallen, deren Abluft über Biofilter gereinigt wird, durchgeführt werden. So ist die Technik geschützt und Bedien- sowie Kontrollarbeiten können witterungsunabhängig durchgeführt werden.


Tabelle 4-1: Lagerung von Substraten vor der Vergärung

Dimensionierung • abhängig von: Substrataufkommen, Fermenterleistung, auszugleichenden Lieferzeiträu-men, Flächenausstattung und Ertrag bei Kosubstraten, Lieferverträgen bei betriebsfremden Substraten

• Betriebsstörungen müssen abgefangen werden können

Besonderheiten • bei nachwachsenden Rohstoffen, die auf Stilllegungsflächen angebaut wurden, ist eine Denaturierung durchzuführen

• es sollte das Einfrieren von technischen Einrichtungen bei der Lagerung vermieden werden, beispielsweise durch Aufstellung von Lagertanks in Hallen oder Nutzung von Gruben unter Geländeniveau

• Abbauprozesse, die den Gasertrag mindern, sollten vermieden werden

• Vermischung von hygienisch bedenklichen und hygienisch unbedenklichen Substraten muss vermieden werden

• Geruchsentwicklung sollte durch bauliche Maßnahmen minimiert werden

Bauformen • in der Landwirtschaft übliche Lager als Fahrsilo oder Grube, für flüssige Substrate Tanks

• Vorgruben können als kurzfristige Lager bis zu cirka drei Tagen genutzt werden

Kosten • in der Regel sind Lager vorhanden, für Neubauten muss der Preis in Abhängigkeit der Vielzahl der oben genannten Einflussgrößen für den Einzelfall ermittelt werden. Bei der Verwendung von Nawaro sind i.d.R. Lagerkapazitäten zu schaffen

4.2.2 Aufbereitung

Art und Umfang der Substrataufbereitung beeinflussen den Ablauf des Gärprozesses und damit die Ausnutzung des energetischen Potenziales der verwendeten Substrate. Ziel der Aufbereitung muss es sein, auf der einen Seite gesetzlichen Ansprüchen wie der Hygienisie-rung und auf der anderen Seite den Mikroorganismen als Erzeuger des Methans, also des beabsichtigten Produktes, weitestgehend gerecht zu werden. In der Substrataufbereitung liegt eines der beiden großen Potenziale der Optimierung der Gesamtanlage.

4.2.2.1 Sortierung und Störstoffabtrennung

Die Notwendigkeit einer Sortierung und Störstoffabtrennung hängt von der Herkunft und Zusammensetzung des Substrates ab. Steine, die den am häufigsten auftretenden Störstoff darstellen, werden meist in der Vorgrube abgetrennt, von deren Boden sie von Zeit zu Zeit entnommen werden müssen. Andere Störstoffe werden manuell bei der Substratanlieferung oder der Befüllung der Beschickungseinrichtungen aussortiert. Das größte Störstoffpotenzial haben Bioabfälle. Falls sie als Kosubstrat in der landwirtschaftlichen Biogaserzeugung ein-gesetzt werden, stellt eine manuelle Störstoffabscheidung in einer abschließbaren Kabine mit arbeitsplatznaher Luftabsaugung am Förderband den Stand der Technik dar.

4.2.2.2 Hygienisierung

Um die gesetzlich vorgeschriebenen Kriterien für einige aus Sicht der Seuchen- und Phyto-hygiene kritischen Stoffgruppen zu erfüllen, ist es unter Umständen notwendig, eine thermische Vorbehandlung in die Biogasanlage zu integrieren. Die Vorbehandlung erfolgt durch Erwärmung der Stoffe auf eine Temperatur von 70°C bei mindestens einer Stunde Verweilzeit. Da die Größen der zur Hygienisierung verwendeten Behälter und der Energie-aufwand von der Durchsatzmenge abhängen, wird die Hygienisierung in der Regel vor der Einbringung bedenklicher Kosubstrate in den Fermenter durchgeführt. So ist es möglich, nur die bedenklichen Stoffe zu hygienisieren und damit die Hygienestufe wirtschaftlicher zu dimensionieren. Die Stoffe werden außerdem thermisch aufgeschlossen und sind dadurch besser vergärbar.


4.2.2.3 Zerkleinerung

Die Substratzerkleinerung erschließt Substratoberflächen für den biologischen Abbau und damit auch für die Methanproduktion. Grundsätzlich kann davon ausgegangen werden, dass mit einem höheren Zerkleinerungsgrad die Geschwindigkeit des biologischen Abbaus, aber nicht zwingend die Gasausbeute steigt. Die Methanproduktion folgt unter anderem aus dem Zusammenspiel von Aufenthaltszeit und Zerkleinerungsgrad. Daher muss großer Wert auf den richtigen Technikeinsatz gelegt werden.

Einige pumpfähige Substrate müssen vor dem Durchlauf durch die Beschickungseinrichtung zerkleinert werden, um deren Funktion nicht zu gefährden. Die Zerkleinerung wird entweder vor Aufgabe der Substrate in die Vorgrube, in der Vorgrube, in der Pumpleitung vor der Förderpumpe oder direkt in der Fördereinrichtung durchgeführt.

Unterschieden werden kann in:

• Zerkleinerungsaggregate bei der direkten Feststoffdosierung (besonders für Nawaro)

• Zerkleinerungsaggregate vor Aufgabe des Substrates in die Vorgrube

• Zerkleinerungsrührwerke in der Vorgrube

• Zerkleinerungsaggregate in der Förderleitung

• Zerkleinerungsaggregate, die mit der Fördertechnik eine Einheit bilden

4.2.2.4 Anmaischen, Homogenisieren

Das Anmaischen von Substraten ist wichtig, um in der Nassvergärung pumpfähige Substrate durch Erhöhung des Wassergehaltes herzustellen und diese dann in den Fermenter zu fördern. Es erfolgt in der Regel in der Vorgrube kurz vor Einbringung des Substrates in den Gärprozess. Als Flüssigkeit zum Anmaischen werden je nach Verfügbarkeit Gülle, bereits vergorene Biogasgülle, Prozesswasser oder im Ausnahmefall auch Frischwasser genutzt. Die Anwendung bereits vergorener Biogasgülle kann die Frischwasserbedarf senken und hat den Vorteil, dass das Substrat bereits vor Erreichen des Fermenters mit den Bakterien des Gärprozesses angeimpft wird.

Die Homogenität der zugeführten Substrate ist für die Stabilität des Vergärungsprozesses von hoher Bedeutung. Bei stark schwankender Belastung und wechselnder Substratzusammensetzung müssen die Mikroorganismen sich an die veränderten Bedingungen anpassen, was meist mit einer Einbuße bei der Gasausbeute verbunden ist. Die Homogenisierung pumpfähiger Substrate wird meist in der Vorgrube mit Rührwerken durchgeführt. Die Vermischung entspricht in etwa den Systemen der volldurchmischten Fermenter.

4.2.3 Substrattransport und -einbringung

Für einen stabilen Gärprozess ist aus prozessbiologischer Sicht ein kontinuierlicher Sub-stratstrom durch die Biogasanlage der Idealfall. Da dieser in der Praxis kaum realisiert werden kann, ist eine quasikontinuierliche Zugabe des Substrates in den Fermenter der Regelfall. Die Zugabe des Substrates erfolgt in mehreren Chargen über den Tag verteilt. Daraus folgend werden alle Aggregate, die für den Substrattransport notwendig sind, nicht kontinuierlich betrieben. Dies spielt für die Auslegung eine sehr große Rolle.

Die Anlagentechnik für den Transport und die Einbringung hängt im Wesentlichen von der Beschaffenheit des Substrates ab. Es muss zwischen Technik für pumpfähige und stapel-bare Substrate unterschieden werden.

Bei der Einbringung der Substrate ist deren Temperatur zu beachten. Bei großen Differenzen zwischen Material- und Fermentertemperatur (beispielsweise bei Einbringung nach einer Hygienisierungsstufe oder im Winter) wird die Prozessbiologie stark gestört, was zur Ver-


minderung des Gasertrages führen kann. Als technische Lösungen werden hier zuweilen Wärmeübertrager und beheizte Vorgruben angewendet.

4.2.3.1 Transport pumpfähiger Substrate

Zum Transport pumpfähiger Substrate innerhalb der Biogasanlage werden hauptsächlich über Elektromotoren angetriebene Pumpen verwendet. Sie können über Zeitschaltuhren oder Prozessrechner angesteuert werden, wodurch der Gesamtprozess ganz oder teilweise automatisiert werden kann. In vielen Fällen wird der gesamte Substrattransport innerhalb der Biogasanlage über ein oder zwei zentral in einem Pump- oder Steuerhaus positionierte Pumpen realisiert. Die Verlegung der benötigten Rohrleitungen erfolgt dann so, dass alle eintretenden Betriebsfälle (z.B. Beschicken, vollständiges Entleeren von Behältern, Havariefälle etc.) über gut zugängliche oder automatische Schieber gesteuert werden können.

4.2.3.2 Transport von stapelbaren Substraten

Stapelbare Substrate müssen in der Nassvergärung bis zur Materialeinbringung bzw. bis zur Anmaischung transportiert werden. Die meisten Wege werden mit einem üblichen Lader zurückgelegt. Erst für die automatisierte Beschickung werden Kratzböden, Overhead-Schubstangen und Förderschnecken eingesetzt. Kratzböden und Overhead-Schubstangen sind in der Lage, nahezu alle stapelbaren Substrate horizontal oder mit einer leichten Stei-gung zu fördern. Sie können jedoch nicht für die Dosierung verwendet werden. Sie ermöglichen die Anwendung von sehr großen Vorlagebehältern. Förderschnecken können stapelbare Substrate in nahezu alle Richtungen transportieren. Vorbedingung ist hier nur die Freiheit von großen Steinen und die Zerkleinerung des Substrates, dass es von der Schnecke ergriffen werden kann und in die Schneckenwindungen passt. Automatische Fördersysteme für stapelbare Substrate stellen in der Regel eine Einheit mit den Einbringungsaggregaten an der Biogasanlage dar.

4.2.3.3 Einbringung pumpfähiger Substrate

Pumpfähige Substrate werden in der Regel über in den Boden eingelassene substratdichte Vorgruben aus Beton, in denen die anfallende Gülle zwischengespeichert und homogenisiert wird, eingebracht. Die Vorgruben sollten so ausgelegt sein, dass mindestens ein bis zwei Tagesmengen in ihnen gespeichert werden können. Häufig werden vorhandene Güllesammelgruben im landwirtschaftlichen Betrieb genutzt.

Verfügt die Biogasanlage nicht über eine getrennte Zugabemöglichkeit zur Direkteinbringung von Kosubstraten, werden auch stapelbare Substrate in der Vorgrube gemischt, zerkleinert, homogenisiert und wenn nötig zur Herstellung pumpfähiger Gemische angemaischt. Aus diesem Grund sind Vorgruben mit Rührwerken, wenn nötig in Kombination mit Reiß- und Schneidwerkzeugen zur Zerkleinerung der Substrate, ausgestattet. Werden störstoffhaltige Substrate verarbeitet dient die Vorgrube auch zur Abtrennung von Steinen und Sinkschichten, sie können z. B. mittels Kratzböden und Förderschnecken konzentriert und ausgetragen werden. Zur Vermeidung von Geruchsemissionen sollten Vorgruben abgedeckt werden.

4.2.3.4 Einbringung von stapelbaren Substraten

Durch die Einbringung von stapelbaren Substraten in die Vorgrube und die damit verbundenen Probleme kann eine kontinuierliche und automatisierte Einbringung der Substrate in den Vergärungsprozess erschwert werden und ein erhöhter Arbeitsaufwand die Folge sein. Aus diesen Gründen werden Feststoffe meist unter Umgehung der Vorgrube direkt in den Fermenter eingebracht. Kofermente können so unabhängig von der Gülle und in regelmäßigen Abständen eingespeist werden. Außerdem ist es möglich, den Trockensub-stanzgehalt im Fermenter zu erhöhen und damit die Biogasausbeute zu verbessern.


4.3 Biogaserzeugung durch Fermentation

4.3.1 Biogasgewinnung

Das Biogas wird durch Vergärung der Substrate in Fermentern gewonnen. Der Fermenter ist, inklusive dazu gehöriger Peripherie, das eigentliche Kernstück der Biogasanlage. Die verschiedenen Ausführungen der Fermenter werden hinsichtlich Materialien und Bauweise häufig von landwirtschaftlichen Güllelagern abgeleitet und an die spezifischen Anforderun-gen der Biogastechnik angepasst. Substratmenge und die gewählte hydraulischen Verweilzeit bestimmen das Volumen der Fermenter. Abhängig von den zur Verfügung ste-henden Substraten, dem gewählten Gärverfahren und den örtlichen Gegebenheiten können Fermenter unterschiedlich ausgeführt werden. Unabhängig von ihrer Ausführung müssen Fermenter einige Grundvoraussetzungen erfüllen, sie müssen:

• gas- und flüssigkeitsdicht sein,

• die Möglichkeit besitzen, die erforderliche Prozesstemperatur durch Wärmeeintrag (Heizung) zur Verfügung zu stellen,

• Wärmeverluste und Temperaturschwankungen z. B. durch Wärmeisolierung verhin-dern,

• eine Möglichkeit zur Durchmischung des Substrates besitzen, um Temperaturgefälle, Schwimm- und Sinkschichtenbildung, ein Gefälle der Nährstoffkonzentration im Sub-strat und eine schlechte Ausgasung des Substrates zu vermeiden sowie die Homogenisierung des Substrates sicherzustellen,

• Einrichtungen oder Möglichkeiten zur Sedimentaustragung besitzen,

• Einrichtungen zur Ableitung des gewonnenen Biogases besitzen und

• Mess-, Steuerungs-, und Regeltechnik zur Überwachung und Steuerung von Gärpro-zess und Hygienisierung, sowie Möglichkeiten zur Probenahme aus dem Fermenter besitzen.

Daneben gehören Schaugläser mit Reinigungsanlagen zur Sichtprüfung des Gärprozesses und Revisionsschächte für möglich anfallende Wartungs- und Reparaturarbeiten zur Ausstattung der Fermenter. Des weiteren sind Sicherheitsarmaturen sowie Über- und Unterdrucksicherungen zur Einhaltung vorgeschriebener Sicherheitsregeln vorzusehen.

Neben den technischen und baulichen Anforderungen werden zusätzliche Anforderungen an verwendete Baumaterialien gestellt. So sollte darauf geachtet werden, dass die verwendeten Materialien für das im Fermenter herrschende Milieu geeignet sind. Als besonders problematisch haben sich die Übergangszone vom Flüssigkeitsspiegel zum Gasraum und der Gasraum selbst herauskristallisiert. Hier ist es notwendig, nur Materialien einzusetzen, die gegen Säuren und Korrosion resistent sind.

4.3.2 Fermenterbauformen

Aufgrund der Verfahrensweise weisen Fermenter für die Nass- und Trockenfermentation grundsätzliche Unterschiede auf.

4.3.2.1 Nassvergärung

Die Nassvergärung wird in mit Tanks vergleichbaren Behältern durchgeführt. Prinzipiell wird zwischen liegenden und stehenden Fermentern unterschieden.

Liegende Fermenter

Liegende Fermenter haben eine zylindrische Form und sind hinsichtlich ihres Volumens begrenzt (bis ca. 800 m ), da sie häufig nicht vor Ort gefertigt werden. Der dadurch notwen-


dige Transport der Fermenter zu ihrem Einsatzort ist jedoch nur bis zu einer gewissen Behältergröße möglich. Häufig werden sie als Stahltanks ausgeführt und kommen als Hauptfermenter für kleinere Anlagen oder als Vorfermenter für größere Anlagen mit stehen-den Hauptfermentern in Frage. Liegende Fermenter werden auch parallel betrieben, um größere Durchsatzmengen zu realisieren.

Weil liegende Behälter in der Regel um ein mehrfaches länger als hoch sind, stellt sich automatisch die sogenannte Pfropfendurchströmung ein. Das Substrat wandert hierbei langsam von der Eintrags- zur Austragsseite, wobei sich ein Pfropfen bildet, der durch den Fermenter strömt. Die Möglichkeit, nicht ausgegorenes Substrat ungewollt aus dem Fermenter auszutragen, wird dadurch verringert und die Aufenthaltszeit kann für das gesamte Material mit höherer Sicherheit gewährleistet werden.

Tabelle 4-2: Kennwerte und Einsatzparameter von liegender Fermentern

Kennwerte • Material: Stahlbeton, Stahl und Edelstahl

• Volumen: meist nicht größer als 3.000 m da sich größere Fermenter schwierig durchmischen lassen

Eignung • alle Substrattypen, die Anpassung der technischen Aggregate bestimmt die Eignung

Vorteile • Pfropfenströmung möglich,

• Hohe Biogasausbeute

Nachteile • es können Schwimm- und Sinkschichten entstehen

• begrenztes Reaktorvolumen

Besonderheiten • der Reaktor muss gasdicht ausgeführt werden

• Baugrund muss sehr tragfähig sein, da keine Setzungen auftreten sollten

• Öffnungen für alle anzuschließenden Aggregate und Rohrleitungen sind vorzusehen

• der Boden kann mit Gefälle zum Zentrum oder zum Rand hergestellt werden, um einen effektiven Sedimentaustrag zu ermöglichen

• zur Sicherheit muss ein Überdruckventil für den Gasraum installiert werden

Bauformen • teilweise in der Erde versenkt oder auf dem Boden stehend

• eingehauster oder freistehender Rohrreaktor

• volldurchmischt oder als Pfropfenstromreaktor

Wartung • es ist mindestens ein Mannloch vorzusehen, um den Reaktor im Havariefall begehen zu können

• Sicherheitsvorschriften bei Arbeiten im Fermenter müssen beachtet werden

Abbildung 4-3: Liegender Tankfermenter mit Paddelrührwerk

Stehende Fermenter


Stehende Fermenter sind überwiegend als Rundbehälter ausgeführt und werden vor Ort erstellt. Sie können vollständig durchmischt (Rührkesselprinzip) oder als Pfropfenstromreak-tor betrieben werden. Stehende Fermenter sind die in der Praxis vornehmlich ausgeführten Fermenter. Kennwerte stehender Fermenter zeigt Tabelle 4-3, ein Beispiel veranschaulicht Abbildung 4-4.

Tabelle 4-3: Kennwerte und Einsatzparameter von stehenden Fermentern

Kennwerte • Material: Stahlbeton, Stahl und Edelstahl

• Volumen: theoretisch unbegrenzt, bis 30.000 m möglich, aber meist nicht größer als 6.000 m da sich größere Fermenter schwierig durchmischen lassen

Eignung • alle Substrattypen, die Anpassung der technischen Aggregate bestimmt die Eignung

Vorteile • Günstiges Oberflächen-Volumen-Verhältnis, damit geringe Wärmeverluste

Nachteile • bei volldurchmischten Reaktoren besteht die Gefahr der Kurzschlussströmung

• es können Schwimm- und Sinkschichten entstehen

Besonderheiten • der Reaktor muss gasdicht ausgeführt werden

• eine Dachneigung aufgrund der möglichen Schneelast ist empfehlenswert

• Baugrund muss sehr tragfähig sein, da keine Setzungen auftreten sollten

• Öffnungen für alle anzuschließenden Aggregate und Rohrleitungen sind vorzusehen

• der Boden kann mit Gefälle zum Zentrum oder zum Rand hergestellt werden, um einen effektiven Sedimentaustrag zu ermöglichen


Bauformen • unterirdisch mit ebenerdigem befahrbarem Dach, teilweise in der Erde versenkt oder auf dem Boden stehend

• mit fester Betondecke oder Decke als Gasmembran mit oder ohne Wetterschutzdach

• volldurchmischt

Wartung • es ist mindestens ein Mannloch vorzusehen, um den Reaktor im Havariefall begehen zu können


Abbildung 4-4: Stehender Fermenter mit Einbauten; Bild: Anlagen- und Apparatebau Lüthe GmbH


4.3.2.2 Trockenvergärung

Die konstruktive Ausführung der Trockenfermentationsverfahren ist sehr verschiedenartig. Aus diesem Grund werden in Tabelle 4-4 die allgemein notwendigen Randbedingungen und die zu beachtenden Kennwerte für Fermenter zur Trockenfermentation erwähnt.

Tabelle 4-4: Kennwerte und Einsatzparameter von Trockenfermentationsbehältern

Kennwerte • Mehrere Module um die Biogasproduktion zu vergleichmäßigen und um größere Fermentervolumina zu realisieren

Eignung • stapelbare Substrate

Vorteile • effektive Raumauslastung durch hohen Trockensubstanzgehalt

• dadurch geringe Investitionskosten und geringer Platzbedarf

Nachteile • bei nicht durchmischten Reaktoren Behinderung der Ausgasung durch Setzung

• Gefahr der Zonenbildung mit zu hohen oder zu niedrigen Wassergehalten

• Gefahr der Bildung von Versäuerungszonen ohne Methanproduktion

• bei Batchverfahren ungleichmäßige Gasproduktion

Besonderheiten • der Reaktor muss gasdicht ausgeführt werden, dies gilt besonders für Beschickungs- und Entnahmeöffnungen

• Beschickung und Entnahme müssen ohne die Gefahr der Beschädigung von Dichtungen oder anderen Fermentereinrichtungen möglich sein


Bauformen • Geragen-Fermenter

• Boxen-Fermenter

• Folienschlauch-Fermenter

Wartung • bei geschlossenen Fermentern ist mindestens ein Mannloch vorzusehen, um den Reaktor im Havariefall begehen zu können


4.3.3 Konstruktion der Fermenter (Naßvergärung)

Die Fermenter bestehen im Wesentlichen aus einem Behälter, der wärmegedämmt errichtet wird, einem Heizsystem, Mischaggregaten und Austragssystemen für Sedimente und das vergorene Substrat.

4.3.3.1 Behälterkonstruktion

Fermenter werden entweder aus Stahl, Edelstahl oder Stahlbeton konstruiert.

Stahlbeton wird durch Wassersättigung ausreichend gasdicht, wobei die dafür benötigte Feuchte in Substrat und Biogas enthalten ist. Die Fermenter werden vor Ort aus Beton gegossen oder, wenn auch seltener, aus Fertigteilen zusammengesetzt. Bei Betonbehältern besteht die Möglichkeit, wenn dies die Untergrundbeschaffenheit zulässt, sie ganz oder teilweise in den Boden abzusenken. Die Behälterdecke kann aus Beton, bei abgesenkten Behältern auch befahrbar, ausgeführt sein, wobei das Biogas in einem externen Gasspeicher gespeichert wird. Soll der Fermenter gleichzeitig als Gasspeicher dienen, kommen gasdichte Foliendächer zum Einsatz. Ab einer gewissen Behältergröße ist es notwendig, bei Betondecken Mittelstützen zu verwenden.

Behälter aus Stahl und Edelstahl werden auf ein Betonfundament gesetzt, mit dem sie verbunden werden. Zum Einsatz kommen gewickelte Blechbahnen und verschweißte oder verschraubte Stahlplatten. Die Verschraubungen müssen anschließend abgedichtet werden.


Stahlfermenter werden immer überirdisch hergestellt. In der Regel wird die Dachkonstruktion als Gasspeicher verwendet und mit einer gasdichten Folie gearbeitet.

4.3.3.2 Wärmedämmung des Fermenters

Um Wärmeverluste zu verringern, müssen die Fermenter zusätzlich mit Wärmedämmmate-rial versehen werden. Zur Wärmedämmung können handelsübliche Materialen verwendet werden, die je nach Einsatzbereich (Bodennähe usw.) unterschiedliche Eigenschaften haben sollten.

4.3.3.3 Fermenterheizung

Um einen optimalen Vergärungsprozess sicherzustellen, muss eine gleichmäßige Temperatur im Fermenter vorherrschen. Hierbei ist nicht die Einhaltung der vorgegebenen Temperatur auf ein zehntel Grad genau ausschlaggebend, sondern dass Temperatur-schwankungen gering gehalten werden. Das betrifft sowohl zeitliche Temperaturschwan-kungen als auch die Temperaturverteilung in verschiedenen Fermenterbereichen. Starke Schwankungen und die Über- bzw. Unterschreitung bestimmter Temperaturwerte können zur Hemmung des Gärprozesses oder im schlimmsten Fall zum Erliegen des Prozesses führen. Die Ursachen für Temperaturschwankungen können vielschichtig sein:

• Zufuhr von Frischsubstrat

• Temperaturschichten- oder Temperaturzonenbildung aufgrund unzureichender Wärmedämmung, ineffektiver oder falsch dimensionierter Heizung, unzureichender Durchmischung

• Lage der Heizungen

• Extremaußentemperaturen in Sommer und Winter

• Ausfall von Aggregat

Zur Bereitstellung der benötigten Prozesstemperaturen und zum Ausgleich von Wärmever-lusten muss das Substrat erwärmt werden, was durch externe oder durch in den Fermenter integrierte Wärmeübertrager bzw. Heizungen geschehen kann.

Im Fermenter integrierte Heizungen erwärmen das Gärsubstrat im Fermenter.

Externe Wärmeübertrager erwärmen das Gärsubstrat vor dem Eintrag in den Fermenter, wodurch es bereits vorgewärmt in den Fermenter gelangt. So können Temperaturschwan-kungen bei der Substrateinbringung vermieden werden. Bei Einsatz von externen Wärmeübertragern muss entweder eine kontinuierliche Substratumwälzung durch den Wärmeübertrager realisiert werden oder es kann auf eine zusätzliche interne Heizung im Fermenter nicht verzichtet werden, um eine konstante Fermentertemperatur aufrechtzuer-halten.

4.3.3.4 Mischaggregate

Eine gute Durchmischung des Fermenterinhalts muss aus mehreren Gründen gewährleistet sein:

• vermischen von frischem und ausgefaultem Substrat, wodurch das frische Substrat angeimpft wird,

• eine gleichmäßige Verteilung von Wärme und Nährstoffen innerhalb des Fermenters,

• die Vermeidung und Zerstörung von Sink- und Schwimmschichten,

• ein gutes Ausgasen des Biogases aus dem Gärsubstrat.

Eine minimale Durchmischung des Gärsubstrates findet durch das Einbringen von Frisch-substrat, thermische Konvektionsströmungen und das Aufsteigen von Gasblasen statt. Diese


passive Durchmischung ist allerdings nicht ausreichend, weshalb der Durchmischungspro-zess aktiv unterstützt werden muss.

Das Durchmischen kann durch mechanische Einrichtungen im Faulbehälter wie z. B. Rühr-werke, hydraulisch durch außerhalb des Fermenters angeordnete Pumpen oder pneumatisch durch Einblasung von Biogas in den Fermenter durchgeführt werden.

Die beiden letztgenannten Möglichkeiten spielen eine eher untergeordnete Rolle. In Deutschland werden in etwa 85 bis 90 % der Anlagen mechanische Einrichtungen bzw. Rührwerke eingesetzt.

Mechanische Durchmischung

Die mechanische Durchmischung des Gärsubstrates wird durch Verwendung von Rührwer-ken realisiert. Unterschieden werden kann zwischen

• schnell laufenden und intensiv wirkenden Rührwerken,

• mittelschnell laufenden Rührwerken,

• langsam laufenden Rührwerken.

Die Rührwerke werden in Dauer- oder Intervallbetrieb betrieben. In der Praxis hat sich ge-zeigt, dass die Rührintervalle an die spezifischen Eigenschaften jeder Biogasanlage, wie Substrateigenschaften, Behältergrößen, Neigung zur Schwimmdeckenbildung usw. empi-risch optimiert werden müssen. Nachdem die Anlage in Betrieb genommen wurde, wird sicherheitshalber länger und häufiger gerührt. Die gemachten Erfahrungen werden dann zur Optimierung der Dauer und Häufigkeit der Intervalle sowie der Einstellungen der Rührwerke verwendet. Zum Einsatz können hierbei unterschiedliche Rührwerkstypen kommen. Zur Durchmischung haben sich folgende Möglichkeiten bewährt:

• Tauchmotor-Propellerrührwerke

• Langachsrührwerke

• Axiale Rührwerke

• Paddelrührwerke

• Pneumatische Durchmischung

• Hydraulische Durchmischung

4.3.3.5 Sedimentaustrag aus dem Fermenter

Sedimente bzw. Sinkschichten bilden sich durch das Absetzen von Schwerstoffen wie bei-spielsweise Sand in der Nassvergärung. Zur Abscheidung von Schwerstoffen werden Vorgruben mit Schwerstoffabscheidern versehen, jedoch kann Sand, beispielsweise bei Hühnerkot, sehr stark an die organische Substanz gebunden sein, so dass in Vorgruben meist nur Steine und andere grobe Schwerstoffe abgeschieden werden können. Ein Großteil des Sandes wird erst während des biologischen Abbauprozesses im Fermenter freigesetzt.

Bestimmte Substrate wie z. B. Schweinegülle oder Hühnerkot können die Bildung solcher Schichten fördern. Die Sinkschichten können im Laufe der Zeit sehr mächtig werden, wodurch das nutzbare Volumen des Fermenters verkleinert wird. Es sind bereits bis zur Hälfte mit Sand gefüllte Fermenter aufgetreten. Außerdem können die Sinkschichten sehr stark verhärten, so dass sie nur noch mit Spaten oder Baggern zu entfernen sind. Der Austrag der Sinkschichten aus dem Fermenter wird über Bodenräumer oder einen Bodenablass möglich. Bei starker Sinkschichtenbildung ist die Funktionalität der Sediment-austragssysteme allerdings nicht in jeden Fall gegeben, weswegen es nötig sein kann, den Fermenter zu öffnen um die Sinkschichten per Hand oder maschinell zu entfernen. Mögliche Techniken des Sedimentaustrages sind:


• Bodenräumer mit außenliegendem Antrieb zur Förderung der Sinkschicht nach außen

• Austragsschnecken am Fermenterboden

• konischer Fermenterboden mit Entnahmepumpe und Sinkschichtaufrührung

4.3.3.6 Austrag des vergorenen Materials

Bei liegenden Fermentern wird das vergorene Material durch die Pfropfenströmung aufgrund des in den Fermenter geförderten Substrateintrages über einen Überlauf oder ein unterhalb des Substratspiegels gelegenes Austragsrohr ausgetragen. Stehende Fermenter haben normalerweise einen Überlauf, der nach dem Siphonprinzip arbeitet, um einen Gasaustritt zu verhindern. Das vergorene Substrat kann auch mittels Pumpen abgezogen werden.

4.4 Modellanlagen zur Biogaserzeugung

Um eine einheitliche und vergleichbare Basis für die weiteren Untersuchungen der ökonomischen und ökologischen Auswirkungen verschiedener Methoden der Biogasproduktion zu schaffen, werden Modellanlagen, die weitestgehend die Praxis der Biogasnutzung repräsentieren, definiert. Die Nutzung des Biogases kann in einem BHKW vor Ort (dezentral) oder nach Aufbereitung und Einspeisung in das Erdgasnetz in einem BHKW (zentral), zur Wärmeerzeugung oder als Kraftstoff verwendet werden.

Die betrachteten Biogasanlagen sind nach Größe der Biogasproduktion und Art des Inputmaterials unterscheidbar.

Es wurden drei Leistungsgrößen festgelegt. Dabei wurde die Spanne der üblichen Praxis aber auch mögliche praxisnahe Extremfälle berücksichtigt. Die Biogasproduktion der Anlagen wird mit 50 m /h, 250 m /h und 500 m /h, die an eine folgende Gasaufbereitung geliefert werden können, festgelegt. Da der Biogas-Erzeugungs-Prozess selbst Energie, besonders zum Beheizen des Fermenters, benötigt, liegt die gesamte Biogasproduktion ca. 10 - 15 % über diesen Leistungsgrößen.

Die drei betrachteten Einsatzstoff-Qualitäten sind:

• typische Gülleanlagen (90 % Gülle, 10 % Nawaro - massebasiert),

• Nawaro-Anlagen (90 % Nawaro, 10 % Gülle - massebasiert) und

• eine Anlagen zur Verarbeitung von Material aus Siedlungsabfällen (100 % Biotonne) in der Leistungsgröße (500 m /h).

Eine detaillierte Übersicht über die im Rahmen dieser Studie betrachteten Anlagen bietet Tabelle 4-5. Im Anschluss folgt eine Detailbeschreibung der Anlagen und der getroffenen Annahmen.


Tabelle 4-5: Überblick über die untersuchten Anlagen

Kürzel Bezeichnung Biogas Produktion

Biogas zur Aufbereitung

Inputmaterial ca.

BG 50 G Gülleanlage 50 m /h (klein)

58 m /h 50 m /h 31,5 t/d Gülle 3,3 t/d Nawaro

BG 250 G Gülleanlage 250 m /h (mittel)

290 m /h 250 m /h 158 t/d Gülle 17 t/d Nawaro

BG 500 G Gülleanlage 500 m /h (groß)

580 m /h 500 m /h 315 t/d Gülle 33 t/d Nawaro

BG 50 N Nawaro-Anlage 50 m /h (klein)

56 m /h 50 m /h 7,1 t/d Nawaro 0,8 t/d Gülle

BG 250 N Nawaro-Anlage 250 m /h (mittel)

280 m /h 250 m /h 36 t/d Nawaro 4 t/d Gülle

BG 500 N Nawaro-Anlage 500 m /h (groß)

560 m /h 500 m /h 71 t/d Nawaro 8 t/d Gülle

BG 500 B Siedlungs-Abfälle-Anlage (groß)

582 m /h 500 m /h 140 t/d Biotonne

4.4.1 Gülleanlagen

Für die güllebasierten Anlagen wird im Fall der Gasaufbereitung 15 % der Gasproduktion zur Fermenterbeheizung benötigt. Für die Nutzung des Biogases in einem BHKW wird die ge-samte Biogasproduktion verwendet. Der Fermenter wird in dieser Nutzungsvariante über die Abwärme des BHKW beheizt. Das entstehende Biogas hat einen Methangehalt von 57 %. Als Verweilzeit aller güllebasierten Biogasanlagen wurden 25 Tage angenommen. Zur Anlagenauslegung wird eine Raumbelastung von 3,4 kg oTS / m d zugrundegelegt.

Bei den güllebasierten Biogasanlagen wird davon ausgegangen, dass ein zum Viehbestand passendes Gärrestelager vorhanden ist. Aufgrund des Abbauprozesses in der Biogasanlage ist somit auch bei 10 % Nawaro-Einsatz keine zusätzliche Lagerkapazität zu schaffen. Die größeren güllebasierten Anlagen benötigen sehr große Viehbestände. Es wurde in den folgenden Analysen von einem Betrieb mit zentraler Güllesammlung ausgegangen. Wenn sich mehrere Betriebe zu einer Gemeinschafts-Biogasanlage zusammen schließen wollen, ist zu beachten, dass erhebliche Transportkosten entstehen (die hier nicht berücksichtigt werden, da sie von den jeweiligen Standortbedingungen abhängen) und das eine Hygienisie-rung des Substrates erfolgen muss. Durch beide Effekte entstehen zusätzliche kosten.

4.4.1.1 Gülleanlage 50 m /h

Die Biogasanlage, die 50 m /h Biogas zur Gasaufbereitung liefert, produziert 58 m /h Biogas, von denen im Fall der Gaseinspeisung in das Erdgasnetz 8 m /h zur Fermenterbeheizung genutzt werden.

Es werden zur Güllebereitstellung ca. 630 Großvieheinheiten (GVE) benötigt. Zur Produktion der Nawaro muss eine Fläche von ca. 57 ha kalkuliert werden.

Aufgrund der Einsatzstoffbeschickung von 35 t täglich und einer Verweilzeit von 25 Tagen ergibt sich ein Gesamt-Fermentervolumen von 900 m . Dieses wird durch einen volldurch-mischten Reaktor realisiert.

Die Gülle wird zentral in einer Anmaisch-Güllegrube von 80 m gesammelt. In ihr kann die benötigte Menge von ca. 2 Tagen gespeichert und Anlieferungsschwankungen ausgeglichen werden. Für die nachwachsenden Rohstoffe ist eine Silokapazität von ca. 1.000 m vorzuse-hen. Wird eine Zweitkultur geerntet (z.B. im April Getreide-GPS und im Oktober Mais) könnte


das für die weiteren Kalkulationen verwendete Fahrsilo auf ca. 600 m begrenzt werden. Der Feststoffeintrag von 3,3 t/d geschieht über die Anmaischgrube. Das Gärrestelager hat eine Lager-Kapazität von 6.000 m und wird als vorhanden und als nur mit einer Schwimmschicht abgedeckt angenommen. Im Laufe des Jahres benötigt diese Biogasanlage ca. 100 MWh Strom zum Eigenbedarf.


In der Biogas-Anlage, die 250 m /h Biogas zur Aufbereitung liefert, werden 290 m /h Biogas produziert, von denen 40 m /h zur Bereitstellung von Prozesswärme im Fall der Gaseinspei-sung dienen. Es werden zur Güllebereitstellung 3150 Großvieheinheiten (GVE) und zur Nawaro-Produktion 130 ha Ackerland benötigt.

Aufgrund der Einsatzstoffbeschickung von 174 t täglich und einer Verweilzeit von 25 Tagen ergibt sich ein Gesamt-Fermentervolumen von 4.500 m . Die Tiere von über 3.000 Großvieheinheiten werden in mehreren Ställen untergebracht. Somit muss die Gülle zur Biogasanlage transportiert werden. Die Gülle wird zentral in einer Güllegrube von 300 m gesammelt. In ihr kann die benötigte Menge von ca. 2 Tagen gespeichert und Anlieferungsschwankungen ausgeglichen werden. Für die nachwachsenden Rohstoffe ist eine Silokapazität von ca. 6.000 m vorzusehen. Wird eine Zweitkultur geerntet (z.B. im April Getreide-GPS und im Oktober Mais) könnte das Fahrsilo auf ca. 3.500 m begrenzt werden. Der Feststoffeintrag von 16,1 t/d geschieht über einen Einfülltrichter aus dem die Beschickung per Förderband zu den jeweiligen Fermentern erfolgt. Das Gärrestelager hat eine Lager-Kapazität von 30.000 m . Dieses Lager ist gasdicht abgedeckt as darin entstehende Biogas wird der Gasnutzung zugeleitet.


Die untersuchte Leistungsgröße von 500 m /h stellt die obere Leistungsgrenze landwirt-schaftlicher Biogasanlagen auf der Basis von überwiegend Gülle dar. Es werden 575 m /h Biogas produziert, von denen 75 m /h genutzt werden um über eine Gastherme den Fer-menter zu beheizen (Im Fall der Gaseinspeisung). Es handelt sich in sofern um die obere Leistungsgrenze, als dass 6.300 Großvieheinheiten (GVE) benötigt werden um das Einsatz-material bereit zu stellen. In Deutschland gibt es weniger als 10 landwirtschaftliche Betriebe dieser Größenordnung. Auch Gemeinschaftsanlagen geraten schnell an ihre logistischen Grenzen wenn in Rechnung gestellt wird, dass der Gülletransport von 10 km etwa 10 ct/kWh kostet, wenn die Gülle vergoren und das Biogas in einem BHKW genutzt wird /36; S. 16/

Bei einem Input-Strom von 348 t/h ergibt sich ein Gesamt-Fermentervolumen von 9.000 m . Dieses wird durch 3 parallel arbeitende Fermenter von je 3.000 m realisiert. Größere Bauformen ziehen Durchmischungsprobleme mit sich. Kleinere wären in den Investitionskosten höher. Die Raumbelastung des Fermenters beträgt 3,4 kgoTS/m d.

Die Tiere von über 6.000 Großvieheinheiten werden in mehreren Ställen untergebracht. Somit muss die Gülle zur Biogasanlage transportiert werden. Dies kann durch ein Rohrleitungssystem erfolgen oder es sind täglich ca. 12 Gülletransporte notwendig. Die Gülle wird zentral in einer Güllegrube von 600 m gesammelt. In ihr kann die benötigte Menge von ca. 2 Tagen gespeichert und Anlieferungsschwankungen ausgeglichen werden. Der Fest-stoffeintrag von 33 t/d geschieht über einen Einfülltrichter aus dem die Beschickung per Förderband zu den jeweiligen Fermentern erfolgt. Zur Lagerung der Pflanzensilage sind 12.000 m Lagerkapazität notwendig. Als Gärrestelager muss eine Lager-Kapazität von 6 Monaten vorgesehen werden was einem Volumen von 63.500 m entspricht und als vorhan-den vorausgesetzt wird. Dieses Lager ist gasdicht abgedeckt (Das ihm entstehende Biogas wird der Gasnutzung zugeleitet.


4.4.2 Anlagen zur Nutzung nachwachsender Rohstoff (Nawaro)

Für alle Nawaro-Anlagen wurde eine Verweilzeit von 60 Tagen angenommen. Die Raumbe-lastung beträgt jeweils 3,1 kg oTs/m d. Die Einbringung erfolgt von einem Sammelbehälter ausgehend über ein Förderbandsystem direkt in die Fermenter. Das Gärrestelager ist abge-deckt und das in ihm entstehende Methan wird abgesaugt. Dieses Lager wird passend zur Anlage neu gebaut und kann nicht wie bei den Gülle-Anlagen als vorhanden vorausgesetzt werden. Das entstehende Biogas hat einen Methananteil von 53 %. Im Fall der Biogas-Auf-bereitung und –Einspeisung wird 10 % des Biogases zur Fermenterbeheizung verwendet. Zur Lagerung der Nawaro (beispielhaft dimensioniert für den Maissilage-Einsatz) wird im Weiteren die benötigte Ernte einer Erntekampagne pro Jahr berücksichtigt.

4.4.2.1 Nawaro Anlage 50 m /h

Es werden täglich 7 Tonnen Nawaro und 0,8 t Gülle benötigt, um 55,7 m /h Biogas zu produ-zieren. Dies entspricht 16 GV und 58 ha Ackerland.

Das Fermentervolumen beträgt unter den oben angegebenen Annahmen 500 m , das Gär-restelager 1500 m . Zur Aufnahme der Silage ist eine Lagerkapazität von 2500 m nötig.


Die Nawaro Anlage 250 m /h wird mit 36 t/d Nawaro und 4 t/d Gülle beschickt. Es werden ca. 290 ha Ackerland und 80 GV benötigt. Zur Lagerung der Silage sind 12.500 m vorzusehen. Das Fermentervolumen beträgt auf der Basis der oben dargestellten Annahmen 2.800 m , das Gärrestelager 7.000 m .

Diese Biogasanlage wird in der weiteren Untersuchung zu verschiedenen Detailanalysen als typische Modell-Biogasanlage angesehen. Da im Laufe der Studie sehr verschiedene Varianten betrachtet werden (dezentrale Gasnutzung / Gasaufbereitung und Einspeisung / Gasaufbereitung als Fahrzeugtreibstoff; Gasaufbereitung per Gaswäsche / Druckwechselad-sorbtion; Gasqualitäten von H- / L- / Zusatzgas; und verschiedene andere Varianten) und sich die Anzahl der Betrachtungspfade um die jeweiligen Variantenanzahl multipliziert, würde sich bei vollständiger Betrachtung aller Varianten eine sehr große, unübersichtliche Biogas-pfad-Anzahl ergeben. Aus diesem Grund wird die Nawaro-Anlage 250 m /h mehrfach stellvertretend für alle Biogasanlagen verwendet.

In der Praxis liegen die Steigerungsraten neuer Biogasanlagen bei Nawaro Anlagen im Vergleich zu Gülle-Biogasanlagen derzeit wesentlich höher. Dies lässt darauf schließen, dass im Trend Nawaro Anlagen eine höhere Bedeutung erreichen werden. Auch ist man bei der Nawaro-Anlagenplanung wesentlich unabhängiger vom Viehbestand, was eine weiterge-hende Erschließung der Potenziale ermöglicht.

In Bezug auf die betrachtete Anlagengröße wird sich im Verlauf dieser Untersuchung zeigen, dass bei kleineren Anlagengrößen wesentlich höhere spezifische Kosten anfallen als bei größeren Biogasanlagen. Die Obergrenze der Biogasanlagen wird durch den logistischen Aufwand insbesondere des Transportes bestimmt. Nawaro werden selten wirtschaftlich lohnend über mehr als 15 km Entfernung zu transportieren sein. Die mittelgroße Nawaro Anlage mit der Biogasproduktion von 250 m /h aus Substraten, die auf 290 ha Nutzfläche angebaut werden, ist somit die Anlage, die aufgrund der erwarteten Praxis und aufgrund der wirtschaftlichen Möglichkeiten als Modellanlage am ehesten in Frage kommt.


Die Nawaro Anlage 500 m /h benötigt zur Biogasproduktion einen Inputstrom von 72 t/d Nawaro und 8 t/d Gülle. Dies entspricht fast 600 ha notwendiger Anbaufläche und 160 GV. Aufgrund der Transportentfernungen der Silage stellt diese Anlage eine Obergrenze aus logistischer Sicht dar. Als Kosubstratlager muss das Fahrsilo ca. 25.000 m fassen können.


Das Fermentervolumen von fast 6000 m wird durch 2 parallel arbeitende Fermenter reali-siert. Zur Lagerung der Gärreste müssen 14.000 m Endlagervolumen bereitgestellt werden.

4.4.3 Bioabfall-Anlage 500 m /d

Die Bioabfallanlage ist konzeptionell abweichend im Vergleich zu den typischen ländlichen Biogasanlagengestaltet. Deshalb erfolgt hier eine ausführlichere Darstellung.

Die gesamte Anlage ist eingehaust und nur über ein Schleusensystem befahrbar oder be-gehbar, um Gasemissionen zu vermindern. Die Raumluft wird permanent abgesaugt und über einen Biofilter gereinigt. Die benötigten Einsatzstoffe von 140 t/d Biotonne-Material werden arbeitstäglich in einen Annahmebunker eingebracht. Dies erfolgt direkt über den transportierenden LKW. Der Annahmebunker ist zur Aufnahme von zwei Tagen Materialbe-darf dimensioniert. Grobe Störstoffe sollten bereits im Bunkerbereich entfernt werden. In der Regel wird das angelieferte Material gleich verarbeitet, um Emissionen zu vermeiden. Die Aufbereitung erfolgt mit hoher Effizienz ohne Handsortierung. Die nach der Aufbereitung anfallende Suspension ist relativ homogen und im Fermenter pump- und rührfähig. /37/

Der Transport aus dem Bunker erfolgt über ein Greif-Kransystem oder ein Förderband. Das Material wird von einer langsam laufenden Schneckenmühle primär zerkleinert. Über einen Magnetscheider werden magnetische Metalle entfernt. Nach einer Behandlung in einer kom-binierten Mahl- und Mischmaschine erfolgt die nassmechanische Aufbereitung in einem Löser (z.B. Abfallpulper). Im Pulper wird die Biomasse zerfasert, suspendiert und teilweise gelöst. Nicht abbaubare Stoffe werden abgetrennt. Durch die Zugabe von Prozesswasser wird eine pumpfähige Bioabfallsuspension eingestellt. Es wird kein Frischwasser benötigt, da durch die Verwendung von Prozesswasser und die Teilrückführung des Gärgutes der Tro-ckensubstanzgehalt geregelt werden kann. Nach dem Lösungsvorgang kann über ein Hydrozyklon oder eine Siebtrommel eine Leichtstoff- und eine Sandfraktion getrennt werden. Das vergärbare Material wird den parallel arbeitenden volldurchmischten Fermentern mög-lichst kontinuierlich zugeführt. Um eine Gesundheitsgefährdung durch Krankheitserreger zu verhindern wird das gesamte Material in einem Hygienisierungsbehälter, einem Autoklaven, bei 70°C hygienisiert. Die Hygienisierung kann vor oder nach dem Fermentationsprozess erfolgen. Die hydraulische Verweilzeit im Reaktor beträgt 16 Tage. Dabei werden ca. 50 % der organische Trockensubstanz abgebaut. Das entstehende Gas wird dezentral in einem BHKW genutzt oder der Gasaufbereitung zugeleitet. /37/

Das vergorene Material wird in einer Separationsstufe (z.B. mittels Siebbandpresse, Dekan-ter oder Vollmantelschneckenzentrifuge) in eine feste und eine flüssige Fraktion getrennt. Der Klarablauf wird teilweise als Prozesswasser wieder verwendet (im Abfallpulper und zur Kompostierung) und teilweise in einer Kläranlage gereinigt und abgeleitet. Die entwässerte Faulsuspension hat einen TS-Gehalt von 30 – 35 %. Sie hat ein erdiges Aussehen. Die Masse dieser Fraktion enthält ca. 45 % der Eingangsmasse an Bioabfall. Nach Zugabe von Grünabfall als Strukturmaterial wird über eine nachfolgende Rotte Kompost produziert. Vor- und Nachrotte sind jeweils als geschlossene Einheiten auszubilden. Die Verweilzeit in der Vorrotte beträgt ca. 7 – 10 Tage, die der Nachrotte ca. 24 Tage. Nach 4-wöchiger belüfteter Intensivrotte ist das Material hygienisch unbedenklich. Vor- und Nachrotte werden kontinu-ierlich be- und entlüftet. Die Umwälzluft wird über einen Biofilter gereinigt. Der Fertigkompost wird abgesiebt und für maximal 6 Monate gelagert. /37/

Der Flächenbedarf von 20.000 m wird hauptsächlich durch das Kompostlager (10.000 m ) und die Rottehalle (5.000 m ) bestimmt. Aufgrund der Einhausung sämtlicher Anlagenteile ist sowohl der bauliche Aufwand als auch der Flächenbedarf der Biotonne-Biogasanlage wesentlich höher als bei den zuvor beschriebenen landwirtschaftlichen Biogasanlagen. Der Strombedarf liegt bei ca. 450 kW. Bei dezentraler BHKW-Nutzung der Biogasproduktion können über 1.000 kW Strom produziert werden.


5 Wirtschaftliche Analyse und Bewertung

Essentielle Voraussetzung für die vergleichende Bewertung der betrachteten Biomassenut-zungspfade ist deren ökonomische Analyse. Sie stellt die Basis für die Gewährleistung der Praxisnähe der gesamten Studie dar. Vorwiegend die ökonomischen Rahmenbedingungen für die Nutzungspfade bestimmen die reale Nutzung der vorhandenen Biomassepotenziale.

5.1 Methodik

Der Begriff Kosten umfasst den mit Ausgaben verbundenen wertmäßigen Verbrauch von Gütern und Dienstleistungen während eines Betrachtungszeitraumes. Sie werden nach der Kostenberechnung auf verschiedene Vergleichskennziffern umgelegt. Durch den Bezug der Kosten auf die kWh produzierte Energie wird die Vergleichsmöglichkeit verschiedener Alternativ-Nutzungspfade gegeben.

Für die definierten Anlagen wird deren Nutzungsdauer als Betrachtungszeitraum zu Grunde gelegt. Die Nutzungsdauer der verschiedenen Anlagen richtet sich nach der VDI-Richtlinie 2067 /53/ und den AFA-Tabellen für Land- und Forstwirtschaft, sowie Energie- und Wasserversorgung. In der VDI-Richtlinie finden sich Angaben über die Nutzungsdauer von Heizungsanlagen und BHKW, in den AFA-Tabellen über Biogasanlagen und Heizkraftwerke /54/.

Die Darstellung der Kosten erfolgt über die Vollkosten. Es gibt bei der Zuordnung von Produktionskosten, hier der Energieerzeugung, zwei Möglichkeiten der Kostenbetrachtung /55/.

• Vollkosten sind die gesamten anfallenden Kosten bei der Produktion eines Gutes. Es werden sowohl die fixen als auch die variablen Kosten einbezogen. So können die wirklich anfallenden Kosten auf die Energieerzeugung umgelegt werden.

• Teilkosten bedeutet eine Trennung von fixen und variablen Kosten. Es werden zuerst nur die variablen Kosten betrachtet. Dies dient als Entscheidungshilfe bei der Ausle-gung von zusätzlichen Produktionskapazitäten, wenn die Fixkosten schon durch andere Produkte gedeckt werden. Bei der Energieerzeugung spielt das keine Rolle, da hier nur eine bestimmte Energie produziert wird und sich diese im Normalfall nicht variieren lässt.

Eine Unterteilung der Kosten erfolgt nach VDI 2067 in:

• Verbrauchsgebundene Kosten (z.B. Brennstoffe, Substrate, Hilfsenergie)

• Betriebsgebundene Kosten (z.B. Personal, Wartung)

• Kapitalgebundene Kosten (z.B. Zinsen, Abschreibung(Investition), Instandhaltung)

• Sonstige Kosten (z.B. Versicherung)

Als fixe Kosten sind hier die kapitalgebundenen und sonstigen Kosten zu nennen. Sie werden durch die Investitionen in die Anlage festgelegt. Die verbrauchsgebundenen und betriebs-gebundenen Kosten kann man als variable Kosten bezeichnen. Sie sind abhängig von der Menge an erzeugter Energie. Bei den fixen Kosten ist keine Preisänderung durch Inflation oder Konditionsänderungen vorgesehen. Die Kosten sind für die gesamte Nut-zungsdauer als konstant festgelegt. Gleiches gilt für die variablen Kosten, hier ist es sehr schwer abzuschätzen, wie sich die Preise für Güter und Dienstleistungen sowie Gehälter im Laufe der Nutzungsdauer ändern werden. Zur Vereinfachung werden die aktuellen jährlichen Kosten auch für die zukünftige Nutzungsdauer festgesetzt.

• Verbrauchsgebundene Kosten:


Die verbrauchsgebundenen Kosten beziehen sich auf die erzeugte Menge Energie. Dazu zählen Kosten für Brennstoffe, Substrate und Hilfsenergien wie Wärme und Strom. In den hier betrachteten Pfaden sind dies die holzartigen Brennstoffe zur Nutzung in Kraftwerken und Brennöfen sowie Gülle, Maissilage und Bioabfall als Substrate zur Erzeugung von Bio-gas. Die Hilfsenergien Strom und Wärme sind notwendig für den Betrieb der Anlagen. Sie werden extern eingekauft. Eine Ausnahme bilden hier die Biogasanlagen, in denen die Wärme eigens aus einem Teil des Biogases gewonnen wird.

Die Kosten können direkt über die aktuellen Marktpreise für Brennstoffe, Substrate und Hilfsenergien berechnet werden. Die benötigten Mengen werden im Voraus über die geplanten Produktionsmengen festgelegt.

• Betriebsgebundene Kosten:

Die Personalkosten richten sich nach der Größe der Anlage und dem personellem Aufwand für die Produktion. Es ist nicht immer notwendig, eine volle Stelle einzurichten, sondern auch möglich, eine Anlage nur stundenweise oder tageweise zu betreuen. Unter diesem Aspekt werden gegebene Richtwerte an personellen Aufwand für die Anlagen verwendet. Bei den Wartungskosten werden nicht die einzelnen Arbeitsstunden und Materialaufwendungen betrachtet, sondern die jährlichen Kosten richten sich nach einem vorgegebenen Prozentsatz der jeweiligen Investitionen.

Falls eine Änderung in der Erzeugungsmenge vorliegen sollte müssten die Wartungskosten noch der Produktionsmenge angeglichen werden, da durch eine erhöhte Nutzung auch mehr Verschleiß auftritt. Für die vorgestellten Anlagen ist aber eine konstante Nutzung vorgese-hen, so dass die Kosten gleichbleibend sind.

• Kapitalgebundene Kosten:

Den größten Kostenanteil machen die Investitionen aus. Diese fallen zwar am Anfang der Betrachtung an, werden aber über die Nutzungsdauer aufgeteilt. Bei den Investitionen wird mit einem Kalkulationszins für das eingesetzte Kapital gerechnet. So gibt es unterschiedliche Interpretationsmöglichkeiten. Bei Einsatz von Eigenkapital entspricht der Zins der Rendite, bei Fremdkapitaleinsatz die auf zu bringenden Zinsen. Der Kalkulationszins wird für die zu betrachtenden Anlagen mit 6 % festgelegt.

Wird die Investition mit einem Annuitätenfaktor multipliziert, so erhält man einen jährlichen Betrag, der sowohl die anfallenden Zinsen, als auch die Abschreibung enthält. Der Annuitä-tenfaktor setzt sich aus der Laufzeit und dem Kalkulationszinssatz zusammen.

[Formel 5-1] Annuitätenfaktor

( )

( ) 11

*1

+

+=

n

m

m

n

m

i

iiAn

1

Es wird davon ausgegangen, dass am Ende der Abschreibungsdauer kein Restwert der Anlagen vorliegt. Der Wert der Anlage wird also bis auf null gemindert. Dies gilt für alle getä-tigten Investitionen. Es wird kein Unterschied zwischen direkten (Sachgütern) und indirekten Investitionsausgaben (Planung und Inbetriebnahme) gemacht.

• Sonstige Kosten:

Es werden die Kosten für Versicherungen, allgemeine Abgaben oder Verwaltungsgebühren erfasst. Dafür werden Pauschalbeträge für die einzelnen Anlagenmodule angenommen. Wie

1 An = Annuität; im = kalkulierter Mischzinssatz; iE = kalkulierter Eigenkapitalzinssatz; iF= kalkulierter Fremdkapitalzinssatz; EK = Eigenkapital; FK = Fremdkapital


sich diese Beträge ergeben, wird jeweils bei der Kostenermittlung der einzelnen Module angegeben.

Für die Kalkulation von Investitionskosten gibt es verschiedene Möglichkeiten. Die Kosten wurden meist direkt über entsprechende Angebote von Firmen ermittelt. Da nicht für jedes Modul ein gesondertes Angebot eingeholt werden konnte, wurden auch auf einem indirekten Weg über spezifische Preise oder einen Degressionsfaktor die Kosten ermittelt. Mit diesen Verfahren lassen sich die Kosten für ganze Anlagen, sowie einzelne Teile oder Bauelemente ermitteln. Liegen nur die Kosten für die gesamte Anlage vor, besteht die Möglichkeit, die Kosten einzelner Anlagenteile über Prozentsätze der gesamten Kosten zu ermitteln.

Bei den spezifischen Preisen wird mit Preisen pro Kapazitätseinheit gerechnet. Bei der Aus-legung einer Anlage wird zum Beispiel der Preis pro kW vorgegeben. Auf dieser Basis wird dann der Preis für die benötigte Anlage ermittelt.

[Formel 5-2] spezifische Kosten

K P Ca K * = 2.

Der Degressionsfaktor wird eingesetzt, wenn man die Investitionen für eine Anlage kennt und diese auf eine gleichartige Anlage anderer Dimension umlegen möchte. Dafür wird ein für die Anlage typischer Faktor angenommen. Bei Anlagen der Energieerzeugung liegt dieser oftmals im Bereich 0,8 – 1.

[Formel 5-3] Degressionsfaktor

f

N

B

N

B

Ca

Ca

I

I=

Bei einer Investitionsgleichung wird anhand von Kosten für verschiedene Anlagengrößen eine Formel ermittelt. Dafür müssen die Kosten von wenigen Anlagengrößen bekannt sein, z.B. anhand von Angeboten. Gibt man in diese Formel dann eine Anlagengröße ein, deren Kosten nicht bekannt sind, so erhält man eine zuverlässige Abschätzung der Kosten.

[Formel 5-4] Investitionsgleichung

CaeI =021,01982 (Zahlen nur als Beispiel)

Sofern bei der Endenergieerzeugung nur ein Produkt entsteht, können die Kosten über die Divisionskalkulation dem Produkt zugeordnet werden. Dabei werden die angefallenen Kosten durch die produzierte Energiemenge dividiert.

Weil in den für diese Studie definierten Modellfällen die Anlagen zur Stromerzeugung, wie auch zur Kraft-Wärme-Kopplung identisch sind, werden hier die Kosten nur auf die Stromerzeugung bezogen. Dies ist insofern auch sinnvoll, da sich die Vergütung auf die Stromerzeugung bezieht und die Wärme als Nebenprodukt anfällt. Dadurch ist eine Vergleichbarkeit zwischen der reinen Stromerzeugung und der Kraft-Wärme-Kopplung möglich, da es nicht zu einer Verfälschung der Erzeugungskosten kommt.

2 K = Kosten; Ca = Kapazität; PK = Preis pro Kapazität; I = Investition; Indizes : N = Neu B = Bekannt; f = Degressionsfaktor


5.2 Kosten der einzelnen Module

Unter Modulen ist die Aufteilung der Kosten in einzelne Blöcke zu verstehen. Jedes Modul ist ein in sich abgeschlossenes Teil der gesamten Kostenbetrachtung. Die Aufteilung erfolgt in die Biomasse-Bereitstellung, die Biomasse-Aufbereitung, die Biomasse-Umwandlung, eine energetische Nutzung sowie der Entsorgung und Verwertung. In der Abbildung 5-1 ist diese Modulaufteilung anhand der Erzeugung und zentralen Nutzung von Biogas dargestellt. Wobei die Biogasanlage und die Verwertung aufgrund ihrer direkten baulichen Zusammengehörigkeit unter den Biogasanlagen gemeinsam aufgeführt sind.

Abbildung 5-1: Module der Biogaserzeugung und Nutzung

Für die verschiedenen Module oder einzelnen Prozessketten werden zunächst die notwendigen Kostenblöcke ermittelt. Diese richten sich nach den eingangs angegebenen Kategorien. Dabei müssen die unterschiedlichen Eigenheiten der einzelnen Module beachtet werden. So sind z.B. die Wartungskosten oder die Nutzungsdauer bei einem Heizkraftwerk anders anzusetzen als bei einer Biogasanlage. In der Kostendarstellung wird auf diese Eigenheiten der einzelnen Module eingegangen und daraus werden die Gesamtkosten, die innerhalb des Moduls anfallen, ermittelt.

Es findet vorerst keine Verknüpfung der einzelnen Module statt, jedes wird einzeln betrachtet. Erst bei der Ermittlung der Gestehungskosten werden dann die einzelnen Module mit einander verbunden und ihre jeweiligen Kosten gehen in die Gestehungskosten der Nutzenergieerzeugung ein.

5.2.1 Substrate, Brennstoffe

Unter Substraten und Brennstoffen sind die Energieträger zu verstehen, die zu einer anderen Energieform konvertiert werden. Bei den Biogasanlagen sind es Substrate und Produkte der Landwirtschaft, die in Biogas umgewandelt werden und somit einen Sekundärenergieträger bereitstellen. Im Fall der Biogasgewinnung aus Bioabfall wird der Bioabfall aus der Biotonne


privater Haushaltungen eingesetzt. Dieser Vorgang dient nicht nur der Biogasgewinnung, sondern auch der Verwertung dieser Abfälle.

Der Begriff Brennstoff steht für Holz, das in den entsprechenden Anlagen direkt in Nutzenergie / Endenergie umgewandelt wird. Im Fall der Holzvergasung findet, wie auch bei den Biogasanlagen, eine Umwandlung des Holzes in einen Sekundärenergieträger statt. Die Kosten des Sekundärenergieträgers resultieren aus den jeweiligen Umwandlungsverfahren. In einem weiteren Konversionsschritt wird der Sekundärenergieträger dann zu Nutzenergie umgewandelt. Die Substratkosten gehen also indirekt über den Sekundärenergieträger in die Gestehungskosten der Nutzenergie ein.

Tabelle 5-1: Substrat- und Brennstoffkosten

Substrat / Brennstoff Kosten / Erlöse Energiegehalt ct pro kWhBiogas

Maissilage 30,00 /t 971 kWh/t 3,09 Gülle 0,00 /t 150 kWh/t 0,00 Bioabfall (Biotonne) -35,00 /t 615 kWh/t -5,69 Holz

Pellets 175,00 /t 5000 kWh/t 3,50

Stückholz (Hartholz) 132,00 /t 4000 kWh/t 3,30

Hackschnitzel (Waldholz) 61,50 /t 3611 kWh/t 1,70

Hackschnitzel (Industrieholz) 39,00 /t 3611 kWh/t 1,08 Erdgas (Kraftstoff) 0,70 /kg 13,72 kWh/kg 5,10 Erdgas (für Haushalte) 3,60

Für die Biogasanlagen werden die drei Substrate Bioabfall, Rindergülle und Maissilage verwendet. Bei der Rindergülle werden keine Kosten für die Bereitstellung angesetzt, da davon auszugehen ist, dass für die Biogasanlage keine zusätzliche Rindergülle produziert wird. Die Kosten für die Rindergülle werden also der Rinderhaltung zugerechnet. Durch die Nutzung in der Biogasanlage kommt es zu einer Aufwertung der Düngereigenschaften.

Der Anbau der Maissilage dagegen ist mit Kosten zu belegen, da der Maisanbau nur für die Biogasanlage statt findet. Diese Kosten ergeben sich aus den Kosten für Saatgut, Düngung, Pflanzenschutz, Maschineneinsatz, Arbeitseinsatz und Flächennutzung. Bei einem Ertrag von 45 t/ha ergeben sich so Kosten von 30 /t Frischmasse /56/. Da die Ernte der Maissilage nur einmal im Jahr stattfindet, muss für eine Lagerung gesorgt werden, die eine Versorgung der Biogasanlage bis zur nächsten Ernte sichert. Dafür wird ein Fahrsilo in Anlagennähe verwendet. Für den Bau dieses Silos werden Investitionskosten von 25 /m bei unter 10.000 m Maissilage und 20 /m bei größeren Mengen angenommen. Als jährliche Kosten für das Fahrsilo ergeben sich 2,18 /m bzw. 1,74 /m Maissilage bei 20 Jahren Nutzungsdauer (siehe Tabelle 5-2). Der Bioabfall wird nicht mit Kosten belegt, sondern mit Erlösen. Diese ergeben sich aus den Gebühren der Haushalte für die Entsorgung ihrer Abfälle. Zur Zeit werden Erlöse von 35 /t Bioabfall angenommen. Allerdings könnten die Erlöse bis zu 100 betragen, da die Entsorgung der Biotonne zur Zeit von den Abfall-Gebühren mit getragen wird. Perspektivisch könnte sich diese Art der Quersubvention ändern. Dann können Erlöse von 100 /t für die Biotonne erreicht werden.

Tabelle 5-2: Lagerung von Maissilage im Fahrsilo

Beim Holz wird sowohl Waldholz, als auch Industrieholz in Form von Hackschnitzeln, Pellets und Scheitholz eingesetzt. Die Kosten für Hackschnitzel aus Waldholz liegen bei 61,5 /tFM, für Industrieholz bei 39 /tFM /58/, bei einem Energiegehalt von 3.611 kWh/tFM. Für Holzpellets werden 175 /t und für Scheitholz 132 /t angenommen /57/. Das Scheitholz


besteht aus einem Hartholz, das schon zurechtgesägt und gespalten wurde. Der Energiegehalt der Holzpellets liegt bei 5.000 kWh/t, das Scheitholz hat 4.000 kWh/t.

Als fossile Vergleichsoption der Biomasse-Anlagen wird Erdgas verwendet. Um einen einheitlichen Erdgaspreis zu Grunde zu legen wird der Erdgaspreis für Haushalte verwendet. Dieser ergibt sich aus einem Mittelwert deutscher Städte für D3-b und D4 Kunden und beträgt 3,6 ct/kWh ohne Mehrwertsteuer /59/. Wird Erdgas als Kraftstoff verwendet, hat es einen Tankstellenpreis von 0,7 pro kg. Bei einem Energiegehalt von 13,27 kWh/kg ergibt sich ein Preis von 5,1 ct/kWh /60/. Eine Übersicht der Basisdaten enthält Tabelle 5-1.

Tabelle 5-3: Substrat und Brennstoffkosten der Anlagen

Art Menge in t Kosten in /a Art Menge in t Kosten in /a

BG G 50 Maissilage 1.215 36.450 HHW 5MWth Erdgas (kWh) 2.117.647 76.235 BG G 250 Maissilage 5.985 179.550 Industrie-Hackschn. 1.173 72.133 BG G 500 Maissilage 12.015 360.450 Waldholz-Hackschn. 1.173 45.743 BG N 50 Maissilage 2.600 78.000 P 30kWth Holz-Pellets 14 2.423 BG N 250 Maissilage 13.000 390.000 S 30kWth Scheitholz 20 2.621 BG N 500 Maissilage 26.000 780.000 HS 30kWth Waldholz-Hackschn. 19 1.179 BG B 500 Bioabfall 51.000 1.785.000 - HS 20MWel Waldholz-Hackschn. 82.243 5.057.916

Industrie-Hackschn. 82.243 3.207.459 SG 25 MW FWL Hackschnitzel 49.000 3.013.500 Vergasung

Biogas Verbrennung

5.2.2 Biogasanlagen

Bei den Biogasanlagen müssen Anlagen zur Vergärung landwirtschaftlicher Substrate und Anlagen zur Bioabfallaufbereitung und -vergärung unterschieden werden. Bei der Verwendung von Bioabfall als Substrat kommt es zu einem wesentlich höheren Kostenanfall, da hier eine aufwändigere Aufarbeitung des Substrates und eine Nachbehandlung des Gärrestes stattfindet.

Die Biogasanlagen zur Vergärung von Gülle und nachwachsenden Rohstoffen wurden mit einem auf der Basis von Angeboten und Kostendaten bestehender Biogasanlagen programmierten Excel-Programm ausgelegt. Ausgehend von den Eingangsmengen werden entsprechende Biogasanlagen modelliert und anfallende Investitions- und Betriebskosten ermittelt. Die Kosten werden über Investitionsgleichungen und spezifische Kosten errechnet. Bei den Investitionskosten bezieht sich dies sowohl auf die baulichen Anlagenteile Vorgrube, Fermenter, Gärrestelager und die notwendige Peripherie, als auch auf die technischen Anlagen Substrateinbringung, Rührwerke, Pumpen, Rohrleitungen, Gasspeicher, elektrische Installationen und Messstellen. Zur technischen Ausrüstung einer Biogasanlage mit dezentraler Nutzung des Biogases gehört auch die Gasreinigung durch Entschwefelung. Diese wird nur bei den Investitionskosten der dezentralen Biogasnutzung betrachtet, da im Falle der Gaseinspeisung eine aufwändige Reinigung in der Gasaufbereitung stattfindet. Diese Gasaufbereitung wird getrennt von der Biogasanlage betrachtet. Die anfallenden Kosten werden dem Modul Gasaufbereitung zugerechnet. Die Kosten der Gasaufbereitung finden sich im zugehörigen Kapitel.

Des weiteren fallen betriebsgebundene Kosten für Wartung / Instandhaltung, Versicherung und Personal, sowie verbrauchsgebundene Kosten für Hilfsenergie (Strom) und Bedienpersonal an. Die Personalkosten teilen sich auf in Kosten für die Substrateinbringung und Anlagenkontrolle sowie Service, Verwaltung und Laborarbeiten.

Die kapitalgebundenen Kosten ergeben sich aus der gesamten Investition, dem Kalkulationszins von 6 % und einer Nutzungsdauer von 16 Jahren für kompakte Biogasanlagen. Eine Unterscheidung der einzelnen Anlagenteile wird nicht vorgenommen.

Am Beispiel der Nawaro-Anlage mit einem Biogas-Output von 250 m /h für die weitere Aufbereitung wird exemplarisch die Kostenermittlung dargestellt. Die Investitionen für die Maschinentechnik ergeben sich aus folgenden Komponenten:


Feststoff-Einbringsystem: Für den 51 m Behälter mit Dosierung und Zerkleinerung und einer elektrischen Leistung von 9 kW fallen Investitionskosten von 52.800 und Wartungskosten von jährlich 5 % der Investition an.

Heizungsanlage: Diese besteht aus einem Biogas-Heizungskessel mit einer Leistung von 117 kW zur Prozesswärmebereitstellung und einer Investition von 9.500 . Dazu kommt der Wärmekreislauf mit Heizschlangen und einer Umwälzpumpe und Kosten von 13.800 . Die Wartungskosten betragen 5 %/a der Investition.

Pumpen: Die zwei Pumpen für das Substrat haben eine Leistung von 2 kW. Die Kosten betragen 5.300 und 3 %/a der Investition für Wartung.

Rührwerke: Von den insgesamt vier benötigten Rührwerken befindet sich eines in der Vorgrube und drei im Fermenter. Die Investitionssumme beläuft sich für die insgesamt 25 kW Leistung auf 20.500 . Wartungskosten fallen in Höhe von 4 %/a an.

Rohrleitungen: Es gibt insgesamt 81 m Leitung, davon werden 20 m für Gasleitungen benötigt. Für je einen Meter Substratleitung fallen Investitionskosten von 55 an, die Gasleitungen werden mit 85 /m veranschlagt. Die Wartungskosten betragen 2 %/a der Investition von 5.055 .

Die baulichen Anlagen bestehen aus der Vorgrube mit 115 m , dem Fermenter mit 2.970 m und dem Gärrestlager mit 7.400 m . Die Gärrestlager sind zudem mit einer Folie abgedeckt, um entstehendes Gas aufzufangen. Für alle Bauteile werden Instandhaltungskosten von 1 %/a der Investition angesetzt. Dabei belaufen sich die Investitionen auf 11.700 für die Vorgrube, 229.000 für den Fermenter und 170.000 für das Gärrestlager, zuzüglich der Folienabdeckungen mit 20.000 . Dazu kommt noch die sogenannte Peripherie, diese umfasst Erdarbeiten und den Unterbau für die Anlagenteile. Die Fläche dafür beträgt 1600 m bei benötigten Investitionen von 76.000 . Dazu kommen dann 0,5 %/a der Investition für Instandhaltung.

Die E-Leittechnik besteht aus elektrischen Anschlusskosten und den Messinstrumenten. Für elektrische Anschlusskosten oder Verkabelung und Anschluss von elektrischen Verbrauchern werden 13.400 angesetzt und Wartungskosten von 3,5 %/a der Investition. Die Messinstrumente bestehen aus Messsensoren, einem Rechner und der Verkabelung. Die Investition wird mit 28.000 berechnet und Wartungskosten von 1 %/a bis 5 %/a je nach Komponente.

Zu den sonstigen Kosten gehören: der Gasspeicher mit einem Fassungsvermögen von 1.500 m und einer Investition von 12.000 und die Planungs- und Bauüberwachungskosten mit 9 % der Anlagenkosten, dies entspricht 101.000 . Die Inbetriebnahme wird mit Kosten von 12.100 und für Unvorhergesehenes werden 57.000 , entsprechend 5 % der Anlagenkosten veranschlagt.

Die Wartungs- und Instandhaltungskosten ergeben sich aus den Prozentsätzen und Investitionskosten der einzelnen Anlagenteile. Die Personalkosten für Leitung, Verwaltung und Service werden mit einem Stundenlohn von 25 berechnet und ergeben sich aus notwendigen Laboruntersuchungen, Aufwand für Verwaltung und Bankgeschäfte, Wartung und Unterhalt der Maschinen. Die notwendigen Stunden werden über Wochenstunden für die einzelnen Aufgaben ermittelt. Die Kosten für die Versicherung ergeben sich aus einer Grundprämie und Zuschlägen. Die Kosten des Bedienpersonals ergeben sich aus den Beladungszeiten für die Feststoffeinbringung, Kontrollgängen und einfachen Wartungsarbeiten. Für jede Tonne Substrateinbringung werden 6 Minuten Arbeitszeit angerechnet, dazu kommen dann noch 12,5 h pro Woche für Kontrolle und Wartung. Die Kosten für das Bedienpersonal werden mit 25 /h angerechnet.

Bei der Darstellung der Kosten wird zwischen den Anlagen zur Gewinnung von Biogas zur direkten oder auch dezentralen Nutzung und den Anlagen, deren Biogas auf Erdgasqualität aufbereitet wird, unterschieden. Bei einer dezentralen Nutzung von Biogas wird die Wärme, die zur Beheizung des Fermenters benötigt wird, über das BHKW erzeugt. Dies ist bei den


Anlagen mit Gasaufbereitung aufgrund des fehlenden BHKW nicht möglich. Darum wird ein Teilstrom des erzeugten Biogases zur Fermenterbeheizung über einen Gasbrenner verwendet. Bei den Anlagen mit zentraler Nutzung (mit Gasaufbereitung) wird die Fermenterheizung um einen Gasbrenner erweitert. Ein solcher Gasbrenner ist standardmäßig im Handel erhältlich und wird in den Leistungsgrößen 67 kW bis 652 kW bei den Gülle-Anlagen und 26 kW bis 231 kW bei den Nawaro-Anlagen verwendet. Die Investitionskosten liegen im Bereich von 7.600 bis 22.000 für die Kesselanlage. Außerdem fallen Kosten für die Investition und den Betrieb der Entschwefelung an. Bei der kleinen Anlage wird über eine direkte Lufteinblasung in den Fermenter entschwefelt. Bei den größeren Anlagen wird mittels einer externen Tropfkörperanlage das Gas von H2S gereinigt.

In der Tabelle 5-4 und der Tabelle 5-5 finden sich die Investitionskosten für alle Modellanlagen, in denen landwirtschaftliche Produkte vergoren werden. Sie sind aufgeteilt nach Gülle- und Nawaro-Anlagen mit einer weiteren Unterteilung in die Art der Biogasnutzung. Die Biogasanlage zur Vergärung von Bioabfall ist in der Tabelle 5-6 gesondert dargestellt. Die Prozentangaben für den Gülle- und den Nawaro-Anteil basieren auf dem Masseinput.

Tabelle 5-4: Anlagen mit 90% Güllevergärung (massebasiert)

BG G 50 BG G 250 BG G 500 BG G 50 BG G 250 BG G 500Investitionskosten in Maschinentechnik 45.200 121.500 182.200 47.600 197.480 262.019

Baulichen Anlagen 152.800 641.900 1.211.300 152.800 641.900 1.211.300

E- Leittechnik 50.700 54.800 58.200 50.700 54.800 58.200

Sonstiges 58.447 204.197 361.653 58.447 204.197 361.653

gesamte Investitionskosten 307.147 1.022.397 1.813.353 309.547 1.098.377 1.893.172

Kapitalgebundene Kosten /a 30.408 101.217 179.522 30.685 109.091 187.824 Betriebskosten /aWartung/Instandhaltung 5.201 13.888 22.425 5.201 13.888 22.425 Personal (Leitung/Verwaltung) 7.000 19.200 23.300 7.000 19.200 23.300 Versicherung 1.900 5.800 10.600 1.900 5.800 10.600 gesamte Betriebskosten 14.101 38.888 56.325 14.101 38.888 56.325 Verbrauchsgebundene Kosten /aBedienpersonal 20.000 32.800 53.200 20.000 32.800 53.200 Hilfsenergie 11.400 37.800 62.160 11.400 45.540 76.680 gesamte Verbrauchskosten 31.400 70.600 115.360 31.400 78.340 129.880

gesamte Jahreskosten /a 75.909 210.705 351.207 76.186 226.319 374.029

für die Gasaufbereitung für eine dezentrale Nutzung

Der wesentliche Kostenunterschied zwischen den Biogasanlagen zur Vergärung von Gülle oder Maissilage liegt bei der Maschinentechnik und den baulichen Anlagen. Bei der Maissilage muss ein höherer Aufwand für die Substrateinbringung geleistet werden und aufgrund der großen Mengen Maissilage sind zusätzliche Gärrestlager notwendig. Die Investitionskosten in Fahrsilos für eine Lagerung der Maissilage werden nicht der Biogasanlage zugerechnet. Sie sind den Substraten zugeordnet und werden bei der Ermittlung der Biogas-Gestehungskosten mit einbezogen. Derartige bauliche Maßnahmen sind bei den Gülle-Anlagen nicht notwendig, jedoch liegen hier aufgrund der Güllemengen die Investitionskosten in den Fermenter aufgrund der notwendigen großen Volumina höher.


Tabelle 5-5: Anlagen mit 90% Maissilagevergärung (massebasiert)

BG N 50 BG N 250 BG N 500 BG N 50 BG N 250 BG N 500Investitionskosten in Maschinentechnik 35.800 107.000 201.400 43.200 186.980 291.519Baulichen Anlagen 143.200 505.400 1.007.500 143.200 505.400 1.007.500E- Leittechnik 49.700 51.400 56.900 49.700 51.400 56.900Sonstiges 58.626 182.805 351.129 58.626 182.805 351.129gesamte Investitionskosten 287.326 846.605 1.616.929 294.726 926.585 1.707.048Kapitalgebundene Kosten /a 28.445 83.814 160.076 29.218 92.083 169.398 Betriebskosten /aWartung/Instandhaltung 4.589 11.233 21.336 4.589 11.233 21.336 Personal (Leitung/Verwaltung) 7.000 15.000 22.300 7.000 15.000 22.300 Versicherung 1.800 6.000 11.400 1.800 6.000 11.400 gesamte Betriebskosten 13.389 32.233 55.036 13.389 32.233 55.036 Verbrauchsgebundene Kosten /aBedienpersonal 28.700 50.300 88.200 28.700 50.300 88.200 Hilfsenergie 8.880 21.000 36.960 8.880 28.740 51.480 gesamte Verbrauchskosten 37.580 71.300 125.160 37.580 79.040 139.680

gesamte Jahreskosten /a 79.414 187.347 340.272 80.187 203.356 364.114

für eine dezentrale Nutzungfür die Gasaufbereitung

Bei der Vergärung von Bioabfall setzen sich die Investitionskosten aus 65 % technischer Ausrüstung und 35 % baulichen Anlagen zusammen. Bei den betriebsgebundenen Kosten wird der Personalbedarf über die Bioabfallmenge bestimmt, die Betriebskosten werden mit 5 %/a der Investition und die Versicherung mit 0,08 %/a der Investition angenommen. Die Betriebskosten enthalten alle Hilfsenergien, Betriebsstoffe sowie Wartung und Instandhaltung /37/. In der Tabelle 5-6 sind die Kosten der Bioabfallvergärung zur dezentralen Biogasnutzung aufgelistet. Die Unterschiede zur zentralen Nutzung liegen in den Mehrkosten der Entschwefelung von 101.720 für die Anlage und 14.520 für Betriebsmittel. Dafür muss bei der zentralen Nutzung 12.000 in einen Gasbrenner investiert werden. Eine Kostenübersicht gibt Tabelle 5-6.

Tabelle 5-6: Anlage mit 100% Bioabfallvergärung

Investitionskosten in Betriebsgebundene Kosten pro JahrMaschinentechnik 9.960.911 Betriebskosten 761.049 bauliche Anlagen 5.400.600 Personal 382.500

Versicherung 12.749 Kapitalgebundene Kosten 1.821.266

gesamte Investitionskosten 15.361.511 gesamte Jahreskosten 2.977.564

Werden die prozentualen Anteile der Investitionskosten ermittelt, ergibt sich mit steigender Anlagengröße auch ein steigender Anteil der baulichen Kosten, jedoch umgekehrt ein sinkender Anteil der E-Leittechnik. Die Investitionen für Maschinentechnik und Sonstiges bleiben relativ konstant. Bei den Anlagen zur dezentralen Nutzung von Biogas befindet sich die Aufteilung in der gleichen Größenordnung. Hier kommt es allerdings zu einer leichten Verschiebung Richtung Maschinentechnik durch die Investition in eine Gasreinigung. Tabelle 5-7 zeigt die prozentualen Kostenanteile in der Übersicht.


Tabelle 5-7: Aufteilung der Investitionskosten bei den Anlagen mit Biogas für eine weitere Aufbereitung

BG G 50 BG G 250 BG G 500 BG N 50 BG N 250 BG N 500 BG B 500Maschinentechnik 15% 12% 10% 12% 13% 12% 65%Baulichen Anlagen 50% 63% 67% 50% 60% 62% 35%E- Leittechnik 16% 5% 3% 17% 6% 4%Sonstiges 19% 20% 20% 21% 21% 22%

Zur Ermittlung von spezifischen Kosten werden die Investitionen auf die Biogasmenge bezogen, dabei ergeben sich spezifische Investitionen für die Gülle-Anlagen mit zentraler Nutzung von 6.143 /(m /h) für die kleine Anlage bis 3.627 /(m /h) für die große Anlage und für die Nawaro-Anlagen von 5.746 /(m /h) bis 3.234 /(m /h). Diese Kosten beziehen sich nur auf die Investitionskosten der Biogasanlage, die Aufbereitung auf Erdgasqualität sowie die Bereitstellung von Substrat ist nicht mit einbezogen. Bei den Biogasanlagen ist zu beachten, dass durch den Einsatz von Maissilage noch erhebliche Kosten durch die Lagerung dazukommen. Wird das Fahrsilo mit in die Berechnung einbezogen, ergeben sich spezifische Investitionskosten von 7400 /(m /h) bis 4470 /(m /h). Bei der Bioabfallanlage liegen die spezifischen Investitionskosten bei 30.500 /(m /h) aufgrund der höheren notwendigen Aufwendungen.

5.2.3 Anlagen zur thermischen Verwertung

5.2.3.1 Gastherme, 30 kWth

Als Modellanlage zur Wärmeerzeugung wurden die Kosten für einen Gasbrennwertkessel analysiert. Der betrachtete Gasbrennwertkessel hat einen Leistungsbereich von 11 bis 32 kWth. Die Investitionskosten setzen sich aus dem Kessel, einem Abgassystem mit Schornstein, dem Gasanschluss sowie der Montage und Inbetriebnahme zusammen. Als Betriebskosten fallen Wartungs- und Instandhaltungskosten von 2 % pro Jahr der Investitionskosten an, hinzu kommen noch eine Gebühr von 59 für den Schornsteinfeger /62/ und 25 für Hilfsenergie. Die Annuität der kapitalgebundenen Kosten ergibt sich aus der Nutzungsdauer von 20 Jahren und dem Kalkulationszins von 6 %. Eine Zusammenfassung der Kosten enthält die Tabelle 5-8.

Tabelle 5-8: Investitions- und Betriebskosten einer Gasbrennwerttherme

Investitionskosten in Betriebsgebundene Kosten pro Jahr Gasbrennwertkessel 4.520 Wartung/Instandhaltung 212 Warmwasser-Speicher 799 Schornsteinfeger 59 Abgassystem 366 Verbrauchsgebundene Kosten

Schornstein 1.000 Hilfsenergie 25 Gasanschluss 1.875 Kapitalgebundene Kosten 924 Montage/Inbetriebnahme 2.031 gesamte Investitionskosten 10.591 gesamte Jahreskosten 1.220

5.2.3.2 Holzfeuerung, 30 kWth

Bei der Holzfeuerung sind drei verschiedene Heizungstypen für Pellets, Hackschnitzel und Stückholz zu betrachten. Bei den Kosten werden die Investitionskosten für technische und bauliche Anlagen und die Betriebskosten betrachtet /57/. Dabei sind wesentliche Unterschiede in der Investitionshöhe festzustellen. Die Investitionskosten bestehen aus der Lagerstätte, dem Feuerungsraum, der Feuerungsanlage, einem Wärmespeicher sowie der Montage und Inbetriebnahme. Betriebskosten ergeben sich aus der Hilfsenergie, den Wartungs- und Instandhaltungskosten, der Schornsteinfegergebühr von 123 und den Kosten für eine Versicherung. Der Hilfsstromverbrauch wird mit 0,7 % der thermischen Arbeit angerechnet. Die jährlichen Kosten für Wartung und Instandhaltung sowie die Versicherung


werden über einen Prozentsatz der Investition berechnet. Dieser liegt für die baulichen Anlagen bei 1 %, bei 1,5 % für die technischen Anlagen und für die Versicherung bei 0,5 %. Die kapitalgebundenen Kosten ergeben sich aus der Nutzungsdauer von 20 Jahren und dem Kalkulationszins von 6 %. Eine Gegenüberstellung der drei Heizungsanlagen findet sich in Tabelle 5-9.

Tabelle 5-9: Investitions- und Betriebskosten von Feuerungsanlagen

Investitionskosten in Pellet Scheitholz HackschnitzelHeizraum und Kamin 5.900 5.900 5.900 Lagerstätte 4.100 500 8.433 Feuerungsanlage 10.762 5.690 13.414 Wärmespeicher 2.050 3.399 2.050 Brauchwasserspeicher 1.000 1.000 1.000 Montage/Inbetriebnahme 2.663 2.418 2.681 gesamte Investitionskosten 26.475 18.907 33.478 Kapitalgebundene Kosten /a 2.308 1.649 2.919 Betriebskosten /aWartung/Instandhaltung 347 252 430 Schornsteinfeger 123 123 123 Versicherung 132 95 167 gesamte Betriebskosten 602 470 720 Verbrauchsgebundene Kosten /aHilfsenergie 378 378 432 gesamte Jahreskosten /a 3.288 2.497 4.071

Feuerungsanlagentyp

5.2.3.3 Holz – Heizwerk, 5 MWth

Die Investitionskosten für das Heizwerk wurden aus einer typischen Beispielanlage für ein biomassebefeuertes Heizwerk berechnet. Die Aufteilung in Maschinentechnik, bauliche Anlagen und sonstige Kosten erfolgte nach einer typischen prozentualen Kostenverteilung von 62,5 %, 25 % und 12,5 % /61/. Die jährlichen Kosten für Wartung und Instandhaltung ergeben sich aus einem Anteil von 4,5 % der technischen Investition und 2 % der baulichen Investition. Dazu kommen die Kosten für zwei angestellte Vollzeitarbeitskräfte mit 1800 Arbeitsstunden pro Jahr und Kosten von 25 /h. Für Versicherung und Verwaltung wird 1 % der gesamten Investitionskosten angenommen, sowie 0,5 % für sonstige variable Kosten. Die sonstigen variablen Kosten enthalten Kosten für Betriebsmittel und Hilfsenergie, die für den laufenden Betrieb benötigt werden. Die kapitalgebundenen Kosten beziehen sich auf eine Nutzungsdauer von 50 Jahren für die baulichen Anlagen und 20 Jahren für die Technik, die sonstigen Investitionen werden in die baulichen mit einbezogen.

Die Wärmeverteilung erfolgt über ein Nahwärmenetz mit den dazugehörigen Anschlussleitungen und Hausstationen. Die Investitionskosten liegen mit 65 % bei der Haupttrasse und 35 % bei den Hausanschlüssen /61/. Die Nutzungsdauer der Haupttrasse wird mit 40 Jahren und der Hausanschlüsse mit 30 Jahren angenommen. Darüber ergeben sich dann die kapitalgebundenen Kosten. Für die betriebsgebundenen Kosten sind 3 %/a der Investition für die Hausanschlüsse und 1 %/a für die Haupttrasse anzusetzen /53/. Tabelle 5-10 fasst die Daten zusammen.


Tabelle 5-10: Investitions- und Betriebskosten eines Heizwerkes

Investitionskosten in Betriebsgebundene Kosten pro Jahr Maschinentechnik 781.250 Wartung/Instandhaltung 47.269 Bauliche Anlagen 312.500 Personal 90.000 Sonstiges 156.250 Versicherung, Verwaltung 12.500 Wärmeverteilung 1.200.000 Verbrauchsgebundene Kosten

sonst. Variable Kosten 6.250 Kapitalgebundene Kosten 180.206

gesamte Investitionskosten 2.450.000 gesamte Jahreskosten 323.725

5.2.3.4 Holz – (Heiz-)Kraftwerk, 20 MWel

Zwischen einem Kraftwerk zur Stromerzeugung und einem Heizkraftwerk in KWK wird hinsichtlich der Kosten keine Unterscheidung gemacht. Es wird davon ausgegangen, dass die Anlagen identisch sind und in der KWK-Anlage zusätzlich die nutzbare Wärme verwendet wird. Die spezifischen Investitionskosten beim Heizkraftwerk liegen bei 2.500 pro installierter kWel /63/. Eine Aufteilung der Kosten erfolgt nach Maschinentechnik 65 %, bauliche Anlagen 20 %, Elektro- und Leittechnik 10 % und Sonstiges mit 5 %. Die jährlichen betriebs- und verbrauchsgebundenen Kosten ergeben sich über die gleichen Prozentsätze wie beim vorhergehenden Heizwerk. Auch bei den kapitalgebundenen Kosten wird von 20 (technische Anlagen) und 50 (bauliche Anlagen) Jahren Nutzungsdauer ausgegangen. Bei den Personalkosten werden aufgrund der Anlagengröße mit 18 Angestellten für die Aufrechterhaltung des Betriebes gerechnet. Eine Kostenübersicht enthält Tabelle 5-11.

Tabelle 5-11: Investitions- und Betriebskosten eines (Heiz-)Kraftwerkes

Investitionskosten in Betriebsgebundene Kosten pro Jahr Maschinentechnik 30.550.000 Wartung / Instandhaltung 1.351.250 Bauliche Anlagen 9.400.000 Personal 810.000 Elektro-/Leittechnik 4.700.000 Versicherung, Verwaltung 470.000 Sonstiges 2.350.000 Verbrauchsgebundene Kosten

sonst. Variable Kosten 235.000 Kapitalgebundene Kosten 3.818.750

gesamte Investitionskosten 47.000.000 gesamte Jahreskosten 6.685.000

5.2.4 Blockheizkraftwerk

Die Kosten der verschiedenen Blockheizkraftwerke wurden über die unter 5.2.2 genannte Excel-Datei zur Auslegung von Biogasanlagen ermittelt. Dabei ergeben sich die Investitionskosten für das BHKW über eine Formel, die von der installierten elektrischen Leistung als Grundlage ausgeht. (Tabelle 5-12 fasst die Wirkungsgrade gemäß installierter Leistung zusammen.) Diese Formel wurde über die Auswertung verschiedener Angebote ermittelt und gilt für alle betrachteten Anlagengrößen. Die sonstigen Investitionskosten enthalten weitere Kosten für die Peripherie, Elektro- und Leittechnik, Planung und Bau sowie für Unvorhersehbares.

Tabelle 5-12: Übersicht der elektrischen BHKW Wirkungsgrade


Die Betriebskosten ergeben sich aus den Versicherungskosten und der benötigten Hilfsenergie in Form von Strom. Wartungs- und Instandhaltungskosten richten sich nach der installierten elektrischen Leistung und werden variabel über die erzeugte Menge Strom berechnet. Die Kosten sind pro kWhel angegeben und betragen gestaffelt vom kleinen BHKW zum Großen: 1,87 ct (100 kWel) 1,27 ct (500 kWel), 1,07 ct (1000 kWel) und 1 ct (2000 kWel). Bei den kapitalgebundenen Kosten ist ein Unterschied zwischen der zentralen und dezentralen Nutzung der BHKW zu machen. Bei der zentralen Nutzung eines BHKW wird dieses mit aufbereitetem Gas, also Gas in Erdgasqualität, betrieben, wodurch sich die technische Nutzungsdauer auf 15 Jahre erhöht. Bei der dezentralen Nutzung mit Schwachgas kommt es zu größerem Verschleiß durch die Schadstoffe im Biogas, dadurch hat das BHKW nur eine Nutzungsdauer von 8 Jahren. Dieser Unterschied macht sich in den Kapitalkosten deutlich bemerkbar(Tabelle 5-12).

Tabelle 5-13: Investitions- und Betriebskosten verschiedener BHKW – Typen

Investitionskosten in 100 kWel 500 kWel 550 kWel 1000 kWel 1100 kWel 2000 kWel

Blockheizkraftwerk 122.245 344.540 366.930 538.430 572.585 841.570 Sonstiges 34.974 88.781 95.985 143.065 155.488 238.474 gesamte Investitionskosten 157.219 433.321 462.915 681.495 728.073 1.080.044 Kapitalgebundene Kosten /a8 Jahre Nutzungsdauer 25.312 69.765 74.529 109.721 117.220 173.887 15 Jahre Nutzungsdauer 16.194 44.632 47.680 70.194 74.992 111.245 Betriebsgebundene Kosten /aSonstiges 1.038 3.890 4.355 7.080 7.783 12.960 Verbrauchsgebundene Kosten /aWartung / Instandhaltung 14.960 50.800 52.121 85.600 87.826 160.000 gesamte Jahreskosten /a8 Jahre Nutzungsdauer 41.310 124.455 131.005 202.401 212.829 346.847 15 Jahre Nutzungsdauer 32.192 99.322 104.156 162.874 170.601 284.205

5.2.5 Gasturbine

Die Investitionskosten für eine 7,5 MW Gasturbine für das Synthesegas wurden von den Kosten einer entsprechenden Schwachgasturbine abgeleitet. Dabei wurden die Kosten aller Komponenten nicht linear ermittelt, sondern über die [Formel 5-3] auf Seite 70 und einem Degressionsfaktor von f=0.95. Die Wartungs- und Instandhaltungskosten enthalten alle für den Betrieb notwendigen Kosten und werden variabel über die produzierte Strommenge ermittelt. Der Faktor dafür beträgt 0,8 ct/kWhel. Die kapitalgebundenen Kosten ergeben sich aus dem Kalkulationszins und einer Abschreibungszeit von 22 Jahren. Die Kosten können Tabelle 5-14 entnommen werden.

Tabelle 5-14: Investitions- und Betriebskosten einer Schwachgasturbine

Investitionskosten in Verbrauchsgebundene Kosten pro Jahr Gasturbine 3.011.000 Wartung / Instandhaltung 480.000 Starteinrichtung 124.000 Verdichtungsanlage 1.236.000 Steuerung / Peripherie 618.000 Wärmetauscher 494.000 Kapitalgebundene Kosten 496.091 Transport / Montage 494.000 gesamte Investitionskosten 5.977.000 gesamte Jahreskosten 976.091

5.2.6 Gastankstelle

Die Kosten einer Tankstelle nur zur Nutzung von Gas ergeben sich aus den Kosten für den Speicher, Zapfsäule, Verdichter, Installationen und Rohrleitung, wozu auch die baulichen Maßnahmen gehören. Diese Kosten können bei einer Tankstelle mit einem Durchsatz von 100 Nm /h mit 200.000 angesetzt werden. Dazu kommen dann noch variable Kosten für


die Wartung und Strom. Die Wartungskosten werden über den Durchsatz mit 2 ct/Nm berechnet. Dazu werden pro Nm Durchsatz 0,25 kWh Hilfsenergie benötigt, bei einem Strompreis von 12 ct/kWhel. Die kapitalgebundenen Kosten werden aus der Nutzungsdauer von 20 Jahren und dem Kalkulationszins von 6 % als Annuität ermittelt.

Tabelle 5-15: Investitions- und Betriebskosten einer Gastankstelle

Investitionskosten in Verbrauchsgebundene Kosten pro Jahr Speicher, Zapfsäule, usw. 160.000 Wartungskosten 9.000 Installationen, Rohrleitungen 40.000 Hilfsenergie 13.500

Kapitalgebundene Kosten 17.440 gesamte Investitionskosten 200.000 gesamte Jahreskosten 39.940

5.3 Energiegestehungskosten

Unter Energiegestehungskosten sind die Geldwerte zu verstehen, welche aufgewendet werden müssen, um eine Form von Endenergie bereit zu stellen. In den definierten Modellfällen gibt es einige Pfade, die nur aus einer Anlage bestehen, andere setzen sich wiederum aus mehreren hintereinander geschalteten Anlagen zusammen. Bei der Wärmeerzeugung aus Biogas müssen z.B. erst die Kosten für die Biogasbereitstellung ermittelt werden, um dann beispielsweise das Biogas in einer Gastherme zu verbrennen. Damit die in Größe und Art unterschiedlichen Anlagen vergleichbar sind, werden die Kosten auf eine kWh der produzierten Nutzenergie bezogen.

Die im Folgenden betrachteten Nutzungspfade setzen sich aus den Kosten der im Kapitel 5.2 vorgestellten Module zusammen. Bei der Gasaufbereitung sowie Einspeisung und Durchleitung wird auf die von Fraunhofer Umsicht und dem GWI ermittelten Daten zugegriffen. In den erstellten Tabellen und Grafiken werden die Nutzungspfade über Kürzel beschrieben. Diese zeigen, woher die Primär- und Sekundärenergie stammt, welcher Typ von Anlage verwendet wird und die Größenordnung. Bei der Erzeugung von Strom aus Biogas werden auch die BHKW-Leistungen angegeben. In der Tabelle 5-16 sind die Kürzel zu den Nutzungspfaden dargestellt.

Tabelle 5-16: Erklärung der Anlagenkürzel

Anlagen zur Gaserzeugung

BG Biogasanlage (Vergärung)

SG Synthesegasanlage (Holzvergasung)

50 / 250 / 500 Volumenstrom Rohgas

25 MW FWL 25 MW Feuerungswärmeleistung des Holzvergasers

G 90 % Gülle, 10 % Nawaro, massebasiert

N 90 % Nachwachsende Rohstoffe, 10 % Gülle, massebasiert

B 100 % Bioabfall / Hausmüll

Anlagen zur Feststoffverbrennung

HHW Holzheizwerk

P Pelletfeuerung

S Scheitholzfeuerung

HS Hackschnitzelfeuerung

30kWth Heizung mit 30 kW thermischer Leistung


5MWth Heizwerk mit 5 MW thermischer Leistung

20MWel Heizwerk mit 20 MW elektrischer Leistung

Art der Nutzung

DWW Druckwasserwäsche-Verfahren

PSA Druckwechsel-Adsorptions-Verfahren

H-I Erdgas-H Qualität mit Brennwertanpassung (LPG)

H-II Erdgas-H Qualität ohne Brennwertanpassung

L Erdgas-L Qualität mit Brennwertanpassung (Luft)

Z Zusatzgas – Teilaufbereitung ohne CO2-Abtrennung

Th Thermische Nutzung

TS CNG-Tankstelle mit 100 Nm /h

5.3.1 Gestehungskosten des Biogases

Die Kosten für die Erzeugung von Biogas, sowohl für Rohgas als auch für aufbereitetes Gas werden in diesem Kapitel einzeln dargestellt. Die berechneten Kosten für die einzelnen Gasqualitäten bleiben für alle folgenden Nutzungsmöglichkeiten gleich. Wenn z.B. die Stromgestehungskosten in einem zentralen BHKW berechnet werden, müssen nicht die gesamten anfallenden Kosten der Biogaserzeugung beachtet werden sondern nur die Kosten des genutzten Gases. So kann man sich für ein Gas bestimmter Herkunft entscheiden und dieses für verschiedene Konversionswege in Endenergie umwandeln. Für eine Bewertung der Kosten werden alle anfallenden Kosten entweder auf das Rohgas vor der Aufbereitungsanlage oder das Produktgas nach der Aufbereitungsanlage bzw. der Einspeisung bezogen. Die spezifische Bezugsgröße ist dabei eine Kilowattstunde Heizwert. Bei einem Bezug auf das Rohgas muss aber beachtet werden, dass der absolute Energiegehalt des Rohgases höher ist als im Produktgas. Die Ursache liegt in den Methanverlusten der Aufbereitung. Für die weiteren Berechnungen werden die auf das Produktgas bezogenen Kosten verwendet. Wenn in einem zentralen BHKW aufbereitetes Biogas verwendet wird, trägt der BHKW - Betreiber mit jeder kWh bezogenem Biogas die Kosten der Herstellung des Biogases. Die Gestehungskosten des Produktgases müssen somit dem Mindesterlös des Biogasanlagenbetreibers entsprechen.

Die Kosten des Produktgases ergeben sich, wie in Abbildung 5-2 dargestellt, aus drei verschiedenen Stufen. Diese bestehen aus der Erzeugung von Rohbiogas, der anschließenden Aufbereitung des Gases mit unterschiedlichen Verfahren und der Einspeisung und Durchleitung ins Erdgasnetz. Die sich daraus ergebenden Kosten beziehen sich dann auf das Erdgas, das der Erdgasleitung entnommen werden kann. Sobald das Biogas ins Erdgasnetz eingespeist wird, kommt es zu einer Vermischung und an der Entnahmestelle wird Erdgas entnommen. Das entnommene Gas wird mit den Kosten der Biogaserzeugung belegt. Bei der Konversion in einem BHKW soll Gas aus Biomasse verwendet werden, damit die entsprechenden Vergütungen nach EEG für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung verwendet werden können. Es ist vom Betreiber schließlich nachzuweisen, dass die Menge entnommenen Gases auch an anderer Stelle eingespeist wird. Die Art und Kosten des Gases richten sich nach dem Rohbiogas und der entsprechenden Aufbereitung. Die Qualität des entnommenen Gases ist immer gleich, jedoch differieren die Kosten aufgrund der Erzeugung des Gases.


Abbildung 5-2: Stufen der Biogasbereitstellung ins Erdgasnetz

Insgesamt werden acht Anlagen betrachtet, die Biogas erzeugen, wobei sieben Vergärungsanlagen und eine Holzvergasungsanlage betrachtet werden. Das Synthesegas aus der Holzvergasung wird auch als Biogas bezeichnet und - falls es zur Stromerzeugung genutzt wird - auch nach dem EEG vergütet. Die Anlagen sind - vom gesetzlichen Stand aus gesehen - also gleichgestellt.

Die Tabelle 5-17 gibt sowohl für Rohbiogas, als auch für aufbereitetes Biogas eine Übersicht über die produzierten Normkubikmeter und den Energiegehalt des Biogases. Diese Daten werden benötigt, um die spezifischen Gestehungskosten des Biogases zu berechnen.

Tabelle 5-17: Nutzbare Biogasmenge und Energiegehalte von Rohgas und Produktgas bei Erdgas-H Qualität

5.3.1.1 Kosten des Rohbiogases

Bei der Ermittlung der Rohbiogaskosten werden sechs Kostenblöcke berücksichtigt: das Substrat, die kapitalgebundenen Kosten durch technische und bauliche Anlagen sowie Sonstiges, die verbrauchsgebundenen Kosten und die betriebsgebundenen Kosten. In der Abbildung 5-3 werden die Gestehungskosten des Rohbiogases für eine dezentrale Nutzung dargestellt. Die Kosten von Rohbiogas für eine zentrale Nutzung ist etwas günstiger, da bei direkter Nutzung von Biogas eine Entschwefelungsanlage zur Gasreinigung in den Kosten für die technischen Anlagen enthalten ist. Die Kosten für eine Gasreinigung sind bei der zentralen Nutzung komplett in den Aufbereitungskosten enthalten. Die gesamten jährlichen Anlagenkosten werden auf den Energiegehalt von 8.000 h Biogasproduktion umgelegt. Die Begrenzung auf 8.000 h wird vorgenommen, da bei der weiteren Aufbereitung auch nur das in dieser Zeit erzeugte Biogas weiterverarbeitet wird und Schwankungen in der Biogasproduktion damit berücksichtigt werden. Auch bei den Anlagen mit dezentraler Nutzung des Gases kann mit 8.000 h/a Nutzungsdauer des BHKW gerechnet werden. Als Grundlage für die Ermittlung der Energiemenge, die als Bezugsbasis dient, werden die real zu erwartenden Methangehalte beachtet. Das Rohbiogas aus 90 % (massebasiert) Gülle hat einen Methananteil von 57 %, bei einem Nawaro-Anteil von 90 % erhält man 53 % Methan, bei Bioabfall sind es 62 % und bei dem Biogas aus der Holzvergasung 36,75 %. Dabei wird für den Normkubikmeter Methan ein Energiegehalt von 10 kWh angenommen, dies ergibt z.B. bei einem Methananteil von 57 % im Biogas einen Energiegehalt von 5,7 kWh/m Rohgas. In der Tabelle 5-17 sind die entsprechenden Biogas- und Energiemengen dargestellt.


-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

BG G 50 BG G 250 BG G 500 BG N 50 BG N 250 BG N 500 BG B 500 SG 25 MW FWL

Ges

tehu

ngsk

oste

n R

ohbi

ogas

in c

t/kW

h

Substrat Technische Anlagen Bauliche Anlagen Sonstiges verbrauchsgebundene Kosten betriebsgebundene Kosten Gesamtkosten

Abbildung 5-3: Kosten des Rohbiogases

5.3.1.2 Gestehungskosten des aufbereiteten Biogases

Bei einer zentralen Nutzung von Biogas ist es entscheidend, zu welchen Kosten das Biogas dem Erdgasnetz entnommen wird. Diese Kosten ergeben sich aus der Erzeugung von Biogas, der Aufbereitung zu Produktgas, der Einspeisung ins nächstgelegene Erdgasnetz und den Durchleitungsgebühren. Die Durchleitungsgebühren fallen an, weil davon ausgegangen wird, dass der Betreiber einer zentralen Konversionsanlage das Produktgas direkt vom Erzeuger bezieht. Er nimmt also genau die Mengen ab, die auch für ihn eingespeist werden.

Da Biogas auf verschiedene Art aufbereitet werden kann, wurde aus Gründen der Übersichtlichkeit das Druckwasserwäsche-Verfahren ohne LPG-Zugabe als Referenzverfahren ausgewählt. Mit ihm werden die weiteren Kalkulationen zur Endenergiebereitstellung durchgeführt. Die Gründe dafür liegen bei dem niedrigeren Methanverlust und den günstigeren Kosten größerer Anlagen, wodurch wie in Abbildung 5-4 ersichtlich, geringere Gestehungskosten vorliegen. Das entstehende Biogas oder Produktgas hat eine Erdgas-H Qualität und kann in die meisten Gasnetze eingespeist werden. Nur in Ausnahmefällen ist es notwendig, noch eine LPG-Zugabe vorzunehmen, um die Kriterien für eine Einspeisung zu erfüllen. Ein Vergleich des Rohbiogases mit dem Produktgas ist dabei nicht direkt möglich, da die Kosten durch die Methanverluste auf einen anderen Energiegehalt bezogen werden. Um den Vergleich der beiden üblichen Aufbereitungstechniken, der Druckwasserwäsche (DWW) und der Druckwechseladsorption (PSA) zu ermöglichen, werden in den folgenden Tabellen die Kosten gegenüber gestellt und bewertet.

Tabelle 5-18 zeigt die jährlich anfallenden Kosten für die Erzeugung und Aufbereitung von Biogas. Der Unterschied zwischen dem DWW- und PSA-Verfahren liegt im Kostenblock 4, alle anderen Kosten sind gleich. Bei Synthesegas aus der Holzvergasung muss beachtet werden, dass hier nur eine sinnvolle Methode der Aufbereitung besteht, die neben dem DWW-Verfahren aber auch noch andere zusätzliche Aufbereitungsschritte erfordert. Die Kosten für die Aufbereitungsanlagen und die Holzvergasung sind im Kapitel Gasaufbereitung dargestellt. Die Anlage der Bioabfallvergärung ist bezogen auf die Gasaufbereitung zu behandeln wie die übrigen Biogasanlagen. Ihre Besonderheit liegt in der Substratbereitstellung, da hier keine Kosten anfallen, sondern Entsorgungserlöse zu erzielen sind. Die jährlich anfallenden Kosten werden dann noch aufgeteilt in die kapitalgebundenen, betriebsgebundenen und variablen Kosten. Die Aufteilung bezieht sich auf die gesamten


Kosten. Für eine genauere Betrachtung der einzelnen Kostenblöcke müssen die Tabellen des Abschnittes 5.2 hinzugezogen werden.

Tabelle 5-18: Jährliche Kosten bei der Bereitstellung von Biogas in Erdgas-H Qualität ohne LPG-Zugabe

BG G 50 BG G 250 BG G 500 BG N 50 BG N 250 BG N 500 BG B 500 SG 25 MW FWLKostenblock 1: Substratbereitstellungjährliche Kosten in 36.450 179.550 360.450 78.000 390.000 780.000 -1.785.000 3.013.500 Kostenblock 2: Substrataufbereitung und Lagerungjährliche Kosten in 3.370 16.600 26.659 7.239 28.856 57.712 Kostenblock 3: Konversion Primärenergieträgerjährliche Kosten in 75.909 210.705 351.207 79.414 187.347 340.272 2.954.004 2.910.276 Kostenblock 4.1: Aufbereitung DWW-Verfahrenjährliche Kosten in 131.083 195.579 273.927 131.083 195.579 273.927 273.927 3.555.644 Kostenblock 4.2: Aufbereitung PSA-Verfahrenjährliche Kosten in 102.393 185.414 268.318 102.393 185.414 268.318 268.318 Kostenblock 5: Transport und Durchleitungjährliche Kosten in 47.308 60.339 72.863 47.270 60.167 72.538 73.233 120.202 DWW-Verfahrengesamte Investition 1.334.320 2.401.351 3.428.171 1.358.869 2.366.112 3.587.854 16.580.884 20.976.725 gesamte jährliche Kosten in 294.119 662.773 1.085.106 343.006 861.949 1.524.448 1.516.164 9.599.622 kapitalgebundene Kosten 135.596 240.242 341.018 137.503 235.095 352.624 1.947.264 2.160.603 betriebsgebundene Kosten 52.798 87.115 110.285 52.086 80.460 108.996 1.195.738 1.136.450 verbrauchsgebundene Kosten 105.725 335.416 633.803 153.417 546.394 1.062.828 -1.626.637 6.302.569 PSA-Verfahrengesamte Investition 1.195.070 2.396.371 3.557.151 1.219.619 2.361.132 3.716.834 16.709.864 gesamte jährliche Kosten in 265.429 652.608 1.079.497 314.316 851.784 1.518.839 1.510.555 kapitalgebundene Kosten 121.253 239.729 354.303 123.160 234.582 365.909 1.960.549 betriebsgebundene Kosten 46.151 86.873 116.501 45.439 80.218 115.212 1.201.954 verbrauchsgebundene Kosten 98.025 326.006 608.693 145.717 536.984 1.037.718 -1.651.747

Beim Vergleich der Kosten fällt auf, dass sich mit steigender Anlagengröße die Gesamtkosten bezüglich der beiden Aufbereitungsverfahren einander nähern. Bei der kleinen Biogasanlage ist die Aufbereitung mit dem PSA-Verfahren noch deutlich im Vorteil. Doch bei großen Durchsatzmengen liegt das DWW-Verfahren nahe beim PSA-Verfahren. Werden die Kosten auf den Energiegehalt des verfügbaren Produktgases umgelegt, so ist ein anderer Trend erkennbar. Das DWW-Verfahren liegt dann im Vorteil, da hier geringere Methanverluste bei der Aufbereitung auftreten. Dadurch steht mehr Produktgas nach der Aufbereitung zur Verfügung, wodurch die spezifischen Kosten sinken, wenn die Kosten auf das Produktgas umgelegt werden (siehe Tabelle 5-19). Die Basis für die Berechnung der Kosten pro kWh findet sich in der vorangegangenen Tabelle 5-17. Dort ist schon erkennbar, dass nach der Aufbereitung mit dem DWW-Verfahren mehr Produktgas und damit Energie zur Verfügung steht. Bei den kleinen Biogasanlagen mit 50 Nm /h Biogasstrom liegt die Aufbereitung mittels PSA-Verfahren zwar aufgrund großer Unterschiede in den Investitionskosten der Verfahren noch im Vorteil, bei den größeren Anlagen machen sich dann aber die geringen spezifischen Kosten des DWW-Verfahrens bemerkbar. Diese Kostenunterschiede liegen aber mit 0,01 bis 0,2 ct in einem Bereich, der zum Einen keine großen Auswirkungen auf die weitere Nutzung hat und zum Anderen wahrscheinlich im Bereich der Verhandlungsspannen zwischen Anlagenbetreibern und Anlagenanbietern liegt.


Tabelle 5-19: spezifische Kosten pro kWh beim DWW- und PSA-Verfahren und einer Aufbereitung auf Erdgas-H Qualität ohne LPG-Zugabe

ct/kWh BG G 50 BG G 250 BG G 500 BG N 50 BG N 250 BG N 500 BG B 500 SG 25 MW FWLDWW-Verfahren

Substratkosten 1,79 1,76 1,74 4,09 4,04 4,03 7,37 - 1,92 Fermentation 3,41 1,89 1,58 3,81 1,81 1,64 12,19 1,85 Rohbiogas 5,20 3,65 3,32 7,91 5,84 5,67 4,83 3,77 DWW-Verfahren 5,89 1,76 1,23 6,30 1,89 1,32 1,13 2,26 Produktgas 11,09 5,41 4,55 14,20 7,73 6,99 5,96 6,04 Einspeisung und Durchleitung 2,13 0,54 0,33 2,27 0,58 0,35 0,30 0,08 Kosten eingespeistes Produktgas 13,22 5,95 4,87 16,47 8,31 7,33 6,26 6,11

PSA-VerfahrenSubstratkosten 1,84 1,82 1,79 4,26 4,15 4,16 7,60 - Fermentation 3,50 1,95 1,63 3,96 1,86 1,69 12,57 Rohbiogas 5,34 3,77 3,42 8,22 6,01 5,85 4,97 PSA-Verfahren 4,72 1,72 1,24 5,11 1,84 1,33 1,14 Produktgas 10,06 5,49 4,66 13,33 7,84 7,18 6,12 Einspeisung und Durchleitung 2,18 0,56 0,34 2,36 0,60 0,36 0,31 Kosten eingespeistes Produktgas 12,24 6,05 5,00 15,69 8,44 7,54 6,43

Die Produktgaskosten inklusive der Einspeisung und Durchleitung für die Erzeugung aus Gülle liegen bei dem DWW-Verfahren bei 4,9 ct bis 13,2 ct pro kWh. Bei der Erzeugung aus Maissilage belaufen sich die Kosten auf 7,3 ct bis 16,5 ct für eine Aufbereitung mit dem DWW-Verfahren. Die Anlage mit Bioabfallvergärung liegt mit 6,8 ct/kWh, ebenso wie die Holzvergasung mit 5,7 ct/kWh zwischen den Gülle- und Nawaro-Anlagen. Beim Vergleich der Gülle- und der Nawaro-Anlagen fällt auf, dass die Produktgaskosten um 2,5 bis zu 3,3 ct/kWh differieren. Dies kommt zum Einen durch die höheren Substratkosten und zum Anderen durch den geringeren Energiegehalt des Gases aus Nawaro-Anlagen. Dadurch werden die Kosten auf eine geringere Energiemenge umgelegt und die Kosten pro kWh steigen. Um die Anteile der einzelnen Kostenblöcke an den Gesamtkosten deutlicher darzustellen, werden die Prozentanteile der Kostenblöcke an den Gesamtkosten ermittelt. Bei den Substratkosten ist für beide Verfahren ein Anstieg mit der Anlagengröße zu sehen. Bei den Nawaro-Anlagen mit 250 Nm /h und mehr wird der Nachteil ersichtlich, dass für die Produktion und Lagerung von Maissilage die Hälfte aller Kosten aufgebracht werden müssen. Hier ist zu überlegen, wie beim Anbau von Mais Kosten reduziert und Erträge erhöht werden können, um die Nutzung von Maissilage als Nawaro rentabler zu machen. Beim Anteil der Biogasanlage selbst, an den gesamten Kosten lässt sich keine direkte Tendenz ausmachen. Die Anteile liegen für alle Anlagen auf etwa gleichem Niveau. Der Anteil der Kosten für die Aufbereitung dagegen nimmt mit der Anlagengröße beträchtlich ab. So ist der Anteil des DWW-Verfahrens bei einer Biogasanlage mit 500 Nm /h um ca. 20 % geringer, als bei einer Biogasanlage mit 50 Nm /h. Ähnlich ist es bei der Einspeisung und Durchleitung, hier nehmen die Anteile um bis zu 10 % ab. Damit lässt sich ableiten, dass die spezifischen Kosten für Aufbereitung und Einspeisung deutlich mit der Anlagengröße sinken.

Tabelle 5-20: Prozentanteile der Kosten

BG G 50 BG G 250 BG G 500 BG N 50 BG N 250 BG N 500 BG B 500 SG 25 MW FWLDWW-Verfahren

Substratkosten 13,5% 29,6% 35,7% 24,9% 48,6% 55,0% -117,7% 31,4%Biogasanlage 25,8% 31,8% 32,4% 23,2% 21,7% 22,3% 194,8% 30,3%Aufbereitung 44,6% 29,5% 25,2% 38,2% 22,7% 18,0% 18,1% 37,0%

Einspeisung und Durchleitung 16,1% 9,1% 6,7% 13,8% 7,0% 4,8% 4,8% 1,3%PSA-Verfahren

Substratkosten 15,0% 30,1% 35,9% 27,1% 49,2% 55,2% -118,2%

Biogasanlage 28,6% 32,3% 32,5% 25,3% 22,0% 22,4% 195,6%Aufbereitung 38,6% 28,4% 24,9% 32,6% 21,8% 17,7% 17,8%Einspeisung und Durchleitung 17,8% 9,2% 6,7% 15,0% 7,1% 4,8% 4,8%

In der Abbildung 5-4 sind die Gestehungskosten des Produktgases bei Einspeisung ins Erdgasnetz vergleichend gegenübergestellt. Es ist das DWW- und PSA-Verfahren für die jeweilige Anlagengröße nebeneinander gestellt. Die Kosten wurden dabei auf das


Produktgas bezogen. Dadurch kommt es bei gleichen Biogasanlagengrößen zu kleinen Unterschieden, z.B. beim Anteil des Substrates. Es wird deutlich, dass nicht das Aufbereitungsverfahren ausschlaggebend für die Kosten ist, sondern die Größe der Anlage und das genutzte Substrat. In den betrachteten Modellfällen ist die Erzeugung von Biogas aus Gülle am günstigsten. Die Gründe dafür liegen bei den geringeren Kosten für die Substrate und im höheren Methangehalt im Biogas. Der Vorteil der geringeren Investitionen in die Biogasanlage bei der Nawaro-Vergärung wirkt sich nicht deutlich auf die Kosten aus. Die Bioabfallanlage liegt in etwa auf dem Niveau der Nawaro-Anlagen. Dies resultiert aus den Erlösen, die mit der Abnahme von Bioabfall verbunden sind. Die Erzeugung von Synthesegas aus Holz ist ca. 1 ct teurer als bei einer großen Gülle-Anlage. Dabei muss aber beachtet werden, das die Investitionskosten wesentlich höher sind und die Gaserzeugung mit 6250 m /h Rohgas auch deutlich über der Biogasanlage liegt. Eine solche Anlage produziert insgesamt günstiger Gas, als die Nawaro-Anlagen. Zwar ist der Anteil der Substratkosten bei der Holzvergasung nicht sehr groß, doch kann eine Kostenreduktion beim Holzeinkauf von 20 pro t die Kosten pro kWh Synthesegas um 0,6 ct senken.

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BG G 50 BG G 50 BG G 250 BG G 250 BG G 500 BG G 500 BG N 50 BG N 50 BG N 250 BG N 250 BG N 500 BG N 500 BG B 500 BG B 500 SG 25FWL

PSA DWW PSA DWW PSA DWW PSA DWW PSA DWW PSA DWW PSA DWW

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kW

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Biogas (Substrat) Biogas (Konversion) Aufbereitungskosten DWW-Verfahren

Aufbereitungskosten PSA-Verfahren Einspeisung und Durchleitung Gesamtkosten

Abbildung 5-4: Gestehungskosten des aufbereiteten Biogases nach Durchleitung durch das Erdgasnetz

Im Vergleich zu einem Erdgaspreis von 3,6 ct/kWhhs, das entspricht einem Preis von ca. 4,0 ct/kWhhi sind die Biogasanlagen nicht wirtschaftlich. Nur die betrachtete große Gülle-Anlage kommt mit ihren Produktgaskosten in diesen Bereich. Da die Preise für Erdgas von der Region und den Abnahmemengen abhängig sind, könnte diese Modellanlage unter bestimmten Vorraussetzungen mit dem Erdgaspreis vergleichbar sein.

5.3.1.3 Ökonomische Analyse der LPG-Zugabe

Durch die LPG-Zugabe wird es möglich, aufbereitetes Biogas auch in Erdgasnetze einzuspeisen, für die höhere Kriterien bei der Gasqualität bestehen (Brennwert und Wobbeindex). Der LPG-Anteil dieses Gases muss für die Nutzung in einem BHKW herausgerechnet werden, um die spezifischen Kosten vergleichen zu können. In der Tabelle 5-21 sind die Produktgas- und Energiemengen für die Modellanlagen pro Jahr nach der LPG-Zugabe dargestellt. Vergleicht man diese Angaben mit denen der Tabelle 5-17, so kann man sehen, dass die Produktgasmenge sich bei den Gülle-Anlagen um ca. 10 % erhöht, bei einer damit verbundenen Erhöhung der Energiemenge um ca. 25 %. Dies ist unabhängig


von der Art der Aufbereitung. Bei den Nawaro-Anlagen ist die LPG-Zugabe ebenfalls unabhängig von den Aufbereitungsverfahren. Durch den geringeren Methananteil im Rohbiogas bei der Nawaro-Vergärung müssen allerdings größere Mengen LPG (Liquefied petroleum gas, Flüssiggasgemisch aus Propan und Butan) hinzu gefügt werden, um den gleichen Brennwert zu erreichen. Die Erhöhung der Produktgasmenge liegt bei ca. 11 %. Bei der Energiemenge sind es ca. 29 %.

Tabelle 5-21: Produktgasmengen und Energiegehalt bei LPG-Zugabe

Die zusätzlichen Kosten der LPG-Zugabe sind von der zugegebenen Menge LPG abhängig. Die Investitions- und Wartungskosten sind bei beiden Anlagentypen gleich. Die festen jährlichen Kosten liegen bei 220 bei kleinen Volumenströmen, 2.200 bei den mittleren Anlagen und 3.670 bei den großen Anlagen. Die Kosten der LPG-Zugabe betragen zwischen 24.000 /a und 230.000 /a bei den Gülle-Anlagen. Für die Nawaro-Anlagen sind diese Kosten ca. 5 % höher. Werden nun die gesamten Kosten der Biogaserzeugung, Aufbereitung und Einspeisung auf die in der Tabelle 5-21 angegebenen Mengen bezogen, so ergeben sich spezifische Kosten pro kWh, die bei den Gülle-Anlagen um 1,7 ct bis 0,1 ct unter den spezifischen Kosten ohne LPG-Zugabe liegen. Bei den Nawaro-Anlagen liegen die spezifischen Kosten um 2,6 ct bis 0,6 ct niedriger. Wenn die spezifischen Kosten über die zusätzliche Energiemenge des LPG ermittelt werden, erhält man zwar die realen Kosten für eine Abgabe des Produktgases, doch kann das Produktgas im Falle einer weiteren Konversion im BHKW nicht voll nach EEG abgerechnet werden.

In der Abbildung 5-5 sind für eine Biogasanlage mit Nawaro-Vergärung und 250 Nm /h Volumenstrom die Kosten des Produktgases pro kWh dargestellt. Als Aufbereitungsverfahren sind die beiden üblichen DWW- und PSA-Verfahren mit und ohne LPG-Zugabe und die Einspeisung des Biogases als Zusatzgas ausgewählt.

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BG N 250 DWW H II BG N 250 DWW H I BG N 250 PSA H II BG N 250 PSA H I BG N 250 Z

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Biogas (Substrat) Biogas (Konversion) Aufbereitung / Reinigung Einspeisung und Durchleitung


Abbildung 5-5: Vergleich der spezifischen Produktgaskosten einer BG250 N

Die LPG-Zugabe hat zwar den Vorteil, dass die Kosten des Produktgases niedriger sind, jedoch liegt das nur an der Erhöhung des Energiegehaltes zu geringen Kosten. Beim Zusatzgas sind die spezifischen Kosten am geringsten, da der Aufwand für die Aufbereitung gering ist. Der Energiegehalt des Gases bleibt bei der Aufbereitung konstant, es kommt zu keinen Methanverlusten.

5.3.1.4 Sensitivität am Beispiel einer Nawaro-Anlage und der Bioabfallanlage

Durch gezielte Auswahl der untersuchten Parameter bei der Sensitivität können verschiedene externe Effekte wiedergegeben werden. Durch Änderungen des Marktes, der Technik oder der Standortbedingungen können die Kosten der Biogaserzeugung zum Teil erheblich beeinflusst werden. Eine Veränderung der Substratkosten ist z.B. bei der Maissilage durch geringeren Arbeitseinsatz oder den Anbau von Mais, der speziell für die Vergärung angebaut wird, möglich. Eine Veränderung der Investitionskosten der Biogasanlage kann durch Förderungsmaßnahmen oder auch durch die Angebotssituation des Marktes geschehen.

Am Beispiel der Nawaro-Anlage mit einem Biogas-Output von 250 m /h und einer Aufbereitung mit dem DWW-Verfahren werden die Auswirkungen verschiedener Kostenänderungen berechnet. Die Kosten für das Substrat, das Personal und die Investition der Biogasanlage, die jährlichen Kosten der Aufbereitung und die Trassenlänge zur Einspeisung ins Erdgasnetz wurden um jeweils 50 % nach oben und unten variiert. Aus der Abbildung 5-6 wird ersichtlich, dass die Substratkosten den größten Einfluss haben. Bei Kosten für das Substrat von nur 20 pro t können die Kosten für eine kWh Biogas um ca. 1,2 ct gesenkt werden. Auch die Kosten der Aufbereitung üben einen großen Einfluss auf die Biogaskosten aus. Bei einer Senkung der Kosten um 50 % ist das Biogas 1 ct/kWh günstiger. Der Einfluss der anderen Kosten ist weit weniger bedeutend. Wenn die Biogasgestehungskosten gesenkt werden sollen, liegen die wirkungsvollsten Eingriffsmöglichkeiten bei den Substrat- und Aufbereitungskosten.

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-50% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50%Schwankungsbereich

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Trassenlänge in Meter

Substratkosten Personalkosten Biogasanlage Investition Biogasanlage

jährliche Kosten der Aufbereitung Trassenlänge zur Einspeisestelle

Abbildung 5-6: Sensitivität der Gestehungskosten bei der BG N 250 DWW H II

Werden bei der Bioabfall-Anlage einige Parameter variiert, so ergibt sich ein anderes Bild als bei der Nawaro-Anlage. Auffällig ist die gegenläufige Gerade der Substratkosten. Durch die


Erlöse der Bioabfallentsorgung wirkt sich eine Zunahme positiv auf die spezifischen Kosten aus. Als Ausgangspunkt werden 35 Erlöse pro t angenommen. Werden die Erlöse verdoppelt, so sinken die Produktgaskosten von 6,8 ct auf 2,8 ct pro kWh. Dieser Schritt wäre denkbar, wenn sich die Verteilung der Kosten bei der Abfallentsorgung dahin gehend ändern, dass die Bioabfallentsorgung nicht durch die anderen Entsorgungsgebühren mitgetragen wird. Wird durch die Vergärung von Bioabfall ein Produktgas erzeugt, das mit Kosten von 2,8 ct/kWh ins Erdgasnetz eingespeist werden kann, so sind diese Kosten auch vergleichbar mit Erdgas.

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kW

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50 100 250 500 750 1000 2000 3000 4000 5000 6000Trassenlänge in Meter

Substratkosten Personalkosten Biogasanlage

Investition Biogasanlage jährliche Kosten der Aufbereitung

Trassenlänge zur Einspeisung ins Erdgasnetz

Abbildung 5-7: Sensitivität der Gestehungskosten bei der BG B 500 DWW H II

5.3.2 Wärmeerzeugung

Aufgrund der Tatsache, dass Erdgas zu sehr großen Teilen zur Wärmeerzeugung bei sehr hohen Wirkungsgraden eingesetzt wird, ist es naheliegend, auch aufbereitetes und eingespeistes Biogas zur Wärmeerzeugung einzusetzen. Deswegen soll nachfolgend auf die Wirtschaftlichkeit dieser Nutzungspfade eingegangen werden.

Zur Wärmeerzeugung wird die Nutzung von Holz als Primärenergieträger und Gas als Sekundärenergieträger verglichen. Allen Anlagen wird aus Gründen der Vergleichbarkeit eine Betriebsdauer von 1800 h unterstellt. Es findet nur eine Wärmeerzeugung statt, die Verteilung im Haus wird nicht betrachtet. Bei größeren Anlagen wird jedoch die Wärmeverteilung in einem Wärmenetz einschließlich der notwendigen Hausanschlüsse berücksichtigt. Die spezifischen Kosten ergeben sich aus den Kosten für die Konversionsanlage, wie sie in Kapitel 5.2.3 dargestellt sind und dem Brennstoff sowie gegebenenfalls dem Wärmenetz. Die Brennstoffkosten ergeben sich über die benötigte Menge Energie. Bei gegebener Leistung der Heizanlage wird über den jeweiligen Wirkungsgrad die zugeführte Brennstoffmenge berechnet. Die Kosten dafür sind bei der Gastherme die spezifischen Kosten des Produktgases in Abhängigkeit von der Erzeugung. Bei den Holz-Heizanlagen ergeben sich die Kosten aus dem Energiegehalt des Holzes und den Kosten des Brennstoffes.

Der Unterschied bei der Betrachtung von Anlagen mit Gas- und Holzverbrennung liegt bei der Auslegung des Nutzungspfades. Sowohl bei den Biomassepfaden mit Holznutzung, als auch bei der Gaserzeugung wird von einer Konversion in einer 30 kW Heizungsanlage


ausgegangen. Das entspricht einer jährlichen Wärmeerzeugung von 54.000 kWhth. Diese Heizungsanlage steht für eine typische Kleinanlage in einem Wohnhaus. Sie wird nicht nach der erzeugten Menge Biogas ausgelegt.

Eine Biogasanlage mit einem Rohgasvolumenstrom von 500 m /h erzeugt bei der Vergärung von Gülle eine nutzbare Energiemenge von ca. 22 GWh. Da Wärme zur Hausbeheizung hauptsächlich nur im Winter genutzt wird, können aufgrund der Biogasproduktion ca. 300 Gasthermen gleichzeitig versorgt werden. Bei 1800 h Vollaststunden im Jahr entspricht das 22 % der erzeugten jährlichen Energiemenge. Für die restlichen 17 GWh muss eine andere Nutzungsmöglichkeit vorhanden sein, da eine Speicherung des Gases zur saisonalen Nutzung zu aufwändig ist.

Zur Abschätzung einer Wirtschaftlichkeit der Wärmeerzeugung aus Biomasse wird als Referenzanlage eine erdgasbetriebene Gastherme betrachtet. Diese ist baugleich mit der Gastherme zur Nutzung von aufbereitetem Biogas. Auch die Betriebsweise ist gleich. Die spezifischen Kosten der Wärmeerzeugung über die Erdgastherme liegen bei 6,56 ct/kWhth. In diesem Bereich liegt mit 6,9 ct/kWhth auch die Gastherme, die ihr Gas aus einer großen Gülle-Anlage mit Aufbereitung bezieht. Wird das Biogas aus kleineren Gülle-Anlagen oder auch den Nawaro-Anlagen bezogen, so liegen die Wärmegestehungskosten deutlich über der Referenzanlage (Abbildung 5-8). Bei einer alternativen Nutzung direkt in Anlagennähe würden die Kosten der Aufbereitung und Einspeisung wegfallen. Die spezifischen Wärmegestehungskosten liegen dann bei den Gülle-Anlagen zwischen 5,3 und 7,1 ct/kWh und bei den Nawaro-Anlagen zwischen 9,6 und 9,7 ct/kWh.

Bei der Wärmeerzeugung mit Holz ist das 5 MW Heizwerk, mit einer Wärmeerzeugung von 9 GWhth die einzige Anlage, die im Vergleich zur Erdgastherme wirtschaftlich Wärme produziert. Aufgrund der Größe sind die spezifischen Investitionen wesentlich geringer als bei den anderen Anlagen. Dadurch liegen die spezifischen Wärmekosten ca. 0,6 ct/kWh unter denen der Erdgastherme.

Die 30 kW Holzfeuerungsanlagen sind, im Vergleich zu der Nutzung von aufbereitetem Biogas, von den Brennstoffkosten her günstig und liegen im Bereich der Kosten für Erdgas. Bei ihnen ist der technische und auch bauliche Aufwand jedoch so hoch, dass diese Anlagen unter üblichen Bedingungen nicht mit einer Erdgastherme konkurrieren können.

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BG G 5030kWth

BG G 25030kWth

BG G 50030kWth

BG N 5030kWth

BG N 25030kWth

BG N 50030kWth

BG B 50030kWth

SG 25MW FWL30kWth

HHW5MWth

P 30kWth S 30kWth HS30kWth

Erdgas-therme

Ges

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kWh

th

Energieträger (Biogas/Brennstoff) Aufbereitung Einspeisung und Durchleitung Wärmeerzeugung Nahwärmenetz mit Hausanschlüssen


Abbildung 5-8: Wärmegestehungskosten bei Nutzung von Gas und Holz

5.3.2.1 Sensitivität der Wärme-Gestehungskosten

In der Abbildung 5-9 sind für die 30 kWth Gastherme mit Bezug von Biogas aus der Nawaro-Vergärung mit 250 Nm /h die Gestehungskosten pro kWhth bei einer Variation verschiedener Parameter dargestellt. Für die Wärmeerzeugung wurden die Betriebsstunden, der Wirkungsgrad und die Investitionskosten der Gastherme variiert. Um die Auswirkungen des Energiebezugs darzustellen, wurden die Biogaskosten bezüglich ihrer Gestehungskosten verändert. Dabei wurden keine einzelnen Parameter der Biogaskosten berücksichtigt. Der angenommene Variationsbereich entspricht nicht dem in Kapitel 5.3.1.4 ermittelten maximalen Bereich von 23 % bei Veränderung eines Parameters, sondern ebenfalls der Variation um 50 %. Damit ist ein Bereich dargestellt, wie er so in den Modellfällen nicht erreichbar ist.

Als Vergleich der Kosten sind auch die Wärmegestehungskosten einer Erdgastherme dargestellt. Hier wurden die Kosten für das Erdgas um 50 % verändert und die Kosten der Erdgastherme pro kWhth konstant gelassen.

Die Kostenreduzierung über den Wirkungsgrad ist begrenzt, mit 105 % ist schon der optimale Wirkungsgrad erreicht und ein Wirkungsgrad von 110 % ist nur theoretisch denkbar. Sind jedoch nur geringere Wirkungsgrade möglich, so steigen die Kosten schnell an. Bei einem Wirkungsgrad von 89 % sind die Gestehungskosten schon um 1,4 ct/kWhth gestiegen. Die größten Einsparmöglichkeiten bieten sich hier auch wieder bei den Bezugskosten des Biogases. Allerdings werden die angenommenen Kosten einer Erdgastherme erst bei einer Reduktion der Biogaskosten von ca. 45 % erreicht.

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Wirkungsgrad Betriebsstunden Investitionskosten Biogaskosten Vergleichskosten Erdgastherme

Abbildung 5-9: Sensitivität Wärme-Gestehungskosten BG N 250 DWW H II 30kWth

5.3.3 Stromerzeugung und Kraft-Wärme-Kopplung

Die Biomassenutzungspfade zur Stromerzeugung und zur gekoppelten Bereitstellung von Strom und Wärme sind technisch nahezu identisch. Der Einsatz in der Praxis ist meist von


den Möglichkeiten des Wärmeabsatzes abhängig. Da in Deutschland bisher über die Verstromung in der Regel größere Erlöse erreicht wurden als bei dem Wärmeverkauf, sind die BHKW der Biogasanlagen stromgeführt. Das heißt, dass der elektrische Wirkungsgrad optimiert wird, während die Wärme als Nebenprodukt anfällt. Es wird angenommen, dass es bei den Anlagen mit reiner Stromproduktion keine Möglichkeit gibt, Wärme an Dritte abzuführen. Der Nachteil sind gleiche Kosten bei geringeren Stromvergütungen und fehlenden Wärmeerlösen. Dieser Fall ist nicht sehr ungewöhnlich, da nur erzeugte Wärme vergütet wird, die nicht für den Biogas-Erzeugungsprozess verwendet wird. Die Wirtschaftlichkeit muss also bei vielen Anlagen durch die Stromvergütungen gegeben sein.

Sowohl bei der reinen Stromerzeugung als auch bei der Kraft-Wärme-Kopplung werden die spezifischen Stromgestehungskosten ermittelt. Eine Aufteilung der Kosten bei der KWK wäre problematisch, da die Wärmeerzeugung keine zusätzlichen Kosten verursacht und ihr so nicht direkt Kosten zugeordnet werden können.

5.3.3.1 EEG-Vergütungen

Als Bezug zur Wirtschaftlichkeit bei der Stromerzeugung aus Biomasse dienen die Vergütungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz. Für die betrachteten Modellanlagen ist das Bezugsjahr 2005.

Die Vergütungen werden immer über die eingespeiste elektrische Energie abgerechnet. Findet eine zusätzliche Wärmeerzeugung statt oder wird ein technisch innovatives Verfahren eingesetzt, so kann ein Bonus bei der Vergütung erzielt werden.

Die Vergütungen bei den Modellanlagen werden in verschiedene Gruppen aufgeteilt. Die Grundvergütung richtet sich nach dem § 8 Absatz 1 Mindestvergütungen für Strom aus Biomasse. Diese Mindestvergütung ist gestaffelt nach Leistungsgrößen bis zu 20 MWel. Dabei gibt es für jede Leistungsklasse unterschiedliche Vergütungen. Die daraus berechneten Vergütungen für die Leistungsgrößen der Modellanlagen finden sich in der Tabelle 5-22. Bei den Biogasanlagen mit Vergärung von Gülle und Maissilage, sowie bei der Holzvergasung erweitert sich diese Vergütung um den Nawaro-Bonus, der sich nach der Anlagengröße richtet. Dieser Bonus beträgt bis 500 kW 6 ct/kWhel und 4 ct/kWhel bis 5 MWel Leistung. Für die Vergärung von Bioabfall ist die Grundvergütung relevant, da der genutzt Bioabfall als Biomasse einzustufen ist. Bei der Verbrennung von Holz wird bis 500 kW der gleiche Bonus gewährt, danach ist er bis 5 MWel reduziert auf 2,5 ct/kWhel. Bei den Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung gibt es einen Bonus, der sich nach dem Anteil der genutzten zur auskoppelbaren Wärme richtet. Über den prozentualen Anteil der Nutzwärme an der auskoppelbaren Wärmeerzeugung wird die Vergütung pro kWhel errechnet. Ausgegangen wird dabei von einem Bonus in Höhe von 2 ct/kWhel bis zu einer Leistung von 20 MWel. Nur wenn der KWK-Bonus gewährt wird, kann auch ein Technologie-Bonus erhalten werden. Dieser beträgt immer 2 ct/kWhel und wird bei einer Gasaufbereitung zur Erdgasqualität, Gaseinspeisung ins Erdgasnetz und der Holzvergasung angerechnet.

Für die Anlagen der Kraftwärmekopplung werden zu den Vergütungen nach EEG noch Wärmeerlöse erzielt. Diese Wärmeerlöse ergeben sich aus der im Kapitel Wärmeerzeugung vorgestellten Erdgastherme und betragen 6,56 ct/kWhth. Diese Vergütung wird über die Stromkennzahl des BHKW und den Anteil der Nutzwärme umgerechnet in eine Vergütung pro kWhel.


Tabelle 5-22: Stromvergütungen nach dem EEG

Stromvergütung in ct/kWhelGrund-

VergütungNawaro-Bonus

Anteil Nutzwärme

KWK-Bonus

Technologie-Bonus

Vergütung ohne KWK

Vergütung mit KWK

dezentrale Nutzung im BHKW 100 kWel 11,33 6,00 20,0% 0,40 - 17,33 17,73 500 kWel 10,22 6,00 20,0% 0,40 - 16,22 16,62

1000 kWel 9,50 5,00 20,0% 0,40 - 14,50 14,90

7500 kWel 8,70 2,80 20,0% 0,40 2,00 11,50 13,90

20000 kWel 8,43 0,71 44,0% 0,88 - 9,14 10,02

zentrale Nutzung im BHKW 100 kWel 11,33 6,00 80,0% 1,60 2,00 17,33 20,93

500 kWel 10,22 6,00 80,0% 1,60 2,00 16,22 19,82

1000 kWel 9,50 5,00 80,0% 1,60 2,00 14,50 18,10

2000 kWel 9,13 4,50 80,0% 1,60 2,00 13,63 17,23 7500 kWel 8,70 2,80 80,0% 1,60 2,00 11,50 15,10

5.3.3.2 Stromgestehungskosten

Die spezifischen Gestehungskosten der Stromerzeugung wurden für zwei verschiedene Modellfälle ermittelt. Der erste ist die Stromerzeugung direkt an der Biogasanlage durch Konversion von Rohbiogas in einem BHKW. Im zweiten betrachteten Fall findet die Produktion von Strom an einem zentralen Standort statt. Dieser Nutzungspfad umfasst die Erzeugung von Biogas, deren Aufbereitung, Einspeisung und Durchleitung im Erdgasnetz. Bei der zentralen Konversion von Biogas gibt es zwei Varianten, zum einen die Konversion in einem zur Biogasanlage passenden BHKW und zum anderen die Nutzung eines BHKW anderer Leistungsgröße. Für die zweite Möglichkeit wurde ein BHKW mit 2 MWel Leistung gewählt. Der Vorteil einer solchen Kombination ist der bessere Wirkungsgrad und die sinkenden spezifischen Anlagenkosten mit steigender Leistung des BHKW.

Zum Vergleich der Stromerzeugung aus Biogas, wurden zusätzlich die spezifischen Stromgestehungskosten eines Holz-Heizkraftwerkes betrachtet. Dieses erzeugt aus der Verbrennung von Holz Dampf, der zur Stromerzeugung genutzt wird. Die spezifischen Stromgestehungskosten ergeben sich aus den Kosten für die Anlage und dem verbrauchsgebundenen Primärenergieträger.

Die spezifischen Kosten der Stromerzeugung können bei der zentralen Nutzung in vier Blöcke aufgeteilt werden: den Energieträger, die Aufbereitung, die Einspeisung/Durchleitung und die Konversion in Endenergie. Bei den dezentralen Anlagen findet nur eine Aufteilung in den Energieträger und die Konversion statt. Bei den in Tabelle 5-23 dargestellten spezifischen Kosten beziehen sich diese auf die Nutzung in einem zur Biogasanlagengröße passenden BHKW. Für die Biogasanlagen wird eine Staffelung von 0,1, 0,5 und 1 MWel untersucht, da diese Leistungsgrößen den definierten Biogas-Anlagen entsprechen. Beim Synthesegas kommt eine 7,5 MWel Turbine zum Einsatz. Auf diese Motor-Größen beziehen sich auch die Kosten der dezentralen Stromerzeugung.

Tabelle 5-23: spezifische Kosten der zentralen Stromerzeugung

ct/kWhelBG G 50 0,1MWel

BG G 250 0,5MWel

BG G 500 1MWel

BG N 50 0,1MWel

BG N 250 0,5MWel

BG N 500 1MWel

BG B 500 1MWel

SG 25 MW FWL 7,5MWel

Kosten Energieträger 15,76 9,62 8,50 23,96 15,38 14,53 13,46 10,78 Aufbereitung 17,85 4,62 3,15 19,08 4,96 3,38 3,15 6,47 Einspeisung und Durchleitung 6,46 1,43 0,84 6,88 1,53 0,89 0,84 0,22

BHKW 4,02 2,48 2,04 4,02 2,50 2,04 2,03 1,63 gesamte Kosten pro kWhel 44,10 18,15 14,53 53,94 24,36 20,84 19,48 19,09

Sekundärenergie kWh 2.424.242 10.526.316 20.512.821 2.424.242 10.526.316 20.512.821 20.512.821 171.428.571

erzeugte Endenergie kWhel 800.000 4.000.000 8.000.000 800.000 4.000.000 8.000.000 8.000.000 60.000.000

Die anteiligen Kosten der Biogaserzeugung, Aufbereitung und Einspeisung sind abhängig vom Wirkungsgrad des BHKW. Bei der Biogasanlage mit Nawaro-Vergärung, einem Volumenstrom von 250 Nm /h und einem Wirkungsgrad des zentralen BHKW von 38 % werden 2,6 kWh des Produktgases benötigt, um 1 kWhel zu produzieren. Insofern muss bei


den Kosten auch dementsprechend mehr angesetzt werden. Die Kosten der BHKW ergeben sich aus den jährlichen Kosten der Tabelle 5-13 und der jeweils erzeugten Menge Endenergie.

Tabelle 5-24: spezifische Kosten der dezentralen Stromerzeugung

ct/kWhelBG G 50 0,1MWel

BG G 250 0,5MWel

BG G 500 1MWel

BG N 50 0,1MWel

BG N 250 0,5MWel

BG N 500 1MWel

BG B 500 1MWel

SG 25 MW FWL 7,5MWel

HS 20MWel

Kosten Energieträger 16,41 10,47 9,46 25,17 16,51 15,95 14,00 9,87 4,64 BHKW 5,84 3,19 2,58 5,88 3,20 2,60 2,47 1,63 4,18 gesamte Kosten pro kWhel 22,26 13,66 12,04 31,05 19,71 18,55 16,47 11,50 8,82

Sekundär-/Primärenergie kWh 2.280.000 11.400.000 22.800.000 2.120.000 10.600.000 21.200.000 24.800.000 181.818.182 533.333.333Erzeugte Endenergie kWhel 706.800 4.104.000 8.208.000 657.200 3.816.000 7.632.000 8.928.000 60.000.000 160.000.000

Die Kosten des Energieträgers ergeben sich aus den gesamten Kosten der Biogaserzeugung bezogen auf die erzeugte Energiemenge. Nur beim Holz-Heizkraftwerk sind in diesen Kosten lediglich die Kosten der Brennstoffbereitstellung enthalten. Die gesamten Anlagenkosten wurden in die Spalte BHKW übernommen, da hier nur ein Schritt bei der Konversion von Primärenergie zu Endenergie vorliegt.

Bei den dezentralen Anlagen ergeben sich die Kosten für das BHKW aufgrund einer anderen Betriebsweise. Die BHKW werden mit Rohbiogas betrieben, das nur einer Entschwefelung unterzogen wurde, dadurch haben die BHKW eine kürzere Nutzungsdauer und somit höhere Kapitalkosten. Außerdem ist die Leistungsauslegung des BHKW an das Rohbiogas angepasst, wodurch es zu Leistungsverschiebungen kommt.

In der Abbildung 5-10 werden die zentrale und dezentrale Erzeugung von Strom gegenüber-gestellt. Eine Ausnahme ist dabei das Heizkraftwerk, da dieses nur dezentral Strom erzeugen kann. In der grafischen Darstellung zeigt jeweils der linke Balken den Fall der zentralen Nutzung (inklusive Aufbereitung und Einspeisung), während der rechte Balken die dezentrale Verstromung darstellt. Im ersten Block finden sich die Anlagen, die ihre Sekundärenergie aus Biogasanlagen beziehen, die mit 90 % Gülle-Vergärung arbeiten. Im zweiten Block sind die Anlagen mit einem Bezug aus 90 % Nawaro-Vergärung. Daneben steht die Anlage mit Bioabfallvergärung, die Nutzung von Synthesegas und die Verbrennung von Holz zur Endenergieerzeugung.

Um anhand der spezifischen Gestehungskosten zu erkennen, ob die jeweilige Anlagenkombination wirtschaftlich betrieben werden kann, sind in der Grafik die jeweils zu erwartenden Vergütungen in Form von farbigen Strichen eingefügt. Dabei werden auch die möglichen Erlöse bei Kraft-Wärme-Kopplung angegeben, da die Stromgestehungskosten für beide Betriebsarten gleich sind. Jedoch wird auf die Kraft-Wärme-Kopplung noch gesondert im Kapitel 5.3.3.3 eingegangen. So können in der Grafik die Unterschiede der reinen Stromerzeugung und der Kraft-Wärme-Kopplung verglichen werden. Die schwarze Markierung gibt an, wie hoch die Grundvergütung bei der jeweiligen Anlagengröße ist. Zusätzlich zu den reinen Stromvergütungen sind noch die Vergütungen durch KWK-Betrieb und technische Innovationen eingefügt. Die rote Markierung ergibt sich aus den Stromvergütungen der KWK-Vergütung und dem Technologie-Bonus bei den zentralen Anlagen. Bei der grünen Markierung wurden dann noch die angenommenen Erlöse aus dem Wärmeverkauf berücksichtigt.


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BG G 50DWW H II0,1MWel

BG G 50oE

0,1MWel


BG G 250oE

0,5MWel

BG G 500DWW H II

1MWel

BG G 500oE 1MWel

BG N 50DWW H II0,1MWel

BG N 50oE

0,1MWel


BG N 250oE

0,5MWel

BG N 500DWW H II

1MWel

BG N 500oE 1MWel

BG B 500DWW H II

1MWel

BG B 500oE 1MWel

SG 25MW FWLDWW H II7,5MWel

SG 25MW FWL

oE7,5MWel

HS20MWel

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kW

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Energieträger (Biogas/Brennstoff) Aufbereitung Einspeisung & Durchleitung BHKW

Grundvergütung nach EEG (1) Grundvergütung + KWK-Bonus (2) zusätzliche Wärmeerlöse (3)

Biogas aus Gülle/Nawaro-Anlagen Biogas aus Nawaro/Gülle-AnlagenBiogas aus

BioabfallSynthesegas

aus Holz

(1) Vergütung für die Stromerzeugung; (2) zusätzliche Vergütung für die Nutzwärme durch KWK- und Technologie-Bonus; (3) zusätzliche Wärmeerlöse ergeben sich aus dem Verkauf der Nutzwärme

Abbildung 5-10: spezifische Stromgestehungskosten der betrachteten Pfade

Die hier dargestellten Kosten- und Wirtschaftlichkeitsdaten geben einen Überblick über die Biomassenutzungspfade und die Einordnung der Aufbereitung und Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz. Aus der Grafik können nur grundsätzliche Tendenzen abgeleitet werden, da im praktischen Einzelfall die Rahmenbedingungen (z.B. Substratkosten oder Anlagenkosten) stark variieren können.

Als klare Schlussfolgerungen können abgeleitet werden:

• Stromgestehungskosten von Biogasanlagen auf Gülle-Basis sind geringer als die von Nawaro-Anlagen

• Stromgestehungskosten von kleinen Biogasanlagen sind deutlich höher als die von Größeren

• Aufbereitung und Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz steigern die Kosten bei kleinen Biogasanlagen überproportional stark

• Dezentrale und zentrale Biogasnutzung können wirtschaftlich betrieben werden

• Die dezentrale Stromerzeugung aus Holzgas erscheint wirtschaftlicher als die zent-rale Nutzung und die Nutzung von Biogas aus der Vergärung

• Aus ökonomischer Sicht scheint die Stromerzeugung aus fester Biomasse im Groß-Heizkraftwerk am günstigsten

• Insbesondere die Erlöse aus dem Wärmeverkauf sind für die Wirtschaftlichkeit vieler Pfade außerordentlich bedeutend, z.T. essentiell.

5.3.3.3 Kraft-Wärme-Kopplung

Bei Wärmenutzung steigen die Erlöse bei gleichbleibenden Stromgestehungskosten. Deshalb liegt die Besonderheit im Vergleich zur reinen Stromerzeugung in den höheren Erträgen, da es möglich ist, durch die Nutzung der erzeugten Wärme, zusätzliche Erlöse nach dem EEG zu erzielen. Im Kapitel 5.3.3.1 wurden die Vergütungen für die Kraft-Wärme-Kopplung erläutert. In der Abbildung 5-11 wird der Vorteil der Stromerzeugung in KWK


dargestellt. Bei der Ermittlung der spezifischen Stromgestehungskosten wurden hier die Erlöse des Wärmeverkaufs an Dritte abgezogen. Dadurch ergeben sich spezifische Stromgestehungskosten für die Kraft-Wärme-Kopplung. Diese sind den jeweiligen Stromvergütungen nach EEG und dem KWK- / Technologie-Bonus gegenübergestellt.

In der Grafik ist erkennbar, dass sich die mittleren und großen Anlagen mit zentraler Nutzung aufgrund der Wärmeerlöse deutlich von den dezentralen Anlagen absetzen. Bei der zentralen Nutzung werden 80 % der erzeugten Wärme als Nutzwärme verkauft. Bei den dezentralen Anlagen sind dies nur 20 %. Rechnet man diese Gewinne aus dem Verkauf der Wärme auf die spezifischen Stromgestehungskosten an, so sind die Stromgestehungskosten bei der zentralen Nutzung geringer. Bei der KWK wirkt sich die Wärmenutzung positiv auf die Stromgestehungskosten der zentralen Anlagen aus. Bei den kleinen Anlagen und der Synthesegas-Nutzung ist dieser Vorteil nicht vorhanden. Die Aufbereitungskosten sind so hoch, dass sie nicht über die zusätzliche Wärmeerzeugung aufgefangen werden können.

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BG G 50oE

0,1MWel


BG G 250oE

0,5MWel

BG G 500DWW H II

1MWel

BG G 500oE 1MWel


BG N 50oE

0,1MWel


BG N 250oE

0,5MWel

BG N 500DWW H II

1MWel

BG N 500oE 1MWel

BG B 500DWW H II

1MWel

BG B 500oE 1MWel

SG 25MW FWLDWW H II7,5MWel

SG 25MW FWL

oE7,5MWel

HS20MWel

Ge

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i K

WK

in

ct/

kW

he

l

Energieträger (Biogas/Brennstoff) Aufbereitung Einspeisung & Durchleitung

BHKW Grundvergütung nach EEG (1) Grundvergütung + KWK-Bonus (2)

Biogas aus Gülle/Nawaro-Anlagen Biogas aus Nawaro/Gülle-Anlagen Biogas ausBioabfall

Synthesegasaus Holz

(1) Vergütung für die Stromerzeugung; (2) zusätzliche Vergütung für die Nutzwärme durch KWK- und Technologie-Bonus

Abbildung 5-11: spezifische Stromgestehungskosten nach Bereinigung durch Wärmevergütungen

5.3.3.4 Vergleich verschiedener BHKW-Leistungen bei zentraler Nutzung

Alternativ zur bisher verfolgten Betrachtungsweise, die zentrale Biogasnutzung nach Aufbereitung und Einspeisung in das Erdgasnetz in einem, der Biogaserzeugung größenäquivalenten BHKW durchzuführen, könnte das eingespeiste Gas von mehreren Biogasanlagen auch in einem zentralen größeren BHKW effektiver genutzt werden. Beispielhaft wird hier der Betrieb eines 2 MWel-BHKW für die drei Größenklassen der Biogasanlagen betrachtet. Dabei ist zu beachten, dass dem Gasnetz entnommenes Gas nach dem EEG nur als Biomasse abgerechnet werden kann, wenn die gleiche Menge an anderer Stelle aus Biomasse eingespeist wird. Soll der erzeugte Strom also nach EEG vergütet werden, muss sichergestellt sein, dass die Einspeisung von Biogas der entnommenen Menge entspricht. Ein größer dimensioniertes zentrales BHKW muss daher Verträge mit mehreren Biogasproduzenten abschließen.

In Abbildung 5-12 sind die beiden Alternativen der zentralen Nutzung gegenübergestellt. Der linke Balken stellt die spezifischen Stromgestehungskosten eines für alle Anlagen


einheitlichen 2 MWel BHKW dar. Der rechte Balken dagegen entspricht der BHKW-Leistung, wie sie äquivalent zur Biogaseinspeisung wäre. Die Unterschiede der Vergütung ergeben sich durch die Leistungsgrößen der BHKW. Je größer die Leistung, desto geringer sind die Stromvergütungen. Der KWK- und Technologie-Bonus ist dagegen für die Anlagen gleich, da er sich nur nach der Wärmeauskopplung richtet.

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BG G 50DWW H II

2MWel


BG G 250DWW H II

2MWel


BG G 500DWW H II

2MWel

BG G 500DWW H II

1MWel

BG N 50DWW H II

2MWel


BG N 250DWW H II

2MWel


BG N 500DWW H II

2MWel

BG N 500DWW H II

1MWel

BG B 500DWW H II

2MWel

BG B 500DWW H II

1MWel

SG 25 MWFWL DWWH II 2MWel

SG 25 MWFWL DWW

H II7,5MWel

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ct/

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Kosten Energieträger Aufbereitung Einspeisung und Durchleitung BHKW


Biogas aus Gülle/Nawaro-Anlagen Biogas aus Nawaro/Gülle-Anlagen Biogas ausBioabfall

Synthesegasaus Holz

(1) Vergütung für die Stromerzeugung; (2) zusätzliche Vergütung für die Nutzwärme durch KWK- und Technologie-Bonus (3) zusätzliche Wärmeerlöse ergeben sich aus dem Verkauf der Nutzwärme

Abbildung 5-12 spezifische Stromgestehungskosten bei verschiedenen zentralen BHKW-Leistungen

Die Unterschiede der spezifischen Gestehungskosten ergeben sich zum Einen durch den Wirkungsgrad des BHKW und zum Anderen durch die Kosten (siehe Abschnitt 5.2.4). Durch den höheren Wirkungsgrad ist der Anteil der Energieträgerkosten geringer. Je mehr sich die BHKW-Leistungen aber annähern, desto geringer werden die Wirkungsgradunterschiede und damit die Energieträgerkosten. Das Gleiche gilt für den Anteil der BHKW-Kosten. Bei einer kleinen Anlage sind diese noch sehr hoch, nehmen aber mit steigender Leistung ab.

Für die Gewinnerwartung scheint es erstaunlicherweise bei den Gülle- und Nawaro-Anlagen sinnvoller, ein zur Biogasanlage äquivalentes zentrales BHKW zu betreiben, da das Verhältnis von Stromgestehungskosten zu den Vergütungen und Boni besser ist. Bei der Bioabfallanlage ist dieses Verhältnis nahezu gleich und bei der Nutzung von Synthesegas ist es besser, das 2 MWel BHKW zu nutzen, da die äquivalente 7,5 MWel Turbine zu geringe Stromvergütungen erhält.

5.3.3.5 Sensitivität der Stromgestehungskosten

Um mögliche Veränderungen bei den Stromgestehungskosten darzustellen, wurden beispielhaft an einer Anlage mehrere Parameter variiert. Dabei treten unterschiedliche Tendenzen bei den Gestehungskosten auf. Als Beispiel wurde das zentrale BHKW mit Bezug von Biogas aus der Nawaro-Vergärung und einem Volumenstrom von 250 Nm /h ausgewählt. Diese Anlage ist bei einer Vergütung nach dem EEG nur durch den Verkauf von Wärme wirtschaftlich. Die EEG-Vergütung reicht nicht aus, um die Kosten einer reinen Stromerzeugung zu decken. In der Grafik sind zum Vergleich die Stromvergütung und die zusätzlichen Erlöse bei KWK dargestellt. Die Erlöse bei KWK ergeben sich aus der


Grundvergütung, dem KWK- und Innovationsbonus sowie den Wärme-Erlösen. Die Vergütungen nach dem EEG sind fest und unterliegen keinen Schwankungen. Die Wärmeerlöse richten sich allerdings nach den Marktpreisen für Wärme, deshalb wurde hier eine Variation vorgenommen.

Die Auswirkungen der Parametervariationen bei den anderen Anlagentypen auf die Geste-hungskosten sind ähnlich der hier aufgezeigten. Die Tendenzen der Kostenentwicklung gehen in die gleiche Richtung, nur dass dort die Gestehungskosten, z.B. bei der Gülle-Vergärung niedriger liegen.

Es wurde, wie schon bei den Gasgestehungskosten im Bereich von –50 % bis +50 % variiert. Nur bei den Betriebsstunden des BHKW wird maximal bis auf +9,5%, da dann 8760 h erreicht sind. Die veränderten Parameter betreffen die Investition für das BHKW, den Wirkungsgrad und die Betriebsstunden desselben. Wie schon bei den Wärme-Gestehungskosten erläutert fließen hier auch wieder die Biogaserzeugungskosten und damit z.B. die Substratkosten mit ein.

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Wirkungsgrad Betriebsstunden Investitionskosten

Biogaskosten Stromvergütung nach EEG Stromvergütung + KWK-Bonus nach EEG

Abbildung 5-13: Sensitivität BG N 250 DWW H II 0,5 MWel

Den größten Einfluss auf die Strom-Gestehungskosten haben der elektrische Wirkungsgrad des BHKW und die Kosten des Biogases. Eine Verbesserung des Wirkungsgrades um 2 % auf 40 % würde die Gestehungskosten schon um 1 ct/kWhel senken. Dagegen würde ein um 2 % niedrigerer Wirkungsgrad die Kosten um 1,2 ct/kWhel erhöhen. Die Verschlechterung des Wirkungsgrades hat auf Grund des exponentiellen Kurvenverlaufs größere Auswirkungen, als die Verbesserung. Die Veränderung der Biogaskosten hat fast ebenso große Auswirkungen. Bei einer 10 %igen Änderung steigen oder sinken die Gestehungskosten um 1,2 ct/kWhel. Die Änderungen der Betriebsstunden und Investitionskosten des BHKW haben dagegen fast keine Auswirkungen. Bei einer jährlichen Laufzeit von 4.000 h würden sich die Gestehungskosten lediglich um 1,2 ct erhöhen. Bei einer Halbierung der Investitionskosten hätte dies nur eine Senkung von 0,6 ct/kWhel zur Folge.

Damit die Kosten der Stromerzeugung auch durch die reine Stromvergütung gedeckt wären, müssten die Biogaskosten ca. 37 % günstiger sein. Alle anderen Maßnahmen würden zu keiner Kostendeckung führen. Nur bei der Vergütung im KWK-Betrieb ist die Anlage zur Zeit kostendeckend.


5.3.4 Kraftstofferzeugung

Die Bereitstellung von Energie in Form von Kraftstoff findet an Gastankstellen statt. Als Kraftstoff dient das aus verschiedenen Substraten und in unterschiedlich großen Anlagen erzeugte Produktgas. Für die Ermittlung der Kraftstoffgestehungskosten werden nur die Anlagen betrachtet, die zur Einspeisung von Biogas konzipiert sind. Damit stehen acht Anlagen zum Vergleich. Die Qualität des eingespeisten Gases wird durch das DWW-Verfahren sicher gestellt und es erfolgt keine LPG-Zugabe.

Die Kostenzusammenstellung beim Kraftstoff ergibt sich aus der benötigten Menge Produktgas und den Kosten der Gastankstelle. Die Kosten der Tankstelle ergeben sich aus der Tabelle 5-15. Die verbrauchsgebundenen Kosten beziehen sich dabei auf den angenommenen Durchsatz von 100 Nm /h bei einer jährlichen Betriebszeit von 4.500 h. Bei dieser Betriebszeit benötigt die Anlage also 450.000 Nm /a. Das entspricht einer Energiemenge von ca. 4.350.000 kWh bei den Fermentationsanlagen und 4.600.000 kWh bei der Holzvergasung. Aus diesen Mengen ergeben sich dann weitere verbrauchsgebundene Kosten, die von der Anlagengröße abhängig sind, in der das Biogas erzeugt wird. Diese Kosten können der Tabelle 5-18 entnommen werden.

In der Abbildung 5-14 sind die spezifischen Gestehungskosten pro kWh dargestellt. Die Aufteilung der Balken erfolgt dabei nach dem Energieträger, der Aufbereitung, der Einspeisung und der Bereitstellung an der Tankstelle. Der Kostenanteil für den Energieträger beinhaltet die gesamten Kosten der Biogaserzeugung.

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BG G 50 DWWH II TS

BG G 250 DWWH II TS

BG G 500 DWWH II TS

BG N 50 DWW HII TS

BG N 250 DWWH II TS

BG N 500 DWWH II TS

BG B 500 DWWH II TS

SG 25 MW FWLDWW H II TS

Erdgas-tankstelle

Diesel-tankstelle

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kWh

Energieträger Aufbereitung Einspeisung & Durchleitung Bereitstellung in Tankstelle mit 100 m_/h Erdgastankstelle Dieseltankstelle

Abbildung 5-14: spezifische Kraftstoffgestehungskosten in ct pro kWh

Es ist zu sehen, dass die kleinen Biogasanlagen aufgrund ihrer hohen Aufbereitungs- und Durchleitungskosten Kraftstoff nur zu sehr hohen Gestehungskosten produzieren können. Jedoch liegen die Gestehungskosten der meisten anderen Anlagen auch mit 2 bis 4 ct/kWh deutlich über den aktuellen Tankstellen-Erdgaspreisen. Einzig die Tankstelle mit Bezug von Produktgas aus einer Gülle-Anlage kann sich mit 5,8 ct pro kWh an den derzeitigen Tankstellenpreis von Erdgas annähern. Dieser wurde mit 0,759 /kg angenommen, dies entspricht einem Preis pro kWh von ca. 5,4 ct. Unter den gegebenen Bedingungen könnte die Nutzung in einer schon bestehenden Tankstelle bei der Gaserzeugung in einer großen Gülle- oder Holzvergasungsanlage wirtschaftlich sein, da sie dann unter dem derzeitigen Tankstellenpreis liegen.


5.3.4.1 Sensitivität der Kraftstoff-Gestehungskosten

Die Sensitivität der Kraftstoff-Gestehungskosten wurde für den Fall ermittelt, dass Biogas aus einer Biogasanlage mit Nawaro-Vergärung und einem Volumenstrom von 250 Nm /h bezogen wird. Die betrachteten Parameter beziehen sich auf die Betriebsstunden und die Investitionskosten der Tankstelle. Dazu erfolgt auch wieder die Variation der Kosten des Biogasbezuges.

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kWh

Betriebsstunden Investitionskosten Biogaskosten Erdgas-Tankstellenpreis

Abbildung 5-15: Sensitivität der Kraftstoffgestehungskosten

Der Einfluss der Investitionskosten und der Betriebsstunden (Kraftstoffabgabe) ist mit 0,2 bis 0,4 ct/kWh nur sehr gering. Die Kosten des Biogases haben aufgrund ihres Anteils von 90 % an den Gestehungskosten starke Auswirkungen bei einer Kostenveränderung. Sinken die Biogaskosten, so fallen die Gestehungskosten des Kraftstoffes im gleichen Maße.


6 Ökologische Analyse und Bewertung

Bioenergieträger gelten als einer der Hoffnungsträger für eine klimaverträglichere Energieversorgung. Aber auch die Nutzung von biogenen Energieträgern ist mit negativen Auswirkungen auf die natürliche Umwelt verbunden. Die Verbrennung von in Biomasse enthaltenem Kohlenstoff zu Kohlenstoffdioxid wird zwar als klimaneutral angesehen, aber klimaschädigende Emissionen treten z. B. bei der Bereitstellung und dem Transport der Biomasse zum Nutzer auf. Außerdem ist – wie auch bei der Verwendung fossiler Energieträger – die thermo-chemische Umwandlung von Biomasse mit Belastungen an Schwefeldioxiden und Stickstoffoxiden, Stäuben und weiteren Schadstoffen verbunden. Zur differenzierten Bewertung ist daher ein umfassender ökologischer Vergleich notwendig.

Vor diesem Hintergrund ist es das Ziel dieses Kapitels, für die verschiedenen zuvor beschriebenen Biomassepfade und -nutzungsoptionen, die mit der Endenergiebereitstellung verbundenen Effekte auf die natürliche Umwelt und den Menschen darzustellen und zu diskutieren. Die Betrachtung erstreckt sich dabei auf den gesamten Lebensweg von der Bereitstellung der Bioenergieträger über die Konversion zum Sekundärenergieträger, bis hin zur Umwandlung in Endenergie (d. h. von der Wiege bis zur Bahre).

6.1 Methodik der Ökobilanzierung

Mit Hilfe von Ökobilanzen können beliebige Produkte oder Dienstleistungen hinsichtlich potenzieller Wirkungen auf die Umwelt und die menschliche Gesundheit gesamtökologisch bewertet werden. Andere Aspekte, z. B. ökonomische oder soziale, werden in einer Ökobilanz definitionsgemäß nicht betrachtet. Das Ziel einer Ökobilanz ist dabei eine vergleichende Bewertung der ökologischen Vor- und Nachteile verschiedener Alternativen. Unter diesem sog. Lebenswegvergleich werden hier einerseits die Unterschiede zwischen den verschiedenen Biomasse-Nutzungsoptionen und andererseits die Nutzung fossiler Quellen auf der Basis der gleichen Endenergie verstanden.

Dazu wird der gesamte Lebenszyklus des untersuchten Produktes von der Rohstofferschließung und -gewinnung über die Produktion und Nutzung bis hin zur Entsorgung analysiert, um alle mit diesem Produkt verbundenen Effekte zu erfassen; dies gilt ebenso für alle in diesem Lebensweg verwendeten anderen Produkte. Für die Erstellung einer solchen Bilanz existieren die international gültigen Normen ISO 14040 bis ISO 14043. (/39/bis /42/). Danach besteht eine Ökobilanz aus den folgenden vier Schritten: Festlegung von Ziel und Untersuchungsrahmen,·Sachbilanz, Wirkungsabschätzung und Auswertung. In Abbildung 6-1 sind die einzelnen Schritte grafisch dargestellt, deren methodischen Grundlagen und die jeweilige Umsetzung für den hier vorliegenden Anwendungsfall im Folgenden beschrieben werden.


Abbildung 6-1: Aufbau einer Ökobilanz nach ISO 14040

6.1.1 Grundlagen

• Ziel und Untersuchungsrahmen:

Im diesem ersten Schritt wird festgelegt, welches Produkt oder welche Dienstleistung in welchem Umfang, mit welcher Genauigkeit und welchem Ziel betrachtet werden soll. Dabei wird die funktionelle Einheit als zentrale Bezugs- und Vergleichsgröße festgelegt. Bei Be-trachtung von Stromerzeugungstechniken ist das z.B. eine GWh Strom. Die Festlegung des Untersuchungsrahmens erfordert die Entscheidung, ob der gesamte Lebensweg des Verfahrens, des Produktes etc. oder nur ein Teil davon betrachtet wird. Ebenso wird festgelegt, welche Umweltbereiche bzw. –effekte betrachtet werden sollen.

• Sachbilanz:

Der zweite Schritt, die Sachbilanz, umfasst die Quantifizierung der Massen- und Energie-ströme der verschiedenen Prozesse im Verlauf des gesamten Lebensweges, die zur Herstel-lung des Produktes nötig sind. Diese werden auf die funktionelle Einheit bezogen. Häufig wird dazu die sogenannte Prozesskettenanalyse verwendet, die auf einer Verknüpfung der einzelnen Prozesse auf Basis von physischen Größen beruht (Abbildung 6-2).

Rohstoffanbau Energieträger

Transport

Bau der Anlage

Hilfs- /Betriebs- Stoffe

Strom

Neben - produkte

Abbau der Anlage

Transport Wandlung a. d. Anlage

Bau der Anlage

Produkt

Neben - produkte

Abbau der Anlage

Abbildung 6-2: Schematische Darstellung einer Prozesskettenanalyse


• Wirkungsabschätzung

Die Wirkungsabschätzung als dritter Schritt der Ökobilanz beinhaltet die Beurteilung von Größe und Bedeutung der potenziellen Umweltwirkungen des Verfahrens, Produktes etc. über den Lebensweg. Die Ergebnisse der Sachbilanz werden dazu verschiedenen Wirkungskategorien zugeordnet. Dies sind z.B. (vgl. /43/) Treibhauseffekt, Abbau des stratosphärischen Ozons, Photochemische Oxidantienbildung, Eutrophierung, Versauerung etc.). Mit Hilfe von Charakterisierungsfaktoren werden einzelne Sachbilanzgrößen innerhalb einer Wirkungskategorie zu einem Wirkungsindikator zusammengefasst.

• Auswertung

Als vierter Schritt der Ökobilanz folgt die Auswertung. Hierbei werden die Ergebnisse von Sachbilanz und Wirkungsabschätzung zusammengeführt. Nach einer gründlichen Prüfung der Resultate der Ökobilanz werden diese im Hinblick auf das zu Grunde gelegte Ziel ausgewertet.

6.1.2 Anwendung

Im Folgenden werden exemplarisch die wesentlichen Aspekte der Anwendung der vier in 6.1.1 beschriebenen Schritte auf die hier zu untersuchende Fragestellung der Endenergiegewinnung aus Biomasse diskutiert.

• Ziel und Untersuchungsrahmen

Ziel und betrachtete Umweltbereiche. Ziel dieser Untersuchung ist es, eine energetische Nutzung von Biomasse zur Bereitstellung von Strom, Wärme und Kraftstoffen bezüglich dem Verbrauch an erschöpfliche Energieressourcen (kumulierter fossiler Primärenergieaufwand), dem anthropogenen Treibhauseffekt (Emissionen klimawirksamer Gase), Emissionen mit versauernder sowie mit eutrophierender Wirkung zu analysieren.

Festlegung der Lebenswege. Die betrachteten nachwachsende Rohstoffe (Maissilage) werden als landwirtschaftliche Produkte entsprechend eines Bewirtschaftungsplans, der die notwendigen Feldarbeiten gemäß guter fachlicher Praxis festlegt, konventionell produziert. Dabei kommen Betriebsmittel zum Einsatz, die bis zur "Quelle" zurück verfolgt werden (z. B. Rohölproduktion in Saudi-Arabien). Anschließend werden die nachwachsenden Rohstoffe zur Biogasanlage transportiert und zu Biogas vergoren. Bau, Betrieb und Abriss der notwendigen Anlagen und Anlagenteile werden in der Untersuchung mit berücksichtigt.

Funktionelle Einheit. Als funktionelle Einheit wird je nach bereitgestellter Endenergie definiert:

• Wärme: 1 kWh Wärme frei Anlage

• Strom: 1 kWh Strom frei Anlage

• Kraftstoff: 1 Fahrzeugkilometer

Systemgrenzen. Für die Bilanzierung der Umweltbelastungen der Endenergiebereitstellung aus Biomasse wird der in Deutschland existierende landwirtschaftliche und feuerungstechnische Standard unterstellt. Produkte, die von Deutschland importiert werden, werden ebenfalls entsprechend bilanziert (z. B. Düngerimport, Rohölimport sowie deren Vorketten). Diese Umweltbelastungen entstehen damit nicht in Deutschland, sondern in den jeweiligen Herkunftsländern. Sie sind aber trotzdem dem hier untersuchten Produkt anzulasten. Bezugszeitraum ist das Jahr 2005.

Allokationsverfahren. Wird durch einen Prozess innerhalb eines Lebenswegs mehr als ein Produkt bereitgestellt (Koppelproduktion), müssen die ermittelten Umwelteffekte in einer geeigneten Weise auf die verschiedenen Produkte aufgeteilt werden. Beispielsweise stellt eine Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlage (KWK-Anlage) neben Strom auch Wärme bereit. Für einen Vergleich der Stromerzeugung aus einer KWK-Anlage mit anderen Stromerzeugungsoptionen, die ausschließlich elektrische Energie bereitstellen, darf nur der


Teil der Umweltinanspruchnahme der KWK-Anlage herangezogen werden, der den Strom produziert. Hierzu werden in ISO 14041 folgende Vorgaben gemacht:

• Wenn möglich, sollte eine Allokation durch eine Systemaufteilung oder eine Systemerweiterung vermieden werden. Bei einer Systemerweiterung wird die KWK-Anlage mit einem System verglichen, das die gleiche Menge Strom und Wärme bereitstellt, also z. B. in der Kraftwerkstechnik mit einem System bestehend aus einem Steinkohle-Kraftwerk und einem Erdgas-Heizwerk.

• Wenn eine Allokation nicht vermieden werden kann, sollte sie möglichst auf der Basis von physikalischen Größen, wie z. B. Energie, Exergie oder Masse beruhen.

• Wenn keine physikalischen Beziehungen aufgestellt werden können, kann die Allokation auch auf Basis von anderen Beziehungen wie z. B. monetären Werten vorgenommen werden.

Im vorliegenden Fall der Nutzenergiebereitstellung aus Biomasse werden etwaige Koppelprodukte, wie z. B. produzierte Wärme im KWK-Betrieb oder der Düngerwert des Gärrestes nach der Biogaserzeugung, über die jeweils vermiedenen Umwelteffekte gutgeschrieben.

• Sachbilanz

Entsprechend der Zieldefinition wird hier für die gesamte Prozesskette vom Rohstoffanbau bzw. der Rohstoffbereitstellung über etwaige Konversionsschritte bis hin zur Bereitstellung der Endenergie untersucht.

• Wirkungsabschätzung

Die Auswirkungen einer Nutzung von Bioenergieträgern erstrecken sich auf eine Vielzahl unterschiedlichster Umweltbereiche. Im Rahmen der hier durchgeführten Ökobilanzierung beschränken sich die Ausführungen auf wesentliche, sinnvoll quantifizierbare Kenngrößen, welche ausgewählte Belastungen auf Energieträgerreserven (d. h. kumulierter fossiler Primärenergieaufwand), Klima (anthropogener Treibhauseffekt gemessen in CO2-Äquivalenten) und Ökosysteme (Versauerung und Eutrophierung gemessen in SO2-Äquivalenten bzw. in PO4-Äquivalenten) abbilden. Tabelle 6-1 zeigt die betrachteten Wirkungsgrößen.

Tabelle 6-1: Zusammenstellung der bilanzierten Wirkungsgrößen

Wirkungskategorie Wirkungsindikator Substanzen

Verbrauch erschöpflicher Energieressourcen

Fossiler Primärenergieaufwand

Erdöl, Steinkohle, Braunkohle, Erdgas, Uran

Anthropogener Treibhauseffekt CO2-Äquivalente Kohlenstoffdioxid , Methan, Distickstoffoxid, SF6, CF4, C2F6, etc.

Emissionen mit versauernder Wirkung

SO2-Äquivalente Schwefeldioxid, Stickstoffoxide, Chlorwasserstoff, Ammoniak, etc

Emissionen mit eutrophierender Wirkung

PO43--Äquivalente Stickstoffoxide, Ammoniak

Kumulierter Primärenergieaufwand. Als Wirkungsindikator für die Beanspruchung der erschöpflichen Energieressourcen wird der Aufwand an fossilen Energieträgern herangezogen. Der Primärenergieverbrauch errechnet sich für Stein- und Braunkohle, Erdgas und Erdöl auf Basis des Heizwerts. Strom aus Kernenergie wird über einen Wirkungsgrad von 33 % in Primärenergie umgerechnet /44/ (Tabelle 6-2).


Tabelle 6-2: Aggregationsfaktoren zur Berechnung der Ressourcenbeanspruchung über den kumulierten fossilen Energieaufwand

Einheit Faktor in MJ / Einheit

Erdgas MJ 1

Erdölgas MJ 1

Rohbraunkohle MJ 1

Rohöl MJ 1

Rohsteinkohle MJ 1

Elektrizität netto produziert in Kernkraftwerken kWh 10,908

Anthropogener Treibhauseffekt. Hier treten als direkt klimarelevante Spurengasemissio-nen vor allem CO2 aus fossilen Energieträgern, CH4 und N2O auf. Aufgrund der unterschied-lichen Klimawirksamkeit der einzelnen Stoffe werden die jeweiligen Emissionen in sogenannte CO2-Äquivalente überführt. Das bei der Verbrennung von Biomasse entste-hende CO2 wird bei der Berechnung der CO2-Äquivalente nicht berücksichtigt, da die gleiche Menge an CO2 beim Wachstum der Pflanzen aus der Atmosphäre gebunden wurde, d. h. es wird ein geschlossener Kohlenstoffkreislauf und eine nachhaltige Bereitstellung der Bio-masse unterstellt.

Die verschiedenen Treibhauspotenziale wichtiger Klimagase bezogen auf einen Zeithorizont von 100 Jahren und deutsche Verhältnisse sind in Tabelle 6-3 aufgeführt.

Tabelle 6-3: Wichtungsfaktoren wichtiger Treibhausgase zur Quantifizierung des anthropogenen Treibhauseffekts bezogen auf einen Zeithorizont von 100 Jahren

Wichtungsfaktor in kg CO2-Äquivalenten / kg Schadstoff

Kohlenstoffdioxid CO2 1

Methan CH4 23

Distickstoffdioxid N2O 296

Perfluormethan CF4 5 700

Perfluorethan C2F6 11 900

Schwefelhexafluorid SF6 22 200

Quelle: /45/

Emissionen mit versauernder Wirkung sind versauernd wirkende Stoffe wie beispiels-weise Schwefel- und Stickstoffoxide und deren Umwandlungsprodukte. Durch Säureeintrag und einer damit verbundenen pH-Wert-Absenkung können sowohl terrestrische als auch aquatische Ökosysteme in Mitleidenschaft gezogen werden. In Tabelle 6-4 sind die in dieser Studie verwendeten Charakterisierungsfaktoren zur Ermittlung der Emissionen mit versau-ernder Wirkung aufgeführt.


Tabelle 6-4: Charakterisierungsfaktoren zur Bildung des Indikators für Versauerung

Charakterisierungsfaktor in kg SO2-Äquivalenten / kg Schadstoff

Schwefeldioxid SOx als SO2 1

Stickstoffoxide NOx als NO2 0,7

Ammoniak NH3 1,88

Chlorwasserstoff HCl 0,88

Fluorwasserstoff HF 1,6

Schwefelwasserstoff H2S 1,88

Quelle: /46/

Emissionen mit eutrophierender Wirkung. Der Effekt der terrestrischen Eutrophierung umfasst den Eintrag von Nährstoffen in Böden. Bei terrestrischen Ökosystemen führt ein verstärkter Nährstoffeintrag zu einer Verschiebung des Artengleichgewichts, die im Allgemeinen mit einer Verminderung der Artenvielfalt verbunden ist. In Tabelle 6-5 sind die in dieser Studie verwendeten Charakterisierungsfaktoren zur Ermittlung der Emissionen mit eutrophierender Wirkung aufgeführt.

Tabelle 6-5: Charakterisierungsfaktoren zur Bildung des Indikators für terrestrische Eutrophierung nach /46/

Charakterisierungsfaktor in kg PO43-

Äquivalenten / kg Schadstoff

Stickstoffoxide NOx als NO2 0,13

Ammoniak NH3 0,35

• Auswertung

Die im Rahmen der Sachbilanz und Wirkungsabschätzung erarbeiteten Ergebnisse werden analysiert und diskutiert.

6.2 Datengrundlagen

6.2.1 Untersuchte Techniken und Systemdefinition

Die ökologischen Auswirkungen einer Endenergiebereitstellung aus Biomasse hängen stark von der eingesetzten Biomasse, der verwendeten Wandlungstechnik und ihrer Betriebsweise ab. Daher werden die zuvor definierten Referenztechniken für die einzelnen regenerativen Energien untersucht. Diese Referenztechniken spiegeln einen typischen Anwendungsfall in Deutschland nach dem gegenwärtigen Stand der Technik wieder. Aufgrund der Vielzahl von Einflussfaktoren auf die technische Umsetzung können diese Referenzanlagen nur als exemplarische Beispiele angesehen werden, die sich unter anderen Rahmenbedingungen durchaus auch anders darstellen können.

Für die Ökobilanzierung werden folgende Festsetzungen getroffen, die sich in erster Linie auf den Biogaspfad beziehen.


6.2.1.1 Bereitstellung biogener Energieträger - Biogas

Als Ausgangssubstrate für die Biogasbereitstellung werden Flüssigmist, Maissilage und organischer Abfall aus der Biotonne untersucht.

Flüssigmist (Gülle). Durch den Einsatz von Gülle in einer Biogasanlage wird vermieden, dass die Gülle auf herkömmliche Weise entsorgt bzw. verwertet wird (d.h. Sammeln der Gülle in einem Güllelager und Ausbringen der unvergorenen Gülle auf das Feld). Die damit verbundenen Aufwendungen und Emissionen kommen, im Vergleich durch die Biogaserzeu-gung nicht zum Tragen und können daher dem Biogasprozess gutgeschrieben werden. Ein weiterer Aspekt des Biogassystems im Vergleich zur üblichen Gülleentsorgung ist, dass vergorene Gülle über einen höheren Anteil an pflanzenverfügbarem Stickstoff verfügt.

Emissionen bei der Lagerung: Die Lagerung von Flüssigmist, der zur Ausbringung auf die landwirtschaftliche Nutzfläche bestimmt ist, erfolgt meist in offenen Lagerstätten. Durch die offene Lagerung können erhebliche Mengen an umwelt- und klimarelevanten Spurengasen freigesetzt werden, wobei Ammoniak, Methan und Lachgas die wichtigste Rolle spielen. Die Höhe der Emissionen je m Flüssigmist wird wie in /47/ und /48/ beschrieben festgesetzt:

• Ammoniak (NH3): 112,8 g/m

• Methan (CH4): 4981,0 g/m

• Lachgas (N2O): 58,7 g/m

Durch die energetische Gülleverwertung entfallen diese Emissionen und werden der Biogasbereitstellung gutgeschrieben.

Emissionen bei Gülle- und Gärrestausbringung: Beim Ausbringen von Gülle sowie des Gärrestes des Biogasprozesses auf die landwirtschaftliche Nutzfläche wird ein Teil des gelösten Methans und Ammoniaks freigesetzt. Gerade im Falle des Ammoniaks hängt die Höhe der Emissionen sehr von der verwendeten Ausbringungstechnik ab. In der vorliegenden Untersuchung wird im Fall von Gülle von der Ausbringung mit Prallteller ausgegangen, weil dies die günstigste und einfachste Technik zur Gülleausbringung ist und zudem in der Landwirtschaft eine breite Anwendung findet. Bei der Ausbringung von Gärresten wird wegen der dünnflüssigeren Konsistenz des auszubringenden Substrates und der durch den erhöhten pH-Wert verursachten leichteren Ammonik-Verdampfung das Ausbringen mit Schleppschläuchen und unmittelbar anschließender Einarbeitung in den Acker ausgegangen.

Düngemittelgutschrift. Bei der Vergärung von Flüssigmist findet neben dem Abbau von organischem Kohlenstoff eine Mineralisierung des organischen Stickstoffes statt. Dabei wird der Ammoniumgehalt im Flüssigmist erhöht und der Gehalt des organischen Stickstoffs verringert, wobei die Gesamtstickstoffmenge unverändert bleibt. Der organisch gebundene Stickstoff des Flüssigmistes wird nach der Ausbringung im Laufe der Zeit im Boden langsam zu Ammonium mineralisiert und weiter zu Nitrat umgesetzt, welches ausgewaschen oder denitrifiziert werden kann, wenn der mineralische Stickstoff nicht durch Pflanzen aufgenommen oder durch Mikroorganismen gebunden oder umgesetzt werden kann. Da die Mineralisation des organisch gebundenen Stickstoffs und die Aufnahme des mineralischen Stickstoffs durch Pflanzen zu sehr unterschiedlichen Zeitpunkten stattfinden können und der Mineralisierungsprozess ein langwieriger Vorgang ist (bis zu 10 Jahre), kann nur sehr schlecht abgeschätzt werden, wie viel des organischen Stickstoffs mit der Zeit pflanzenwirksam wird. Daher wird nur der Ammoniumstickstoff des Flüssigmistes als düngewirksamer Stickstoff betrachtet und zur Berechnung der Düngemittelgutschrift herangezogen /49/.Nach /50/ ergibt sich bei vergorener und unvergorener Gülle bzgl. des Ammoniomgehaltes eine Differenz in Höhe von 200 g/m Gülle, für den eine Gutschrift an mineralischem Stickstoffdünger vergeben wird.

Nawaro. Als nachwachsender Rohstoff zur Biogasproduktion wird Mais unterstellt. Der Anbau des Mais erfolgt mit den in der deutschen Landwirtschaft üblichen Verfahren und


Methoden, es wird von rein mineralischer Düngung ausgegangen. Der Ertrag beträgt 45 t Maissilage je ha und Jahr.

Düngemittelgutschrift. Nach dem Durchlauf der Maissilage durch den Biogasprozess ist noch die gesamte im Mais enthaltene Menge an Stickstoff im Gärrest enthalten, da nur organische Verbindungen abgebaut werden. Dieser Stickstoff kann als Dünger wieder in die landwirtschaftliche Produktion zurückgeführt werden.

In der vorliegenden Untersuchung wird von einem Stickstoffgehalt von 3,4 % am TS-Gehalt der ausgegorenen Maissilage ausgegangen. Als pflanzenverfügbar wird 55 % des enthaltenen Stickstoffs angenommen, woraus sich eine Düngergutschrift von 2,34 kg / m Gärrest ergibt.

Organischer Abfall. Der organische Abfall wird, nachdem er den Biogasprozess durchlaufen hat, der Kompostierung zugeführt. Es ergeben sich somit weder zusätzliche Emissionen noch Düngegutschriften.

Methanverlust. Da alle Gärrestlager abgedeckt sind, entstehen keine Emissionen durch eine fortgesetzte Gärung. Es wird aber von einem Verlust durch Diffusion und Leckagen in Höhe von 1% des entstandenen Methans ausgegangen.

6.2.1.2 Nutzung biogener Energieträger

Stromerzeugung durch Kraft-Wärme-Kopplung. Bei der Stromproduktion im KWK-Betrieb wird für die produzierte Wärme als Koppelprodukt die gleiche Menge an Wärme aus einer Erdgasfeuerung gutgeschrieben.

Kraftstoffnutzung des Biogases. Das eingespeiste Biogas wird als Kraftstoff in einem PKW mit Verbrennungsmotor genutzt. Der Verbrauch je Fahrzeugkilometer beträgt 0,75 kWh. Das entspricht etwa 5 kg Methan pro 100 Fahrzeugkilometer. Zu Grunde gelegt wurde der Verbrauch der durchschnittlichen deutschen Fahrzeugflotte.

6.2.1.3 Vergleichstechnologien zur Nutzung fossiler Energieträger

Um die Ergebnisse der ökologischen Untersuchung der Biomassenutzungspfade besser einordnen zu können, erfolgt ein Vergleich der bereitgestellten Endenergie auf biogener Basis mit den jeweiligen fossilen Endenergiebereitstellungspfaden. Hierzu werden folgende Vergleichstechniken definiert:

• Wärmebereitstellung: Erdgas-Kleinfeuerungsanlage, 30 kW Feuerungsleistung modulierende Betriebs-weise.

• Strombereitstellung: Repräsentativ für die Stromproduktion in Deutschland wird der deutsche Strommix zum Vergleich herangezogen. Dieser würde auch bei einer Einspeisung substituiert.

• Kraftstoffnutzung: Erdgas-Fahrzeug.

6.2.2 Hintergrundsystem

Als Hintergrundsystem werden die Bereiche der Lebenswege der Endenergiebereitstellung zusammengefasst, die weitgehend unabhängig von der Prozesskinetik der jeweiligen Bereitstellungspfade sind (z. B. die Bereitstellung von Stahl, Kupfer, Aluminium und Beton, die Stromerzeugung, Treibstoffe und die Transporte). Das Hintergrundsystem wird mit Hilfe der ecoinvent- Datenbank /51/ abgebildet.


6.3 Ergebnisse der Ökologischen Analyse

Aufgrund der Vielzahl der insgesamt untersuchten Biomasse-Nutzungspfade und dem sich zweifellos einstellendem Informationsverlust bei der Datenaggregation zu einem Gesamtergebnis je Einheit Endenergie wird bei der Darstellung der Ergebnisse sukzessive vorgegangen: Zuerst erfolgt eine Darstellung der Biogasbereitstellung, es folgt die Biogasaufbereitung, der sich die letztendliche Bereitstellung von Endenergie, auch im Vergleich zu anderen Biomassepfaden, anschließt.

Die Biogasbereitstellung erfolgt aus drei verschiedenen Substraten in verschiedenen Anlagengrößen. Hieraus ergeben sich die sieben in Tabelle 6-6 aufgeführten Biogas-Bereitstellungspfade:

Tabelle 6-6: Dargestellte Biogas-Bereitstellungspfade

Substrat Biogas / h

50 m

90 % Gülle / 10 % Nawaro, 250 m

500 m

50 m

10 % Gülle / 90 % Nawaro 250 m

500 m

organische Abfälle 500 m

Der in der weiteren Untersuchung repräsentativ für die Biogasbereitstellung verwendete Pfad ist kursiv dargestellt.

Die Biogasbereitstellung ist Teil der Vorkette der Endenergiebereitstellung aus Biogas. Da für die jeweilige Form der Endenergie, unabhängig von der Herkunft des Biogases, die selbe Menge Methan benötigt wird, finden sich die Unterschiede in den Umwelteffekten bei der Biogasbereitstellung in den Vorketten der Endenergiebereitstellung wieder. Eine Ergebnisdarstellung der bereitgestellten Endenergie aus allen sieben verschiedenen Biogaspfaden bringt somit keinen zusätzlichen Informationsgewinn. Daher wird, um die Ergebnisdarstellung übersichtlich zu halten, aus den sieben Biogasbereitstellungspfaden der Pfad: „10 % Gülle / 90 % Nawaro, erzeugt in einer 250 m -Biogasanlage“ ausgewählt und in der weiteren Untersuchung repräsentativ für die Biogasbereitstellung verwendet.

Da eine zu untersuchende Teilvariante der Biomassenutzung die Biogaseinspeisung ist, erfolgt für den oben ausgewählten Pfad im Anschluss die Darstellung der unterschiedlichen Biogasaufbereitungsarten, wie sie zuvor definiert worden sind. Auch hier wird ein Pfad aus-gewählt, der in der weiteren Untersuchung repräsentativ für die Biogasaufbereitung verwen-det wird. Da nicht für alle Ortsgasnetze eine LPG-Zugabe erforderlich ist, wird die kostengünstigste Möglichkeit Gas mit Erdgasqualität bereitzustellen, die Druckwasserwä-sche ohne LPG Zugabe (in Tabelle 6-7 kursiv aufgeführt), in der weiteren Untersuchung repräsentativ für die Biogasaufbereitung verwendet.


Tabelle 6-7: Dargestellte Biogas-Aufbereitungspfade

Art der Biogas-Aufbereitung Gasqualität

Erdgas H

Druck-Wechsel-Adsorption (PSA) Erdgas H ohne LPG Zugabe

Erdgas L

Erdgas H

Druckwasserwäsche (DWW) Erdgas H ohne LPG Zugabe

Erdgas L

Entschwefelung, Trocknung Zusatzgas

Der in der weiteren Untersuchung repräsentativ für die Biogasaufbereitung verwendete Pfad ist kursiv dargestellt.

In der Darstellung der Gesamtergebnisse wird die Bereitstellung von Endenergie durch die Biogasnutzung im Vergleich zur Synthesegasnutzung aus der Biomassevergasung und der Nutzung fester Biomasse aufgeführt. In der Darstellung der Umwelteffekte der Endenergieerzeugung erfolgt zunächst die Wärmebereitstellung, der sich die Stromerzeugung und Kraftstoffnutzung anschließt.

6.3.1 Biogasbereitstellung

6.3.1.1 Verbrauch an erschöpflichen Energieressourcen

Den für die Biogasbereitstellung über die verschiedenen Bereitstellungspfade erforderlichen Primärenergieaufwand zeigt Abbildung 6-3. Der weiße Summenbalken verdeutlicht den kumulierten Primärenergieaufwand unter Einbeziehung der Gutschrift für den substituierten Mineraldünger, die als negativer Aufwand berechnet wird. Die Zahlenwerte über den jeweiligen Balken beziehen sich auf die Höhe des kumulierten Primärenergieaufwandes in kWh je m Methan.

Deutlich erkennbar sind die Unterschiede zwischen den drei verschiedenen Substraten zur Biogasproduktion einerseits und die Größenunterschiede der Anlagen andererseits. So nimmt der zur Biogasproduktion erforderliche fossile Primärenergieaufwand mit der Größe der Anlage ab, die spezifischen Aufwendungen je m Methan sinken (efficiency of scale).

Der geringste Primärenergieaufwand ist mit der Biogasproduktion aus landwirtschaftlichen Reststoffen (Gülle) verbunden. Der Gesamtaufwand steigt etwas durch die Erhöhung des Nawaro-Anteils aufgrund der landwirtschaftlichen Vorketten, auch wenn der Hilfsenergiebe-darf durch eine Reduzierung der Massenströme sinkt. Der mit der Bereitstellung von Biogas durch organische Abfälle verbundene Primärenergieaufwand ist bei weitem der höchste. Er ist im Mittel ca. 3 mal höher als bei der Biogasproduktion mit Gülle- oder Maissubstraten.

1 m Methan hat einen Heizwert von ca. 10 kWh was 36 MJ entspricht.

Die Aufwendungen für das aus 90 % Gülle und 10 % Mais gewonnene Biogas rühren in erster Linie von der verwendeten Hilfsenergie für die Biogasanlage sowie die landwirtschaft-liche Vorkette der Maissilage her. Bei der 50 m /h-Anlage macht der Anteil der Hilfsenergie ca. 2/3 am kumulierten Primärenergieaufwand aus, bei den größeren Anlagen setzt er sich zu gleichen Teilen aus landwirtschaftlicher Vorkette und Hilfsenergie zusammen.


Abbildung 6-3: Biogasbereitstellung kumulierter fossiler Primärenergieaufwand je m Methan

Beim Biogas aus 90 % Mais und 10 % Gülle erhöht sich der Anteil des auf die landwirt-schaftliche Vorkette zurückzuführenden Energieaufwandes auf ca. 3/4 des Gesamtaufwan-des, ca. 1/4 wird durch die Hilfsenergie verursacht, wobei auch hier der Anteil bei der kleineren 50 m /h-Anlage deutlich größer als bei den beiden größeren Anlagen ist.

Da die organischen Abfälle aus der Biotonne als Reststoffe für den Biogasprozess bereitge-stellt werden, ist hierfür keine Vorkette zu berücksichtigen. Die Höhe des kumulierten Pri-märenergieaufwandes wird von der benötigten Hilfsenergie dominiert, der wegen der zusätzlich notwendigen Sortierung und Lüftung um ein Vielfaches über dem Bedarf der anderen Anlagen liegt.

Relativ gering ist der Einfluss der Anlageninfrastruktur auf das Gesamtergebnis. Zudem lässt sich der unterschiedliche Bauaufwand der verschiedenen Anlagen erkennen: Am größten ist dieser bei der eingehausten Anlage zur Nutzung der Abfälle aus der Biotonne, am kleinsten bei den Nawaro-Anlagen (wobei hier auch die unterschiedlichen Konzeptionen der 50 m /h-Anlage und den 250 m /h- / 500 m /h-Anlagen zu erkennen sind). Dadurch, dass bei den Anlagen zur Güllenutzung größere Volumenströme bewältigt werden müssen, erhöht sich auch der Material- und mit ihm der Primärenergieaufwand im Vergleich zu den Nawaro-Anlagen.

Ähnlich wie die Aufwendungen für die Anlageninfrastruktur, fällt der für den Transport des Mais erforderliche Primärenergieaufwand je m verhältnismäßig gering aus.

Auf der negativen y-Achse sind die Gutschriften für den Nährwert des Gärrestes aufgeführt (in Form von substituiertem Mineraldünger). Dieser ist für den aus den Nawaro-Anlagen stammenden Gärrest höher als für den Gärrest aus Gülleanlagen, da hier der pflanzenver-fügbare Stickstoffanteil höher ist.

Wird die in einem m Methan enthaltene Energie (Hi Methan = 10 kWh/Nm ) mit der aufge-wendeten Primärenergie ins Verhältnis gesetzt, ergibt sich folgender in Tabelle 6-8 aufgeführte Primärenergieaufwand je kWh nutzbaren Biogases. Bei der Nutzung organischer


Abfälle zur Biogaserzeugung liegt der fossile Primärenergieanteil im Biogas bei 43 %, bei den übrigen Anlagen liegt er zwischen 12 % und 18 %.

Tabelle 6-8: Anteil fossiler Primärenergie am Biogas

Substrat / Anlage Primärenergieaufwand je

kWh Biogas

Gülle-Nawaro, 50 m 0,16 kWh/kWh



Nawaro-Gülle, 50 m 0,18 kWh/kWh



Organischer Abfall, 500 m 0,43 kWh/kWh

Der in der weiteren Untersuchung für die Biogasaufbereitung verwendete Pfad ist kursiv dargestellt.

6.3.1.2 Treibhausgasemissionen

Außer den bei der Betrachtung des Primärenergieaufwandes festgestellten Zusammenhängen treten an verschiedenen Stellen in der Biogas-Bereitstellungskette direkte Schadstoffemissionen auf oder können vermieden werden. Diese direkten Emissionen haben einen erheblichen Einfluss auf das Ergebnis, wie in Abbildung 6-4 zu sehen ist.

Abbildung 6-4: Biogasbereitstellung. Treibhausgasemissionen je m Methan

Zusätzlich zur Düngergutschrift kommen auf der Seite der vermiedenen Umweltbelastungen die bei der Lagerung und der Ausbringung von unvergorener Gülle eingesparten Emissionen hinzu. Für diese vermiedenen Emissionen werden Gutschriften in Form negativer Emissio-nen angerechnet. Die Gesamtemissionen fallen bei den Biogasanlagen, die vor allem Gülle verwerten, negativ aus, d. h. die Gutschriften überwiegen die Belastungen. Der größte Bei-trag der Gutschriften entfällt dabei auf die bei der Lagerung eingesparten Klimagasemissio-


nen. In diesem Fall werden durch die Biogasproduktion Treibhausgasemissionen netto eingespart. Bei den Nawaro-Anlagen treten auch Einspareffekte auf, sind aber nicht derart ausgeprägt, dass die vermiedenen Emissionen die entstandenen überwiegen.

Auf der Seite der durch den Biogasprozess bedingten Schadstoffemissionen hat der Methanverlust, der bei allen sieben Biogasanlagen gleich groß ist, einen ähnlich großen Anteil wie die Hilfsenergie. Die bei der Gärrestausbringung auftretenden Klimagasemissio-nen sind beim Gärrest Gülle größer als beim Gärrest Mais, da beim Gärrest der Gülle durch den größeren Volumenstrom auch der Anteil der gelösten Gase größer ist.

6.3.1.3 Emissionen mit versauernder und eutrophierender Wirkung

Die mit der Biogasbereitstellung verbundenen versauernden Emissionen werden in erster Linie von der Ausbringung des Gärrestes verursacht (Abbildung 6-5). Dem stehen, zumindest bei der Verwendung von Gülle als Substrat, die durch die Gülleverwertung vermiedenen Emissionen gegenüber, so dass bei diesem Bereitstellungspfad wieder netto Emissionen eingespart werden. Außer diesen beiden Faktoren haben alle anderen untersuchten Faktoren einen verhältnismäßig geringen Anteil an den versauernden Emissionen und sind nahezu vernachlässigbar. Da bei der Biogasanlage zur Verwertung von organischen Abfällen keine Gärrestausbringung erfolgt, ist die Höhe der versauernden Emissionen besonders gering.

Abbildung 6-5: Biogasbereitstellung. Emissionen mit versauernder Wirkung je m Methan

Die mit der Biogasbereitstellung verbundenen Emissionen mit eutrophierender Wirkung zeigt Abbildung 6-6. Da sowohl die Emissionen mit eutrophierender als auch versauernder Wirkung auf den freigesetzten Ammoniak-Anteil zurückzuführen sind, zeigen beide Wirkungsindikatoren ähnliche Ergebnisse.


Abbildung 6-6: Biogasbereitstellung. Emissionen mit eutrophierender Wirkung je m Methan

6.3.2 Biogasaufbereitung

Die Auswirkungen der Biogasaufbereitung auf die Umwelt wurden anhand des aus der 250 m Nawaro-Anlage (10 % Gülle, 90 %Mais) stammenden Biogases untersucht und sind in Abbildung 6-7 bis Abbildung 6-10 dargestellt. Untersucht wurden die drei Aufbereitungsarten Druck-Wechsel-Adsorption (PSA), Druckwasserwäsche (DWW) und die Aufbereitung auf Zusatzgas-Qualität.

Nach der Reinigung in PSA oder DWW kann das Gas durch Zugabe von LPG (Propan-Butan-Gemisch) auf die netzkonformen Brenneigenschaften eingestellt werden. Zusätzlich wird die o.g. Aufbereitung ohne LPG-Zugabe untersucht.

Durch die Zugabe von Luft wird das methanangereicherte Erdgasäquivalent auf Erdgas L Qualität zur Einspeisung als Austauschgas nach G 260 und G 262 aufbereitet.

Die Aufbereitung des Biogases auf Zusatzgas-Qualität erfolgt durch Entschwefelung und Trocknung ohne zusätzliche Methananreicherung (zur Übersicht der Verfahren siehe Tabelle 6-7).

Da die Biogasproduktion ununterbrochen an 8760 h im Jahr erfolgt, die Aufbereitung und Einspeisung aber nur an 8000 h und entsprechende Speicherkapazitäten nicht vorgesehen sind, ergeben sich Biogasverluste, die abgefackelt werden. Die Auswirkungen dieser Verluste auf die Umweltbelastung je m Methan sind in den Unterschieden zwischen den Zahlenwerten je m Methan aus der Biogasbereitstellung und der Biogasaufbereitung abzulesen.


Der für die Biogasaufbereitung erforderliche Primärenergieaufwand setzt sich aus den Aufwendungen aus der Biogasvorkette, dem Hilfsenergieverbrauch sowie dem gegebenen-falls zugegebenen LPG zusammen. Die Aufwendungen für die sonstigen Betriebsmittel wie


Wasser oder Aktivkohle sind vernachlässigbar. Der Methanverlust bei der Aufbereitung hat keine Auswirkungen auf den fossilen Primärenergieaufwand, da das Methan biogenen Ursprungs ist.

Abbildung 6-7: Biogasaufbereitung. kumulierter fossiler Primärenergieaufwand je m Methan

Grundsätzlich unterscheidet sich der erforderliche Primärenergieaufwand für PSA und DSW nur in geringem Maße. Für die Druckwasserwäsche wird ein etwas höherer Hilfsenergieauf-wand benötigt als für die Druckwechseladsorption. Der geringste mit der Hilfsenergie verbundene Aufwand entfällt auf das Zusatzgas. Ohne LPG-Zugabe entfällt bei PSA und DWW ein Anteil von ca. 60 % des Aufwandes auf die Biogasvorkette und ca. 40 % auf die Hilfsenergie. Bei der Aufbereitung auf Zusatzgasqualität verschiebt sich dieses Verhältnis auf 75 % zu 25 %. Durch die Zugabe von fossilem LPG werden die Primärenergieaufwendungen je m einzuspeisendes Methan mehr als verdoppelt.

Wird der Energiegehalt des Methans mit der eingesetzten Primärenergie ins Verhältnis gesetzt, ergeben sich folgende Anteile an fossiler Primärenergie je kWh Methan (Tabelle 6-9). Durch die LPG-Zugabe liegt der Primärenergieanteil bei ca. 60 %, beim Zusatzgas bei 23 %, ansonsten bei ca. 30%.


Tabelle 6-9: Anteil an fossiler Primärenergie am aufbereiteten Methan

Art der Biogasaufbereitung Primärenergieaufwand je kWh Methan

PSA, Erdgas H-Qualität 0,58 kWh/kWh

PSA, Erdgas L-Qualität 0,27 kWh/kWh

PSA, ohne LPG-Zugabe 0,27 kWh/kWh

DWW Erdgas H-Qualität 0,60 kWh/kWh

DWW, Erdgas L-Qualität 0,29 kWh/kWh

DWW, ohne LPG-Zugabe 0,29 kWh/kWh

Zusatzgas 0,23 kWh/kWh

Der in der weiteren Untersuchung für die Endenergiebereitstellung verwendete Biogaspfad ist kursiv dargestellt


Ähnlich wie beim Primärenergieaufwand werden die Treibhausgasemissionen hauptsächlich in der Biogasvorkette und durch den Einsatz der Hilfsenergie verursacht. Hinzu kommen die Methanemissionen bei der Aufbereitung, die je nach Höhe des Verlustes einen erheblichen Anteil an den Gesamtemissionen haben können. Der Anteil der mit der LPG-Bereitstellung verbundenen Emissionen fällt geringer aus als bei der energetischen Betrachtung, da die Verbrennung (und somit die Freisetzung von fossilem CO2) an dieser Stelle noch nicht berücksichtigt ist. Die auf die sonstigen Betriebsmittel zurückzuführenden Schadstoffemissio-nen sind auch hier vernachlässigbar.

Abbildung 6-8: Biogasaufbereitung. Treibhausgasemissionen je m Methan


Die versauernden und eutrophierenden Emissionen (Abbildung 6-9 und Abbildung 6-10) werden größtenteils durch die Biogasvorkette verursacht (und dort durch die Gärrestausbrin-


gung, siehe Kap. 6.3.1.3), ihr Anteil liegt ungefähr bei 95 % bis 99 % der Gesamtemissionen. Ein relativ geringer Anteil entfällt auf die Hilfsenergie Bei LPG-Zugabe erhöhen sich die Schadstoffemissionen um ca. 10 %.

Abbildung 6-9: Biogasaufbereitung. Emissionen mit versauernder Wirkung je m Methan

Abbildung 6-10: Biogasaufbereitung. Emissionen mit eutrophierender Wirkung je m Methan


6.3.3 Wärmebereitstellung

Die Umweltwirkungen der Wärmebereitstellung, die mit der Nutzung aufbereiteten und eingespeisten Biogases sowie anderer biogener Energieträger (Synthesegas, Holzpellets, Holzhackschnitzel, Stückholz) in einer 30 kW Kleinfeuerungsanlage verbunden sind, sind in Abbildung 6-11 bis Abbildung 6-14 dargestellt. Zudem ist die Wärmebereitstellung durch ein 5 MW-Biomasse-Heizwerk (Holzhackschnitzel) mit fossilem Spitzenlastkessel (Erdgas) aufgeführt (für eine Beschreibung der Wärmebereitstellungstechniken siehe Kap 3.1.2) Im Vergleich zu diesen Optionen sind auch die Umweltauswirkungen einer reinen Erdgasfeue-rung in einem 30 kW – Kessel aufgeführt.

Aufgrund wenig belastbarer Datengrundlagen konnte die Synthesegaserzeugung in der vorliegenden Studie nur grob abgeschätzt werden. Da die Werte für die Synthesegaserzeu-gung erheblich schwanken können, stellen die für die Synthesegasnutzung ermittelten Umweltbelastungen ebenfalls nur Schätzwerte dar. Die Werte werden hier aber für eine ungefähre Einordnung trotzdem aufgeführt.

6.3.3.1 Verbrauch erschöpflicher Energieressourcen

Wie in Abbildung 6-11 zu sehen ist, entfällt der größte kumulierte Primärenergieaufwand, der mit der Nutzung biogener Energieträger verbunden ist, auf die Wärmebereitstellung durch Holzpellets. Etwas geringer sind die Aufwendungen für Wärme aus Biogas, Synthesegas und dem Biomasse-Heizwerk. Die geringsten Aufwendungen sind mit der Wärmebereitstel-lung aus Holzhackschnitzeln und Stückholz verbunden.

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

BG250N SG6250H HHW 5MWth P 30kWth S 30kWth HS 30kWth Erdgas

Prim

ären

ergi

ebed

arf i

n kW

h / k

Wh

Wär

me

Energieträger frei Anlage Hilfsenergie direkte Emissionen fossiler Brennstoffeinsatz Entsorgung Reststoffe Bau und Abriss der Anlage

*Die Werte für Synthesegas wurden auf Basis einer groben Abschätzung ermittelt

Abbildung 6-11: Wärmebereitstellung. Fossiler Primärenergieaufwand je kWh

Bei der Wärmegewinnung aus Biogas und Synthesegas entfällt ca. 90 % des Primärenergie-aufwandes auf die Brennstoffbereitstellung frei Anlage. Ähnlich hoch ist der Anteil der Pell-etherstellung an der Wärmebereitstellung (ca. 85 %), was auf den relativ hohen Energieeinsatz zurückzuführen ist. Auf den Betrieb und die Anlage selbst entfallen die restli-chen 10 % bis 15 % des Primärenergieaufwandes. Bei bereitgestellter Wärme auf Basis von Holzhackschnitzeln und Stückholz ist der Aufwand für die Brennstoffbereitstellung um fast 50 % geringer, der Aufwand für die Anlage etwas größer. Verglichen mit dem Pellets- und Hackschnitzelkessel benötigt der Stückholzkessel etwas weniger Hilfsenergie. Dem steht der schlechtere Kessel-Wirkungsgrad gegenüber, so dass sich je kWh Wärme nur ein geringer Vorteil in Bezug auf die Hilfsenergie je kWh Wärme ergibt.


Einen Sonderfall stellt die Wärmebereitstellung durch das Biomasse-Heizwerk mit fossilem Spitzenlastkessel dar: Im Gegensatz zu den ersten fünf Bereitstellungsoptionen wird hier zusätzlich zum biogenen ein fossiler Energieträger zur Wärmebereitstellung eingesetzt, weshalb die Ergebnisse der Wärmebereitstellung mit den reinen Biomassepfaden nur be-dingt vergleichbar sind. Bei dem untersuchten Heizwerk entfällt ca. 25 % der produzierten Wärme auf die Verfeuerung von Erdgas, was aber ca. 2/3 des gesamten kumulierten Pri-märenergieaufwandes verursacht.

Im Vergleich zur fossilen Vergleichstechnik, der Wärmebereitstellung durch eine 30 kW Erdgasfeuerung, lassen sich durch den Biomasseeinsatz ungefähr zwischen 70 % und 85 % der eingesetzten erschöpflichen Energieressourcen einsparen (Tabelle 6-10).

Tabelle 6-10: Eingesparte fossile Primärenergie im Vergleich zu einer Erdgasnutzung

Biomassenutzung Eingesparte foss. und nukl. Primärenergie

Biogas 0,8 kWh/kWh 70%

Synthesegas 0,9 kWh/kWh 75%

Holzpellets 0,8 kWh/kWh 68%

Holzhackschnitzel 0,9 kWh/kWh 83%

Stückholz 1,0 kWh/kWh 86%

Biomasse im Heizwerk 0,8 kWh/kWh 72%


Innerhalb der Biomasse-Nutzungsoptionen werden die größten Treibhausgasemissionen durch die Wärmebereitstellung durch Bio- und Synthesegas verursacht, die geringsten ent-fallen auf die Bereitstellung durch Holzhackschnitzel und Stückholz. Dazwischen liegt die Bereitstellung durch Pelletkessel und Heizwerk (Abbildung 6-12). Trotz des fossilen Spitzen-lastkessels sind also die mit der Wärmebereitstellung verbundenen Treibhausgasemissionen geringer als durch die Nutzung von Biogas, Synthesegas oder Holzpellets.

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Energieträger frei Anlage Hilfsenergie direkte Emissionen Entsorgung Reststoffe Bau und Abriss der Anlage fossiler Brennstoffeinsatz


Abbildung 6-12: Wärmebereitstellung. Treibhausgasemissionen je kWh

Bis auf das Heizwerk, die Hackschnitzel- und Stückholznutzung entfällt der größte Anteil an den Gesamtemissionen auf die Brennstoffbereitstellung frei Anlage. Im Falle der Bio- und


Synthesegasnutzung sind dies bis zu 90 %. Dieser Anteil verringert sich bei den Holzoptionen (70 % Pellets, 40 % Hackschnitzel und Stückholz, 15 % Heizwerk). Der größte Anteil an den Gesamtemissionen wird beim Heizwerk mit ca. 70 % durch den Erdgaseinsatz verursacht.

Im Vergleich zu einer reinen Erdgasfeuerung lassen sich durch die verschiedenen Biomasse-Nutzungspfade bis zu 80 % an Treibhausgasemissionen einsparen (Tabelle 6-11).

Tabelle 6-11: Eingesparte Treibhausgasemissionen im Vergleich zu einer Erdgasnutzung

Biomassenutzung Eingesparte THG- Emission

Biogas 121,7 g/kWh 47%

Synthesegas 153,5 g/kWh 59%

Holzpellets 177,1 g/kWh 68%

Holzhackschnitzel 208,4 g/kWh 81%

Stückholz 208,8 g/kWh 81%

Biomasse im Heizwerk 186,5 g/kWh 72%


Die höchsten versauernden und eutrophierenden Emissionen, die im Laufe der Wärmebe-reitstellungskette freigesetzt werden, entfallen auf den Einsatz von Biogas. Die Emissionen sind ca. drei bis fünf mal höher als bei allen anderen Biomasse-Nutzungsoptionen (Abbildung 6-13 und Abbildung 6-14). Der größte Anteil an den Gesamtemissionen entfällt bei den gasförmigen Energieträgern auf die Brennstoffbereitstellungskette und ein kleiner Anteil auf die direkten Emissionen bei der Nutzung. Im Gegensatz hierzu entfällt bei den festen Bioenergieträgern der größte Anteil eher auf die bei der Verbrennung freigesetzten Emissionen und ein geringerer Anteil auf die Brennstoffvorkette. Die Pelletnutzung weicht aufgrund des Hilfsenergieeinsatzes bei der Pelletproduktion etwas von dieser Einteilung ab. Die vielfach über den anderen Bereitstellungsoptionen liegenden Emissionen aus der Brennstoffvorkette beruhen auf den hohen Emissionen, die beim Ausbringen des Gärrestes freigesetzt werden.

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Energieträger frei Anlage Hilfsenergie direkte Emissionen

fossiler Brennstoffeinsatz Entsorgung Reststoffe Bau und Abriss der Anlage


Abbildung 6-13: Wärmebereitstellung. Emissionen mit versauernder Wirkung je kWh


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Energieträger frei Anlage Hilfsenergie direkte Emissionen

fossiler Brennstoffeinsatz Entsorgung Reststoffe Bau und Abriss der Anlage *Die Werte für Synthesegas wurden auf Basis einer groben Abschätzung ermittelt

Abbildung 6-14: Wärmebereitstellung. Emissionen mit eutrophierender Wirkung je kWh

Anders als beim Verbrauch erschöpflicher Energieressourcen und den Treibhausgasemissi-onen kommt es durch den Einsatz biogener Energieträger nicht zu einer Einsparung sondern zu einer Mehremission an versauernden und eutrophierenden Gasen. Diese Mehremissio-nen liegen zum Teil erheblich über denen des fossilen Pfades (Tabelle 6-12).

Tabelle 6-12: Mehrfachbelastung durch versauernde und eutrophierende Emissionen im Vergleich zu einer Wärmebereitstellung durch Erdgas

Biomassenutzung Faktor versauernde

Mehremissionen Faktor eutrophierende

Mehremissionen

Biogas 8,1 16,6

Synthesegas 2,0 3,6

Holzpellets 2,6 4,0

Holzhackschnitzel 2,7 5,2

Stückholz 2,9 5,7

Biomasse im Heizwerk 1,7 3,2

6.3.4 Strombereitstellung

Neben der Verbrennung der biogenen Energieträger zur Wärmeerzeugung ist eine weite technisch realistische Nutzungsoption die Strombereitstellung. In Abbildung 6-15 bis Abbildung 6-18 sind die Umweltwirkungen der Strombereitstellung entlang der unterschiedli-chen Biomasse-Nutzungspfade aufgeführt. Dies sind im Einzelnen:

• Biogasanlage mit dezentralem BHKW, keine Wärmeauskopplung, 500 kWel.

• Biogasanlage mit dezentralem BHKW, 20 % der entstehenden Wärme kann genutzt werden, 500 kWel.

• Zentrales Biogas-BHKW, 80 % der entstehenden Wärme kann genutzt werden, 2 MWel.


• Holzvergaser zur Synthesegasproduktion mit dezentralem BHKW, keine Wärmeaus-kopplung, 7,5 MWel.

• Holzvergaser zur Synthesegasproduktion mit dezentralem BHKW, 20 % der ent-stehenden Wärme kann genutzt werden, 7,5 MWel.

• Zentrales Synthesegas-BHKW, 80 % der entstehenden Wärme kann genutzt werden, 2 MWel.

• Holzkraftwerk, 20 MWel.

• Holzheizkraftwerk, 20 MWel mit Wärmeauskopplung in 3.500 h im Jahr (46 MWth)

Die gegebenenfalls ausgekoppelte Wärme ist als Wärmegutschrift (Erdgasfeuerung) mit negativen Aufwendungen bzw. Emissionen dargestellt.

Im Vergleich zu diesen Optionen werden zur besseren Einordnung der Ergebnisse auch die mit dem deutschen Strommix verbundenen Umweltauswirkungen aufgeführt.


Die Höhe des erforderlichen Primärenergieaufwandes hängt maßgeblich von der Menge der ausgekoppelten Wärme ab. Je mehr Wärme ausgekoppelt wird, um so geringer sind die Umweltbelastungen durch die Stromproduktion. Dies führt zu einem Primärenergieaufwand nahe Null je produzierter kWh Strom bei geringerer Wärmeauskopplung und großen Primärenergieeinsparungen (dargestellt als negativer Aufwand) bei größerer Wärmeaus-kopplung (Abbildung 6-15). Der für die Einspeisung von Bio- oder Synthesegas erforderliche Mehraufwand an Primärenergie wird durch die Einsparung des substituierten fossilen Ener-gieträgers mehr als ausgeglichen.

Neben der Wärmegutschrift wird die Höhe des Gesamtaufwandes im Falle der Nutzung gasförmiger biogener Energieträger nur noch durch die Brennstoffvorkette mitbestimmt, alle anderen Faktoren sind vernachlässigbar. Im Falle der Nutzung fester Biomasse sind die Einflüsse der Brennstoff-Bereitstellungskette auf den Gesamtaufwand relativ gering, einen etwas höheren Anteil verursacht der Hilfsenergiebedarf.

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Wärmegutschrift Energieträger frei Anlage Hilfsenergie direkte Emissionen

Bau und Abriss der Anlage Entsorgung Reststoffe Bereitstellung Strommix Summe *Die Werte für Synthesegas wurden auf Basis einer groben Abschätzung ermittelt

Abbildung 6-15: Strombereitstellung. Kumulierter fossiler Primärenergieaufwand je kWh

Im Vergleich zum deutschen Strommix lassen sich je nach Nutzungsoption je kWh Strom bis zu 3,6 kWh (13 MJ) an fossilem Primärenergieaufwand einsparen (Tabelle 6-13). Durch die


zentrale Strombereitstellung nach der Gas-Einspeisung, die mit einer großen Wärmenutzung verbunden ist, kann Primärenergie netto eingespart werden.

Tabelle 6-13: Eingesparte fossile Primärenergie gegenüber dem deutschen Strommix.

Biomassenutzung Primärenergieeinsparung

Biogas dezentral, keine Wärmenutzung 2,17 kWh/kWh (7,8 MJ/kWh) 81,9%

Biogas dezentral, 20 % Wärmenutzung 2,47 kWh/kWh (8,9 MJ/kWh) 93,5%

Biogas zentral, 80 % Wärmenutzung 3,03 kWh/kWh (10,9 MJ/kWh) > 100 %

Synthesegas dezentral, keine Wärmenutzung 2,33 kWh/kWh (8,4 MJ/kWh) 87,9%

Synthesegas dezentral, 20 % Wärmenutzung 2,64 kWh/kWh (9,5 MJ/kWh) 99,6%

Synthesegas zentral, 80 % Wärmenutzung 3,17 kWh/kWh (11,4 MJ/kWh) > 100 %

Holzkraftwerk 2,47 kWh/kWh (8,9 MJ/kWh) 93,2%

Holzheizkraftwerk 3,43 kWh/kWh (12,7 MJ/kWh) > 100 %


Wie beim Verbrauch an erschöpflichen Energieressourcen wird die Höhe der Treibhausgas-emissionen von der Menge der ausgekoppelten Wärme einerseits und der Brennstoffvorkette sowie dem Hilfsenergiebedarf andererseits bestimmt (Tabelle 6-16).

Der erforderliche Mehraufwand für die Gas-Einspeisung wird nur noch in geringem Ausmaß überkompensiert. Durch die größere mögliche Wärmeauskopplung kommt es nur noch zu geringen Verbesserungen gegenüber dem Nutzungspfad ohne Biogaseinspeisung mit 20-prozentiger Wärmenutzung. Zu einer Umweltentlastung im Sinne größerer Mengen an eingesparten Treibhausgasen kommt es nur noch durch die Stromproduktion im Holz-HKW.

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Abbildung 6-16: Strombereitstellung. Treibhausgasemissionen je kWh

Im Vergleich zu den Treibhausgasemissionen, die durch die Bereitstellung des deutschen Strommixes verursacht werden, kommt es für alle Bioenergie-Nutzungsoptionen zu teils erheblichen Einsparungen an CO2-Äquivalentemissionen von mindestens 74 % bis über 100 % (Tabelle 6-14).


Am Beispiel der Modell-Biogasanlage soll dies kurz erläutert werden.

Tabelle 6-14: Eingesparte Treibhausgasemissionen gegenüber dem dt. Strommix

Biomassenutzung Eingespartes THG (CO2-Äquiv.)

Biogas dezentral, keine Wärmenutzung 0,48 kg/kWh 74%

Biogas dezentral, 20 % Wärmenutzung 0,55 kg/kWh 85%

Biogas zentral, 80 % Wärmenutzung 0,59 kg/kWh 90%

Synthesegas dezentral, keine Wärmenutzung 0,56 kg/kWh 87%

Synthesegas dezentral, 20 % Wärmenutzung 0,64 kg/kWh 97%

Synthesegas zentral, 80 % Wärmenutzung 0,67 kg/kWh > 100%

Holzkraftwerk 0,59 kg/kWh 91%

Holzheizkraftwerk 0,82 kg/kWh > 100%

Bei der Produktion von 4.000 MWh (500 kW an 8.000 h) im Jahr werden 680 t/a CO2-Äqui-valente ausgestoßen. Durch die Wärmegutschrift ergeben sich 400 t/a CO2-Äquivalente (20 % Wärmenutzung) beziehungsweise 240 t/a CO2-Äquivalente (Aufbereitung und 80 % Wärmenutzung) die im Falle der verschiedenen Nutzungsoptionen ausgestoßen werden.

Bei der Nutzung fossiler Energien werden hingegen 2.600 t/a CO2-Äquivalente ausgestoßen.


Die Biogasnutzung zur Stromproduktion verursacht unter allen untersuchten Pfaden die höchsten versauernden und eutrophierenden Emissionen, was vor allem auf die Biogasvor-kette zurückzuführen ist (Abbildung 6-17 und Abbildung 6-18).

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Abbildung 6-17: Strombereitstellung. Emissionen mit versauernder Wirkung je kWh


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Bau und Abriss der Anlage Entsorgung Reststoffe Bereitstellung Strommix Summe


Abbildung 6-18: Strombereitstellung. Emissionen mit eutrophierender Wirkung je kWh

Die relativ hohen direkten Emissionen bei der dezentralen Synthesegasnutzung sind auf die Verbrennungstechnologie zurückzuführen: Durch das Verbrennen in einer Gasturbine liegen die NOx-Emissionen um das ca. 10-fache über den BHKW-Emissionen. Dieser Effekt wird durch die Wirkungsgradunterschiede zusätzlich verstärkt.

Da die produzierte Wärme als Wärme aus einer Erdgasfeuerung mit nur relativ geringen versauernden und eutrophierenden Emissionen gutgeschrieben wird, fallen bei diesen Wir-kungsindikatoren die Gutschriften vergleichsweise gering aus und haben auch einen ent-sprechenden Einfluss auf das Gesamtergebnis.

Im Vergleich zum deutschen Strommix werden nur durch die Strombereitstellung aus fester Biomasse leicht geringere versauernde Emissionen freigesetzt (die Ergebnisse für die Syn-thesegasbereitstellung sind nicht belastbar genug, als dass in diesem Grenzbereich eine Aussage getroffen werden könnte). Alle anderen Biomassenutzungspfade weisen eine 2- bis 6-fach höhere Belastung aus. An eutrophierenden Emissionen wird durch die Biomassenut-zung durchgängig mehr freigesetzt als durch den Strommix, im Fall der dezentralen Biogas-nutzung mehr als das 11-fache (Tabelle 6-15).

Tabelle 6-15: Mehr- und Minderemissionen an versauernden und eutrophierenden Gasen verglichen mit dem deutschen Strommix.

Biomassenutzung Faktor versauernder

Mehr- oder Minderemissionen

Faktor eutrophierender Mehremissionen

Biogas dezentral, keine Wärmenutzung 5,7 11,4

Biogas dezentral, 20 % Wärmenutzung 5,7 11,4

Biogas zentral, 80 % Wärmenutzung 4,7 9,8

Synthesegas dezentral, keine Wärmenutzung 2,1 4,4

Synthesegas dezentral, 20 % Wärmenutzung 2,0 4,3

Synthesegas zentral, 80 % Wärmenutzung 0,9 1,9

Holzkraftwerk 0,9 1,7

Holzheizkraftwerk 0,9 1,7


6.3.5 Kraftstoffnutzung

Außer zur Strom- und Wärmegewinnung besteht für eingespeistes Bio- und Synthesegas die Möglichkeit zur Nutzung im Verkehrsektor. In Abbildung 6-19 bis Abbildung 6-22 ist der Einsatz gasförmiger Bioenergieträger als Kraftstoff für Verbrennungsmotoren im Vergleich zu Erdgas dargestellt.

6.3.5.1 Fossiler Primärenergieaufwand

Der Primärenergieaufwand der Bio- und Synthesegasnutzung wird hauptsächlich von der Kraftstoffbereitstellung bestimmt (Abbildung 6-19). Der zur Kompression des Gases an der Tankstelle erforderliche Hilfsenergiebedarf hat einen Anteil von ca. 20 % am gesamten Energieaufwand.

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Kraftstoff-Vorkette Hilfsenergie direkte Emissionen Nutzung fossiler Kraftstoff *Die Werte für Synthesegas wurden auf Basis einer groben Abschätzung ermittelt

Abbildung 6-19: Kraftstoffnutzung. Fossiler Primärenergieaufwand je Fahrzeugkilometer.

Im Vergleich zu Erdgas als Kraftstoff ist der Verbrauch von erschöpflichen Energieres-sourcen durch den Einsatz von Bio- oder Synthesegas in PKW um 70 % bis 75 % geringer (Tabelle 6-16).

Tabelle 6-16: Eingesparte fossile Primärenergie gegenüber dem Einsatz von Erdgas je Fahrzeugkilometer.

Biomassenutzung Eingesparte foss. und nukl. Primärenergie

Biogas 0,61 kWh/Fkm 69 %

Synthesegas 0,64 kWh/Fkm 74 %



Der größte Anteil der verursachten Emissionen entfällt auch bei der Kraftstoffnutzung der Bioenergieträger auf die Brennstoffbereitstellung. Die direkten Emissionen sind demgegen-über verhältnismäßig gering. Wenn auch nicht in Abbildung 6-20 zu erkennen, so ist dieses Verhältnis bei der Erdgasnutzung umgekehrt: Der größte Teil der Gesamtemissionen entfällt auf die direkten Emissionen bei der Nutzung, ein geringerer Teil auf die Kraftstoffbereitstel-lung. Auf den Hilfsenergiebedarf entfallen ca. 15 %.

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Kraftstoff-Vorkette Hilfsenergie direkte Emissionen Nutzung fossiler Kraftstoff


Abbildung 6-20: Kraftstoffnutzung. Treibhausgasemissionen je Fahrzeugkilometer

Im Vergleich zu Erdgas können durch Bio- oder Synthesegasnutzung im Straßenverkehr 50 % bis 60 % an Treibhausgasemissionen eingespart werden (Tabelle 6-17).

Tabelle 6-17: Eingesparte Treibhausgasemissionen gegenüber dem Einsatz von Erdgas je Fahrzeugkilometer

Biomassenutzung Eingesparte Treibhausgasemissionen

Biogas 90,3 g/Fkm 46 %

Synthesegas 113,0 g/Fkm 58 %



Wie bei allen anderen Nutzungsmöglichkeiten für Biomasse entfallen die höchsten versau-ernden und eutrophierenden Emissionen auf die Biogasnutzung. Die durch die Synthese-gasnutzung verursachten Emissionen sind demgegenüber vergleichsweise gering. Der auf die Hilfsenergie entfallende Anteil ist vernachlässigbar gering. Die geringsten versauernden und eutrophierenden Emissionen werden in diesem Vergleich durch die Erdgasnutzung verursacht (Abbildung 6-21 und Abbildung 6-22).

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Kraftstoff-Vorkette Hilfsenergie direkte Emissionen Nutzung fossiler Kraftstoff *Die Werte für Synthesegas wurden auf Basis einer groben Abschätzung ermittelt

Abbildung 6-21: Kraftstoffnutzung. Emissionen mit versauernder Wirkung je Fahrzeug-kilometer

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Nutzung fossiler Kraftstoff Kraftstoff-Vorkette Hilfsenergie direkte Emissionen (4) *Die Werte für Synthesegas wurden auf Basis einer groben Abschätzung ermittelt

Abbildung 6-22: Kraftstoffnutzung. Emissionen mit eutrophierender Wirkung je Fahrzeug-kilometer


Im Vergleich zu Erdgas als PKW-Kraftstoff kommt es durch den Einsatz von Bio- und Synthesegas zu höheren Emissionen je Fahrzeugkilometer. Bei der Synthesegasnutzung ist dies ungefähr das 1 bis 2-fache der Erdgasemissionen, durch den Biogaseinsatz wird unge-fähr 6 bis 9 mal mehr an versauernden und eutrophierenden Emissionen frei gesetzt (Tabelle 6-16).

Tabelle 6-18: Mehrfachbelastung durch versauernde und eutrophierende Emissionen im Vergleich zu Erdgas als Kraftstoff

Biomassenutzung Faktor versauernde

Mehremissionen Faktor eutrophierende

Mehremissionen

Biogas 5,7 9,0

Synthesegas 1,5 2,3

6.4 Resümee der Ökobilanz

Wird Biogas aus Nawaro-Substraten mit geringem Gülleanteil zur Erzeugung von Endenergie genutzt, können gegenüber der Nutzung fossiler Energieträger z. T. erhebliche Mengen an erschöpflichen Energieressourcen und Treibhausgasemissionen eingespart werden. Diese Einsparungen sind bei einer gleichzeitigen Nutzung von Strom und Wärme deutlich höher als bei einer ausschließlichen Stromerzeugung.

Im Vergleich der verschiedenen biogenen Energieträger untereinander lassen sich am meisten Energieressourcen und Treibhausgassemissionen durch die Nutzung fester Biomasse einsparen. Zudem sind bei diesen auch die versauernden und eutrophierenden Emissionen geringer.

Im Hinblick auf die Emissionen an versauernden und eutrophierenden Gasen stellt eine Nutzung von Biogas jedoch eine Option dar, die durch vergleichsweise hohe Emissionen gekennzeichnet ist, die sogar über einer Nutzung fossiler Energieträger liegen. Die Emissionen werden überwiegend durch das frei werdende NH3 bei der Gärrestausbringung verursacht. Da das NH3 stark wasserlöslich ist, wird es durch Niederschlag schnell wieder ausgewaschen. Es handelt es sich bei den versauernden und eutrophierenden Emissionen somit – im Gegensatz zu den Treibhausgasen, die global wirksam werden - um relativ lokale Effekte. Sollten sich die bei der Gärrestausbringung auftretenden Emissionen durch verbesserte Ausbring- oder Einarbeitungstechnik reduzieren lassen, würden auch die Umweltauswirkungen der Endenergiebereitstellung durch Biogasnutzung merklich reduziert.

Wird statt des Biogases aus Nawaro, das Biogas aus Gülle bis zur Endenergie weiter verfolgt, ergeben sich für die einzelnen Wirkungsindikatoren bessere Ergebnisse. Aufgrund der durch die Gülleverwertung vermiedenen Emissionen ist die Biogas-Bereitstellungskette mit Netto-Einsparungen an Umweltbelastungen verbunden. Daher ergeben sich auch geringere mit der Bereitstellung von Endenergie verbundene Umweltbelastungen.

Durch die Biogaseinspeisung wird es ermöglich an zentraler Stelle ein BHKW mit großer Abwärmenutzung zu betreiben oder Bio- und Synthesegas im großen Maßstab in Verbrennungsmotoren zu nutzen. Der Mehraufwand für die Biogasaufbereitung und -einspeisung ist aus Sicht der Schonung der Energieressourcen und des Klimaschutzes sinnvoll, obwohl eine zusätzliche Versauerung und Eutrophierung in Kauf genommen werden muss.


7 Erfahrungen mit der Aufbereitung und Einspeisung von Biogas im europäischen Ausland

In Deutschland gibt es zur Zeit keine Biogasanlage, die Biogas auf Erdgasqualität aufbereitet. Die Projekte, in denen Klär- oder Biogas auf Erdgasqualität aufbereitet wurde, wurden inzwischen eingestellt. Zwei Vorhaben in der jüngeren Vergangenheit konnten technisch nicht realisiert werden.

Im europäischen Ausland werden derzeit in mindestens vier Staaten Anlagen zur Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität betrieben (Schweden, Schweiz, Niederlande und Frankreich). Dabei wird mindestens in der Schweiz, in Schweden und in den Niederlanden ein Teil des aufbereiteten Biogases in das Erdgasnetz eingespeist.

In den Niederlanden erfolgt an insgesamt 4 Standorten die Aufbereitung von Deponiegas auf ein Gas mit ca. 90 % Methananteil und eine partielle Einspeisung in das öffentliche Gasnetz. Als Verfahren der Aufbereitung wird sowohl die Druckwasserwäsche als auch das Druckwechsel-Adsorbtionsverfahren angewendet. Biogas aus landwirtschaftlichen Anlagen wird nicht aufbereitet.

Da die Aufbereitung des Gases aus Biogasanlagen nur in Schweden und in der Schweiz realisiert wird, folgen detailliertere Erläuterungen der Situation in diesen Ländern.

7.1 Aufbereitung von Biogas in der Schweiz

In der Schweiz werden seit ca. 10 Jahren Erfahrungen mit der Aufbereitung von Biogas gesammelt. Überwiegend werden dabei Biogasanlagen zur Verwertung von separat erfassten häuslichen Bioabfällen, Grüngut und Speiseabfällen genutzt. Der Vorteil dieser Anlagen liegt unter anderem in dem geringen Gehalt an Schwefelwasserstoff im Biogas im Vergleich zu Gülleanlagen. Weitere Vorteile des Schweizer Konzeptes sind die komplette Verwertung aller Endprodukte der Verwertungsanlagen. hat das Substrat den Reaktor nach ca. 15 Tagen passiert, so wird der flüssige Anteil vom Feststoff separiert. Dabei entstehen die Endprodukte Kompost und Flüssigdünger. Das gebildete Biogas wird entweder verstromt oder auf Erdgasqualität aufbereitet. Im Fall der Verstromung muss hier die Abnahme der BHKW-Wärme gewährleistet sein.

Es existieren zur Zeit sechs Anlagen, die Biogas aufbereiten (vier Biogasanlagen, die Biomasse verwenden und zwei Kläranlagen. [nach Aussage von Herrn Würgler, Kompogas AG]). Zwei der Biogasanlagen speisen das aufbereitete Gas in das öffentliche Gasnetz ein.

Zur Nutzung von Biogas als Treibstoff gibt es 14 „Naturgastankstellen“ bei einem gesamten Erdgastankstellennetz von 57 Stück. Die Abrechnung erfolgt nach einer Input- Output- Bilanz. Dabei wird als Input das eingespeiste Gasvolumen und als Output das an den Tankstellen abgegebene Gasvolumen in einem bestimmten Zeitraum gemessen. Der Tankstellenpreis für 1 kg Naturgas beträgt CHF 1,38 was 0,92 entspricht. Die Schweizer Gaswirtschaft hat sich zum Ziel gesetzt, bis 2006 rund 100 Gastankstellen zu bauen.

Der Erfolg des Konzeptes ist unter anderem auf die gute Zusammenarbeit von Anlagenbetreibern, Anlagenherstellern und Gaslieferanten zurückzuführen. Dabei wurden durch die vertraglichen Vereinbarungen klare Konditionen ausgehandelt, welche die Einspeisung von Biogas für alle Beteiligten wirtschaftlich sinnvoll macht.


Abbildung 7-1: Naturgas-Tankstelle in der Schweiz

Am Beispiel der Biogasanlage Otelfingen wird eine Anlage exemplarisch eingehender dargestellt. In der Anlage werden jährlich 10.000 t Grüngut (ähnlich der Biotonne) sowie Speiseabfälle verwertet. In einem liegendem Fermenter mit einer Verweilzeit von ca. 15 Tagen werden ca. 5.000 – 6.000 m Biogas täglich produziert. Über eine Druckwechsel-Adsorbtionsanlage, mit einer Kapazität von 50 m /h, wird ein Teil des Biogases zum Betrieb einer Gastankstelle aufbereitet. Da an diesem Standort nicht die gesamte Biogasproduktion als Treibstoff vertrieben werden kann, wird ein Teil der Biogasproduktion in zwei BHKW mit einer elektrischen installierten Leistung von 190 kWel bzw. 90 kWel ohne Gasaufbereitung verstromt.

Abbildung 7-2: PSA Aufbereitung in Otelfingen (Schweiz)

Es wird voraussichtlich im Frühjahr/Sommer 2005 eine zusätzliche Biogasanlage mit Gasaufbereitung in Betrieb genommen, bei der durch zunehmende Betriebserfahrungen und größere Gasmengen die spezifischen Kosten der Gasaufbereitung möglichst halbiert werden sollen [nach Aussage von Dr. J.C.Weber, Erdgas Zürich AG].

7.2 Aufbereitung von Biogas in Schweden

Auch in Schweden liegen viele Erfahrungen mit der Aufbereitung von Biogas zu Fahrzeugtreibstoff bzw. auf Erdgasqualität vor. Derzeit sind rund 20 Aufbereitungsanlagen in Betrieb. An zwei Standorten erfolgt die Einspeisung von aufbereitetem Biogas in das


Erdgasnetz. Neben einigen Druckwechseladsorptionsanlagen werden vorwiegend Druckwasserwäsche-Anlagen schwedischer Produktion eingesetzt. Das Biogas, das hier aufbereitet wird, stammt in gut der Hälfte der Fälle aus Kläranlagen, an den anderen Standorten werden industrielle Reststoffe (z.B. Schlachtabfälle, Reststoffe aus der Zucker- u. Kartoffelindustrie) und kommunale getrennt erfasste Bioabfälle in Biogas umgewandelt. Die Gasaufbereitung ist nach den schwedischen Gasnormen (für Erdgasleitungen und für Fahrzeuggas) zu dimensionieren, so dass 96 - 98 % Methangehalt gewährleistet werden müssen und im Fall der Gasnetzeinspeisung der Heizwert des Erdgases erreicht werden muss. Letzteres führt dazu, dass in beiden Einspeisungsanlagen Propan zum aufbereiteten Biogas zudosiert werden muss, da die Erdgasleitungen mit H-Gas aus dem Nordseeraum betrieben werden.

In der Regel sind die Aufbereitungsanlagen direkt mit Biogas-Tankstellen verbunden oder mit bis zu 7 km langen Biogasleitungen mit diesen verbunden. Aufgrund des Fehlens eines klaren finanziellen Anreizsystems zur Nutzung von Biogas zur Energiebereitstellung existieren sehr unterschiedliche Nutzungsformen des Biogases, wobei die Erzeugung von Elektroenergie die Ausnahme bildet. Meist wird an einem Anlagenstandort auch eine Mischung verschiedener Nutzungsformen realisiert. Vorwiegend wird das Biogas jedoch als Fahrzeugtreibstoff genutzt. Auf dieser Basis werden in mehreren Städten Teile des kommunalen Busverkehrs ökologisch aus Sicht der Emissionen vorteilhaft betrieben. Insgesamt werden in Schweden rund 50 Erdgastankstellen betrieben. Dabei wird rund 50 % allen verkauften Gases aus Biogas gewonnen /52/. Mit dem Gas werden heute ca. 4.700 gasgetriebene Kraftfahrzeuge betrieben. Zur weiteren Förderung der Gasnutzung als Treibstoff wird das Tankstellennetz ausgebaut und die Mehrkosten für die Anschaffung eines gasbetriebenen Fahrzeuges wird von den meisten Kommunen zu rund 50 % gefördert.

Die größte schwedische Anlage steht in Stockholm Henriksdal und wird vom kommunalen Wasserversorger betrieben. Hier wird in der größten Kläranlage Stockholms das Abwasser größtenteils unterirdisch gereinigt. Bei der anaeroben Klärschlammfaulung wird Biogas erzeugt, das z.T. für den Eigenwärme- und Strombedarf in 4 Blockheizkraftwerken á 700 kWel und drei Heizkesseln (max. 6,9 MWth) genutzt wird. Derzeit werden parallel dazu rund 600 Nm /h Rohgas auf Erdgasqualität (> 98 % Methan) mit einer schwedischen Druckwasserwäsche aufbereitet und odoriert. Zusätzlich ist eine Erweiterung der Anlage um 800 Nm /h im Bau. Das aufbereitete Biogas wird für den Betrieb einer Biogastankstelle auf dem Betriebsgelände, einer Biogastankstelle in einem ca. 3 km entfernten Busdepot und zur Wärme- und Kochgasversorgung eines ca. 1,5 km entfernten Wohngebietes verwendet.

Nach Betreiberangaben hat die Aufbereitungsanlage einschließlich Tankstelle und Druckgaslager ca. 10 Mio. (die reine Aufbereitungseinheit ca. 1,5 Mio für 600 Nm /h; die Einheit für 800 Nm /h wird ca. 1,3 Mio kosten) gekostet. Als Erzeugungskosten für das aufbereitete Biogas einschließlich aller Fest- und Betriebskosten werden 0,65 /Nm aufbereitetes Reingas vom Betreiber angegeben. In einer Untersuchung wurden die Methanverluste bei der Aufbereitung mit 2 % beziffert. Die Anlage wird seit 2003 laut Betreiberangaben sehr zufriedenstellend und weitestgehend störungsfrei betrieben. Abbildung 7-3 zeigt die Außenansicht der Aufbereitungsanlage.


Abbildung 7-3: Ansicht der Biogasaufbereitungsanlage Stockholm-Henriksdal

Ein anderes Anlagenbeispiel ist die Aufbereitungsanlage Norrköping, die vom Energieversorger Sydkraft betrieben wird. Sie soll zukünftig nach Ausbau des Erdgasnetzes eine Stützung des Gasbedarfes realisieren können. Das Biogas wird auch hier aus der Klärschlammfaulung der Kläranlage für 105.000 Einwohnergleichwerte gewonnen, welches vor Installation der Gasaufbereitungsanlage 2004 in einem Blockheizkraftwerk genutzt wurde. Die damit entfallene Fermenterbeheizung wird nun mit Fernwärme realisiert. Es werden ca. 250 m /h Rohgas mit einer Druckwasserwäsche aufbereitet. Laut Auskunft des Herstellers erfolgt die Wäsche mit Abwasser aus der Kläranlage und weist einen Elektroenergieverbrauch von ca. 0,5 kWh pro Kubikmeter aufbereitetem Biogas auf (Rune Simonsson, Malmbergs Water AB). Als Besonderheit ist zu bemerken, dass die Anlage als vollständiges Kompaktmodul weitestgehend vormontiert (bis auf die Waschkolonne) zum Betriebsstandort transportiert wurde und nach rund 3 Wochen nach Lieferung in Betrieb genommen werden konnte. Das erzeugte Gas mit rund 97 % Methananteil wird für eine Tankstelle auf dem Betriebsgelände und eine Tankstelle im ca. 4 km entfernten Busdepot eingesetzt.

Abbildung 7-4: Kompaktbiogasaufbereitungsanlage Norrköping

Die Biogasanlage Kristianstadt-Karpalund erzeugt seit 1998 Biogas aus industriellen organi-schen Abfällen (Schlachtereiabfälle, kommunaler Bioabfall, Gemüseverarbeitungsrück-


stände, Fettabscheiderreste, Kartoffelindustrierückstände u.a.). Damit wird eine sehr hohe Rohgasqualität von bis zu 80 % Methan erzeugt. Dieses Rohgas wird zum größten Teil in einer Fernwärmeerzeugungsanlage in ca. 4 km Entfernung verwendet. Überschüssiges Gas wird gemeinsam mit Klärgas der kommunalen Kläranlage seit 1999 zu Fahrzeugtreibstoff in einer Anlage zur Aufbereitung von bis zu 175 m /h Rohgas in einer Druckwasserwäsche aufbereitet. Das Reingas wird in einer Tankstelle am Betriebsgelände und einer Tankstelle des kommunalen Busunternehmens vertrieben. Der Gaspreis an der Zapfsäule beträgt 0,84 /l Benzinäquivalent. (Abbildung 7-5)

Abbildung 7-5: Biogastankstelle und mit Biogas betriebener Bus in Kristianstad

An der Biogasanlage Helsingborg-Filborna wird als weiteres Beispiel seit 1996 (Versuchsanlage 15 Nm /h) bzw. 2003 (Großanlage) eine Druckwechsel-Adsorptions-Anlage zur Biogasaufbereitung betrieben. Das Biogas wird ausschließlich aus industriellen Reststoffen (Kartoffelindustrie, Schlachtabfälle, Fettabfälle etc.) erzeugt. Daraus resultiert ein Biogas mit knapp 80 % Methananteil. Das Biogas wird zu einem Teil (350 Nm /h Rohgas) in der Druckwechsel-Adsorptionsanlage auf rund 98 % Methananteil aufbereitet. Ein noch größerer Anteil des Rohbiogases wird gemeinsam mit dem vorhandenen Deponiegas genutzt, um in einer kombinierten Biogas- und Dampfturbine (0,8 MWel, 1,5 MWth), zwei BHKW (1,2 MWel, 1,6 MWth) und einem Kessel (4 MWth) Strom und Fernwärme zu erzeugen. Das aufbereitete Biogas wird an der neben dem Abfallverwertungsbetrieb gelegenen Biogastankstelle für 20 Abfallsammelfahrzeuge, 4 LKW und rund 70 PKW angeboten. Der überschüssige Anteil des aufbereiteten Gases wird - vorwiegend nachts - nach Odorierung und Zudosierung von ca. 6 % Flüssiggas seit Mitte 2004 in das Erdgasnetz in die Mitteldruckstufe eingespeist. Falls das Biogas für die Fahrzeugbetankung nicht ausreichen sollte, besteht auch die Möglichkeit, das Erdgas direkt zur Druckerhöhung und zur Tankstelle zu leiten. Abbildung 7-6 zeigt die Biogasanlage Helsingborg-Filborna und die Gaseinspeisestation mit Flüssiggastank auf dem Deponiekörper. Die Gaseinspeisung wird vom Energieversorger Sydkraft betrieben, dem in der Region die Gasversorgung obliegt.

Abbildung 7-6: Biogasanlage mit Biogasaufbereitung in Helsingborg


Zusammenfassend werden die schwedischen Anlagen zur Aufbereitung und Einspeisung von Biogas von den Betreibern als sehr zuverlässig beurteilt. Der Betrieb der Anlagen erfolgt in der Regel vollautomatisch, so dass ein Personaleinsatz nur für Kontrollgänge notwendig ist. Die Qualität des aufbereiteten Gases schwankt in der Regel nicht. Über Zwangsab-schaltungen aufgrund zu geringer Gasqualität wurde nicht von den Betreibern berichtet. Als einzige Problemquellen haben sich vor allem in älteren Anlagen Bauteile gezeigt, die nicht aus hochwertigem Edelstahl bzw. nicht mit entsprechenden Schutzschichten gegen Korro-sion gefertigt wurden. Darüber hinaus zeigt die Zumischung von Flüssiggas bei der Einspei-sung des aufbereiteten Biogases in das Erdgasnetz in Helsingborg-Filborna, dass im Einschalt- und Ausschaltvorgang eine leichte Erhöhung bzw. Absenkung des Heiz- und Wobbewertes für rund je 5 Minuten erfolgt. An der Verbesserung dieser Situation wird jedoch derzeit gearbeitet.

Nicht zuletzt zeigt die modulare Fertigung von Aufbereitungsanlagen in Kleinserie in Schweden, dass die Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität als Stand der Technik angesehen werden kann.


8 Zusammenfassung

Die Biomasse Deutschlands lässt sich auf vielfältige Weise energetisch nutzen. Aus dem Primärenergieträger wird meist über Umwandlungsprozesse ein Sekundärenergieträger gewonnen, der zur Erzeugung von Endenergie Verwendung findet. Die Umwandlung kann thermochemisch, biochemisch oder physikalisch-chemisch erfolgen. Im Falle der ther-mochemischen Nutzung entfällt der Zwischenschritt über den Sekundärenergieträger. Zur thermochemischen Umwandlung kommen hauptsächlich organische Materialien zum Einsatz deren Wassergehalt gering ist (< 50 %). Zur biochemischen Umwandlung werden, im Falle der Biogasnutzung, hauptsächlich Substrate mit hohem Wassergehalt eingesetzt (> 70 %), während zur physikalisch-chemischen Umwandlung in der Praxis nur bestimmte Biomasse-arten eingesetzt werden (Raps, Getreide, Rüben u.a.).

Das Gesamt-Potenzial (Kapitel 2) zur thermochemischen Umwandlung beträgt ca. 236,1 Mrd. kWh/a (davon 156,4 Mrd. kWh/a durch Holz), das der biochemischen Umwandlung ca. 72,2 Mrd. kWh/a und das der physikalisch-chemischen Umwandlung ca. 13,9 Mrd. kWh/a. Da zukünftig in Deutschland, hauptsächlich aufgrund sinkendem Flächen-bedarf zur Nahrungsmittelproduktion, mehr Flächen zur Produktion von Nawaro zur Verfügung stehen, steigt auch das Potenzial der Biomassenutzung.

Der größte Anteil des Potenzials für die Biogasproduktion liegt im landwirtschaftlichen Be-reich (ca. 55,6 Mrd. kWh/a, davon 26,7 Mrd. kWh/a durch Exkremente und Einstreu und 23,9 Mrd. kWh/a aufgrund von Nawaro). Das übrige Potenzial liegt in industriellen (ca. 3,3 Mrd. kWh/a) und kommunalen Reststoffen (ca. 12,8 Mrd. kWh/a).

In der bundeslandspezifischen Verteilung des Biogaspotenzials dominieren die großen agrarischen Bundesländer wie Bayern und Niedersachsen. Wird das Potenzial des Bundes-landes auf seine Fläche bezogen, um logistische Gegebenheiten zu berücksichtigen, ist zu erkennen, dass auch in den städtischen Ballungsräumen ein hohes Biogaspotenzial vorhan-den ist. Das flächenspezifische, technische Biogaspotenzial liegt in den verschiedenen Bundesländern jeweils zwischen 0,14 und 0,28 Mio. kWh/(km a).

Die üblichen Biomassenutzungs-Techniken werden in Kapitel 3 beschrieben. Diese sind Anlagen zur Wärmeerzeugung: Scheitholz-, Pellet- und Hackschnitzelfeuerung jeweils 30 kWth und ein Heizkraftwerk von 5 MWth. Es wird die Stromerzeugung aus fester Biomasse in einem Holzkraftwerk von 20 MWel untersucht. Die betrachteten Gas-Otto-Motoren der Biogas-Nutzung (100, 500, 1.000 und 2.000 kWel) können zur Strom- und Wärmeproduktion verwendet werden. Eine Gasturbine (7,5 kWel) zur Nutzung von Synthesegas wird berücksichtigt. Zur Verwendung des Biogases als Kraftstoff wird eine Erdgastankstelle (100 Nm /h) beschrieben.

Die Biogasproduktion aus Fermentationsprozessen wird in Kapitel 4 dargestellt. Die Biogasproduktion aus Fermentationsprozessen ist eine bewährte Technologie. Sie bildet den Schwerpunkt dieser Studie. Die anderen Biomasse-Nutzungsmöglichkeiten werden jeweils vergleichend untersucht. Somit können die Strom-, die Wärme- und die Kraftstoff-Produktion aus verschiedensten Biomassen ökonomisch (Kapitel 5) und ökologisch (Kapitel 6) vergli-chen werden.

In der weiteren Betrachtung wurden sieben Modell-Biogasanlagen definiert. Die sieben Anlagen entsprechen der Spanne der betrieblichen Praxis landwirtschaftlicher Biogasanla-gen in Deutschland aber auch möglicher Obergrenzen. Sie sind folgendermaßen definiert worden:

Die betrachteten Biogasanlagen sind nach Größe der Biogasproduktion und Art des Input-materials unterscheidbar.

Es wurden drei Leistungsgrößen festgelegt. Die Biogasproduktion der Anlagen wird mit 50 m /h, 250 m /h und 500 m /h, die an eine folgende Gasaufbereitung geliefert werden können, festgelegt. Da der Biogas-Erzeugungs-Prozess selbst Energie, besonders zum Beheizen des


Fermenters, benötigt, liegt die gesamte Biogasproduktion ca. 10 - 15 % über diesen Leis-tungsgrößen.

Die drei betrachteten Einsatzstoff-Qualitäten sind:

typische Gülleanlagen (90 % Gülle, 10 % Nawaro, massebasiert),

typische Nawaro-Anlagen (90 % Nawaro, 10 % Gülle, massebasiert) und

eine Anlage zur Verarbeitung von Material aus Siedlungsabfällen (100 % Biotonne) in der Leistungsgröße (500 m /h).

Anhand dieser Modellbiogasanlagen wurden ökonomische und ökologische Analysen durch-geführt.

Zusammenfassung der ökonomischen Analyse:

Für die oben definierten Biogasanlagen wurden die jeweiligen Kosten der Biogasproduktion ermittelt. Diese liegen je nach Anlage zwischen 3,3 und 7,8 ct/kWhhi (Abbildung 8-1). Die Kosten der Biogasproduktion sind beim Einsatz von Gülle (3,3; 3,8 und 5,2 ct/kWhhu) über 2 ct/kWhhi günstiger als bei der Nutzung von Nawaro 5,7; 5,9 und 7,8 ct/kWhhi). Allerdings ist man auf den jeweils benötigten Tierbestand angewiesen (Gülle ist im Transport teuer, die große Anlage wird nur im seltenen Einzelfall realisiert werden). Mit höherer Biogasproduktion lassen sich die spezifischen Biogas-Produktionskosten um etwa 30 % senken. Somit liegen die kleine Gülleanlage und die große Nawaro-Anlage in einer ähnlichen Größenordnung. Die Biotonnen-Anlage liegt mit 4,7 ct/kWhhi zwischen den beiden landwirtschaftlichen Anlagen. Am günstigsten ist die Produktion von Biogas mittels Holzvergasung. Hier ergeben sich Kosten von 2,9 ct/kWhhi. Diese Anlage ist aber aufgrund ihrer Leistungsgröße (6250 m /h), des anderen Verfahrens, abweichenden Investitionskosten und fehlender Praxis-Erfahrungen nur bedingt mit den Fermentations-Anlagen zu vergleichen.

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4

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BG G 50 BG G 250 BG G 500 BG N 5 BG N 250 BG N 500 BG B 500 SG6250H

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hu

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kW

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Substratkosten Fermentation / Vergasung Zusatzkosten für dezentrale Nutzung Gesamtkosten Bioabfall dezentrale Nutzung

Abbildung 8-1: Kosten Rohbiogas pro kWhhi

Soll das Biogas nicht dezentral in Anlagennähe in einem BHKW verstromt werden kann es auf Erdgasqualität aufbereitet werden. Hierzu wird es von Schadstoffen gereinigt und das in ihm enthaltene CO2 wird abgetrennt. Als übliche Aufbereitungsverfahren haben sich die Druckwasserwäsche (DWW) und das Druckwechsel-Adsorptionsverfahren (PSA) in der


Praxis bewährt. Beide Verfahren sind technisch zuverlässig und verursachen ähnliche Auf-bereitungskosten. Die spezifischen Kosten der Aufbereitung sind sehr stark von dem Leistungsdurchsatz der Anlage abhängig. Sie betragen unter 2 ct/kWhhi bei Durchsätzen ab 250 m /h Rohbiogas und liegen bei 4,5 bis 6 ct/kWhhi bei kleineren Durchsätzen von 50 m /h. Die Aufbereitungskosten des Synthesegases betragen ca. 2 ct/kWhhi wobei ein aufwendige-res Reinigungsverfahren angewendet werden muss. Nach der Aufbereitung auf Erdgasqua-lität kann das Gas in das Erdgasnetz eingespeist und von einem anderen Nutzer als Energieträger verwendet werden. Somit ist eine Nutzung des Energieträgers an einem ande-ren Ort möglich. Dadurch ergeben sich oft bessere Nutzungsmöglichkeiten. Möglicherweise kann die bei der Verbrennung in einem BHKW frei werdende Abwärme zu einem wesentlich höherem Anteil genutzt werden. Oder das Biogas kann an einem Ort als Treibstoff verkauft werden, der verkehrstechnisch günstiger liegt als der Biogasanlagen-Standort. Die Kosten der Einspeisung und Durchleitung sind vom Gasdurchsatz und der genutzten Trassen-länge abhängig und betragen (bei der Annahme von 20 km Durchleitung bis zum Nutzer) zwischen 2 ct/kWhhi bei Durchsätzen von weniger als 30 m /h aufbereitetem Biogas und unter 0,3 ct/kWhhi bei ca. 300 m /h. Aufgrund des hohen Gasdurchsatzes von fast 2.000 m /h liegen die Kosten der Einspeisung und Durchleitung beim Synthesegas bei ca. 0,1 ct/kWhhi .

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BG G 50 BG G 50 BG G 250 BG G 250 BG G 500 BG G 500 BG N 50 BG N 50 BG N 250 BG N 250 BG N 500 BG N 500 BG B 500 BG B 500 SG 25FWL

PSA DWW PSA DWW PSA DWW PSA DWW PSA DWW PSA DWW PSA DWW

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kW

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Biogas (Substrat) Biogas (Konversion) Aufbereitungskosten DWW-Verfahren

Aufbereitungskosten PSA-Verfahren Einspeisung und Durchleitung Gesamtkosten

Abbildung 8-2: Gestehungskosten Produktgas in Erdgasqualität (Biogasproduktion, Aufbereitung, Einspeisung und Durchleitung)

Basierend auf der Berechnung der Kosten für den Brennstoff Biogas werden die Kosten der Endenergie in Form von Wärme, elektrischem Strom und Treibstoff ermittelt. Vergleichend werden diese sowohl mit den anderen Biomassenutzungspfaden als auch mit der konventionellen Energiebereitstellung dargestellt.


Die Gestehungskosten der Wärmebereitstellung sind folgender Grafik zu entnehmen:

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BG G 5030kWth

BG G 25030kWth

BG G 50030kWth

BG N 5030kWth

BG N 25030kWth

BG N 50030kWth

BG B 50030kWth

SG 25MW FWL30kWth

HHW5MWth

P 30kWth S 30kWth HS30kWth

Erdgas-therme

Ges

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ct/

kWh

th

Energieträger (Biogas/Brennstoff) Aufbereitung Einspeisung und Durchleitung Wärmeerzeugung Nahwärmenetz mit Hausanschlüssen

Abbildung 8-3: Wärmegestehungskosten bei Nutzung von Gas und Holz

Die Wärmeproduktion mittels Biogas ist nur in seltenen Fällen wirtschaftlich lohnend. Die Kosten pro kWhth betragen je nach Anlage 6 – 18 ct/ kWhth. Der Kostenblock der Aufberei-tung, Einspeisung und Durchleitung kann eingespart werden, wenn das Biogas lokal am Standort der Biogasanlage genutzt werden kann. Im günstigen Fall kann Biogas dann für 6 ct/kWhth produziert werden. Wird zum Vergleich die konventionelle Wärmeproduktion mittels Erdgas betriebener Therme betrachtet, sind Kosten von knapp über 6 ct/kWhth anzurechnen. Die Holzvergasung ist mit der Erdgastherme konkurrenzfähig, wenn das Synthesegas lokal genutzt werden kann. Im Falle der Gaseinspeisung liegen die Kosten mit fast 8 ct/kWhth leicht über denen der Erdgastherme. Das Holzhackschnitzel-Heizwerk ist mit 5 ct/kWhth in diesem Vergleich die lukrativste Option. Es ist allerdings in einer anderen Größenordnung dimensioniert wodurch die Verteilung der Wärme aufwendiger wird. Die Gewinnung thermi-scher Energie mittels Pellet-, Scheitholz- und Hackschnitzel-Feuerungen ist kostenintensiver als die Erdgastherme aber vergleichbar mit den größeren Biogasanlagen. Die Kosten be-laufen sich bei diesen Optionen auf 8 – 9,5 ct/ kWhth.


Die Gestehungskosten der Stromproduktion sind aus folgender Abbildung ersichtlich:

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5

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20

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30

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40

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50

55


BG G 50oE

0,1MWel


BG G 250oE

0,5MWel

BG G 500DWW H II

1MWel

BG G 500oE 1MWel


BG N 50oE

0,1MWel


BG N 250oE

0,5MWel

BG N 500DWW H II

1MWel

BG N 500oE 1MWel

BG B 500DWW H II

1MWel

BG B 500oE 1MWel

SG 25 MWFWL

DWW H II7,5MWel

SG 25 MWFWL oE7,5MWel

HS20MWel

Ge

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kW

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Energieträger (Biogas/Brennstoff) Aufbereitung Einspeisung & Durchleitung BHKW


Biogas aus Gülle/Nawaro-Anlagen Biogas aus Nawaro/Gülle-AnlagenBiogas aus

BioabfallSynthesegas

aus Holz

Abbildung 8-4: Stromgestehungskosten und EEG Vergütung

Es sind jeweils zwei Blöcke pro Anlage dargestellt. Der linke Block stellt die Kosten der Biogasproduktion, der Aufbereitung, der Einspeisung und der zentralen Nutzung dar. Jeweils rechts davon ist die dezentrale Nutzung des Biogases in einem BHKW dargestellt. Die Kos-ten sind auf die erzeugte kWel. bezogen.

An den farbigen Markierungen sind die reine Stromvergütung nach EEG (schwarz), die EEG Vergütung bei der Mit-Nutzung von Wärme (rot) und die zusätzlichen Erlöse, die sich auf-grund der Wärmenutzung ergeben (grün), zu erkennen.

Dem Diagramm sind somit die lukrativsten Pfade zur Stromproduktion zu entnehmen. Liegen die Erzeugungskosten unter der jeweiligen Markierung erwirtschaftet die Anlage Gewinn.

Die Gas-Aufbereitung und -Einspeisung ist wirtschaftlich nicht bei den kleinen Biogas-Volu-menströmen lohnenswert, da die spezifischen Kosten sehr hoch sind und den Nutzen über-steigen. Ab einem Biogas-Volumenstrom von 250 m /h ist der Pfad der Aufbereitung lohnenswert. Unter der Voraussetzung von 80 % Wärmeabgabe ist die Aufbereitung lukrati-ver als die direkte Verstromung. Aber selbst im günstigsten Fall (500 m /h) kostet die Aufbe-reitung und Einspeisung mit 3 ct/kWhel mehr als der Innovationsbonus von 2 ct/kWhel über das EEG an Förderlichkeit bringt. Die dezentrale Stromproduktion aus Synthesegas ist wirtschaftlich eine lohnenswerte Option, während die Aufbereitung aufgrund des aufwendigeren Verfahrens mehr Kosten als zusätzliche Erlöse verursacht. Das Holzhackschnitzel-Kraftwerk ist mit 8,8 ct/kWhel die kostengünstigste Art, Strom aus Biomasse zu erzeugen. Mit dem EEG Erlös lassen sich bereits die Kosten decken. Zusätzliche Wärmenutzung lässt diese Option wirtschaftlich günstig erscheinen.


Die Gestehungskosten der Kraftstoffproduktion stellen sich auf folgende Weise dar:

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BG G 50 DWWH II TS

BG G 250 DWWH II TS

BG G 500 DWWH II TS

BG N 50 DWWH II TS

BG N 250 DWWH II TS

BG N 500 DWWH II TS

BG B 500 DWWH II TS

SG 25 MW FWLDWW H II TS

Erdgas-tankstelle

Diesel-tankstelle

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Energieträger Aufbereitung Einspeisung & Durchleitung Bereitstellung in Tankstelle mit 100 m?/h Erdgastankstelle Dieseltankstelle

Abbildung 8-5: Gestehungskosten für Kraftstoff

Aufgrund der hohen spezifischen Kosten ist die Treibstoffproduktion mittels kleinerer Biogas-anlagen nicht empfehlenswert. Nur die Gülleanlage mit 500 m /h Biogasproduktion kann im Vergleich zur konventionellen Erdgastankstelle wirtschaftlich Treibstoff produzieren. Alle anderen Biogaspfade erzeugen den Kraftstoff zur Zeit nicht konkurrenzfähig zum Erdgas-tankstellen-Preis.

Die Verstromung und Vergütung mittels EEG ist unter aktuellen Gegebenheiten die wirtschaftlich günstigste Variante erzeugtes Biogas zu nutzen. Da aber die Grundvergütung des EEG einer Degression von 1,5 % pro Jahr unterworfen ist, werden sich die verschiedenen Nutzungsmöglichkeiten weiter annähern. Zudem werden zukünftig die Energiepreise für Wärme und Erdgas steigen, wodurch Erdgas aus Biogas konkurrenzfähiger wird. Bei steigenden Erdgaspreisen werden die Nawaro-Anlagen bald mit der konventionellen Erdgas-Treibstoff-Tankstelle konkurrieren können.

Zusammenfassung der ökologischen Analyse:

In der ökologischen Analyse werden 4 Wirkungskategorien untersucht. Diese sind der kummulierte Energie Aufwand (KEA), bei dem der Verbrauch fossiler Energie des jeweiligen Biomassepfades berechnet wird. Die Treibhausgasemissionen werden in kg CO2-Äquivalent, die Emissionen mit versauernder Wirkung in g SO2-Äquivalent und die Emissionen mit eutrophierender Wirkung in g PO4-Äquivalent berechnet. Die Wirkungskategorien werden auf die jeweils relevante funktionelle Einheit (Wärme, elektrische Energie, Fahrzeugkilometer) bezogen.

Insgesamt lassen sich in Bezug auf die ökologische Analyse zwei Tendenzen erkennen. Die energetische Nutzung von Biomasse wirkt sich positiv auf die Schonung erschöpflicher Energieträger aus. Außerdem werden im Vergleich zur fossilen Energienutzung erheblich weniger klimaschädigende Gase freigesetzt. Auf der Anderen Seite geht die Nutzung der Biomasse fast immer mit einer erhöhten Freisetzung von Gasen mit versauernden und eutrophierenden Wirkungen einher.


Aus Gründen der Übersichtlichkeit wird in dieser Zusammenfassung auf die Klimagasemissionen fokussiert.

Durch die Produktion von Biogas aus Gülle-Anlagen wird, aufgrund der vermiedenen Methanemissionen die sonst im normalen landwirtschaftlichen Betrieb anfallen, die Emission von Klima schädigenden Gasen gesenkt. Es ergibt sich eine Vermeidung von ca. 5,5 kg CO2-Äquivalent pro m Methanproduktion. Die Nawaro-Anlagen verursachen durch den Betrieb eine Emission von ca. 0,5 kg CO2-Äquivalent pro m Methan (hauptsächlich durch den Substratanbau). Die Biogasproduktion durch den Einsatzstoff Biotonne verursacht die Freisetzung von ca. 1 kg CO2-Äquivalent pro m Methan. Dies ist hauptsächlich durch den hohen fossilen Energiebedarf beim Betrieb der Anlage bedingt.

Abbildung 8-6: Klimagasemissionen der Biogasanlagen

Da die größeren Gülle-Anlagen aufgrund des sehr hohen benötigten Viehbestandes nicht repräsentativ für die zukünftige Biogasentwicklung ist, wurde in Bezug auf die Biogasproduk-tion die 250 m /h produzierende Biogasanlage als Modellanlage definiert. Anhand derer werden die Klimagasemissionen der Strom-, Wärme- und Kraftstoff-Erzeugung dargestellt. Zu berücksichtigen ist, dass bei einer realen Mischung der Einsatzstoffe von Gülle und Nawaro mit zunehmendem Gülleanteil auch vermehrte CO2-Äquivalent Gutschriften angerechnet werden müssen. Vergleichend werden die Emissionen der Nutzung fester Biomasse und die fossile Nutzung angegeben.

Die Klimagasemissionen der Stromproduktion betragen bei der Biogasanlage ohne Wärmenutzung 0,17 kg CO2-Äquivalent / kWh Strom. Bei 20 % Wärmenutzung werden noch 0,1 kg CO2-Äquivalent / kWh Strom emittiert. Wird die Aufbereitung, Einspeisung und 80 %-ige Wärmenutzung betrachtet, wird der Mehraufwand durch die Wärmegutschrift mehr als nur kompensiert. In der Bilanz ergeben sich 0,06 kg CO2-Äquivalent / kWh Strom. Die Emissionen der Holzvergasung sind in dieser Wirkkategorie günstiger als beim Biogas aus Vergärung. Sie liegen um 0 kg CO2-Äquivalent / kWh Strom (bei 0, 20 und 80 % Wärmenut-zung jeweils sinkend). Auch hier wird der Mehraufwand der Gasaufbereitung durch die größere Wärmenutzung mehr als aufgewogen. Das Holzkraftwerk emittiert 0,06 kg CO2-Äquivalent / kWh Strom, während es bei Wärmeauskopplung bei minus 0,17 kg CO2-Äquivalent / kWh Strom liegt. Im Vergleich dazu verursacht der deutsche Strommix CO2-


Äquivalente von 0,65 kg/kWhel. Durch die Stromproduktion aus Biomasse werden in jedem Fall CO2-Äquivalent-Emissionen eingespart.

-0,3

-0,2

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0

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BG 250 N oEStrom

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BG 250 N H IIKWK

SG 25 MW FWLoE Strom

SG 25 WW oEKWK

SG 25 FWL HIIKWK

HS 20 MWelStrom

HS 20 MWelKWK

Strommix


Bau und Abriss der Anlage Entsorgung Reststoffe Bereitstellung Strommix Summe

Abbildung 8-7: Klimagasemissionen der Stromproduktion

Die Klimagasemissionen der Wärmeproduktion liegen bei der Nawaro-Vergärungsanlage mit fast 140 g CO2-Äquivalent pro kWh über den anderen Biomasse-Nutzungen. Das Holz-heizwerk hat einen hohen fossilen Energieverbrauch, da zur Biomasse-Grundlast noch eine fossil betriebene Spitzenlastfeuerung erfolgen muss. Die Hauptemissionen der übrigen Biomasse-Anlagen entstammen meist der Biomasse Bereitstellung. Die Wärmebereitstellung über Erdgas liegt mit über 260 g CO2-Äquivalent pro kWh über allen Biomasse-Nutzungen.

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Klim

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kW

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Energieträger frei Anlage Hilfsenergie direkte Emissionen Entsorgung Reststoffe Bau und Abriss der Anlage fossiler Brennstoffeinsatz

Abbildung 8-8: Klimagasemissionen der Wärmeproduktion

Die Klimagasemissionen der Kraftstofferzeugung liegen bei etwa 100 g CO2-Äquivalent pro Fahrzeugkilometer, im Fall der Nawaro-Biogasanlage beziehungsweise bei etwa 80 g


CO2-Äquivalent pro Fkm bei der Holzvergasung. Im fossilen Vergleichdazu werden bei der Verwendung von Erdgas in einer Erdgastankstelle fast 200 g CO2-Äquivalent pro Fahrzeug-kilometer freigesetzt.

0

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km

Kraftstoff-Vorkette Hilfsenergie direkte Emissionen Nutzung fossiler Kraftstoff

Abbildung 8-9: Klimaemission der Kraftstoffproduktion

Die Erfahrungen der Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität im europäischen Ausland sind vorwiegend positiv. In Schweden, der Schweiz und den Niederlanden werden kommer-ziell arbeitende Aufbereitungsanlagen betrieben. Die Biogas-Aufbereitung ist eine bewährte, verlässliche Technologie. Als Verfahren haben sich in der Praxis die Druck-Wasser-Wäsche und die Druckwechsel-Adsorbtion durchgesetzt. Die Markteinführung ist nicht durch techni-sche, sondern durch finanzielle und politische Rahmenbedingungen begrenzt.


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Endbericht Band2 IEL

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