Vorbereitung und Begleitung bei der Erstellung eines ...

Erstellt im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie

Wissenschaftlicher Bericht

Vorbereitung und Begleitung bei der

Erstellung eines Erfahrungsberichts gemäß

§ 97 Erneuerbare-Energien-Gesetz

Teilvorhaben II a: Biomasse

Zwischenbericht

Erstellt durch:

Fraunhofer IEE

Königstor 59, 34119 Kassel

0561 7294 438

[email protected]

Autoren:

Uwe Hoffstede, Manuel Stelzer, Dr. Henning Hahn, Michael Beil, Dr.-Ing. Bernd Krautkremer, Julia

Kasten, Wiebke Beyrich

Prof. Dr.-Ing. Uwe Holzhammer (Unterauftrag)

Arbeitspakete:

Entwicklung des Anlagenbestandes und der Stromerzeugung aus Biomasse im

Rahmen des EEG [AP 1]

Entwicklung der Anlagentechnik zur Stromerzeugung aus Biomasse, Stand der Technik [AP 2]

Zur Stromerzeugung in EEG-Anlagen eingesetzte Biomasse [AP 3]

Auswirkungen des sich abzeichnenden Endes der EEG-Förderung [AP 4]

Flexibilisierung von Biomasseanlagen und Anlagen zur Stromerzeugung aus Gasen [AP 5]

Kraft-Wärme-Kopplung bei Biomasseanlagen und Anlagen zur Stromerzeugung [AP 6]

aus Gasen

Kosten der Stromerzeugung aus Biomasse [AP 7]

Ausschreibungsdesign für Bioenergieanlagen [AP 8]

Stromerzeugung aus Biomasse außerhalb des EEG [AP 9]

Stromerzeugung aus Klär-, Deponie- und Grubengas [AP 10]

22.03.2018

mailto:[email protected]

I

Inhaltsverzeichnis

ABBILDUNGSVERZEICHNIS............................................................................................................................. III

TABELLENVERZEICHNIS ................................................................................................................................... X

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS .......................................................................................................................... XII

1. ZUSAMMENFASSUNG ................................................................................................................... 14

1.1. Biogas, Biomethan .................................................................................................................................. 14

1.2. Feste Biomasse......................................................................................................................................... 15

1.3. Flüssige Biomasse ................................................................................................................................... 15

1.4. Klär-, Gruben- und Deponiegas .......................................................................................................... 15

1.5. Direktvermarktung ................................................................................................................................. 16

1.6. Flexibilisierung ......................................................................................................................................... 16

1.7. Stromgestehungskosten ....................................................................................................................... 17

1.8. Ausschreibung ......................................................................................................................................... 18

2. EINLEITUNG .................................................................................................................................. 20

3. STAND DER MARKTEINFÜHRUNG / MARKTENTWICKLUNG......................................................... 21

3.1. Entwicklung des Anlagenbestandes und der Stromerzeugung aus Biomasse im Rahmen

des EEG ...................................................................................................................................................... 21

3.1.1. Gesamtübersicht ...................................................................................................................................................... 21

3.1.2. Zubau von Biomasseanlagen seit Inkrafttreten des EEG 2014 .............................................................. 23

3.1.3. Entwicklung des Anlagenbestandes nach Art der Biomasse ................................................................. 24

3.1.4. Stromerzeugung nach Biomasseart ................................................................................................................. 41

3.2. Entwicklung der Anlagentechnik zur Stromerzeugung aus Biomasse, Stand der Technik .. 42

3.2.1. Feste Biomasse ......................................................................................................................................................... 43

3.2.2. Biogas........................................................................................................................................................................... 45

3.2.3. Flüssige Biomasse ................................................................................................................................................... 48

3.3. Zur Stromerzeugung in EEG-Anlagen eingesetzte Biomasse ...................................................... 49

3.3.1. Feste Biomasse ......................................................................................................................................................... 49

3.3.2. Biogas........................................................................................................................................................................... 50

3.3.3. Biomethan .................................................................................................................................................................. 58

3.3.4. Flüssige Biomasse ................................................................................................................................................... 60

3.4. Auswirkungen des sich abzeichnenden Endes der EEG-Förderung ........................................... 63

3.5. Flexibilisierung von Biomasseanlagen und Anlagen zur Stromerzeugung aus Gasen ......... 65

3.5.1. Stand der Direktvermarktung (DV)................................................................................................................... 65

3.5.2. Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie...................................................................................................... 67

II

3.5.3. Technische Fähigkeit für eine flexible Stromerzeugung von Anlagen mit Inanspruchnahme

der Flexibilitätsprämie ........................................................................................................................................... 69

3.5.4. Berechtigte Anlagen zur Inanspruchnahme des Flexibilitätszuschlags.............................................. 75

3.5.5. Tatsächlich am Strombedarf orientierte Betriebsweise von Anlagen mit Inanspruchnahme der

Flexibilitätsprämie und Flexibilitätszuschlag................................................................................................. 77

3.5.6. Flexibilisierungsanreize für weitere Anlagen zur Stromerzeugung aus Biomasse und Gasen . 78

3.6. Kraft-Wärme-Kopplung bei Biomasseanlagen und Anlagen zur Stromerzeugung aus Gasen

..................................................................................................................................................................... 79

3.6.1. Biogas........................................................................................................................................................................... 79

3.7. Stromerzeugung aus Biomasse außerhalb des EEG ....................................................................... 82

3.8. Stromerzeugung aus Klär-, Deponie- und Grubengas – Bestandsentwicklung...................... 84

3.8.1. Klärgas: Darstellung der Bestandsentwicklung und der Stromproduktion ...................................... 84

3.8.2. Deponiegas: Darstellung der Bestandsentwicklung und der Stromproduktion ............................ 86

3.8.3. Grubengas: Darstellung der Bestandsentwicklung und der Stromproduktion............................... 89

4. STEUERUNGS- BZW. ANREIZMÖGLICHKEITEN ............................................................................. 94

4.1. Ausschreibungsdesign für Bioenergieanlagen ................................................................................ 94

4.1.1. Ausgangslage............................................................................................................................................................ 94

4.1.2. Ergebnisse der ersten Ausschreibung ............................................................................................................. 94

5. ÖKONOMISCHE ASPEKTE ............................................................................................................. 97

5.1. Kosten der Stromerzeugung aus Biomasse...................................................................................... 97

5.1.1. Neuanlagen ............................................................................................................................................................... 99

5.1.2. Bestandsanlagen: Analyse der Auswirkung einer Anschlussförderung auf die Kosten der

Stromproduktion ................................................................................................................................................... 117

5.2. Stromerzeugung aus Klär-, Deponie- und Grubengas - ökonomische Aspekte .................. 133

5.2.1. Klärgas ....................................................................................................................................................................... 134

5.2.2. Deponiegas: Analyse der Kostenentwicklung der Stromproduktion (inkl.

Netzanschlusskosten) .......................................................................................................................................... 137

5.2.3. Grubengas: Analyse der Kostenentwicklung der Stromproduktion (inkl. Netzanschlusskosten)

...................................................................................................................................................................................... 140

6. LITERATURVERZEICHNIS ............................................................................................................. 144

III

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 3-1: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung und

Bruttostromerzeugung von Biomasseanlagen und Anlagen zur

Stromerzeugung aus Gasen in Deutschland (inkl. Klär-, Gruben- und

Deponiegas); nach [2] .............................................................................................................. 22

Abbildung 3-2: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung und Stromerzeugung

EEG-förderfähiger Biomasseanlagen; Aufteilung nach Vergütungsform;

nach [6], [7] .................................................................................................................................. 23

Abbildung 3-3: Entwicklung des Brutto-Zubaus neu installierter Biomasseanlagen von

August 2014 bis April 2017; im Hinblick auf einen maximal zulässigen

Ausbaupfad; nach [8] ............................................................................................................... 24

Abbildung 3-4: Entwicklung des Anlagenbestands von Biogasanlagen mit Vor-Ort-

Verstromung von 2000 bis 2016, differenziert nach Anlagenanzahl und

Leistungsklasse; [8], [9], [10] .................................................................................................. 25

Abbildung 3-5: Biogasanlagen - aktuelle Größenverteilung und Anteil an der

installierten elektrischen Leistung aller Biogasanlagen [11] ..................................... 26

Abbildung 3-6: Entwicklung der Anzahl und Aufbereitungskapazität von

Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer

Abschätzung für 2017 und 2018. Darstellung Fraunhofer IEE auf

Datenbasis von [14], [13] ........................................................................................................ 28

Abbildung 3-7: Jährlicher Zubau an Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von

2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017/2018. Darstellung

Fraunhofer IEE auf Datenbasis von [14], [13] .................................................................. 29

Abbildung 3-8: Jährlicher Kapazitätszubau von Biogasaufbereitungsanlagen in

Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017/2018.

Darstellung Fraunhofer IEE auf Datenbasis von [14], [13] ......................................... 29

Abbildung 3-9: Verteilung der Biogasaufbereitungsanlagen Ende 2016 in Deutschland.

Fraunhofer IEE auf Basis von [14], [13] .............................................................................. 30

Abbildung 3-10: Entwicklung der Anzahl an Biogasaufbereitungsanlagen (kumuliert) in

Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017 und

2018 unterteilt nach Aufbereitungsverfahren. [14], [13] ............................................ 32

Abbildung 3-11: Entwicklung der Aufbereitungskapazität (Rohgas) unterteilt nach

Aufbereitungsverfahren bei Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland

von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017 und 2018. [14], [13] ............ 33

IV

Abbildung 3-12: Entwicklung der Anlagenanzahl und elektrischer Leistung von

Biomethan-BHKW-Standorten mit Stromeinspeisung nach EEG in

Deutschland von 2014 bis 2016 [Eigene Auswertung auf Basis von [11],

[8] und [12]]. ................................................................................................................................ 34

Abbildung 3-13: Verteilung der Leistungsklassen von Biomethan-BHKW-Standorten in

Deutschland in 2016. [Eigene Auswertungen auf Basis von [11]] ........................... 34

Abbildung 3-14: Entwicklung der eingespeisten Biomethanmenge und der Biomethan-

Nutzung im EEG in Deutschland von 2011-2016. [16], [15], [17] und

eigene Auswertung auf Basis von [11], [8] und [12] .................................................... 35

Abbildung 3-15: Entwicklung der Biomethanvermarktung in unterschiedlichen

Einsatzbereichen in Deutschland von 2012 bis 2015 mit einem Ausblick

auf 2017. [17] .............................................................................................................................. 36

Abbildung 3-16 Entwicklung des Anlagenbestands von Biomasseheizkraftwerken

einschließlich Anlagen zur thermochemischer Holzvergasung von 2000

bis 2016, ohne Kleinst-KWK-Anlagen < 10 kWel, Kraftwerke mit

Biomasse-Mitverbrennung und den nicht nach EEG vergüteten Anteil; in

Anlehnung an [8], [10] ............................................................................................................. 37

Abbildung 3-17: Jährlicher Zubau verschiedener Turbinentypen (Anzahl) in

Biomasseheizkraftwerken mit naturbelassenen Hölzern in Deutschland

[18]. ................................................................................................................................................. 38

Abbildung 3-18: Jährlicher Zubau verschiedener Turbinentypen (Leistung) in BMHKW

mit naturbelassenen Hölzern in Deutschland [18]. ...................................................... 38

Abbildung 3-19: Jährlich zugebaute BMHKW (durchschnittliche Leistung) mit

naturbelassenen Hölzern in Deutschland, unterschieden nach Turbinen

Typen [18]. ................................................................................................................................... 39

Abbildung 3-20: Heizkraftwerke - aktuelle Größenverteilung und Anteil an der

installierten elektrischen Leistung aller Heizkraftwerke; [11].................................... 40

Abbildung 3-21: Holzvergasungsanlagen - aktuelle Größenverteilung und Anteil an der

installierten elektrischen Leistung aller Holzvergaser; [11] ....................................... 40

Abbildung 3-22: Entwicklung des Anlagenbestands von Pflanzenöl BHKW von 2006 bis

2016, differenziert nach Anlagenanzahl und Leistungsklasse; in

Anlehnung an [8], [10] ............................................................................................................. 41

Abbildung 3-23: Stromerzeugung durch EEG-förderfähige Biomasseanlagen von 2009

bis 2016, aufgeteilt nach Bioenergieträger; nach [10] (von 2009 bis

einschließlich 2013) und [11] (ab 2014) ............................................................................ 42

V

Abbildung 3-24: Anbaufläche Silomais für die Biogasproduktion im Zeitraum 2011 bis

2016 mit einer Prognose für 2017. [Eigene Darstellung auf Basis von [25]]....... 51

Abbildung 3-25: Erntemengen Silomais für die Biogasproduktion im Zeitraum 2012 bis

2016. [Grafik auf Basis [25]] ................................................................................................... 52

Abbildung 3-26: Verteilung des massebezogenen Einsatzes von Nachwachsenden

Rohstoffen an Biogasanlagen mit VOV. [IEE Betreiberbefragung

Biogasanlagen 2016, Stand 02/2018] ................................................................................ 53

Abbildung 3-27: Darstellung der mittleren, sowie minimalen und maximalen

Transportentfernungen für Substratlieferungen an Biogasanlagen mit

VOV in Deutschland. [IEE Betreiberbefragung Biogasanlagen 2016, Stand

02/2018]........................................................................................................................................ 53

Abbildung 3-28: Verteilung des massebezogenen Einsatzes von Wirtschaftsdünger an

Biogasanlagen mit VOV. [IEE Betreiberbefragung Biogasanlagen 2016,

Stand 02/2018] ........................................................................................................................... 54

Abbildung 3-29: Einsatz von Gülle und Mist in Biogasanlagen in Niedersachsen 2012/13

bis 2015/16 .................................................................................................................................. 55

Abbildung 3-30: Entwicklung des massebezogenen Substrateinsatzes zur

Biomethanproduktion im Zeitraum 2011 bis 2015 (relative Darstellung).

[17] .................................................................................................................................................. 59

Abbildung 3-31: Entwicklung des energiebezogenen Substrateinsatzes zur

Biomethanproduktion im Zeitraum 2011 bis 2015 (relative Darstellung).

[17] .................................................................................................................................................. 60

Abbildung 3-32: Jährliche Energiemengen der Ausgangsstoffe für Pflanzenöle als

Biobrennstoffe, welche zur Verstromung und Einspeisung nach dem EEG

im Zeitraum 2013 – 2016 bei der BLE angemeldet wurden [Eigene

Darstellung nach [39]] ............................................................................................................. 61

Abbildung 3-33: Jährliche Energiemengen der Biobrennstoffe (ohne Pflanzenöle und

Dicklauge), welche zur Verstromung und Einspeisung nach dem EEG im

Zeitraum 2013 – 2015 bei der BLE angemeldet wurden [Eigene


Abbildung 3-34: Jährliche Energiemengen der Biobrennstoffgruppe „Dicklaugen aus der

Zellstoffindustrie“, welche zur Verstromung und Einspeisung nach dem

EEG im Zeitraum 2013 – 2016 bei der BLE angemeldet wurden [Eigene


Abbildung 3-35: Preisentwicklung Pflanzenöle Großhandelspreise [40] ........................................... 63

VI

Abbildung 3-36: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung des durch das EEG

geförderten Biomasse-Anlagenparks ................................................................................ 65

Abbildung 3-37: Entwicklung der gemeldeten installierten elektrischen Leistung in der

Direktvermarktung (DV) von Strom aus Biomasse-, sowie Deponie-, Klär-

und Grubengasanlagen im Jahr 2017 (MP=Marktprämie, sDV= sonstige

Direktvermarktung); nach [5] ................................................................................................ 66

Abbildung 3-38:Aufteilung der elektrischen Anlagenleistung von Klär-, Deponie- und

Grubengasanlagen in der Direktvermarktung im Jahr 2017 (links:

Marktprämienmodell, rechts: sonstige Direktvermarktung); nach [5] .................. 67

Abbildung 3-39: Entwicklung der Anlagenleistung von Biogas- und Biomethan-KWK-

Anlagen, welche die Flexibilitätsprämie nach § 33 i EEG 2012, § 54 EEG

2014 und § 50 b EEG 2017 mindestens einmal beansprucht haben bzw.

sich zwischen Januar 2016 und November 2017 hierfür angemeldet

haben; nach [8], [43], [41] ....................................................................................................... 68

Abbildung 3-40: Anlagenanzahl und -leistung nach Leistungsgruppen mit

Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie nach § 54 EEG 2014 und § 50b

EEG 2017 von August 2014 bis November 2017. Darstellung Fraunhofer

IEE in Anlehnung an [8] ........................................................................................................... 69

Abbildung 3-41: Monatlicher und kumulierter Umfang der Leistungserhöhung und

Anteil der Anlagenanzahl mit Leistungserhöhung im Rahmen der

Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie (§ 54 EEG 2014 und § 50 b EEG

2017) von August 2014 bis einschließlich November 2017. Darstellung

Fraunhofer IEE in Anlehnung an [8] ................................................................................... 70

Abbildung 3-42: Leistungserhöhung von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung und

Biomethan-KWK-Anlagen mit Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie

nach Umfang der Leistungserhöhung in Prozent der ursprünglich

installierten elektrischen Leistung (Stand November 2017); nach [8] ................... 71

Abbildung 3-43: Betreiberangaben zur maximalen Dauer der Gasspeicherung bei

Stillstand der Stromerzeugung (Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung

und Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie) ............................................................. 74

Abbildung 3-44: Betreiberangaben zur Leistungserhöhung nach Umfang der

Leistungserhöhung in Prozent der ursprünglich installierten elektrischen

Leistung (Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung und

Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie) ...................................................................... 75

Abbildung 3-45: Aufteilung neuer Biogasanlagen von August 2014 bis einschließlich

November 2017 nach Anlagenleistungsgruppen; nach [8] ....................................... 76

VII

Abbildung 3-46: Aufteilung neuer Biomethan-BHKW von August 2014 bis einschließlich

November 2017 nach Anlagenleistungsgruppen; Darstellung Fraunhofer

IEE in Anlehnung an [8] ........................................................................................................... 76

Abbildung 3-47: Kumulierte Häufigkeit der Auslastung von Biogasanlagen mit Vor-Ort-

Verstromung mit und ohne Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie

bzw. Flexibilitätszuschlag anhand der nach EEG vergüteten

Strommengen im Jahr 2016; nach [11] ............................................................................. 77

Abbildung 3-48: Anteil verschiedener Wärmenutzungen von Biogasanlagen [45] ...................... 80

Abbildung 3-49: Bedeutung verschiedener Wärmenutzungen von Biogasanlagen [45] ............ 80

Abbildung 3-50: Vergütungshöhe bei externer Wärmenutzung aus Biogasanlagen [45] .......... 81

Abbildung 3-51: Gründe für geringe Wärmenutzung an Biogasanlagen [45] ................................ 81

Abbildung 3-52: Entwicklung der Anzahl an Kläranlagen mit Stromerzeugung und

Entwicklung der Stromerzeugung aus Klärgas in Deutschland von 1998

bis 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [48]] ......................................................... 84

Abbildung 3-53: Entwicklung der Anzahl und installierten elektrischen Leistung von

Kläranlagen mit Stromeinspeisung nach EEG in Deutschland von 2014 bis

2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [11]] ................................................................ 85

Abbildung 3-54: Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an

Kläranlagen mit EEG-Einspeisung in Deutschland 2016. [Eigene

Darstellung auf Basis von [11]]............................................................................................. 86

Abbildung 3-55: Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Deponiegas in

Deutschland von 1990 bis 2016. [2] ................................................................................... 87

Abbildung 3-56: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung von Deponiegas in

Deutschland von 1990 bis 2016. [2] ................................................................................... 87


Deponien mit Stromeinspeisung nach EEG in Deutschland von 2014 bis

2016. [11] ...................................................................................................................................... 88


Deponie-Standorten mit EEG-Einspeisung in Deutschland 2016. [11] ................. 89

Abbildung 3-59: Entwicklung der Stromproduktion aus Grubengas in Nordrhein-

Westfalen und im Saarland von 2007 bis 2016. [Eigene Darstellung auf

Basis von [4] und [3]] ............................................................................................................... 90

Abbildung 3-60: Entwicklung der installierten Leistung aus Grubengas in Nordrhein-

Westfalen differenziert nach aktiven und inaktiven Steinkohlenbergbau

von 2007 bis 2017. [Eigene Darstellung auf Basis von [50]] ..................................... 90

VIII

Abbildung 3-61: Entwicklung der Stromproduktion aus Grubengas in Nordrhein-

Westfalen von 2007 bis 2017 differenziert nach aktiven und inaktiven

Steinkohlebergbau. [Eigene Darstellung auf Basis von [50]] .................................... 91


Grubengas-BHKW-Standorten mit Stromeinspeisung nach EEG in

Deutschland von 2014 bis 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [11]] ........... 92


Grubengas-BHKW-Standorten mit EEG-Einspeisung in Deutschland 2016.

[Eigene Darstellung auf Basis von [11]] ............................................................................ 92

Abbildung 4-1: Räumliche Verteilung der bezuschlagten Biomasseanlagen .................................. 95

Abbildung 5-1: Übersicht der Methodik zur Ermittlung der Stromgestehungskosten von

Biogas- und Festbrennstoffanlagen. .................................................................................. 98

Abbildung 5-2: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Gülle-BGA 75“ ......................................... 110

Abbildung 5-3: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 1.000“ ............................. 111

Abbildung 5-4: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Abfall-BGA 1.200“ .................................. 112

Abbildung 5-5: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „BVG-BHKW“ ............................................. 113

Abbildung 5-6: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage “BM-HKW“.................................................. 114

Abbildung 5-7: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „AH-HKW“ .................................................. 115

Abbildung 5-8: Darstellung der Stromgestehungskosten mit Gutschriften der

analysierten Modellanlagen (Neuanlagen) .................................................................. 116

Abbildung 5-9: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Gülle-BGA 75 B“ ..................................... 127

Abbildung 5-10: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 600 B“ .......................... 128

Abbildung 5-11: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 300 B“ .......................... 129

Abbildung 5-12: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 300 B opt.“ ................. 130

Abbildung 5-13: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Abfall-BGA 1.200 B“ ............................ 131

Abbildung 5-14: Darstellung der Stromgestehungskosten mit Gutschriften der

analysierten Modellanlagen (Bestandsanlagen) ......................................................... 132

Abbildung 5-15: Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten von Klärgas. ....................... 135

Abbildung 5-16: Entwicklung der Stromerzeugung und des Eigenstromverbrauchs an

Kläranlagen in Deutschland von 1998 bis 2016. Darstellung Fraunhofer

IEE auf Basis von [48] ............................................................................................................ 137

Abbildung 5-17: Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten von Deponiegas. .............. 139

IX

Abbildung 5-18: Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten von Grubengas. ................ 141

X

Tabellenverzeichnis

Tabelle 3-1: Übersicht über die Anzahl und Aufbereitungskapazität der bis Ende 2016 in

Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungsanlagen nach

Aufbereitungsverfahren. [14], [13] ...................................................................................... 31

Tabelle 3-2: Clusterung der deutschen HKWs nach Brennstoffen und Energiekonvertern,

Stand 2015, Betrachtung der gängigen Anlagengrößen sowie deren

extreme Ausprägungen .......................................................................................................... 49

Tabelle 3-3: Massebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen in Deutschland von

2015 bis 29. [Eigene Darstellung auf Basis von [10], [28] und IEE

Betreiberbefragung Biogasanlagen 2016, Stand 02/2018] ....................................... 52

Tabelle 3-4: Übersicht von Biomasse-HWK der Papier- und Zellstoffindustrie sortiert

nach elektrischer Nennleistung (Fraunhofer IEE in Anlehnung an [10], [11]

und [46] ......................................................................................................................................... 82

Tabelle 4-1: Übersicht über die Ergebnisse der ersten EEG-Ausschreibung für die

Lieferung elektrischer Energie durch Biomasseanlagen [52] .................................... 94

Tabelle 5-1: Übersicht über die analysierten Modellbiogas- und Festbrennstoffanlagen

(Neuanlagen) .............................................................................................................................. 98

Tabelle 5-2: Übersicht über die analysierten Modellbiogasanlagen (Bestandsanlagen) ............. 99

Tabelle 5-3: Rahmenbedingungen der Stromerzeugung aus Biogasanlagen

(Neuanlagen) ........................................................................................................................... 100

Tabelle 5-4: Eingangsparameter für die Stromerzeugung aus Festbrennstoffanlagen

(Neuanlagen) ........................................................................................................................... 101

Tabelle 5-5: Übersicht Stromgestehungskosten der Kleingüllebiogasanlage „Gülle-BGA

75“ ................................................................................................................................................ 102

Tabelle 5-6: Übersicht Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage (Flex) ................... 103

Tabelle 5-7: Übersicht Stromgestehungskosten der Abfall-Biogasanlage (Flex)......................... 104

Tabelle 5-8: Übersicht Stromgestehungskosten der Biomassevergasungsanlage mit

BHKW .......................................................................................................................................... 106

Tabelle 5-9: Übersicht Stromgestehungskosten des Biomasse-Heizkraftwerkes........................ 107

Tabelle 5-10: Übersicht Stromgestehungskosten des Altholz-Heizkraftwerkes .......................... 108

Tabelle 5-11: Eingangsparameter der Stromerzeugung aus Bestands-Biogasanlagen ............ 118

XI

Tabelle 5-12: Übersicht Stromgestehungskosten der Kleingüllebiogasanlage „Gülle-BGA

75 B“ ............................................................................................................................................ 119

Tabelle 5-13: Übersicht Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage „NawaRo-

BGA 600 B“................................................................................................................................ 120


BGA 300 B“................................................................................................................................ 122


BGA 300 B“ (Optimiert) ....................................................................................................... 123

Tabelle 5-16: Übersicht Stromgestehungskosten der Abfall-Biogasanlage „Abfall-BGA

1.200 B“ ...................................................................................................................................... 125

Tabelle 5-17: Übersicht der Annahmen zur Ermittlung der mittleren

Stromgestehungskosten für Klärgas. .............................................................................. 135


Stromgestehungskosten für Deponiegas. .................................................................... 139


Stromgestehungskosten für Grubengas. ...................................................................... 142

XII

Abkürzungsverzeichnis

BGA Biogasanlage

BGAA Biogasaufbereitungsanlage

BGEA Biogaseinspeisungsanlage

BHKW Blockheizkraftwerk

BMHKW Biomasse-Heizkraftwerk

BNetzA Bundesnetzagentur

BVG-BHKW Biomassevergasungs-Blockheizkraftwerk

DV Direktvermarktung

DWW Druckwasserwäsche

EEG Erneuerbare Energien Gesetz

EKT Entnahme Kondensationsturbine

el elektrisch

EW Einwohnergleichwert

FAME Fatty acid methyl ester (Fettsäuremethylester)

FlexP Flexibilitätsprämie

FlexZ Flexibilitätszuschlag

FNR Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V.

FM Frischmasse [kg, to]

FvB Fachverband Biogas e.V.

GPS Ganzpflanzensilage

HKW Heizkraftwerk

IKT Informations- und Kommunikationstechnik

KA Kläranlage

KWK Kraft-Wärme-Kopplung

LCOE Levelized Costs of Electricity

MP Marktprämie

NawaRo Nachwachsende Rohstoffe

ORC Organic Rankine Cycle

oTS Organischer Trockensubstanzgehalt [% TS]

NRW Nordrhein-Westfalen

PSA Druckwechseladsorption

XIII

sDV sonstige Direktvermarktung

th Thermisch

TS Trockensubstanzanteil [% FM]

UCO Used cooking oil (Altspeisefette und -öle)

ÜNB Übertragungsnetzbetreiber

VNB Verteilnetzbetreiber

VNNE Vermiedene Netznutzungsentgelte

VOV Vor-Ort-Verstromung

14

1. Zusammenfassung

Die installierte elektrische Leistung von Biomasseanlagen zur Stromerzeugung nach dem EEG

beträgt Ende 2017 rund 7,5 GW, aufgeteilt auf 12.400 Standorte. Im Jahr 2015 betrug die

Stromerzeugung 42,3 TWhel und in 2016 42,6 TWhel. Etwa 76 % dieser Strommenge wurden in 2016

im Rahmen der Direktvermarktung mittels Marktprämie veräußert, während 24 % auf EEG-

Festvergütung entfielen. Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung produzierten im Jahr 2016 ca.

29,9 TWhel, Biomethan-KWK-Anlagen 2,4 TWhel, Anlagen, welche biogene Festbrennstoffe

einsetzen, rund 8,7 TWhel und Pflanzenöl-BHKW 0,19 TWhel.

Der Brutto-Zubau lag seit Inkrafttreten des EEG 2014 am 01.08.2014 bis einschließlich April 2017 bei

insgesamt 520 neuen Biomasseanlagen mit einer installierten Leistung von knapp 120 MWel. Der im

EEG 2014 festgelegte Ausbaukorridor in Höhe von 100 MWel/a installierter Leistung sowie die im

EEG 2017 festgelegte jährliche Ausschreibungsmenge von 150 MWel wurden bislang wenig

ausgeschöpft. Im selben Zeitraum (August 2014 bis April 2017) erfolgten Anlagenerweiterungen im

Rahmen von Flexibilisierungsmaßnahmen bei Bestands-Biogas- und Biomethan-KWK-Anlagen in

Höhe von rund 343 MWel. Der leistungsbezogene Biomasse-Anlagenzubau wird maßgeblich durch

Flexibilisierungsmaßnahmen an Bestandsanlagen getragen.

1.1. Biogas, Biomethan

Ende 2017 wurden rund 8.600 Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung mit einer kumulierten

elektrischen Leistung von ca. 4.500 MW betrieben. 2014 waren es noch 8.000 Anlagen mit einer

elektrischen Leistung von ca. 3.500 MW; 2016 dann 8.300 Biogasanlagen mit einer installierten

Leistung von 3.820 MWel. Von August 2014 bis Dezember 2016 wurden 323 Biogasanlagen neu

hinzugebaut; am häufigsten finden sich hier Kleingülleanlagen bis 75 kWel.

Ende 2016 waren in Deutschland 205 Biogasaufbereitungsanlagen mit einer Kapazität von

232.939 mN³/h in Betrieb. Der jährliche Zubau an Biogasaufbereitungsanlagen und -kapazität war in

den Jahren 2011-2013 am größten und sinkt seit 2014; 2016 wurden nur 8 Anlagen mit einer Rohgas-

aufbereitungskapazität von 10.450 mN³/h zugebaut. Fast alle Anlagen speisen das produzierte

Biomethan ins Gasnetz ein. Von den Ende 2015 eingespeisten 9,2 TWhHs Biomethan wurden 89 % an

rund 1.400 Biomethan-BHKW-Standorten mit einer installierten Leistung von 566 MWel nach EEG

verstromt. Ca. 36 % - und damit der größte Anteil dieser Anlagen - haben eine Leistung unter

100 kWel.

Für Biogasanlagen stellen Energiepflanzen die wichtigste Substratgruppe dar. Bei der

landwirtschaftlichen Biogasproduktion bleibt die Maisganzpflanzensilage das wichtigste

Einzelsubstrat. Hier variieren die Erntemengen zwischen 32 Mio. tFM in 2013 und 41 Mio. tFM in 2016.

Der Einsatz von Zuckerrüben hat in den letzten Jahren zugenommen, stabilisiert sich aber derzeit.

Bei dem Einsatz von Gülle/Mist zur Biogasproduktion zeigen sich bundeslandspezifische

Unterschiede. In den meisten der betrachteten Bundesländer und nach aktuellem Stand der

Betreiberbefragung dominieren Rinder- und Schweinegülle vor Mist. In Abhängigkeit der Region

15

findet auch ein Import von Wirtschaftsdüngern aus dem Ausland zur Nutzung in Biogasanlagen

statt.

Bezogen auf den Anteil der externen Wärmenutzung an Biogasanlagen ist die am weitesten

verbreitete Anwendungsart die Beheizung von Wohngebäuden, gefolgt von der Holztrocknung, der

Beheizung gewerblicher Gebäude und der Getreidetrocknung. Geringen Anteil an der

Wärmenutzung hat die Beheizung von Stallungen, Gewächshäusern sowie die

Gärprodukttrocknung. Im Wesentlichen werden Preise zwischen 1 und 4 ct/kWhth erzielt.

1.2. Feste Biomasse

Der Zubau von Anlagen, welche feste Biomasse zur EEG-Stromerzeugung einsetzen, lag in den

letzten Jahren auf einem vergleichsweise niedrigen Niveau. Ende 2017 waren knapp 600

Biomasseheizkraftwerke einschließlich thermochemischer Holzvergaser mit einer kumulierten

installierten elektrischen Leistung von 1.500 MW in Betrieb. Von August 2014 bis Ende 2016 sind 21

Anlagen mit einer installierten Leistung von ca. 26 MWel neu in Betrieb genommen worden,

während vier Anlagen (ca. 2,4 MWel) stillgelegt wurden. Neben 14 neuen Kleinanlagen im

Leistungsbereich unter 500 kWel finden sich sechs Anlagen der Leistungsgruppe 500 bis 5.000 kWel

und ein Biomasse-HKW über 5 MWel. Bezogen auf die Gesamtanlagenanzahl überwiegen die

kleineren Anlagen im Leistungssegment unter 500 kWel, welche jedoch nur einen Bruchteil der

kumulierten Gesamtleistung bei den Biomasse(heiz)kraftwerken ausmachen.

1.3. Flüssige Biomasse

Seit der Novellierung des EEG 2012 werden neue Pflanzenöl-BHKW (nach dem 31.12.2011 in Betrieb

gegangen) nicht mehr gefördert. Während in den Jahren 2007 bis 2010 noch bis zu 2.300 Pflanzenöl-

BHKW (ca. 400 MWel) betrieben wurden, waren es Ende 2017 etwa 800 Anlagen mit einer

kumulierten elektrischen Leistung von rund 100 MWel. Diese Entwicklung ging mit einem stetigen

Preisanstieg von börsennotiertem Palmöl seit September 2014 bis Februar 2017 um bis zu 60 %

einher. Ein Großteil des ursprünglichen Anlagenbestandes wurde stillgelegt bzw. für die Nutzung

anderer Energieträger umgerüstet.

Für den Betrieb von Pflanzenöl-BHKW kamen im Zeitraum von 2013 bis 2014 pflanzliche

Brennstoffe aus Palmöl, Raps und Soja zum Einsatz – in 2015 und 2016 ausschließlich Pflanzenöle

aus Palmöl und Raps. Neben Pflanzenölen werden Fettsäuremethylester (FAME), Altspeisefette und

–öle (UCO) sowie hydrierte Pflanzenöle (HVO) verwendet.

1.4. Klär-, Gruben- und Deponiegas

Bei der Betrachtung der Stromerzeugung aus Klär-, Deponie- und Grubengas zeigen sich über die

letzten Jahre folgende Entwicklungen:

Während sich bei Kläranlagen, welche über eigene Stromerzeugung aus Klärgas verfügen, von 1998

bis 2016 ein relativ konstantes Wachstum sowohl hinsichtlich der Anlagenzahl, als auch der

Stromerzeugung zeigt, sinkt in den letzten Jahren die Anlagenzahl und installierte elektrische

Leistung der Kläranlagen, die eine gesetzliche EEG-Vergütung in Anspruch nehmen. Von den

insgesamt 1.061 Ende 2015 in Betrieb befindlichen Kläranlagen mit Stromerzeugung beanspruchten

16

lediglich 17 % mit einer installierten Leistung von knapp 70 MWel eine EEG-Vergütung. Dieser

geringe Anteil resultiert aus einem hohen Eigenstrombedarf der Anlagen (2016: 92 % des erzeugten

Stromes werden selbst verbraucht) in Verbindung mit Strombezugskosten, die sich i.d.R. oberhalb

der EEG-Vergütung bewegen.

Die Entwicklung der Stromerzeugung aus Deponiegas sank in den Jahren 2006 bis 2016 von

1.092 GWhel auf 360 GWhel, was auf das Verbot der Ablagerung unbehandelter organischer Abfälle

seit Juli 2005 zurückzuführen ist. Seit 2008 ist auch die installierte elektrische Leistung rückläufig,

Ende 2016 waren noch 207 MW an rund 300 Deponiestandorten installiert. Im Gegensatz zu

Kläranlagen wird die erzeugte elektrische Energie von Deponiegasanlagen nicht zur Deckung des

Eigenstrombedarfs, sondern nahezu vollständig zur Netzeinspeisung mit Vergütung nach EEG

genutzt.

Die Stromproduktion aus Grubengas zeigt seit 2007 eine Abnahme von knapp 1.600 GWh auf

1.050 GWh in 2016, was auf den Rückgang des Steinkohlebergbaus in Deutschland zurückzuführen

ist. Sowohl die Anzahl der als auch die installierte elektrische Leistung der nach EEG vergüteten

Grubengasanlagen geht seit 2014 leicht zurück; 2016 speisten rund 40 Standorte mit einer Leistung

von ca. 288 MWel Strom ins Netz ein.

1.5. Direktvermarktung

Zur Förderung der Markt- und Systemintegration Erneuerbarer Energieanlagen stehen seit der

Neufassung des EEG im Jahr 2012 auch den Betreibern von Biomasseanlagen umfassende

Möglichkeiten zur Verfügung, ihren erzeugten Strom im Rahmen der Direktvermarktung zu

marktüblichen Preisen an Dritte zu veräußern. Mit dem EEG 2014 wurde eine verpflichtende

Direktvermarktung für Neuanlagen ab 100 kWel eingeführt. Im Jahr 2016 wurden etwa drei Viertel

der durch Biomasseanlagen erzeugten Strommenge im Zuge der Direktvermarktung mittels

Marktprämie veräußert, während ein Viertel auf die EEG-Festvergütung entfiel. Somit ist ein

Großteil der Biomasseanlagen am Markt integriert. Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung stellen

den überwiegenden Anteil der direktvermarkteten Leistung bereit (70 %), gefolgt von Anlagen,

welche feste Biomasse einsetzen (24 %). EEG-Anlagen mit Festvergütung finden sich vor allem in

kleineren Leistungssegmenten wieder.

1.6. Flexibilisierung

Bestandsanlagen

Im Zuge der Stromdirektvermarktung ist es Betreibern von Biogas- und Biomethan-KWK-Anlagen

seit dem Jahr 2012 möglich, die Flexibilitätsprämie als Anreizinstrument für eine bedarfsorientierte

Stromerzeugung zu nutzen. Bis einschließlich November 2017 haben sich solche Anlagen mit einer

kumulierten installierten elektrischen Leistung von etwa 2,8 GW für den Bezug der

Flexibilitätsprämie angemeldet. Bezogen auf die gesamte installierte Biogas- und Biomethan-KWK-

Anlagenleistung entspricht dies einem Anteil von über 60 %. Demnach hat sich das Instrument der

Flexibilitätsprämie etabliert; künftig ist von einer weiteren Inanspruchnahme auszugehen. Durch

zusätzlich installierte Stromerzeugungskapazitäten steigt die technische Fähigkeit dieser Anlagen

zur bedarfsorientierten Stromproduktion. Seit dem EEG 2014 werden Leistungserweiterungen von

Bestandsanlagen auf eine gesetzliche Fördergrenze von 1.350 MWel angerechnet, welche zu ca. 37 %

17

ausgeschöpft ist (Stand November 2017). Etwa 60 % der Betreiber, welche die Flexibilitätsprämie

beziehen, haben eine zusätzliche Erweiterung ihrer Stromerzeugungskapazitäten vorgenommen;

im Durchschnitt wurde die ursprünglich installierte Leistung verdoppelt.

Die Anlagenauslastung, gemessen an den jährlichen Volllaststunden ist ein Indikator dafür, in

welchem Ausmaß gezielt Strom in das Netz eingespeist wird. Anlagen ohne Inanspruchnahme der

Flexibilitätsprämie oder den -zuschlag wiesen im Jahr 2016 mit durchschnittlich 7.680 jährlichen

Volllaststunden erwartungsgemäß die höchste Auslastung bzw. die geringste Flexibilität auf.

Anlagen, welche die Flexibilitätsprämie nutzen, zeigten 2016 eine Auslastung von durchschnittlich

5.330 Volllaststunden. Bei diesen Anlagen kann davon ausgegangen werden, dass sich im Zuge einer

Erlösoptimierung die Stromproduktion weitestgehend an den Erfordernissen des Strommarkts

ausrichtet.

Neuanlagen

Mit dem EEG 2014 wurde der Flexibilitätszuschlag für Neuanlagen ab einer installierten Leistung von

100 kWel eingeführt. Bis Ende November 2017 wurden ca. 70 Biogasanlagen mit Vor-Ort-

Verstromung (ca. 54 MWel) und 35 Biomethan-KWK-Anlagen (ca. 28 MWel) neu hinzu gebaut, welche

für die Inanspruchnahme des Flexibilitätszuschlags berechtigt sind. Anlagen, welche den Flexi-

bilitätszuschlag beanspruchen, wurden im Jahr 2016 im Mittel mit jährlich 3.070 Volllaststunden

betrieben und weisen gegenüber den Bestandsanlagen die höchste Flexibilität auf.

1.7. Stromgestehungskosten

Die Analyse der Stromgestehungskosten verschiedener Biogas- und Festbrennstoffanlagen basiert

auf der Annuitätsmethode nach VDI 2067. Berücksichtigt werden alle anfallenden Kosten über eine

kalkulatorische Nutzungsdauer von 20 Jahren, bei Neuanlagen, und 10 Jahren, bei Bestandsanlagen

mit Folgeförderung. Die Erlöse durch die Vermarktung von Wärme, als Koppelprodukt der Strom-

produktion, reduzieren die Gestehungskosten.

Die Untersuchung der Stromgestehungskosten von Neuanlagen zeigt, dass kleine Biogasanlagen

mit einer installierten Leistung von 75 kWel Gestehungskosten in Höhe von ca. 24,7 bis 27,9 ct/kWhel

erzielen. Demzufolge ist ein wirtschaftlicher Betrieb nur unter vorzüglichen Rahmenbedingungen

möglich. Positiv wirken sich dabei ein hoher Einsatz von Rindergülle und landwirtschaftlichen

Reststoffen sowie die Integration bereits vorhandener Infrastruktur (Behälter, Pumpen etc.) aus. Die

untersuchte Abfallanlage im mittleren Leistungsbereich (Bemessungsleistung 600 kWel) weist

Gestehungskosten in Höhe von 14,6 bis 21,6 ct/kWhel auf. Dies zeigt auf, dass auch für den Betrieb

neuer Abfall-Biogasanlagen optimale wirtschaftliche Rahmenbedingungen, wie hohe

Entsorgungserlöse für die verwertete Biomasse sowie bereits vorhandene Infrastruktur (z.B.

Nachrüstung laufender Kompostanlagen) den wirtschaftlichen Betrieb begünstigen. Ein

ökonomischer Betrieb von NawaRo-Anlagen im mittleren Leistungsbereich (Bemessungsleistung

500 kWel) mit Gestehungskosten in Höhe von ca. 19,3 ct/kWhel bis 23,5 ct/kWhel erscheint unter den

Erlösbedingungen des EEG 2014 unwahrscheinlich. Ebenfalls vorzügliche wirtschaftliche

Rahmenbedingungen (günstige Brennstoffpreise, gutes Wärmekonzept mit hohen Wärmeerlösen)

benötigen neu zu errichtende Biomasseheizkraftwerke. Näher betrachtet wurde hier ein

Heizkraftwerk mit einer Nennleistung von 4.800 kWel, für das Gestehungskosten von ca.

18

13,6 ct/kWhel bis 16,7 ct/kWhel analysiert wurden. Biomassevergasungsanlagen mit einer

Nennleistung im Bereich von 30 kWel können mit den Erlösbedingungen, die das EEG 2014 bietet,

bei Gestehungskosten von ca. 17 bis 21,7 ct/kWhel, in der Regel nicht wirtschaftlich betrieben

werden. Zusammenfassend zeigen die Ergebnisse der Sensitivitätsanalysen bei den betrachteten,

Reststoffe verwertenden, Anlagen einen hohen Einfluss der Investitionskosten auf die

Stromgestehungskosten. Eine Änderung der Substratkosten dagegen hat einen höheren Einfluss

auf die Stromgestehungskosten von NawaRo-Anlagen. Die Erschließung von Wärmesenken zur

Generierung ausreichender Wärmeerlöse ist bei allen untersuchten Anlagen eine grundlegende

Voraussetzung, ohne die ein wirtschaftlicher Betrieb nicht möglich ist.

Die Ergebnisse der Analyse einer Folgeförderung von Bestandsbiogasanlagen verdeutlichen, dass

die Teilnahme am Ausschreibungsverfahren für Betreiber von Abfallbiogasanlagen mit Gestehungs-

kosten in Höhe von ca. 7,7 bis 13 ct/kWhel eine wirtschaftliche Perspektive darstellt. Für Betreiber

von NawaRo-Biogasanlagen ist dies vor allem dann der Fall, wenn die Anlage für die

Folgeförderperiode nicht komplett saniert werden muss (kein Sanierungsstau) und bereits die

Voraussetzungen für einen flexiblen Verstromungsbetrieb geschaffen wurden. Die analysierten

Stromgestehungskosten liegen bei der NawaRo-Anlage mit 600 kWel zwischen 16 und 19,7 ct/kWhel.

Anlagen, die die geforderte Verstromungsflexibilität durch eine Reduktion der elektrischen

Bemessungsleistung (Downsizing) erreichen, haben im Vergleich dazu höhere

Stromgestehungskosten.

Für Klärgas wurden mittlere spezifische Stromerzeugungskosten in Höhe von 6,96 ct/kWhel

ermittelt, für Deponiegas 8,51 ct/kWhel und für Grubengas 6,37 ct/kWhel. Die Sensitivitätsanalysen

zeigen für alle drei Energieträger, dass sich eine Variation der Jahresvolllaststunden am stärksten

auf die Höhe der Stromgestehungskosten auswirkt.

1.8. Ausschreibung

Die BNetzA führte im September 2017 erstmalig ein Ausschreibungsverfahren auf der Grundlage

des EEG 2017 für Biomasseanlagen durch. An dieser Ausschreibung durften sich neue, EEG-

konforme Anlagen, aber auch Bestandsanlagen, beteiligen. Die Dauer der weiteren Förderung für

Bestandsanlagen beträgt zehn Jahre. Die maximal möglichen Zuschläge pro Jahr sind durch die

Ausschreibungsvolumina (Brutto-Ausbaukorridor; derzeit 150 MWel/a) begrenzt. Sie vermindern sich

um die Kapazität der im vergangenen Jahr angemeldeten Neuanlagen mit gesetzlicher Förderung.

Dem Ausschreibungsvolumen von 122 MWel standen im September 2017 33 Angebote mit einer

Kapazität von 41 MWel gegenüber, von denen 24 gültige mit insgesamt 28 MWel bezuschlagt werden

konnten. Das nicht ausgeschöpfte Volumen von knapp 100 MWel wird auf die nächste Ausschreibung

im September 2018 übertragen. Dann werden knapp 250 MWel – vermindert um die Kapazität neuer

Anlagen in gesetzlicher Vergütung – ausgeschrieben werden.

Drei Viertel der bezuschlagten Leistung wird von Bestandsanlagen bereitgestellt; die Mehrheit

dieser Anlagen war in den Jahren 2000 und 2001 in Betrieb genommen worden. Die Hälfte der

Zuschläge entfiel auf Anlagen in Bayern. Die bezuschlagten Anlagen sind mehrheitlich

Biogasanlagen (21); zusätzlich haben sich zwei Heizkraftwerke und eine Biomethananlage

erfolgreich beworben. Der mengengewichtete Durchschnitt der Zuschlagswerte betrug 14,30

ct/kWhel; das geringste bezuschlagte Gebot lag bei 9,86 ct/kWhel und das höchste bei 16,90 ct/kWhel.

19

Das Wettbewerbsniveau der ersten Ausschreibung für Biomasseanlagen war wegen der geringen

Beteiligung und der Gebote nahe den Höchstwerten verhältnismäßig gering.

Es ist zu erwarten, dass die Zahl der Gebote in den nächsten Ausschreibungen steigt, da sich

vermehrt bestehende Biomasseanlagen, deren gesetzliche Förderung für 20 Jahre in wenigen

Jahren auslaufen wird, um eine Anschlussförderung bemühen werden. Auch neue Anlagen werden

sich um eine gesetzliche EEG-Vergütung bzw. eine Förderung über eine Ausschreibung bewerben.

Die erwartete steigende Beteiligung wird die durchschnittlichen Zuschlagswerte sinken lassen.

20

2. Einleitung

Mit der Novelle des EEG im Sommer 2014 wurde das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2014) [1]

grundlegend geändert: Für Biomasseanlagen wurden Fördersätze gekürzt, Boni gestrichen und

Einsatzstoffklassen nicht weiter berücksichtigt; die Direktvermarktung wurde verpflichtend

eingeführt. Die Förderung wurde auf Wind an Land und Photovoltaik konzentriert. Weiterhin wurde

umgesetzt, dass die Marktprämie ab 2017 mittels Ausschreibungen wettbewerblich ermittelt wird.

Fünf Prozent der Ausschreibungsvolumina sollen für Anbieter aus EU Nachbarländern offen sein.

Das EEG 2014 hatte das Ziel, den Anteil von Strom aus erneuerbaren Energien am Brutto-

stromverbrauch stetig und kosteneffizient im Jahr 2025 auf 40 bis 45 Prozent zu erhöhen, im Jahr

2035 auf 55 bis 60 Prozent und im Jahr 2050 auf mindestens 80 Prozent. Das EEG 2014 setzte die

instrumentellen und rechtlichen Rahmenbedingungen, um diese Ziele zu erreichen. Das EEG 2017

führt dies fort und erweitert die Brutto-Ausbaupfade für Biomasseanlagen von 100 MWel pro Jahr

auf 150 MWel – 200 MWel pro Jahr bis 2022.

Um zu gewährleisten, dass diese Ziele erreicht und die Grundsätze des EEG wie Kosteneffizienz und

verbesserte Markt- und Netzintegration der erneuerbaren Energien berücksichtigt werden, wird das

EEG regelmäßig evaluiert. So kann etwaiger Änderungsbedarf frühzeitig erkannt und umgesetzt

werden. Deshalb muss die Bundesregierung nach § 97 EEG 2014 und 2017 das EEG evaluieren und

dem Bundestag bis zum 30. Juni 2018 - und dann alle vier Jahre - einen Erfahrungsbericht vorlegen.

Die Evaluation von Gesetzesvorhaben ist außerdem ein wichtiger Teil des Arbeitsprogramms

Bessere Rechtsetzung der Bundesregierung. Der Staatssekretärsausschuss Bürokratieabbau hat mit

Beschluss vom 23.01.2013 ein Konzept zur Evaluierung neuer Regelungsvorhaben vorgelegt. Der

EEG-Erfahrungsbericht über die Auswirkungen der gesetzlichen Regelungen dient der Selbst-

kontrolle des Gesetzgebers. Zu diesem Zweck benötigen die Bundesregierung sowie der

Gesetzgeber fundierte und umfassende wissenschaftliche Informationen, die als Ausgangspunkt für

den Entwurf des Erfahrungsberichts verwendet werden können.

Der vorliegende 3. Zwischenbericht „Vorbereitung und Begleitung bei der Erstellung eines

Erfahrungsberichts gemäß § 97 Erneuerbare-Energien-Gesetz“ des „Teilvorhabens II a: Biomasse“

adressiert sowohl die energetische Biomassenutzung als auch die energetische Nutzung von Klär-,

Deponie- und Grubengasen im Rahmen des EEG in Deutschland.

21

3. Stand der Markteinführung / Marktentwicklung

3.1. Entwicklung des Anlagenbestandes und der Stromerzeugung

aus Biomasse im Rahmen des EEG

Gegenstand dieses Abschnittes ist die Erhebung, Analyse und Dokumentation des

Anlagenbestandes und der Stromerzeugung aus Biomasse in seiner zeitlichen Entwicklung. Es wird

eine Unterscheidung getroffen zwischen Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung, Biomethan,

fester und flüssiger Biomasse.

3.1.1. Gesamtübersicht

Laut der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat) [2] betrug der Anteil der

Stromerzeugung aus Biomasse am Brutto-Stromverbrauch im Jahr 2017 rund 8,6 % (inkl. Klärgas,

Deponiegas und dem biogenen Anteil des Abfalls). Insgesamt machte die Stromerzeugung aus

Biomasse etwa 24 % der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien aus. [2] Der Großteil dieser

Strommengen wird über das EEG gefördert. Die energetische Biomassenutzung findet zudem

außerhalb des EEG, zum Beispiel mittels Stromerzeugung aus den biogenen Anteilen des Abfalls,

der Verbrennung von Schwarzlauge oder Klärschlamm statt.

Seit dem Jahr 2000 hat sich die Bruttostromerzeugung aus Biomasse und Gasen (mit und ohne EEG-

Förderanspruch) von 4,7 TWh auf 51,4 TWh im Jahr 2017 mehr als verzehnfacht [2]. Hinzu kommt

die Stromerzeugung aus Grubengas, welche, bei einer installierten Leistung von ca. 220 MWel (Stand

2015), im Jahr 2016 ca. 1 TWh betrug [3], [4]. Die installierte elektrische Biomasseleistung (inkl. Klär-

und Deponiegas, ohne die installierte Leistung thermischer Abfallverbrennungskapazitäten) beträgt

Ende 2017 knapp 8 GWel [2]. In den ersten Jahren seit Inkrafttreten des EEG im Jahr 2000

dominierten beim Zubau Anlagen, welche feste Biomasse einsetzten. Ab dem Jahr 2005 leistete die

Stromerzeugung aus Biogas den größten Beitrag. Der Zubau von Pflanzenöl-BHKW (flüssige

Biomasse) erfolgte vor allem in einer kurzen Periode zwischen 2005 und 2008. Der wesentliche

Zubau von Biomasseanlagen erfolgte nach den EEG-Novellen in den Jahren 2004 bzw. 2009. Damals

kam es zu einem schnellen Wachstum der Bioenergiebranche, welches in den Jahren bis 2017

deutlich abgebremst wurde. In diesen Zeitraum fielen drei Novellierungen des EEG (2012, 2014,

2017). Die Entwicklung und Veränderung des Anlagenbestands ist auf veränderte Förderstrukturen

und zunehmend strengere gesetzliche Anforderungen zurückzuführen.

Die aktuelle Zeitreihe der Entwicklung der installierten Leistung und Bruttostromerzeugung von

Biomasseanlagen und Anlagen zur Stromerzeugung aus Gasen in Deutschland mit und ohne

Förderanspruch nach EEG zeigt Abbildung 3-1. Informationen zu Grubengasanlagen werden in den

zur Verfügung gestellten Daten der AGEE-Stat [2] nicht ausgewiesen (siehe dazu Kapitel 3.8).

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) überwacht den Ablauf des bundesweiten EEG-Ausgleichs-

mechanismus zwischen den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB), den Verteilernetzbetreibern (VNB)

und den Stromlieferanten (EVU). Auf Grundlage der zur Verfügung gestellten Basisdaten [5] werden

entsprechende Kennzahlen aufbereitet, welche im Folgenden ausgewertet werden.

22

Abbildung 3-1: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung und Bruttostromerzeugung von Biomasseanlagen und Anlagen zur Stromerzeugung aus Gasen in Deutschland (inkl. Klär-, Gruben- und Deponiegas); nach [2]

Abbildung 3-2 zeigt die Entwicklung der installierten Biomasseleistung und die Stromerzeugung

EEG-förderfähiger Biomasseanlagen seit dem Jahr 2000. Die installierte elektrische Leistung der

Biomasseanlagen innerhalb des EEG beträgt nach Angaben der BNetzA mit Stand Ende 2016 ca.

7,2 GWel [6]. Im selben Jahr lag die eingespeiste Jahresarbeit nach dem EEG bei ca. 41 TWhel. Mit

einem Anteil von 76 % wurde der Großteil dieser Strommenge in 2016 im Rahmen der

Direktvermarktung veräußert, wohingegen die sogenannte sonstige Direktvermarktung keine

nennenswerte Rolle spielt. 24 % der EEG-Stromeinspeisung erfolgte durch Anlagen, welche unter

den ursprünglichen Fördermechanismus der festen Einspeisevergütung fallen [5].

Abbildung 3-2 macht ebenfalls deutlich, dass die jährlich zugebaute installierte Leistung, sowie die

damit zusätzlich produzierte elektrische Energie aus der energetischen Nutzung von Biomasse

insbesondere ab dem Jahr 2012 deutlich geringer ausfällt und zunehmend stagniert. Während der

Zubau neuer Biomasseanlagen im Rahmen des EEG 2004 bzw. 2009 bei ca. 2,9 GWel bzw. 1,7 GWel

betrug, so kamen während des Zeitraums des EEG 2012 etwa 1,2 GWel Anlagenleistung hinzu [6].

Die Entwicklung des Zubaus neuer Biomasseanlagen seit Inkrafttreten des EEG 2014 soll in

folgendem Kapitel näher beschrieben werden.

23

Abbildung 3-2: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung und Stromerzeugung EEG-förderfähiger Biomasseanlagen; Aufteilung nach Vergütungsform; nach [6], [7]

3.1.2. Zubau von Biomasseanlagen seit Inkrafttreten des EEG 2014

Vor dem Hintergrund begrenzter Ressourcen und steigender EEG-Umlagekosten wurde mit dem

EEG 2014 die Zielsetzung verfolgt, unter anderem den Brutto-Zubau von Anlagen zur Erzeugung

von Strom aus Biomasse auf 100 MWel (installierte Leistung) jährlich zu begrenzen. Von dem

genannten Ausbaupfad sind Anlagenerweiterungen und Flexibilisierungen von Bestandsanlagen

ausgenommen. Das EEG 2017 führt den Gedanken des EEG 2014 hinsichtlich eines begrenzten

Zubaus grundsätzlich fort und sieht weitere Brutto-Ausbaupfade für die installierte elektrische

Leistung sowohl für neue als auch Bestandsbiomasseanlagen vor: zwischen 2017 und 2019 jährlich

150 MWel und zwischen 2020 und 2022 jährlich 200 MWel. Hierzu führt die Bundesnetzagentur

einmal jährlich seit September 2017 ein Ausschreibungsverfahren zur wettbewerblichen Ermittlung

der individuellen Vergütungshöhe durch.

Sämtliche Anlagen, welche seit August 2014 neu in Betrieb genommen wurden, werden im Zuge des

EEG 2014 im Anlagenregister der BNetzA aufgeführt [8]. Dieses Register wird zu weiteren Analysen

für den Zeitraum ab August 2014 herangezogen. Der Großteil des Zubaus der

Biomasseanlagenleistung ist seither der Überbauung elektrischer Kapazitäten von Biogas- bzw.

Biomethan-KWK-Anlagen im Zuge der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie zuzurechnen (siehe

Kapitel 3.5). Ohne Berücksichtigung von Anlagenerweiterungen hatten sich von August 2014 bis

Ende April 2017 insgesamt ca. 520 Biomasse-Neuanlagen mit einer installierten Leistung von knapp

120 MWel gemeldet (Brutto-Zubau). Abbildung 3-3 veranschaulicht diese Entwicklung seit

Inkrafttreten des EEG 2014. Der überwiegende Teil der Anlagenleistung entfällt auf Biogasanlagen

mit Vor-Ort-Verstromung, gefolgt von Biomethan-KWK-Anlagen und Anlagen, welche feste

Biomasse einsetzen.

24

Abbildung 3-3: Entwicklung des Brutto-Zubaus neu installierter Biomasseanlagen von August 2014 bis April 2017; im Hinblick auf einen maximal zulässigen Ausbaupfad; nach [8]

Werden die genannten gesetzlichen Beschränkungen mit den tatsächlichen Zubau-Zahlen

verglichen, so zeigt sich, dass der Ausbaupfad von jährlich 100 MWel (EEG 2014) unterschritten

wurde. Im Jahr 2014 wurden ca. 43 MWel (44 Anlagen von August bis einschließlich Dezember), 2015

ca. 33 MWel (145 Anlagen) und 2016 knapp 31 MWel (249 Anlagen) als Neuanlagen hinzugemeldet.

Auch im Jahr 2017 wurde die aktuelle Grenze von 150 MWel/a des Ausbaupfades nicht erreicht.

Biomasseanlagen mit rund 50 MWel erhielten eine Festvergütung bzw. waren in der ersten

Ausschreibung für Biomasseanlagen erfolgreich. Die nicht ausgeschöpften Kapazitäten der

Ausschreibung werden nur einmal ins Folgejahr verschoben und verfallen ggf. anschließend.

3.1.3. Entwicklung des Anlagenbestandes nach Art der Biomasse

Die nachfolgenden Abschnitte stellen die Entwicklungen des Anlagenbestandes, sowie die

Stromerzeugung seit Inkrafttreten des EEG im Jahr 2000 nach Art der Biomasse vor. Für die

Biomassearten Biogas-Vor-Ort-Verstromung, biogene Festbrennstoffe und flüssige Biomasse

erfolgt - aufbauend auf den historischen Daten aus [9] und [10] - die Ergänzung aktueller

Entwicklungen ab August 2014 auf Grundlage des Anlagenregisters der BNetzA [8]. Für Biomethan

als Brennstoff für (wärmegeführte) BHKW erfolgt eine Analyse auf Basis des Anlagenregisters,

Stammdaten der BNetzA [11] und Angaben der DENA [12]. Um den Anlagenbestand an

Biogasaufbereitungsanlagen zu erfassen, wird durch das Fraunhofer IEE jährlich im Frühjahr eine

Abfrage bei den Herstellern von Biogasaufbereitungsanlagen durchgeführt, bei der der aktuelle und

erwartete Anlagenbestand, das Inbetriebnahmejahr, das Aufbereitungsverfahren und die

Aufbereitungskapazität abgefragt werden. Die Abfrage für 2016 ist abgeschlossen, die Abfrage für

2017 wurde gestartet.

25

3.1.3.1. Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung

Ende des Jahres 2014 waren nach [10] knapp 8.000 Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung (inkl.

zusätzlich erfasster Satelliten-BHKW) mit einer kumulierten elektrischen Leistung von rund

3.500 MWel in Betrieb. Die Entwicklung des Netto-Zubaus neuer Biogasanlagen seit dem Jahr 2000 -

differenziert nach Anlagenleistungsgruppen - zeigt die Abbildung 3-4. Unter Beachtung von

Erweiterungen bereits bestehender Stromerzeugungskapazitäten mit Inanspruchnahme der

Flexibilitätsprämie waren mit Stand Ende 2016 ca. 8.300 Biogasanlagen mit einer installierten

elektrischen Leistung von ca. 3.820 MWel in Betrieb. Mit Inkrafttreten des EEG 2014 am 01.08.2014

sind bis Ende des Jahres 2016 ca. 320 Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung mit einer

kumulierten Leistung von ca. 56 MWel neu installiert worden. Exklusive der Leistungserhöhungen

von Bestandsanlagen für eine bedarfsorientierte Stromproduktion (von August 2014 bis Dezember

2016 in Höhe von ca. 280 MWel) würde die gesamte installierte Biogasanlagenleistung bei etwa

3.540 MWel liegen.

Abbildung 3-4: Entwicklung des Anlagenbestands von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung von 2000 bis 2016, differenziert nach Anlagenanzahl und Leistungsklasse; [8], [9], [10]

Im Vorfeld fand bereits seit dem Jahr 2012 ein Zubau von zusätzlichen Erzeugungskapazitäten bei

Bestandsanlagen („Überbauung“) zur Flexibilisierung der Stromerzeugung statt (siehe Kapitel 3.5).

Bei Betrachtung von Abbildung 3-4 wird deutlich, dass der leistungsbezogene Zubau vor allem durch

Flexibilisierungsmaßnahmen des Biogasanlagenparks getragen wird. Zu erkennen ist auch, dass der

Bestand kleiner Anlagen (bis 70 kWel) seit 2004 zugunsten größerer Einheiten abnimmt. Nach 2009

wächst das Interesse an kleineren Biogasanlagen (bis 70 kWel bzw. 150 kWel) wieder. Insbesondere

seit der Novellierung des EEG im Jahr 2012 wurden verstärkt gesetzliche Anreize zur Nutzung von

Reststoffen (Bioabfälle und Gülle) gesetzt, welche mit dem EEG 2014 und 2017 fortgeführt werden.

26

Bei genauerer Betrachtung der Anlagengrößenstruktur zeigt sich, dass mit 257 von 323 Neuanlagen

in den vergangenen Jahren (August 2014 bis Dezember 2016) vorzugsweise Güllekleinanlagen bis

75 kWel installiert wurden, welche seit dem EEG 2012 besondere gesetzliche Anreize hinsichtlich der

verstärkten Nutzung von Reststoffen erfahren haben.

Abbildung 3-5 bestätigt, dass seit 2014 nur die Anzahl der kleineren Biogasanlagen (≤ 75 kWel)

nennenswert gestiegen ist. Der überwiegende Beitrag zur installierten elektrischen Leistung von

Biogasanlagen wird durch größere Anlagen (500 – 2.000 MWel) beigesteuert. Hier sind die

Auswirkungen der Flexibilisierung und Überbauung von BHKW-Kapazitäten zu erkennen. Näheres

dazu in Abschnitt 3.5.

Abbildung 3-5: Biogasanlagen - aktuelle Größenverteilung und Anteil an der installierten elektrischen Leistung aller Biogasanlagen [11]

3.1.3.2. Biogasaufbereitungsanlagen

Die aktuellen Daten für den Bestand an Biogasaufbereitungsanlagen wurden im Frühjahr 2017 im

Rahmen einer Herstellerbefragung von Fraunhofer IEE direkt bei den Herstellern von

Biogasaufbereitungsanlagen abgefragt. Dabei wurde der Anlagenstandort, das verwendete

Aufbereitungsverfahren, das Jahr der Inbetriebnahme, die Aufbereitungskapazität (Rohgas) und der

Substrateinsatz des Biomethans erfasst und ausgewertet.

Anlagenbestand und Zubau an Biogasaufbereitungsanlagen

Aktuell befinden sich in Deutschland Biogasaufbereitungsanlagen von 20 verschiedenen Herstellern

in Betrieb. Von diesen Herstellern ist mittlerweile einer insolvent, ein Hersteller hat sich aus dem

Geschäftsfeld „Biogasaufbereitung“ zurückgezogen, genauso wie fünf weitere Hersteller, die jedoch

nur vereinzelte Anlagen in Betrieb hatten. Zur Aktualisierung des Datenbestandes wurden 17

Hersteller angefragt - von 12 Herstellern wurde eine Rückmeldung erhalten und in die Auswertung

einbezogen. Zwei der angefragten Hersteller haben bisher nur Projekte im Ausland realisiert.

Vorab ist zu beachten, dass im Folgenden bei Biomethanprojekten, bei welchen im Rahmen einer

Anlagenerweiterung eine zweite Aufbereitungsanlage ergänzt wurde, von zwei Biogasauf-

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2014 2015 2016

Pro

zen

t d

er S

tan

do

rte

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2014 2015 2016

Pro

zen

t d

er G

esam

tlei

stu

ng

> 2000 kW

> 500 - 2000kW

> 150 - 500 kW

> 75 - 150 kW

0 - 75 kW

27

bereitungsanlagen ausgegangen wird und diese als separate Anlagen gewertet werden. Dies betrifft

maßgeblich die Anlagen Darmstadt-Wixhausen (2008, Erweiterung 2011), Burgrieden-Laupheim

(2008, Erweiterung 2012), Sachsendorf (2012, Erweiterung 2013), Satuelle (2011, 2. Anlage 2013),

Zernin (2012, 2013) und Badeleben (2013, Erweiterung geplant 2015). Es existieren ebenso Anlagen,

an denen zwei verschiedene Aufbereitungsverfahren zum Einsatz kommen, wie Seelow (2011: DWW

und 2014: PSA) und Oebisfelde (2013: DWW und 2014: Polyglykolwäsche) oder an denen zwar das

gleiche Aufbereitungsverfahren, jedoch von einem anderen Hersteller verwendet wird (Schwedt

2010 und 2011: Aminwäsche). [13]

Im Jahr 2013 wurde die PSA in Werlte außer Betrieb genommen und durch eine Aminwäsche

ersetzt. Seit 2012 ist die Biogasaufbereitungsanlage Jameln außer Betrieb, ebenso seit Anfang 2017

die BGAA Zülpich-Geich aufgrund der Insolvenz der Biogasanlage. Sollte sich ein neuer Investor

gefunden haben, wird eine Wiederaufnahme der Biogasaufbereitung für Ende 2018 angestrebt. [13]

In den kommenden Darstellungen sind die Anlagenzahl und die Aufbereitungskapazität in den

entsprechenden Jahren bereits um diese Anlagen reduziert.

Nach Rückmeldung der Hersteller waren bis zum 31.12.2016 205 Anlagen zur Aufbereitung von

Biogas und Klärgas in Betrieb. Bei einigen Anlagen wurde das Inbetriebnahmedatum der Hersteller

korrigiert, wenn aufgrund von Betreiberaussagen die Anlage zu diesem Zeitpunkt noch nicht in

Betrieb war.

Die folgende Abbildung zeigt die kumulierte Entwicklung der Anzahl und Aufbereitungskapazität

(Rohgas) von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland im Zeitraum 2006 bis 2016 (inklusive

einer Abschätzung für 2017 und 2018) bezogen auf die Inbetriebnahme der

Biogasaufbereitungsanlage. Bis Ende 2016 befanden sich demnach in Deutschland 205

Aufbereitungsanlagen mit einer Aufbereitungskapazität von 232.939 mn³/h Rohgas in Betrieb. [13]

Bei den Angaben zu Anlagen in Bau und Planung 2017/2018 ist zu beachten, dass nicht für alle

Verfahren Rückmeldungen der Hersteller vorlagen.

In Abbildung 3-6ist der jährliche Zubau der Anzahl an Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland

im Zeitraum 01.01.2006 bis zum 31.12.2016 bezogen auf die Inbetriebnahme der Biogas-

aufbereitungsanlagen dargestellt. Die Grafik weist zudem die Anzahl der Anlagen aus, die sich nach

Angaben der Hersteller für 2017 und 2018 in Bau und Planung befinden.

Nach den Anfangsjahren 2006 und 2007, in denen jeweils 3 Anlagen in Betrieb genommen wurden,

stieg der Zubau über 8 Anlagen in 2008 und 19 Anlagen in 2009 und 2010 auf durchschnittlich 35

Anlagen in den Jahren 2011 bis 2013 an. Deutlich erkennbar ist hier der Rückgang der

Neuinbetriebnahmen mit jeweils 20 Anlagen in 2014 und 2015 auf 8 Anlagen in 2016. Nach

Herstellerangaben wird für 2017 kaum Zubau erwartet – 4 Anlagen, abzüglich einer

Außerbetriebnahme – wobei für 2018 wieder ein Anstieg des Anlagenzubaus auf 8 Anlagen wie in

2016 erwartet wird. [14], [13]

28

Abbildung 3-6: Entwicklung der Anzahl und Aufbereitungskapazität von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017 und 2018. Darstellung Fraunhofer IEE auf Datenbasis von [14], [13]

Abbildung 3-7 zeigt den jährlichen Zubau der Biogasaufbereitungskapazität in Deutschland im

Zeitraum 01.01.2006 bis zum 31.12.2016 bezogen auf die Inbetriebnahme der Biogasaufbereitungs-

anlage. Darüber hinaus wird die Aufbereitungskapazität der Anlagen angegeben, die sich nach

Angaben der Hersteller für 2017 und 2018 in Bau und Planung befinden. Wie auch bei der Anzahl der

Aufbereitungsanlagen steigt der Zubau an Rohgasaufbereitungskapazität von 2006 stetig bis auf

40.000 mn³/h in 2013 an – mit einer Ausnahme in 2010, während ab 2014 und 2015 nur noch die

Hälfte an Aufbereitungskapazität mit ca. 20.000 mn³/h zugebaut wurde. Diese halbiert sich in 2016

noch einmal auf 10.450 mn³/h. Für 2017 wurde nach Herstellerangaben in Deutschland kaum ein

Zubau an Aufbereitungskapazität erwartet. Für 2018 befinden sich jedoch wieder mehrere Anlagen

in Bau/Planung, was auch eine Zunahme an Aufbereitungskapazität im Vergleich zum Vorjahr zur

Folge hätte. [14], [13]

29

Abbildung 3-7: Jährlicher Zubau an Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017/2018. Darstellung Fraunhofer IEE auf Datenbasis von [14], [13]

Abbildung 3-8: Jährlicher Kapazitätszubau von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017/2018. Darstellung Fraunhofer IEE auf Datenbasis von [14], [13]

Abbildung 3-9 zeigt die Verteilung der Standorte von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland.

30

Abbildung 3-9: Verteilung der Biogasaufbereitungsanlagen Ende 2016 in Deutschland. Fraunhofer IEE auf Basis von [14], [13]

Eingesetzte Verfahren und Anlagentechnik zur Biogasaufbereitung

Ende 2016 befanden sich in Deutschland sieben verschiedene Verfahren, bzw. Verfahrenskom-

binationen mit einer Gesamtaufbereitungskapazität von 232.939 mn3/h Rohgas zur Biogas-

aufbereitung von insgesamt 20 verschiedenen Herstellern in Betrieb. [13] Die Summe der Anbieter

der jeweiligen Technologie ergibt 21, da ein Hersteller mehrere Verfahren anbietet und diese auch

schon auf dem deutschen Markt implementiert hat. Mehrfachnennungen sind daher möglich.

© Fraunhofer IEE 02/2018 (Status 2016)

© GeoBasis-DE / BKG 2017

Biogasaufbereitungsanlagen

31

Tabelle 3-1: Übersicht über die Anzahl und Aufbereitungskapazität der bis Ende 2016 in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungsanlagen nach Aufbereitungsverfahren. [14], [13]

Aufbereitungsverfahren Anzahl BGAA

[mn³/h] Rohgas

Anzahl Hersteller

Aminwäsche 59 63.480 6

Druckwasserwäsche 56 82.300 3

Druckwechseladsorption 44 46.390 3

Polyglykolwäsche 31 31.210 2

Membrantrennverfahren 12 7.300 5

Membran- & Kryogentrennverfahren 2 2.250 1

Kombination Membran/Absorption 1 9 1

Gesamt 205 232.939 20

Abbildung 3-10 zeigt die kumulierte Entwicklung an Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland im

Zeitraum 2006 bis zum 31.12.2016 unterteilt nach Aufbereitungsverfahren und bezogen auf die

Inbetriebnahme der Biogasaufbereitungsanlage. Für 2017 und 2018 wird der von den Herstellern als

in Bau und Planung genannte Zubau angegeben.

Insgesamt zu erkennen ist das deutliche Wachstum bei den Verfahren der Druckwechseladsorption

(PSA), der Druckwasserwäsche und der Aminwäsche bis 2013 und die Verringerung von ebendiesem

ab 2014 bis fast zur Stagnation ab 2016. Die Abschätzung für die Jahre 2017 und 2018 zeigt einen

lediglich moderaten Zubau an Biogasaufbereitungsanlagen. Nach aktuellem Stand der

Herstellerbefragung werden sich im Jahr 2018 insgesamt 216 Anlagen im Betrieb befinden, was

einer Differenz von 11 Anlagen gegenüber dem Jahr 2016 entspricht. Diese 11 Anlagen gliedern sich

aktuell auf in sechs Polyglykolwäschen, zwei Membrantrennverfahren, zwei Aminwäschen und eine

Druckwechseladsorption.

Mit dem Bau der beiden Biogasaufbereitungsanlagen mit Druckwechseladsorptionsverfahren in

2006 wächst der Zubau der Anlagen mit diesem Verfahren kontinuierlich um 2-5 Anlagen bis auf 44

Anlagen in 2016 mit einem Peak von 9 Anlagen in 2012. Diese Anlagen wurden von drei

verschiedenen Herstellern realisiert.

Die Anzahl der Anlagen mit dem Aufbereitungsverfahren Druckwasserwäsche steigt besonders in

den Jahren 2011-2013 um jeweils 11 Anlagen pro Jahr auf insgesamt 56 Anlagen in 2016. Diese

Anlagen wurden von drei verschiedenen Herstellern umgesetzt, wobei ein Hersteller mittlerweile

keine Aufbereitungsanlagen mehr anbietet.

Deutlich zu erkennen ist auch die Marktdurchdringung der Aminwäschen ab 2009 mit einem starken

Wachstum von jährlich ca. 10 Anlagen bis auf 52 Anlagen im Jahr 2013. Diese in Betrieb befindlichen

Anlagen wurden von sechs verschiedenen Herstellern realisiert, von denen sich jedoch einige aus

dem Geschäftsfeld „Biogasaufbereitung“ wieder zurückgezogen haben. In den Jahren 2014 und

2015 sinkt der Anlagenzubau der Aminwäschen auf 3, bzw. 4 Anlagen pro Jahr und stagniert in 2016

bei insgesamt 59 Anlagen. Für die Jahre 2017/2018 wird von den Herstellern mit einem Zubau von

jeweils einer Anlage pro Jahr gerechnet.

32

Die Anlagen mit einer Polyglykolwäsche zeigen von 2006 bis 2010 ein kontinuierliches Wachstum

um je eine Anlage und von 2011 bis 2016 um jeweils 4 bis 6 Anlagen pro Jahr auf, sodass Ende 2016

insgesamt 31 Anlagen mit dem Aufbereitungsverfahren der Polyglykolwäsche in Betrieb waren.

Diese wurden von zwei Herstellern realisiert. Während nach Herstellerangaben in 2017 nur eine

weitere Anlage zur Inbetriebnahme erwartet wird, sind für 2018 fünf weitere Anlagen in Planung.

Im Jahr 2010 wurde die erste großtechnische Biogasaufbereitungsanlage mit

Membrantrennverfahren in Betrieb genommen. Von 2012 bis 2015 erfolgt hier ein Wachstum von

jährlich 2-4 Anlagen, welches jedoch in 2016 stagniert. Mittlerweile befinden sich Anlagen von fünf

verschiedenen Herstellern auf dem Markt. Von diesen Herstellern haben sich zwei aus dem

Geschäftsfeld „Biogasaufbereitung“ wieder zurückgezogen. Für die Jahre 2017/2018 wird von den

Herstellern mit einem Zubau von jeweils einer Anlage pro Jahr gerechnet.

Seit 2013 befindet sich das erste Membran- und Kryogentrennverfahren in Deutschland in Betrieb,

eine 2. Anlage läuft seit 2015. [14], [13]

Abbildung 3-10: Entwicklung der Anzahl an Biogasaufbereitungsanlagen (kumuliert) in Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017 und 2018 unterteilt nach Aufbereitungsverfahren. [14], [13]

Abbildung 3-11 zeigt die kumulierte Entwicklung der Aufbereitungskapazität der in Betrieb

befindlichen Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland unterteilt in die unterschiedlichen

Aufbereitungsverfahren.

Im Vergleich zur Abbildung 3-10 „Anzahl an Biogasaufbereitungsanlagen“ ist deutlich zu erkennen,

dass aktuell in Deutschland die Anlagen mit dem Aufbereitungsverfahren der Aminwäsche von der

Anzahl betrachtet die meisten Anlagen stellen, die größte Aufbereitungskapazität jedoch von den

Druckwasserwäschen bereitgestellt wird.

33

Abbildung 3-11: Entwicklung der Aufbereitungskapazität (Rohgas) unterteilt nach Aufbereitungs-verfahren bei Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017 und 2018. [14], [13]

Nach bisherigem Kenntnisstand speisten Ende 2016 alle Biogasaufbereitungsanlagen mit Ausnahme

von zwei Anlagen das Biomethan ins Erdgasnetz ein. [14], [13] Damit stehen verschiedene

Nutzungswege (Einsatz in der KWK (EEG), als Kraftstoff, im Wärmemarkt, die stoffliche Nutzung

und der Export) offen, sodass nicht die gesamte produzierte Biomethanmenge der BGAA in EEG-

Anlagen eingesetzt wird.

3.1.3.3. Biomethan-BHKW

Die Datensätze der Stamm- und Bewegungsdaten der Bundesnetzagentur lassen nicht in allen

Fällen eine eindeutige Zuordnung der EEG-Anlagen zum eingesetzten Energieträger zu. Die

Ermittlung der nachstehend dargestellten Ergebnisse erfolgte in einem ersten Schritt durch die

Analyse der Stamm- und Bewegungsdaten, sowie des Anlagenregisters der BNetzA. Ergänzend

hierzu wurde ein Datensatz von Biomethan-BHKW-Anlagen der Deutschen Energie Agentur

ausgewertet und mit den Datensätzen der Bundesnetzagentur verschnitten. Hierbei konnten für das

Betriebsjahr 2016 1.233 Standorte von Biomethan-BHKW mit einer installierten elektrischen

Leistung von 518 MWel zugeordnet werden.

Durch eine Hochrechnung der von der BNetzA nicht spezifizierten Anlagen ergibt sich für 2016 eine

Gesamtanzahl von ca. 1.400 Biomethan-BHKW-Standorten mit einer installierten elektrischen

Leistung von 566 MWel, welche unter Inanspruchnahme der EEG-Vergütung Strom ins Stromnetz

einspeisen.

Abbildung 3-12 zeigt die Entwicklung des Anlagenbestandes von Biomethan-BHKW-Standorten und

der installierten elektrischen Leistung in Deutschland von 2014 bis 2016.

34

Abbildung 3-12: Entwicklung der Anlagenanzahl und elektrischer Leistung von Biomethan-BHKW-Standorten mit Stromeinspeisung nach EEG in Deutschland von 2014 bis 2016 [Eigene Auswertung auf Basis von [11], [8] und [12]].

Abbildung 3-13: Verteilung der Leistungsklassen von Biomethan-BHKW-Standorten in Deutschland in 2016. [Eigene Auswertungen auf Basis von [11]]

Abbildung 3-13 zeigt die Verteilung die Größenklassenverteilung der installierten elektrischen

Leistung an 1.233 Standorten von Biomethan-BHKW. Es zeigt sich, dass 445 und damit 36 % der

1.233 ausgewerteten Biomethan-BHKW-Standorte über eine elektrische Leistung in der

Größenklasse von ≤ 100 kWel verfügen. Es folgen die Leistungsklassen > 100-200 kWel und > 200-

0

5

10

15

20

25

30

35

40

[%]

installierte elektrische Leistung n = 1.233

35

300 kWel mit 150 und 159 Biomethan-BHKW-Standorten und anteilig 12 % bzw. 13 %. Bis auf die

Größenklassen > 300-400 kW, > 500-600 kW und > 1.000-2.000 kW in welchen anteilig 8 % bzw. 9 %

der Anlagen zu finden sind, weisen die anderen Größenklassen einen Anteil von 1-3 % bezogen auf

die Anzahl der Biomethan-BHKW-Standorte auf.

Abbildung 3-14 zeigt die Entwicklung der eingespeisten Biomethanmengen sowie der Biomethan-

Verwertung im Nutzungspfad EEG-KWK in Deutschland von 2011 bis 2016. Nach Angaben der

BNetzA [15] ist die in Erdgasnetze eingespeiste Biomethanmenge von 2,7 TWhHs in 2011 auf

9,2 TWhHs in 2016 angestiegen.

Neben der jährlich gestiegenen Menge an eingespeistem Biomethan konnte parallel hierzu auch ein

signifikant gesteigerter Bedarf an Biomethan im Nutzungspfad Biomethan-KWK verzeichnet

werden. Nach Angaben der dena lag die in 2015 im Nutzungspfad EEG vermarktete

Biomethanmenge bei 7,9 TWhHs. Nach eigenen Berechnungen betrug der Biomethanbedarf für den

Nutzungspfad EEG-KWK in 2015 8,2 TWhHs (2,8 TWhel auf Basis von [11], [8], und [12] unter

Annahme eines durchschnittlichen elektrischen Wirkungsgrades von 38 %). Hieraus ergibt sich ein

Bedarf von 94-98 % der in 2015 eingespeisten Biomethanmengen für die Versorgung der

Biomethan-BHKW. Eigene Berechnungen für das Jahr 2016 ergeben einen nahezu gleichbleibenden

Bedarf von 8,2 TWhHs für die Versorgung der Biomethan-BHKW. Dies entspricht, bedingt durch eine

gestiegene eingespeiste Biomethanmenge, einem relativen Anteil des Biomethanbedarfs der

Biomethan-BHKW im Verhältnis zur insgesamt eingespeisten Biomethanmenge von 89 %.

Abbildung 3-14: Entwicklung der eingespeisten Biomethanmenge und der Biomethan-Nutzung im EEG in Deutschland von 2011-2016. [16], [15], [17] und eigene Auswertung auf Basis von [11], [8] und [12]

Abbildung 3-15 zeigt die Entwicklung der Biomethanvermarktung in Deutschland in

unterschiedlichen Nutzungssektoren von 2012 bis 2015 mit einem Ausblick auf 2017 auf Basis von

Analysen der dena [17]. Deutlich erkennbar ist, dass die Biomethanmenge, welche über das EEG

36

vermarktet wird den Großteil ausmacht. Diese bewegte sich im Jahr 2015 bei einem Jahresbedarf

von ca. 8 TWhHs. Demgegenüber liegen die anderen Nutzungsbereiche Kraftstoffmarkt,

Wärmemarkt sowie der Export in ausländische Märkte jeweils deutlich unter 1 TWhHs pro Jahr,

wobei im Verwendungspfad der stofflichen Nutzung von Biomethan bisher keine nennenswerten

Mengen vermarktet wurden. Zu beachten ist, dass in der Analyse der dena für das Jahr 2015 für

insgesamt 8,8 TWhHs Biomethan der Vermarktungsweg ermittelt werden konnte. Demgegenüber

steht jedoch eine Biomethaneinspeisung von nur 8,4 TWhHs. Hierbei besteht die Möglichkeit, dass

im Jahr 2015 auch Biomethanmengen zum Einsatz kamen, welche bereits vor 2015 produziert und

zwischengespeichert wurden.

Für 2017 wurde nach [17] ein leichter Rückgang bei der Vermarktung des Biomethans im

Nutzungspfad EEG prognostiziert. Dies kann aufgrund bisher noch nicht vorliegender Zahlen weder

bestätigt noch dementiert werden. Darüber hinaus wurde nach [17] jedoch ein deutlich steigender

Marktbedarf an Biomethan vor allem in den Sektoren Wärmemarkt, Kraftstoffmarkt und Export von

> 2 TWhHs in 2017 prognostiziert. In Verbindung mit einem im Vergleich zu den Vorjahren (vor 2015)

hohen Niveau von ca. 8 TWhHs für die Versorgung der Biomethan-BHKW lässt sich hieraus der zwar

auf niedrigem Niveau, jedoch fortwährend zu verzeichnende Zubau an Biogasaufbereitungsanlagen,

plausibilisieren.

Abbildung 3-15: Entwicklung der Biomethanvermarktung in unterschiedlichen Einsatzbereichen in Deutschland von 2012 bis 2015 mit einem Ausblick auf 2017. [17]

3.1.3.4. Feste Biomasse

Nach der Einführung des EEG im Jahr 2000 kam es insbesondere ab der Novelle des Gesetzes im

Jahr 2004 zu einem dynamischen Wachstum bei der Nutzung fester Biomasse zur Stromerzeugung

in Verbrennungsanlagen. Wie auch bei anderen Biomassearten hat sich für Biomasseheizkraftwerke

37

die Zahl neu in Betrieb genommener Anlagen seit dem Jahr 2014 vergleichsweise geringfügig

erhöht. Ohne Kleinst-KWK-Anlagen, bis 10 kWel, Kraftwerken mit Biomasse-Mitverbrennung und

dem nicht nach EEG vergüteten Anteil der Papier- und Zellstoffindustrie waren nach aktuellem

Stand (2017) 707 Biomasseheizkraftwerke einschließlich thermochemischer Holzvergaser mit einer

kumulierten installierten elektrischen Leistung von 1.516 MWel in Betrieb [8], [10]. Seit Inkrafttreten

des EEG 2014 sind 21 Anlagen mit einer installierten Leistung von ca. 26 MWel neu in Betrieb

genommen worden, während vier (ca. 2,4 MWel) stillgelegt wurden. Abbildung 3-16 verdeutlicht die

Entwicklung seit dem Jahr 2000 bis 2016.

Abbildung 3-16 Entwicklung des Anlagenbestands von Biomasseheizkraftwerken einschließlich Anlagen zur thermochemischer Holzvergasung von 2000 bis 2016, ohne Kleinst-KWK-Anlagen < 10 kWel, Kraftwerke mit Biomasse-Mitverbrennung und den nicht nach EEG vergüteten Anteil; in Anlehnung an [8], [10]

In den Jahren 2000 bis 2011 hat zunächst der Zubau neuer Biomasseheizkraftwerke im

Leistungsbereich größer 500 kWel dominiert; jährlich gingen zwischen 10 und 25 Anlagen in dieser

Größenklasse in Betrieb [9]. Seit dem Jahr 2009 werden zunehmend kleinere Anlagen der

Leistungssegmente unter 500 kWel neu installiert, was auf die Technologieentwicklung der

thermochemischen Holzvergasung zurückzuführen ist.

2013 wurden rund 126 Holzvergasungsanlagen mit einer kumulierten elektrischen Leistung von

knapp 13 MWel zugebaut, wobei eine Anlage im Leistungsbereich von 5 MWel zu finden ist [9], [11].

Im Jahr 2014 wurden weitere 61 Holzvergasungsanlagen mit einer kumulierten Leistung von etwa

2,4 MWel hinzugebaut [10]. Dieser Trend relativiert sich jedoch. Seit der Einführung des EEG 2014

wurden lediglich 14 neue Kleinanlagen mit einer kumulierten Leistung von ca. 1,7 MWel im

Leistungsbereich kleiner 500 kWel in Betrieb genommen (unberücksichtigt bleiben drei Anlagen

kleiner 10 kWel). Weiterhin wurden seit August 2014 sechs Anlagen bzw. Biomasseheizkraftwerke

der Leistungsgruppe 500 kWel bis 5.000 kWel und ein Biomasse-HKW größer 5 MWel installiert.

38

Die nachfolgenden Diagramme (Abbildung 3-17 bis Abbildung 3-19) zeigen spezifiziert die zeitliche

Entwicklung des Zubaus der in den Biomasse-HKW, mit naturbelassenen Hölzern als Rohstoff,

verwendeten Energiekonverter [18]. Altholz-Anlagen und Anlagen mit Holzvergaser werden hierbei

nicht betrachtet; Altholz-HKWs umfassen rund 80 Anlagen mit einer installierten elektrischen

Kapazität von insgesamt 800 MWel.

Abbildung 3-17: Jährlicher Zubau verschiedener Turbinentypen (Anzahl) in Biomasseheizkraftwerken mit naturbelassenen Hölzern in Deutschland [18].

Abbildung 3-18: Jährlicher Zubau verschiedener Turbinentypen (Leistung) in BMHKW mit naturbelassenen Hölzern in Deutschland [18].

Im Zeitraum von 1996 bis 2014 wurde die größte elektrische Kapazität mit Entnahme-

Kondensations-Turbinen (EKT) aufgebaut. Die höchsten Stückzahlen wiesen jedoch die –

vergleichsweise kleinen – ORC-Turbinen auf. Der größte Zubau ist im Jahr 2009 mit 16 neuen ORC-

Einheiten zu verzeichnen. Auffällig ist, dass nach 2012 keine weiteren ORC-Anlagen in Deutschland

02468

10121416

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

An

zah

l

Heizturbine Gegendruckturbine Entnahme Kondensationsturbine ORC

0

10

20

30

40

50

1996

1997

1998

1999

2000

200

1

20

02

200

3

200

4

200

5

200

6

2007

20

08

2009

2010

2011

2012

2013

2014

[MW

el]

Heizturbine Gegendruckturbine ORC Entnahme Kondensationsturbine

39

gebaut wurden. Dies ist dem damals geänderten EEG (Technologie-/Innovationsbonus) geschuldet

(Abbildung 3-17); ohne diesen Bonus waren ORC-Turbinen in HKWs wirtschaftlich nicht mehr

darstellbar.

Bezogen auf die jährliche installierte Anlagenleistung ist in Abbildung 3-18 zu sehen, dass mit den

EKT Turbinen der größte Leistungszuwachs stattfand. Dies ist auf die größere Leistung im Vergleich

zu den ORC-Anlagen zurückzuführen.

In Abbildung 3-19 wird die durchschnittliche Größe der neu installierten BMHKWs (unterschieden

nach eigesetzten Turbinen) im Zeitraum 1996 – 2014 dargestellt. Die größten Anlagen sind

diejenigen mit Entnahme-Kondensation-Turbinen (abgesehen von einer Gegendruckturbinenanlage

im Jahr 2010); auch die wenigen Heizturbinen sind im Schnitt wesentlich größer als die in den Jahren

2004 bis 2012 sehr gefragten ORC-Aggregate.

Abbildung 3-19: Jährlich zugebaute BMHKW (durchschnittliche Leistung) mit naturbelassenen Hölzern in Deutschland, unterschieden nach Turbinen Typen [18].

Die durchschnittliche Anlagengröße von ORC-Anlagen ist über die Jahre gleichbleibend auf

niedrigerem Leistungsniveau, da aufgrund spez. Investitionskosten für Leistungen nur bis ca.

1,2 MWel interessant. Größere Anlagen waren als Dampfturbinenanlagen wirtschaftlicher. ORC-

Anlagen wurden insbesondere aufgrund des Innovationsbonus zugebaut (Jahre 2004 – 2012). Die

durchschnittliche Anlagengröße von EKT-Anlagen betrug typischerweise ca. 5-8 MWel (installierte

elektrische Leistung).

Abbildung 3-20 bestätigt, dass seit 2014 keine wesentliche Änderung des Anlagenbestandes

stattgefunden hat. Mehr als die Hälfte der Anlagen haben eine installierte elektrische Kapazität von

mehr als 500 kWel. Auch der Beitrag der unterschiedlichen Größenklassen zur gesamten elektrischen

Kapazität der HKWs ist konstant geblieben. Anders als im Bereich der Biogasanlagen findet eine

Überbauung mit Turbinenkapazitäten nicht statt. Dies ist technisch und wirtschaftlich derzeit nicht

sinnvoll.

02468

1012

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

[MW

el]

ORC Heizturbine Gegendruckturbine Entnahme Kondensationsturbine

40

Abbildung 3-20: Heizkraftwerke - aktuelle Größenverteilung und Anteil an der installierten elektrischen Leistung aller Heizkraftwerke; [11]

Die Zusammensetzung des Holzvergaserbestandes hat sich mit dem EEG 2014 ebenfalls nicht

nennenswert verändert. Die überwiegende Mehrheit der Installationen hat eine elektrische Leistung

von unter 75 kWel. Daneben existieren aber auch große Anlagen mit elektrischen Kapazitäten bis

5 MWel (Abbildung 3-21).

Abbildung 3-21: Holzvergasungsanlagen - aktuelle Größenverteilung und Anteil an der installierten elektrischen Leistung aller Holzvergaser; [11]

3.1.3.5. Flüssige Biomasse

Mit der Novellierung des EEG im Jahr 2004 wurden zunehmend Anreize für die Nutzung von

flüssiger Biomasse wie Pflanzenöl geschaffen. Entsprechend war in den darauffolgenden Jahren, vor

allem in den Jahren 2006 und 2007, ein verstärkter Zubau von Pflanzenöl-BHKW zu beobachten. Mit

41

dem EEG 2009 erfolgte eine Begrenzung des NawaRo-Bonus für Neuanlagen, so dass sich die

Grundvergütung für mittlere und größere Leistungsklassen deutlich verringert hat. Weiterhin haben

neue Regelungen durch die Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) im Jahr 2009

zu zahlreichen Außerbetriebnahmen geführt. Mit Inkrafttreten des EEG 2012 wird Strom aus

Pflanzenöl-BHKW, welche nach dem 31.12.2011 in Betrieb gegangen sind, nicht mehr nach dem EEG

gefördert. Im EEG 2014 ist Pflanzenölmethylester jedoch in dem Umfang als Biomasse anzusehen,

der zur Anfahr-, Zünd- und Stützfeuerung notwendig ist. Abbildung 3-22 verdeutlicht die

Entwicklung des Anlagenbestands Pflanzenöl-BHKW. Unberücksichtigt bleiben Anlagen, welche

mögliche Optionen für eine Umstellung auf einen anderen Energieträger wie Biomethan oder

vereinzelt auch Holzgas genutzt haben.

Während 2007 bis 2010 noch bis zu 2.300 Pflanzenöl-BHKW (ca. 400 MWel) in Betrieb waren, so

waren Ende 2016 etwa 880 Anlagen mit einer kumulierten elektrischen Leistung von rund 120 MWel

in Betrieb.

Abbildung 3-22: Entwicklung des Anlagenbestands von Pflanzenöl BHKW von 2006 bis 2016, differenziert nach Anlagenanzahl und Leistungsklasse; in Anlehnung an [8], [10]

3.1.4. Stromerzeugung nach Biomasseart

Im Folgenden wird die Entwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse, nach Art der

Bioenergieträger (Abbildung 3-23) dargestellt. Während die Stromproduktion aus EEG-

förderfähigen Biomasseanlagen im Jahr 2009 knapp 23 TWhel [10] betrug, so lag diese Ende 2016 bei

rund 41 TWhel [10], [11].

42

Abbildung 3-23: Stromerzeugung durch EEG-förderfähige Biomasseanlagen von 2009 bis 2016, aufgeteilt nach Bioenergieträger; nach [10] (von 2009 bis einschließlich 2013) und [11] (ab 2014)

Die Stromerzeugung belief sich im Jahr 2016 auf knapp 29 TWhel bei Biogas-Vor-Ort-Verstromungs-

anlagen, auf etwa 8,6 TWhel für Anlagen welche feste Biomasse einsetzen, auf ca. 2,8 TWhel bei

Biomethan-KWK-Anlagen und auf rund ca. 0,2 TWhel bei Pflanzenöl-BHKW.

3.2. Entwicklung der Anlagentechnik zur Stromerzeugung aus

Biomasse, Stand der Technik

Vorbemerkung:

Dieses Arbeitspaket verteilt sich über den gesamten Projektzeitraum und soll die Entwicklung der

Anlagentechnik zur Stromerzeugung aus Biomasse mit dem Stand der Technik beschreiben.

Die quantitative Basis des Arbeitspaketes stellt die Auswertung der verwendeten Quellen dar. Die

qualitative Bewertung der Entwicklung wird durch die Befragung verschiedener Akteure

sichergestellt.

Zum derzeitigen Stand der Projektbearbeitung liegt der Fokus auf der qualitativen Betrachtung der

Entwicklung auf Basis von Befragungen und Expertengesprächen, da sich hiermit auch schon

Tendenzen ablesen lassen, die sich derzeit noch nicht in den quantifizierbaren Quellen abbilden.

Die Betrachtung erfolgt getrennt nach den verschiedenen zum Einsatz kommenden

Technologiegruppen.

43

3.2.1. Feste Biomasse

3.2.1.1. Verbrennung fester Biomasse

Die Verbrennung fester Biomasse mit dem (Teil)ziel der Verstromung erfolgt in Biomasse

Heizkraftwerken (BMHKW). Die Verbrennungswärme erwärmt zunächst ein Medium (oft Wasser) in

einem Kessel. Zur Bereitstellung elektrischer Energie muss ein Wärmekraftprozess genutzt werden.

Dies sind meist Dampfprozesse (im englischen Sprachgebrauch Rankine Prozesse) auf Basis von

Wasser oder organischen Lösemitteln (dann Organic Rankine Cycle genannt). Aufgrund der

Tatsache, dass dem Arbeitsmedium über einen Wärmetauscher (Kessel) die Wärmeenergie

zugeführt werden muss, ist die obere Prozesstemperatur durch die maximal zulässige

Materialtemperatur begrenzt und damit erheblich geringer, als dies bei Kreisprozessen mit innerer

Wärmezufuhr (Verbrennungskraftmaschine) der Fall ist. Dies führt bei gleichen Größenklassen zu

deutlich geringeren elektrischen Wirkungsgraden. Solche Anlagen sollten daher nur mit einer

sinnvollen Wärmenutzung betrieben werden. Viele Anlagen wurden aus diesem Grund auch im

Kontext von wärmeintensiven Produktionsprozessen gebaut und werden häufig wärmegeführt

betrieben. Es wurden jedoch in den vergangenen Jahren aufgrund lukrativer EEG-Vergütungen

Anlagen errichtet, die auf eine Wärmenutzung verzichteten.

Derzeit vermarkten über 80% der in einer Studie von trend:research befragten Anlagenbetreibern

ihre Strommengen über das EEG [19]. Aufgrund der aktuellen Regelungen des EEG ist der Neubau

von Anlagen praktisch zum Erliegen gekommen. Es wurden aber in den frühen 2000er Jahren viele

Anlagen in Betrieb genommen, deren EEG-Vergütung somit bald ausläuft. Verfügen diese Anlagen

über gute Wärmenutzungskonzepte und günstige Einsatzstoffe, können sie zu Stromgestehungs-

kosten von 6-7 ct/kWh anbieten. Es ist daher von einer regen Beteiligung dieser Anlagen an den

Ausschreibungen auszugehen.

Mit der Hoffnung auf höhere elektrische Wirkungsgrade und geringerem Wartungsaufwand wurden

in den letzten Jahren einige ORC-Anlagen gebaut. Die erhofften Vorteile konnten jedoch nicht

vollständig erreicht werden, so dass der Technologiebonus für die ORC-Technologie dann auch

wegfiel. Daher wurde diese Technologie bei neueren Anlagen wieder durch auf Wasserdampf

basierende Technologien ersetz.

Das Fraunhofer IEE hat ein Forschungsprojekt zum Thema Flexibilisierung von BMHKW

durchgeführt. Hier zeigte sich, dass Flexibilisierungspotenziale vorhanden sind, die sich aber je nach

vorhandener Technologie stark unterscheiden. Das Interesse der Betreiber von Anlagen, die ein

Flexibilisierungspotenzial besitzen, war hoch.

Als besonders geeignet für eine Flexibilisierung zeigten sich ORC-Anlagen oder Entnahme-

kondensationsturbinen.

Die Betrachtung möglicher Geschäftsmodelle eines flexiblen Anlagenbetriebes zeigte jedoch auch,

dass die derzeitigen Vermarktungsmöglichkeiten zur flexiblen Energiebereitstellung nicht

ausreichend sind um hinreichende Erlöse erzielen zu können. Erst durch die Kombination

verschiedener Systemdienstleistung kann dies funktionieren.

44

Aufgrund der Dominanz der Wärmeenergie bei diesen Technologien ist es von entscheidender

Bedeutung, dass eine Flexibilisierung auf der Stromseite nicht zu Lasten der Wärmenutzung geht.

Ein Wärmespeicher ist daher meist unumgänglich. Als sehr interessante Nebenerkenntnis zeigte

sich jedoch, dass ein Wärmespeicher einen kostengünstigen Weg darstellt, neben der

Flexibilisierung der Strombereitstellung auch die Einsatzzeiten der typischerweise vorhandenen,

fossil betriebenen Spitzenlastkessel zu minimieren. Dies ist vor Allem dann der Fall, wenn die Zahl

der Wärmeabnehmer steigt [18].

3.2.1.2. Sonderfall Altholzverbrennung

Es existieren derzeit ca. 75 Altholzanlagen mit einer elektrischen Leistung von etwa 800 MW.

(Anlagenbestand bis 2016 von 800 MW; Quelle BAV).

Als Ergebnis eines Expertenworkshops, der am 18.08.2017 zum Thema Altholz am Fraunhofer IEE

durchgeführt wurde, lassen sich folgende Tendenzen ableiten:

- Es wird von leicht steigenden bis stabilen Altholzmengen ausgegangen

- Es wird angenommen, dass Preise für Altholz zunächst leicht sinken werden

- Die Betreiber haben die Hoffnung, dass nach Schließung einiger Kraftwerke die Situation

bereinigt wird.

- Trotz einem dann zu erwartenden leichten Rückgang der Zahl der

Altholzverbrennungsanlagen wird davon ausgegangen, dass der größte Teil erhalten bleibt,

weil die noch weiterhin bestehende Entsorgungsaufgabe zu steigenden Preisen für die

Altholzabnahme führt.

- Klare Prognose ist aber schwierig, weil teilweise unklare Wege der Altholzstoffströme

Technologische Konsequenzen daraus:

Es wird davon ausgegangen, dass Altholzanlagen weiterbestehen werden und sie damit ihrer

Entsorgungsaufgabe unter Einhaltung der geforderten Emissionsgrenzen nachkommen können. Es

ist davon auszugehen, dass sich vermehrt bestehende Anlagen, die aus dem EEG laufen, sich an den

Ausschreibungen beteiligen werden, da sie günstig anbieten können. In der Szene ist allerdings

unklar, ob sie hierzu eine neue Betriebsgenehmigung benötigen. [20]

Es stellt sich daher die Frage, ob diese Umstände auch dazu führen können, Innovationsprozesse zu

bremsen, weil kaum noch Neuanlagen errichtet werden.

3.2.1.3. Thermochemische Vergasung:

Die thermochemische Vergasung fester Biomasse ist seit vielen Jahren Gegenstand intensiver

Forschungsarbeiten. Dabei kann man hinsichtlich der Nutzung des produzierten Gases prinzipiell

zwei Wege unterscheiden: Nutzung als Chemierohstoff oder Nutzung zur Verstromung in einer

Verbrennungskraftmaschine. Zentrale Großanlagen z.B. in Skandinavien verfügen über sehr viel

Betriebserfahrung, zielen aber meist nicht auf die Stromerzeugung.

Zur Vermeidung von Nutzungskonkurrenzen zwischen Nahrung und Energie wird schon seit

Langem der Einsatz kleiner, dezentraler thermochemischer Vergasungsanlagen diskutiert, die

unkritische Stoffmengen wie z.B. Stroh, Spelzen u. ä. vergasen und anschließend sehr effizient

45

verstromen könnten, weil das produzierte Gas in einer Verbrennungskraftmaschine mit deutlich

höherem Wirkungsgrad als in einem BMHKW nutzbar ist.

In jüngster Zeit wurden einige 100 Anlagen mit diesem Konzept gebaut, die auch recht zuverlässig

funktionieren, jedoch die hohe Verfügbarkeit neuere Biogasanalgen nicht erreichen. Es sind auch

noch einige technologische Probleme auszuräumen:

- Hinsichtlich der nutzbaren Substrate müssen für einen reibungslosen Betrieb enge

Qualitätsgrenzen eingehalten werden. So werden diese Anlagen oftmals ausschließlich mit

genormten Holzpellets betrieben. Die Möglichkeit der Verwertung sonst nur schwer

nutzbarer Substrate ist somit meist nicht gegeben.

- Zur Kompensation der Engineeringkosten haben die Hersteller sich zunächst auf

Standardgrößen beschränkt. Da sich diese nicht immer passgenau in die betrieblichen

Energieflüsse integrieren lassen, ist bei einigen Anlagen die Wärmenutzung unbefriedigend.

Hier zeichnet sich jedoch ab, dass die Markterfolge auch zu weiteren Entwicklungen geführt

haben und die verfügbare Zahl der Leistungsklassen steigt.

- Eine Flexibilisierung der nachgeschalteten BHKW ist zwar prinzipiell möglich, jedoch

gestaltet sich die Speicherung der Produzierten Gase aufwändiger, als dies bei Biogas der

Fall ist und ein flexibilisierter Betrieb der Vergasungsanlage selbst führt zu schwankenden

Gasqualitäten bzw. auch zu Teerproblemen und wird daher vermieden.

Da die meisten der installierten Anlagen zu Zeiten in Betrieb gegangen sind, die zu einer günstigen

EEG-Vergütung führten, ist davon auszugehen, dass sie bis zum Auslaufen ihrer Vergütungsgarantie

in der gewohnten Art in Betrieb bleiben.

Neuanlagen sind kaum noch zu verzeichnen. Hierzu trägt sicher auch der Wegfall des

Technologiebonus für diese Anlagen bei.

Die Hersteller haben jedoch die Chance erkannt, die in einem flexiblen Anlagenbetrieb liegen kann

und arbeiten an Lösungen. Durch die nachlassende Neubautätigkeit stellt sich jedoch die Frage, wie

diese recht kleine Sparte dann noch die notwendigen Mittel zur Entwicklung aufbringen kann.

3.2.2. Biogas

3.2.2.1. Vor Ort verstromende Biogasanlagen

Dominierendes Thema im Bereich der vor Ort verstromenden Biogasanlagen ist derzeit das Thema

Flexibilisierung. Viele Anlagenbetreiber denken darüber nach bzw. sind schon hierzu tätig. Das zeigt

sich insbesondere auch durch die intensive Wahrnehmung von Schulungsangeboten z.B. seitens des

Fachverband Biogas e.V. (FvB).

Es zeigt sich, dass eine Flexibilisierung insbesondere für Anlagen größer 200kW interessant sein

kann, da hier die zusätzlichen Kosten, welche größenunabhängig sind, besser kompensiert werden

können.

Insgesamt sind es besonders die Effekte der Größendegression, die den Betreibern kleinerer

Anlagen zu schaffen machen. Neben den zusätzlichen Investitionen für eine Flexibilisierung des

Betriebes gilt es, die zunehmend verschärften Anforderungen des Umweltschutzes und der

Arbeitssicherheit zu erfüllen. Hierzu notwendige Investitionen können von größeren Anlagen mit

46

entsprechend höheren Umsätzen besser kompensiert werden. Auch ist es an größeren Anlagen oft

einfacher Optimierungen durchzuführen, die zur Kostensenkung bzw. -kompensation und/oder

Erlössteigerung beitragen. Bei kleineren Anlagen gelingt dies oft nicht. Hier verzeichnet man die

Tendenz, dass „auf Verschleiß“ gefahren wird und es zu einer vorzeitigen Außerbetriebnahme

kommen kann, falls eine größere Reparatur oder Ersatzinvestition anstehen sollte, die nicht

finanziert werden kann.

3.2.2.2. Ausschreibungsverfahren

Nach der Einschätzung des FvB werden sich am Ausschreibungsverfahren zunächst nur recht

wenige Biogasanlagen beteiligen. Man geht davon aus, dass sich etwa 50-100 Anlagen beteiligen

werden. (von einem für die Ausschreibung relevanten Bestand von ca. 1000 Anlagen). Hier verhält

sich die Branche noch sehr abwartend.

Es zeichnet sich aber ab, dass besonders Abfallanlagen hier einen guten Stand haben könnten, da

sich hier besonders interessante Möglichkeiten wie z.B. Satelliten-BHKW darstellen lassen. Die

ursprüngliche Befürchtung der Betreiber von Abfallbiogasanlagen, dass nun auch vermehrt

ehemalige NawaRo-Anlagen Abfallstoffe aufnehmen werden, scheint sich nicht bewahrheitet zu

haben; die genehmigungsrechtlichen Hürden sind hier offenbar zu hoch. Weiterhin ist eine für

NawaRo ausgelegte Biogasanlagentechnik nicht unbedingt für ein größeres Substratspektrum

geeignet (Lagerkapazität, Einbringtechnik, Störstoffhandling usw.).

3.2.2.3. Konsequenzen auf die technologische Entwicklung

Bei den technologischen Entwicklungen lasen sich prinzipiell zwei Tendenzen unterscheiden.

Reaktion auf die schärferen Umwelt- und Sicherheitsanforderungen und Ausrichtung auf einen

flexiblen oder auch Post-EEG-Betrieb.

Bei der ersten Tendenz sind folgende Entwicklungen zu erwähnen:

- Nachrüstung von Abgasnachbehandlungssystemen

- Maßnahmen zur Vermeidung unerwünschter Methanemissionen

- Umsetzung von Havariekonzepten

Im Vordergrund der hierzu notwendigen technologischen Entwicklung stehen sicher die

Abgasnachbehandlungssysteme. Es zeichnet sich weiterhin ab, dass es für Zündstrahldieselmotoren

zunehmend schwierig wird die Grenzwerte einhalten zu können. Es wird davon ausgegangen, dass

diese Technologie mittelfristig im Kontext der Biogasnutzung verschwinden wird.

Zur Vermeidung unerwünschter Methanemissionen bedarf es einer Überwachung der Anlagen mit

geeigneter Messtechnik zunehmend auch besserer Regelungsverfahren bis hin zu modelprädiktiven

Regelungen. Nur so lassen sich flexibilisierte Betriebsweisen mit geringen Methanemissionen in

Einklang bringen.

Bei der zweiten Tendenz stehen folgende Entwicklungen im Vordergrund:

- Erhöhung der installierten BHKW-Kapazität

- Vergrößerung des Nutzbaren Gasspeichers

- Flexibilisierung der Gasproduktion

47

Der flexible Betrieb von BHKW ist technisch recht problemlos möglich, es stellen sich jedoch Fragen

bezüglich der Auslegung. Aus Gründen eines höheren Wirkungsgrades und der spezifischen

Investitionskosten ist die Errichtung eines größeren BHKW die bessere Wahl. Hinsichtlich der

Flexibilität und Ausfallsicherheit ist es ggf. besser, ein vorhandenes BHKW um ein weiteres zu

ergänzen. Eine Strategie des Ein- und Ausschaltens in hinreichend langen Zeitblöcken hat sich

aufgrund der Wirkungsgradvorteile gegenüber einer Teillastfahrweise als vorteilhaft erwiesen.

Weiterhin ist zu beachten, dass die in den letzten Jahren erfolgte stetige Steigerung des

Wirkungsgrades der BHKW dazu geführt hat, dass die verwendeten Gasmotoren aufgrund der meist

angewendeten Magerverbrennung mit hohen Verdichtungsverhältnissen eher zu Startproblem

neigen, als konservativ ausgelegte Aggregate oder Zündstrahldiesel.

Bezüglich der Flexibilisierung der Gasproduktion laufen derzeit einige Projekte, die bis zum

Demonstrationsstadium durchgeführt werden. Dabei ist zwischen der Flexibilisierung der

Gasproduktion an bestehenden Biogasanlagen ohne Umbaumaßnahmen und dem Neubau bzw. der

Nachrüstung flexibilisierender Technologien zu unterscheiden.

Erstere Maßnahmen werden im Feld von den Akteuren teilweise in Eigenregie durchgeführt. Die

wissenschaftlich begleiteten Projekte zeigen jedoch, dass hier ein großes Potenzial besteht, die

Umsetzung jedoch wohl überlegt sein muss, um die Betriebssicherheit der Anlage nicht zu

gefährden oder verstärkte Emissionen zu verhindern.

Neubau bzw. Nachrüstung von Technologien zur flexiblen Gasproduktion befinden sich noch in der

Erprobung und kommen nur vereinzelt im Feld zum Einsatz. Erste Untersuchungen haben ein

großes Potenzial solcher Technologien aufgezeigt, besonders, wenn sich mit steigendem Anteil der

EE am Gesamtbeitrag die Strommärkte noch deutlich ändern werden. Es gilt jedoch die Konzepte so

weit zu entwickeln, dass ihre spezifischen Investitionskosten auch durch den Mehrwert der

Flexibilisierung kompensiert werden und die Technologie für den Feldeinsatz gereift ist.

Insgesamt sind die notwendigen Entwicklungsarbeiten durch die derzeit schlechte wirtschaftliche

Lage vieler Akteure eher gehemmt. Bedenkt man, dass gerade der flexible Betrieb von

Biogasanlagen diese Technologie besonders für sich stark entwickelnde Märkte im Ausland

interessant macht, wirkt sich diese Situation in Deutschland auch hemmend auf die Exportchancen

aus.

In diesen Abschnitt flossen Inhalte eines Expertengespräches ein. [21]

3.2.2.4. Biomethan BHKW

Ende 2016 befanden sich an knapp 1.400 Standorten Biomethan-BHKW in Betrieb. Aufgrund derzeit

unklarere Regelungen zu der Auswirkung von Ersatzinvestitionen bzw. umfangreicheren

Reparaturen bezüglich der Einstufung der EEG Vergütung ist davon auszugehen, dass sich der

Analgenbestand technologisch nicht wandelt und damit auch nicht an Effizienzsteigerungen neuer

Technologie partizipiert.

Ein flexibler Betrieb von Biomethan-BHKW ist ebenso möglich wie bei Vor-Ort verstromenden

Biogasanlagen. Da über das Erdgasnetz quasi ein unbegrenzter Speicher zur Verfügung steht, sind

die Freiheitsgrade inputseitig deutlich größer. Durch die Forderung eines ausschließlichen Betriebes

48

in Kraft-Wärme-Kopplung stellt jedoch die jeweilige Wärmeabnahmestruktur des zu versorgenden

Objektes das limitierende Element dar.

3.2.3. Flüssige Biomasse

Seit dem 01.01.2012 werden Neuanlagen, die ausschließlich mit flüssiger Biomasse betrieben

werden, nicht mehr gefördert. Es existiert jedoch noch ein Anlagenbestand, der eine EEG-

Vergütung bezieht. Zur Erfassung wurden sowohl die Bewegungsdaten als auch die

Zertifizierungsdaten der BLE ausgewertet. Vereinzelte Informationen lassen sich auch über

Ölmühlen erhalten, die Lieferverträge für Pflanzenöl BHKW haben. Dies ist aber aufgrund des

dezentralen Charakters dieser Geschäftsbeziehung sehr arbeitsintensiv.

Unter Zuhilfenahme der Informationen eines Experteninterviews mit [22] ergaben sich folgende

Trends:

3.2.3.1. Für Anlagen, die eine EEG-Vergütung erhalten

- Die noch im Betrieb befindlichen Anlagen leiden aufgrund der geringen Zahl unter Service-

und Ersatzteilproblemen. Es wurden aufgrund solcher Probleme Anlagen schon vorzeitig

außer Betrieb genommen.

- Vornehmlich für Anlagen ohne hinreichende Wärmenutzungskonzepte ist ein

wirtschaftlicher Betrieb nicht mehr darstellbar. Es wurden auch solche Anlagen vorzeitig

außer Betrieb genommen.

- Ein längerfristiger Weiterbetrieb besonders von kleineren, älteren Anlagen dürfte aufgrund

ihres Emissionsverhaltens schwierig werden, da sich die Nachrüstung entsprechender

Abgasnachbehandlungen nicht lohnen würde.

3.2.3.2. Für Anlagen, die keine EEG-Vergütung erhalten

- Es existiert noch ein kleiner Neuanlagenmarkt für Pflanzenölbetriebene BHKW im Sektor

der Versorgung entlegener Liegenschaften in Gewässerschutzgebieten. Hierzu zählen

beispielsweise Hütten des Alpenvereins.

- Weitere Aufträge dürften sich nach Einschätzung der Experten auch auf solche oder

ähnliche Nischenanwendungen beziehen.

3.2.3.3. Rohstoffbasis

Nach Einschätzung der Experten stützt sich die Rohstoffbasis der heute in Betrieb befindlichen

Anlagen auf existierende Lieferverträge. Hierbei handelt es sich um Öl aus zentralen und

dezentralen Ölmühlen aber durchaus auch um zertifiziertes Palmöl. Vereinzelte

Analysennachfragen für das Öl kleinerer, dezentraler Ölmühlen deuten auf eine geringe, aber noch

vorhandene Bewegung im Markt.

3.2.3.4. Konsequenzen für die Technologische Entwicklung

Es ist aufgrund der derzeitigen Marktlage nicht davon auszugehen, dass eine ausgeprägte

technologische Entwicklung erfolgt. Wenn auch die Anwendung in Alpenhütten nicht unter das EEG

fällt, trägt die besonders sensible Umgebung sicherlich dazu bei kleiner Entwicklung hinsichtlich des

Emissionsverhaltens dieser Anlagen zu bewirken. Da es sich in der Regel auch um Inselanlagen

49

handelt, werden weitere Entwicklungen erwartet, die ggf. im Kontext eines Exports in Länder mit

schwachen elektrischen Netzen Anwendung finden können.

In der Branche wurde vor einiger Zeit noch sehr heftig das Thema Flexibilisierung diskutiert. Hier

könnten Pflanzenöl basierende BHKW mit deutlich weniger Aufwand Bedarfsspitzen abdecken, als

dies mit Biogasanlagen der Fall ist. Es ist durchaus vorstellbar, dass dies künftig relevant werden

könnte, wenn es im Zuge eines weiteren EE-Ausbaus nicht gelingt rechtzeitige alternative

Maßnahmen wie Netzausbau durchzuführen bzw. wenn alternative Speichertechnologien nicht zur

Verfügung stehen. Wenn dann die Rohstoffversorgung auf einer nachhaltigen Basis steht und

möglichst in landwirtschaftliche Systeme z.B. im Zuge der Eiweißstrategie integriert ist, spricht

lediglich die Überlegung dagegen, dass diese Stoffmengen in anderen Sektoren (Verkehr) nötiger

gebraucht werden.

3.3. Zur Stromerzeugung in EEG-Anlagen eingesetzte Biomasse

3.3.1. Feste Biomasse

In Tabelle 3-2 erfolgt ein Überblick über die in deutschen Heizkraftwerken (HKWs) eingesetzten

Brennstoffe, favorisierte elektrische Energiekonverter und über den für HKWs im Vergleich zu

anderen Bioenergieanlagen typischen Trend zu größeren Anlagenkapazitäten.

Tabelle 3-2: Clusterung der deutschen HKWs nach Brennstoffen und Energiekonvertern, Stand 2015, Betrachtung der gängigen Anlagengrößen sowie deren extreme Ausprägungen

Rund 300 Heizkraftwerke verarbeiten feste Brennstoffe zu Strom und Wärme. Nicht alle jedoch

werden nach dem EEG für die Stromproduktion vergütet, wegen des Brennstoffes Abfall bzw. weil

ihre Größe über 20 MWel hinausgeht.

Den größten Beitrag (44%) an installierter elektrischer Leistung stellen Reststoffe verarbeitende

Anlagen dar (31,4 % bereinigt um nicht durch das EEG geförderte Anteile), gefolgt von NawaRo-

HKWs (35,1 %). Die höchste Anzahl an Anlagen findet sich in den Sektoren NawaRo (55,2 %) und

Brennstoff/Konverter Anzahl Anlagen Summe kWel Min. kWel Max. kWel Mittel. kWel 25% bis kWel 75% bis kWel

Altholz 33,6% 30,3% 43 18.560 3.655 5.695 22.500

EKT 32,0% 29,0% 43 18.560 3.711 554 5.000

GT 0,8% 0,7% 2.910 2.910 2.910

HeizT 0,8% 0,6% 2.590 2.590 2.590

Landschaftspflegeholz 4,0% 3,2% 500 5.550 2.619 554 5.000

EKT 0,8% 1,4% 5.550 5.550 5.550

HeizT 1,6% 1,4% 2.500 3.145 2.823

ORC 1,6% 0,5% 500 1.400 950

NawaRo 55,2% 35,1% 200 11.440 2.086 700 2.000

EKT 9,6% 19,7% 3.044 11.440 6.739 5.135 8.005

GT 0,8% 0,5% 2.200 2.200 2.200

ORC 44,8% 14,8% 200 2.436 1.087 600 1.500

Reststoffe 7,2% 31,4% 625 31.000 14.312 5.135 8.005

EKT 4,8% 22,3% 625 31.000 15.251

GT 2,4% 9,1% 9.280 16.000 12.433

Gesamtergebnis 100,0% 100,0% 43 31.000 3.505 725 5.605

50

Altholz (33,6 %). Hauptsächlich Landschaftspflegeholz verarbeitende Anlagen spielen kaum eine

Rolle.

3.3.2. Biogas

Der im Bericht verwendete Begriff „Wirtschaftsdünger“ ist in § 2 des Düngegesetzes definiert und

wird ebenso verwendet. Wirtschaftsdünger ist demnach:

„Düngemittel, die

1. als tierische Ausscheidungen

a. bei der Haltung von Tieren zur Erzeugung von Lebensmitteln oder

b. bei der sonstigen Haltung von Tieren in der Landwirtschaft oder

2. als pflanzliche Stoffe im Rahmen der pflanzlichen Erzeugung oder in der Landwirtschaft,

auch in Mischungen untereinander oder nach aerober oder anaerober Behandlung, anfallen

oder erzeugt werden;

3. ist Festmist: Wirtschaftsdünger aus tierischen Ausscheidungen, auch mit Einstreu,

insbesondere Stroh, Sägemehl, Torf oder anderes pflanzliches Material, das im Rahmen der

Tierhaltung zugefügt worden ist, oder mit Futterresten vermischt, dessen

Trockensubstanzgehalt 15 vom Hundert übersteigt;

4. ist Gülle: Wirtschaftsdünger aus allen tierischen Ausscheidungen, auch mit geringen

Mengen Einstreu oder Futterresten oder Zugabe von Wasser, dessen

Trockensubstanzgehalt 15 vom Hundert nicht übersteigt;

5. ist Jauche: Wirtschaftsdünger aus tierischen Ausscheidungen, bei dem es sich um ein

Gemisch aus Harn und ausgeschwemmten feinen Bestandteilen des Kotes oder der Einstreu

sowie von Wasser handelt; Jauche kann in geringem Umfang Futterreste sowie Reinigungs-

und Niederschlagswasser enthalten;[23]“

3.3.2.1. Welche Substrate werden eingesetzt? Welche Veränderungen hat es in

den letzten Jahren gegeben?

Energiepflanzen stellen die wichtigste Substratgruppe zur Biogasproduktion dar. Gemäß

Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (FNR) erfolgte in 2014 auf 1,35 Mio. ha ein Anbau von

Pflanzen für die Biogasproduktion. Für 2015 weist die FNR einen vorläufigen Wert von 1,40 Mio. ha

aus und schätzt die Gesamtanbaufläche für Biogassubstrate in 2016 auf 1,45 Mio. ha. [24]

Maisganzpflanzensilage (Silomais) stellt weiterhin das wichtigste Einzel-Substrat für die

landwirtschaftliche Biogasproduktion dar. Die Entwicklung der Anbaufläche zwischen 2011 und

2016 sowie eine Abschätzung für 2017 wird in Abbildung 3-24 dargestellt. Der Datenbestand basiert

auf Angaben des Deutschen Maiskomitee e.V. (DMK). [25]

Die Anbaufläche für Silomais zur Biogasproduktion hat sich zwischen 2011 und 2015 um 250.000 ha

erhöht und ist in 2016 nochmals um 50.000 ha auf 950.000 ha angestiegen.

Für 2017 wird ein gleichbleibender Wert prognostiziert, sodass in diesem Jahr erstmals seit

mehreren Jahren kein weiterer Anstieg der Anbaufläche erwartet wird. Anders als bei der

Anbaufläche zu beobachten, unterliegt die Entwicklung der Erntemengen von Silomais keinem so

eindeutigen Progressionsprofil wie die der Entwicklung der Anbaufläche. Abbildung 3-25 stellt die

Entwicklung der Erntemengen von Silomais zur Verwendung als Biogassubstrat im Zeitraum 2012

51

bis 2016 grafisch dar. Die Zahlenwerte basieren auf Anbauflächen gemäß Abbildung 3-24,

Gesamtanbauflächen für Silomais in Deutschland sowie ausgewiesenen Gesamterträgen von

Silomais (inkl. Lieschkolbenschrot) für das jeweilige Erntejahr. Die Zahlen basieren auf kumulierten

Werten für Deutschland und wurden noch keiner regionalen Wichtung unterzogen.

Abbildung 3-24: Anbaufläche Silomais für die Biogasproduktion im Zeitraum 2011 bis 2016 mit einer Prognose für 2017. [Eigene Darstellung auf Basis von [25]]

Die Zahlen variieren zwischen 32 Mio. t in 2013 und 41 Mio. t in 2016. Hierbei ist zu beachten, dass

die Verwendung dieser Erntemengen als Biogassubstrat zum weit überwiegenden Teil im Folgejahr

stattfindet. D.h., dass die für 2016 ausgewiesene Erntemenge von 41 Mio. t reduziert um Lager- und

Silierverluste frühestens ab Oktober/November 2016 zur Biogasproduktion eingesetzt wurde aber

zum größten Teil erst in 2017 verbraucht wird.

Nach Branchenschätzungen hat der Einsatz von Zuckerrüben als Biogassubstrat in den letzten

Jahren zugenommen, stabilisiert sich zurzeit jedoch. Für 2016 wird von einer Anbaufläche von ca.

15.000 ha Zuckerrüben für die Biogaserzeugung ausgegangen [26]. Die Anbaufläche der

Dauerkultur Durchwachsene Silphie als Biogassubstrat hat sich in 2016 auf 800 ha erhöht. [24]. Die

Anbaufläche für Wildpflanzenmischungen betrug 2016 > 1.000 ha. [27]

Die folgende Tabelle stellt die Ergebnisse von aktuell und in den letzten Jahren durchgeführten

Befragungen von Biogasanlagenbetreibern mit Vor-Ort-Verstromung zum massebezogenen

Substrateinsatz in der Entwicklung von 2014 bis 2016 nebeneinander. Hier wird deutlich, dass ca. die

Hälfte des Substratinputs in Biogasanlagen aus Nachwachsenden Rohstoffen besteht, gefolgt von

tierischen Exkrementen wie Gülle und Festmist. Damit machen NawaRo und Wirtschaftsdünger mit

ca. 95 % den Großteil des Substrateinsatzes in Biogasanlagen aus. Bei der Betrachtung des

650.000

810.000 829.000 850.000

900.000 950.000 950.000

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

900.000

1.000.000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Fläc

he

[h

a]

Zeit [a]

52

Bioabfalls ist anzumerken, dass die Betreiberbefragungen des DBFZ in den Jahren 2014 – 2016 nur

von kommunalen Bioabfällen ausgehen, in der Auswertung von IEE sowohl die kommunalen, als

auch die gewerblichen Bioabfälle enthalten sind.

Abbildung 3-25: Erntemengen Silomais für die Biogasproduktion im Zeitraum 2012 bis 2016. [Grafik auf Basis [25]]

Tabelle 3-3: Massebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen in Deutschland von 2015 bis 29. [Eigene Darstellung auf Basis von [10], [28] und IEE Betreiberbefragung Biogasanlagen 2016, Stand 02/2018]

37.674

32.382

40.296

37.372

40.926

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

2012 2013 2014 2015 2016

Fris

chm

asse

[Tsd

. t]

Zeit [a]

53

Abbildung 3-26: Verteilung des massebezogenen Einsatzes von Nachwachsenden Rohstoffen an Biogasanlagen mit VOV. [IEE Betreiberbefragung Biogasanlagen 2016, Stand 02/2018]

Die Abbildung 3-26 zeigt die Verteilung des Einsatzes von nachwachsenden Rohstoffen an

Biogasanlagen mit VOV. Hier wird deutlich, dass beim massebezogenen Einsatz von

nachwachsenden Rohstoffen Maissilage mit einem Anteil von 74 % klar dominiert. Daneben haben

Getreide-GPS und Grassilage mit 11 % bzw. 8 % Anteile am Substrateinsatz der NawaRo. Sonstige

NawaRo, wie z.B. Zwischenfrüchte, Zuckerrüben, etc. machen anteilig 7 % aus.

3.3.2.2. Herkunft Substrate: betrieblich, regional, überregional, importiert

Abbildung 3-27: Darstellung der mittleren, sowie minimalen und maximalen Transportentfernungen für Substratlieferungen an Biogasanlagen mit VOV in Deutschland. [IEE Betreiberbefragung Biogasanlagen 2016, Stand 02/2018]

54

Die Herkunft der eingesetzten Substrate zur Biogasproduktion ist u.a. abhängig von der Art der

Biogasanlage (z.B. NawaRo-basierte-BGA, Wirtschaftsdünger-basierte-BGA, Abfall-BGA getrennte

Sammlung, etc.), der Anlagenkapazität, der Betreiberstruktur aber auch der Lage der Anlage (z.B.

Grenznähe, regionale Viehdichten, ländlich/städtisch bei Abfall-BGA).

Bei der Betreiberbefragung der Biogasanlagenbetreiber zum Status 2016 haben 123 Betreiber eine

Rückmeldung zu Substratimporten gegeben. Demnach erfolgt bei 97 % kein Import, 3 % der

Anlagenbetreiber importieren ihre Substrate oder einen Teil der Substrate aus den Niederlanden

bzw. Dänemark.

3.3.2.3. Gülleeinsatz

In den nachfolgenden Unterkapiteln wird der Einsatz von Wirtschaftsdüngern für die

Biogasproduktion dargestellt.

Es wird darauf hingewiesen, dass keine bundeseinheitliche und zentrale Erfassung des

Wirtschaftsdüngereinsatzes in Biogasanlagen vorliegt. Um eine möglichst hohe Grundgesamtheit

erfasster Anlagen und damit eine maximale Repräsentativität zu erzielen, wird der Ansatz gewählt,

in einem ersten Schritt Datenbestände, welche innerhalb der Bundeländer erfasst werden mit

möglichst hoher Aktualität darzustellen.

Ergänzend hierzu fliessen die ersten Ergebnisse der Betreiberbefragung ein.

3.3.2.3.1. Umfang Einsatz: Gülle, Mist, HTK

Abbildung 3-28: Verteilung des massebezogenen Einsatzes von Wirtschaftsdünger an Biogasanlagen mit VOV. [IEE Betreiberbefragung Biogasanlagen 2016, Stand 02/2018]

Abbildung 3-28 zeigt die Verteilung des Einsatzes von Wirtschaftsdüngern an landwirtschaftlichen

Biogasanlagen mit VOV. Hier dominiert die Rindergülle mit anteilig 58 % am Gesamtsubstrateinsatz

von Wirtschaftsdüngern. Schweinegülle und sonstige Wirtschaftsdünger, wie z.B.

Hühnertrockenkot, Festmist oder Geflügelmist haben jeweils Anteile von 19 % bzw. 23 %.

55

Nachstehend erfolgt eine Darstellung des Wirtschaftsdüngereinsatzes nach Bundesländern für die

Bundesländer, für welche bis zum Redaktionsschluss dieses Berichtes Informationen vorlagen.

Bayern:

Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft gibt für 2011 folgende eingesetzte Massen (gerechnet

als Frischmasse) an Wirtschaftsdüngern in Bayerischen Biogasanlagen an:

Rindergülle/-mist: 5,4 Mio. t

Schweinegülle/-mist: 1,2 %

Geflügeltrockenkot/-mist: 0,3 %

Die Daten basieren auf einer Stichprobe mit einer Grundgesamtheit von Biogasanlagen mit einem

elektrischen Leistungsäquivalent von 358 MW und wurden einer Hochrechnung auf den gesamten

Bayerischen Biogasanlagenbestand (Stand 31.12.2011) unterzogen und beziehen sich somit auf ein

elektrisches Leistungsäquivalent von 674 MW. [29]

Niedersachsen:

Abbildung 3-29 stellt die Entwicklung des Einsatzes von Gülle und Mist in Biogasanlagen in

Niedersachsen grafisch dar. Wurden in 2012/13 noch 6,2 Mio. t/a Frischmasse an Gülle und Mist in

Biogasanlagen eingesetzt, stieg der Einsatz in 2015/16 auf 7,9 Mio. t/a. Dies entspricht einer

Steigerung von 27 %.

Abbildung 3-29: Einsatz von Gülle und Mist in Biogasanlagen in Niedersachsen 2012/13 bis 2015/16

6,2

7,0

7,6 7,9

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

2012/2013 2013/2014 2014/2015 2015/2016

Mas

se [

t]

Zeit [a]

56

Nordrhein-Westfalen:

In Nordrhein-Westfalen wurden nach Angaben der Landwirtschaftskammer Nordrhein-Westfalen

folgende relativen Massenanteile an Wirtschaftsdüngern zur Biogasproduktion genutzt:

Schweinegülle: 18,9 %

Rindergülle: 12,8 %

Rindermist: 6,1 %

Hähnchenmist: 1,6 %

Schweinemist: 0,5 %

Pferdemist: 0,8 %

Legehennenkot: 0,7 %

Putenmist 0,9 %

Sonstige Wirtschaftsdünger: 0,4 %

Die Angaben beziehen sich auf eine Grundgesamtheit von 219 Biogasanlagen. [30]

Rheinland-Pfalz

Insgesamt wurden in 2014 in 393.200 t Gülle und 66.300 t Festmist eingesetzt. Der jährliche

Masseanteil an Wirtschaftsdünger in den einzelnen Anlagen beträgt i. d. R. über 30 %. [31]

Saarland:

Im Saarland wurden für das Jahr 2015 Substrateinsätze von 7 Vor-Ort-Verstromungs-Biogasanlagen

ermittelt. Diese 7 BGA setzten in 2015 ca. 40 Tsd. t Wirtschaftsdünger als Biogassubstrat ein, die sich

auf 17 % Rinderfestmist und 83 % Rindergülle aufteilen (Masseanteil). [32]

Sachsen:

Der massenbezogene Wirtschaftsdüngeranteil der Sächsischen Biogasanlagen beträgt nach

Angaben des Landesamtes für Umwelt, Landwirtschaft und Geologie des Freistaates Sachsen

mindestens 70 % und setzt sich überwiegend aus Rindergülle zusammen. [33]

Sachsen-Anhalt:

Auf Basis einer Auswertung von 57 Biogasanlagen in Sachsen-Anhalt wurden in 2016 folgende

Anteile an Wirtschaftsdüngern in diesen Anlagen eingesetzt:

Gülle: 72,4 %

Mist: 8,2 %

Geflügelmist/-kot: 0,8 % [34]

57

Thüringen:

Der Wirtschaftsdüngeranteil am Substratmix für die Biogasproduktion beträgt in Thüringen mehr

als 71,3 %. Von den im Bundesland erzeugten Wirtschaftsdüngerarten werden folgende Anteile für

die Biogasproduktion genutzt:

Rindergülle: > 87 %

Schweinegülle 43,5 %

Stallmist: 37,8 %

Bilanziell werden in Thüringen 16 % mehr Hühnerkot in Biogasanlagen eingesetzt als im Bundesland

erzeugt wird. D.h. für diese Wirtschaftsdüngerart findet rechnerisch ein Import nach Thüringen

statt.

Der gesamte Wirtschaftsdüngereinsatz zur Biogasproduktion in Thüringen betrug in 2015 ca.

3,6 Mio. t Frischmasse und gliedert wie folgt auf:

Rindergülle: 69 %

Schweinegülle: 19 %

Stallmist: 10 %

Hühnertrockenkot: 2 %

Jauche: <1 % [35]

3.3.2.3.2. Herkunft

Nachstehend erfolgt eine Darstellung der Herkunft von Wirtschaftsdüngern beispielhaft für die

beiden Bundesländer Niedersachsen und Thüringen.

Niedersachsen:

In 2015 wurden 152.885 t Wirtschaftsdünger aus den Niederlanden nach Niedersachsen importiert.

Im Zeitraum 2012/13 bis 2014/15 lag die jährlich importierte Menge noch bei 91.000 t/a bis

100.000 t/a. Gegenüber dem vorherigen Berichtszeitraum hat sich die Menge um 55.097 t erhöht.

Die importierten Wirtschaftsdünger wiesen hohe Phosphatfrachten auf, die einen Indikator dafür

darstellen, dass es sich bei den Lieferungen verstärkt um aufbereitete Wirtschaftsdünger

(Separation und Herstellung von Mischungen) gehandelt hat. [36]

Von den importierten Wirtschaftsdüngern aus den Niederlanden nach Niedersachsen wurden in

2015 ca. 1/3 der Mengen (52.245 t) direkt an Biogasanlagen geliefert.

Thüringen:

Im Bundesland Thüringen findet kaum Substrathandel statt. Mehr als 90 % der Biogasanlagen

befinden sich in den Landwirtschaftsbetrieben selbst. Daher werden Wirtschaftsdünger in der Regel

direkt aus viehhaltenden Betrieben, die sich an der Biogasanlage befinden, eingesetzt. Lediglich bei

Hühnertrockenkot wird ein Import in das Bundesland verzeichnet. [37]

58

Nach Thüringen wurden in den Jahren 2011 bis 2013 aus den Niederlanden in Summe 12.206 Tonnen

Frischmasse an Hühnertrockenkot, Hähnchenmist, Hühnerkot, Geflügeltrockenkot, Putenmist und

Pelztierkot importiert. Gülle wurde aus den Niederlanden in diesem Zeitraum nicht importiert. [38]

3.3.3. Biomethan

Nachfolgend findet eine Darstellung der Entwicklung des masse- (

Abbildung 3-30) und energiebezogenen (Abbildung 3-31) Substrateinsatzes zur Produktion von

Biomethan statt. Der Datenbestand basiert auf einer Betreiberbefragung auf Basis von [17].

Besonderheit bei Biomethan stellt die Möglichkeit des Einsatzes des aufbereiteten Rohbiogases in

verschiedenen Nutzungssektoren neben der Anwendung im EEG, der Export des Biomethans ins

Ausland sowie die Speicherung des Gases und somit die zeitliche Entkopplung (zum Teil > 1 Jahr)

von Substrateinsatz zur Biogasproduktion und Konversion des Biomethans dar.

Die nachfolgenden Darstellungen zeigen ausschließlich den Substrateinsatz zur

Biomethanproduktion und stellen alleinstehend noch keinen eindeutigen Bezug zur anteiligen

Nutzung in EEG-Anlagen dar.

Die eingesetzten Substrate werden in 4 Gruppen kategorisiert:

Mais

Sonstige NawaRo

Gülle

Abfälle und Reststoffe

Sowohl masse- als auch energiebezogen dominiert der Einsatz nachwachsender Rohstoffe, wobei

Mais das wichtigste Biomethansubstrat darstellt. Der massebezogene NawaRo-Einsatz reduzierte

sich zwischen 2011 und 2015 geringfügig von 81 % auf 77 %. Der massebezogene Einsatz von Mais

fiel geringfügig von 57 % in 2011 auf 53 % in 2015. Der massebezogene Einsatz sonstiger NawaRo lag

2011 als auch 2015 konstant bei 24 %, fiel jedoch in 2012 und 2013 geringer aus, als in den anderen

Jahren. Der energiebezogene NawaRo-Einsatz variierte im Zeitraum 2011 bis 2014 zwischen 85 %

und 92 % und betrug 2015 87 %. Der energiebezogene Einsatz von Mais fiel von 64 % in 2011 auf 60

% in 2015, variierte aber innerhalb der Zeitspanne zwischen 57 % und 71 %. Der energiebezogene

Einsatz sonstiger NawaRo lag in 2011 bei 24 % und in 2015 bei 27 %, schwankte aber in den

dazwischenliegenden Jahren sehr stark zwischen 20 % und 30 %

Der massebezogene Gülleeinsatz schwankte im Zeitraum 2011 und 2015 zwischen 7 % und 15 % und

betrug 2015 12 %. Beim energiebezogenen Gülleeinsatz stieg der Anteil von Gülle von 2 % in 2011

auf 5 % in 2015. Der massebezogene Einsatz von Abfällen und Reststoffen variierte im

Betrachtungszeitraum zwischen 7 % und 11 % und lag in 2015 bei 10 %. Energiebezogen lag im

Betrachtungszeitraum eine Schwankungsbreite von 5 % bis 11 % vor. In 2015 lag der

energiebezogene Anteil von Abfällen und Reststoffen bei 8 %.

59

Auf Basis dieser Quelle lassen sich im Wesentlichen Trends zu einem geringeren relativen

energiebezogenen Einsatz von Mais und einem höheren relativen Einsatz von Gülle ableiten.

Abbildung 3-30: Entwicklung des massebezogenen Substrateinsatzes zur Biomethanproduktion im Zeitraum 2011 bis 2015 (relative Darstellung). [17]

60

Abbildung 3-31: Entwicklung des energiebezogenen Substrateinsatzes zur Biomethanproduktion im Zeitraum 2011 bis 2015 (relative Darstellung). [17]

3.3.4. Flüssige Biomasse

Mit der Änderung des EEG zum 01.01.2012 besteht für neu in Betrieb genommene Anlagen zur

Stromerzeugung aus flüssiger Biomasse nur für den Stromanteil aus flüssiger Biomasse ein

Vergütungsanspruch nach EGG, der zur Anfahr-, Zünd-und Stützfeuerung notwendig ist.

Die Daten der folgenden beiden Unterkapitel basieren auf Angaben der Bundesanstalt für

Landwirtschaft und Ernährung (BLE). Die nachstehend genannten Energiemengen beziehen sich auf

die Mengen an Biobrennstoffen, welche zur Verstromung und Einspeisung nach dem EEG bei der

BLE angemeldet wurden.

3.3.4.1. Welche Pflanzenöle werden eingesetzt?

Im Zeitraum 2013 bis 2014 kamen Pflanzenöle aus Palmöl, Raps und Soja zum Einsatz – in 2015 und

2016 ausschließlich Pflanzenöle aus Palmöl und Raps.

Nach einem moderaten Anstieg des Palmöleinsatzes zwischen 2013 und 2014 ist ein sehr starker

Anstieg von > 200 GWh zwischen 2014 und 2015 zu verzeichnen der 2016 nochmals um > 40 GWh

zugenommen hat. Der Einsatz von Raps unterlag im Zeitraum 2013 bis 2015 einer Steigerung von

>100 GWh, reduzierte sich jedoch in 2016 um rund 90 GWh. Der Einsatz von Soja ist zwischen 2013

und 2014 von einem bereits sehr geringen Niveau bis auf 0,02 GWh gesunken und entfiel in 2015 und

2016 vollständig.

61

Abbildung 3-32: Jährliche Energiemengen der Ausgangsstoffe für Pflanzenöle als Biobrennstoffe, welche zur Verstromung und Einspeisung nach dem EEG im Zeitraum 2013 – 2016 bei der BLE angemeldet wurden [Eigene Darstellung nach [39]]

3.3.4.2. Welche weiteren flüssigen BM werden neben Pflanzenölen noch

eingesetzt?

Neben Pflanzenölen kommen Fettsäuremethylester (FAME), Altspeisefette und –öle (UCO = Used

Cooking Oil) sowie hydrierte Pflanzenöle (HVO = Hydrotreated Vegetable Oils) zum Einsatz.

Fettsäuremethylester wurden im Zeitraum 2013 – 2016 in einer Größenordnung von ca. 10 – 21

GWh/a eingesetzt - Altspeisefette und –öle sowie hydrierte Pflanzenöle hingegen nur in einer

Größenordnung von < 1 - 6 GWh/a, wobei UCO in 2016 nicht und HVO im Betrachtungszeitraum

2013-1016 ausschließlich in 2016 in geringer Menge ausgewiesen wurden.

Gesondert ausgewiesen, da diese Energieträgerfraktionen nicht zur direkten Konversion in BHKW

eingesetzt werden, wird die Biobrennstoffgruppe „Dicklaugen aus der Zellstoffindustrie“, die

ebenfalls, wie die oben aufgeführten Brennstoffe, zur Verstromung und Einspeisung nach dem EEG

bei der BLE angemeldet wurden.

Eine Übersicht der bei der BLE im Betrachtungszeitraum angemeldeten Dicklaugemengen wird in

Abbildung 3-34 dargestellt. Dicklaugen wurden im Zeitraum 2013 – 2016 in einer Größenordnung

von ca. 7,4 – 8,1 TWh/a eingesetzt. Nach einem Anstieg zwischen 2013 und 2015 wurde in 2016 eine

Abnahme der ausgewiesenen Energiemengen um ca. 0,2 TWh verzeichnet.

62

Abbildung 3-33: Jährliche Energiemengen der Biobrennstoffe (ohne Pflanzenöle und Dicklauge), welche zur Verstromung und Einspeisung nach dem EEG im Zeitraum 2013 – 2015 bei der BLE angemeldet wurden [Eigene Darstellung nach [39]]

Abbildung 3-34: Jährliche Energiemengen der Biobrennstoffgruppe „Dicklaugen aus der Zellstoffindustrie“, welche zur Verstromung und Einspeisung nach dem EEG im Zeitraum 2013 – 2016 bei der BLE angemeldet wurden [Eigene Darstellung nach [39]]

3.3.4.3. Preisentwicklung Pflanzenöle

63

Abbildung 3-35: Preisentwicklung Pflanzenöle Großhandelspreise [40]

Abbildung 3-35 stellt die Preisentwicklung für Pflanzenöle als Großhandelspreise im Zeitraum

Februar bis August 2017 für Palmöl, Rapsöl, Sojaöl und Sonnenblumenöl grafisch dar.

Innerhalb des Betrachtungszeitraums zeigt der Preischart für alle vier Pflanzenöle eine fallende

Tendenz, wobei die Preisdegression des für die Stromproduktion in EEG-Anlagen relevantesten

Pflanzenöls Palmöl am stärksten ausgeprägt ist. Weiterhin bildet sich im Betrachtungszeitraum die

Spreizung zwischen Rapsöl mit den spezifisch höchsten massebezogenen Preisen und Palmöl mit

den spezifisch niedrigsten massebezogenen Preisen weiter aus.

3.4. Auswirkungen des sich abzeichnenden Endes der EEG-

Förderung

Ab dem Jahr 2020 endet der Förderanspruch aus dem EEG für die ersten Biomasseanlagen, welche

bereits vor 2000 in Betrieb waren. Seit Inkrafttreten des EEG war der Zubau bzw. die Entwicklung

des Anlagenbestandes und der Stromerzeugung aufgrund sich ändernder Rahmenbedingungen

über die Jahre sehr unterschiedlich (siehe Kapitel 3.1). Das betrifft die jeweils zugebauten

Technologien, Größenklassen und Einsatzstoffe. Das dynamische Wachstum neu installierter

Kapazitäten wurde mit dem EEG 2012 kontrollierbarer. Die EEG Novelle 2014 senkte die

gesetzlichen Vergütungen für Biomasseanlagen und legte damit einen weiteren Grundstein für die

direkte Finanzierung der Biomasseanlagen über die Strommärkte. Ferner wurde ein verstärkter

Fokus auf die Nutzung von Reststoffen sowie auf die Flexibilisierung der Stromerzeugung im

Anlagenbestand gelegt. Zur weiteren Minimierung der Gesamtkosten der Stromerzeugung aus

Biomasse wird mit dem EEG 2017 die künftige Vergütungshöhe (gestaffelt nach Bestands- und

Neuanlagen sowie Leistungsklassen) wettbewerblich ermittelt.

Eine Untersuchung zur voraussichtlichen Entwicklung des Anlagenbestands berücksichtigt:

Die Bestandsentwicklung von Biomasseanlagen in den Jahren 2000 bis 2017

Maximale Ausschreibungsvolumina des EEG 2017

Anschlussförderungen für Bestandsanlagen über erfolgreiche Teilnahmen an EEG-

Ausschreibungen

Neuanlagen mit gesetzlicher EEG-Vergütung (Festvergütung)

Neuanlagen, welche sich erfolgreich an den EEG-Ausschreibungen beteiligen

Leistungserhöhung von Bestandsanlagen zum Zwecke der Flexibilisierung der Strom-

produktion

vorzeitige Stilllegungen

Bestandsanlagen, welche nach 20 Jahren keine weitere Förderung anstreben oder in

Ausschreibungen keinen Zuschlag erhalten

Altholz-Heizkraftwerke sind in den EEG-Ausschreibungen nicht zugelassen.

Der Entwicklung des Biomasse-Anlagenparks sind Stamm- und Bewegungsdaten der

Bundesnetzagentur [11], das Anlagenregister der BNetzA [8] und Zeitreihen des DBFZ [10]

zugrunde gelegt.

64

Die maximalen Ausschreibungsvolumina (Brutto-Ausbaukorridor) im EEG 2017 betragen 150 MWel

pro Jahr (2017-2019) und 200 MWel pro Jahr in den Jahren 2020 bis 2022. Diese vermindern sich um

die Leistung, welche von Neuanlagen mit gesetzlicher Vergütung beansprucht wird. Die aktuellen

Regelungen im EEG 2017 bedeuten die verstärkte Teilnahme an einem Wettbewerb der Anlagen

untereinander und eine zunehmende Konkurrenz um den günstigsten Angebotspreis.

Bestandsanlagen können sich ab 2017 an den EEG-Ausschreibungen für Biomasseanlagen beteiligen

und haben die Möglichkeit ihren (am Strombedarf orientierten) Anlagenbetrieb längstens 10 Jahre

weiter fördern zu lassen. Aufgrund verhältnismäßig hoher Stromerzeugungskosten - im Vergleich

zu anderen erneuerbaren Energieträgern - und gleichzeitig relativ geringer Einnahmen durch den

direkten Stromhandel (Händler, EEX, Stadtwerke etc.) ist ohne Anschlussförderung davon

auszugehen, dass in Zukunft der überwiegende Teil der Biomasseanlagen stillgelegt werden wird.

Ausgehend von einer installierten Gesamtleistung von rund 7,5 GWel im Jahre 2017 (Abbildung 3-36)

würden ohne Anschlussförderung im Jahr 2034 die letzten Bestandsanlagen aus der EEG-Förderung

fallen. Unter Zugrundelegung der derzeit gültigen maximalen Ausschreibungsvolumina und der

Beteiligung von Bestandsanlagen mit einer Anschlussförderung über 10 Jahre würde die installierte

elektrische Leistung im Jahre 2020 7,7 GWel betragen. Danach senkt sich Kapazität rasch auf ein

Niveau von 7 GWel, welches über fünf Jahre konstant bleiben wird, in denen sich Zubau und

Außerbetriebnahmen (bzw. Ende der EEG-Förderung) die Waage halten. Anschließend sinkt die

gesamte installierte Leistung bis zum Jahr 2035 auf ca. 500 MWel. Dies jedoch unter der

Voraussetzung, dass nach 2022 keine weiteren Ausschreibungen für Biomasseanlagen erfolgen. Im

EEG 2017 ist jedoch vorgesehen, dass rechtzeitig weitere Ausschreibungsvolumina aufgerufen

werden.

65

Abbildung 3-36: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung des durch das EEG geförderten Biomasse-Anlagenparks

3.5. Flexibilisierung von Biomasseanlagen und Anlagen zur

Stromerzeugung aus Gasen

Die Flexibilisierung bzw. bedarfsorientierte Stromproduktion von Biomasseanlagen wird derzeit für

Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung sowie für Biomethan-KWK-Anlagen durch die

Flexibilitätsprämie für Bestandsanlagen bzw. durch einen Flexibilitätszuschlag für Neuanlagen

angereizt. Nachfolgend wird aufgezeigt, in welchem Rahmen Biomasseanlagen und Anlagen zur

Stromerzeugung aus Gasen im Markt bzw. im Rahmen der Stromdirektvermarktung integriert sind,

da dies die Voraussetzung für eine bedarfsorientierte Betriebsweise ist. Weiter wird der Stand der

Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie analysiert, sowie der Zubau von Neuanlagen welche für die

Nutzung des Flexibilitätszuschlags berechtigt sind. Um Rückschlüsse auf die tatsächlich praktizierte

Fahrweise zu ziehen, werden Informationen der Übertragungsnetzbetreiber, der BNetzA und auch

Betreiberbefragungen ausgewertet.

3.5.1. Stand der Direktvermarktung (DV)

Mit der Novellierung des EEG im Jahr 2012 wurde der Schwerpunkt auf die Markt-, Netz- und

Systemintegration von EE-Anlagen gelegt. Die Direktvermarktung von Strom ist dabei ein

wesentliches Instrument und gleichzeitig die Grundvoraussetzung dafür um am

Regelleistungsmarkt teilzunehmen. Seit 01.01.2016 gilt eine verpflichtende Direktvermarktung für

alle Neuanlagen über 100 kWel (§21 EEG 2017, zuvor §37 EEG 2014).

http://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/__21.html

66

Abbildung 3-37: Entwicklung der gemeldeten installierten elektrischen Leistung in der Direktvermarktung (DV) von Strom aus Biomasse-, sowie Deponie-, Klär- und Grubengasanlagen im Jahr 2017 (MP=Marktprämie, sDV= sonstige Direktvermarktung); nach [5]

Durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) werden regelmäßig Informationen zur

Direktvermarktung nach § 20 Abs. 1 EEG 2014 bzw. § 21b Abs. 1 EEG 2017 bereitgestellt, welche die

Auswertung der aktuellen Entwicklung der gemeldeten installierten Leistung von EE-Anlagen in der

Direktvermarktung (DV) ermöglichen [5]. Seit Januar 2012 steigt die elektrische Leistung,

insbesondere der Biomasseanlagen, welche den Strom direkt vermarkten, kontinuierlich an.

Abbildung 3-37 zeigt die dynamische Entwicklung für das Jahr 2017. Im Dezember 2017 befanden

sich in Deutschland knapp 5,5 GWel Biomasseanlagenleistung, fast ausschließlich unter

Inanspruchnahme des Marktprämienmodells (MP) in der Direktvermarktung. Ein sehr geringer

Anteil von knapp 3 MWel entfällt unter die sonstige Direktvermarktung (sDV) [5].

Knapp 70 % der in der Direktvermarktung gemeldeten Biomasseanlagenleistung entfiel im

Dezember 2017 auf Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung; gefolgt von Anlagen welche feste

Biomasse als Brennstoff einsetzen (ca. 24 %). Der verbleibende Anteil der installierten Leistung

innerhalb der Direktvermarktung lässt sich Anlagen zuordnen, welche Biomethan oder flüssige

Biomasse nutzen. [5].

Das Leistungsniveau der Deponie-, Klär-, und Grubengasanlagen innerhalb der Direktvermarktung

blieb seit Anfang 2017 konstant auf einem Niveau von ca. 263 MWel, während davon 253 MWel der

Nutzung der Marktprämie zuzuordnen ist [5]. Die leistungsbezogene Aufteilung dieser Anlagen,

welche mindestens einmal die Marktprämie oder die sonstige Direktvermarktung im Jahr 2017 in

Anspruch genommen hatten, zeigt Abbildung 3-38.

67

Abbildung 3-38:Aufteilung der elektrischen Anlagenleistung von Klär-, Deponie- und Grubengasanlagen in der Direktvermarktung im Jahr 2017 (links: Marktprämienmodell, rechts: sonstige Direktvermarktung); nach [5]

Mit ca. 88 %, bezogen auf die installierte elektrische Leistung mit Marktprämienanspruch,

vermarkteten Grubengasanlagen ihren Strom über das Marktprämienmodell, gefolgt von

Deponiegasanlagen mit 11 % und Klärgasanlagen mit 1 %. Innerhalb der sonstigen

Direktvermarktung teilt sich die Anlagenleistung mit jeweils etwa zur Hälfte auf Klär- und

Deponiegasanlagen auf. Grund für die geringen Anteile von Grubengas in der sonstigen

Direktvermarktung könnte das Fehlen der erneuerbaren Eigenschaft sein, da das Gas aus Gruben

zum Abbau fossiler Steinkohle stammt. Die erneuerbare Eigenschaft ist ein wichtiger Beweggrund

für den Absatz der Strommengen über die sonstige Direktvermarktung.

Werden die Anlagen, welche ihren Strom direkt vermarkten mit dem Gesamtanlagenbestand

verglichen, so befinden sich etwa drei Viertel der installierten Biomasseanlagenleistung und in

Summe ca. 50 % der installierten Deponie-, Klär- und Deponiegasanlagenleistung innerhalb der DV

(MP und sDV). Entsprechend ist der Großteil der zu betrachtenden Anlagen bereits im Markt

integriert und erfüllt – zumindest diesbezüglich – die Voraussetzungen für einen am Strompreis

orientierten flexiblen Anlagenbetrieb.

3.5.2. Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie

Mit Inkrafttreten des EEG im Jahr 2012 wurde die Flexibilitätsprämie (§ 33i EEG 2012) eingeführt, um

Anreize für eine stärker am Bedarf orientierte Stromproduktion durch Biogas- und Biomethan-

BHKW zu setzen. Das EEG 2014 (§ 54) sowie das EEG 2017 (§ 50 b) führt den Fördermechanismus der

Flexibilitätsprämie für diese Bestandsanlagen fort.

Seit August 2014 müssen sich die Anlagenbetreiber, welche die Flexibilitätsprämie beziehen über

das Anlagenregister der Bundesnetzagentur (BNetzA) anmelden [8]. Diese Daten dienen als

Grundlage für die weiteren Analysen zum EEG 2014 bzw. EEG 2017. Erfasst werden in den folgenden

Darstellungen Anlagen, deren Leistungserhöhung bis einschließlich November 2017 gemeldet

wurde. In den Jahren zuvor meldeten sich im Rahmen des EEG 2012 ca. 2.200 Biogas- und

Biomethan-Stromerzeugungsanlagen mit einer Gesamtleistung von rund 1,2 GWel für die

Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie an [41]. Der Fachverband Biogas e.V. schätzt, dass etwa

ein Drittel (entspricht ca. 400 MWel) dieser Anlagenleistung im engeren Sinne flexibel betrieben

68

werden [42]. Die Entwicklung der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie zwischen Januar 2016

und November 2017 zeigt Abbildung 3-39.

Abbildung 3-39: Entwicklung der Anlagenleistung von Biogas- und Biomethan-KWK-Anlagen, welche die Flexibilitätsprämie nach § 33 i EEG 2012, § 54 EEG 2014 und § 50 b EEG 2017 mindestens einmal beansprucht haben bzw. sich zwischen Januar 2016 und November 2017 hierfür angemeldet haben; nach [8], [43], [41]

Im Zuge des eingeführten EEG 2014 bzw. EEG 2017 sind bisher rund 1,6 GWel (ca. 2.000 Anlagen),

welche sich zur Nutzung der Flexibilitätsprämie entschieden haben, hinzugekommen. Bis November

2017 wurden insgesamt etwa 4.200 EEG-Anlagen mit einer installierten Leistung von etwa 2,8 GWel

mindestens einmal für das Instrument der Flexibilitätsprämie gemeldet. Der überwiegende Anteil

der flexibilisierten Stromerzeugungskapazitäten bzw. derjenigen Anlagen, welche die

Flexibilitätsprämie in Anspruch nehmen, entfällt auf Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung. So

befinden sich im Rahmen des EEG 2014 und EEG 2017 von den genannten ca. 2.000 Anlagen

insgesamt etwa 1.900 (ca. 1.530 MWel) Biogasanlagen und rund 100 (ca. 70 MWel) Anlagen zur

Verstromung von Biomethan (Stand November 2017) [8].

Die zusätzlich installierte Leistung, welche seit dem 1. August 2014 (EEG 2014) auf eine

Fördergrenze mit max. 1350 MWel angerechnet wird, beträgt Ende Dezember 2017 ca. 570 MWel [8].

Entsprechend werden bisher ca. 44 % des Förderdeckels ausgeschöpft. Hinsichtlich der genannten

kumulierten elektrischen Leistung von 2,8 GWel, welche zur Nutzung der Flexibilitätsprämie

angemeldet wurde, richten, verglichen mit der installierten elektrischen Leistung der Biogasanlagen

(inkl. Biomethan-KWK), über 60 % dieser Anlagen ihre bereitgestellte Leistung in unterschiedlicher

Ausprägung nach dem Strombedarf aus.

Abbildung 3-40 zeigt die Aufteilung der Leistungskategorien derjenigen Anlagen, welche sich für die

Flexibilitätsprämie in dem Zeitraum zwischen August 2014 bis November 2017 angemeldet hatten.

69

Abbildung 3-40: Anlagenanzahl und -leistung nach Leistungsgruppen mit Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie nach § 54 EEG 2014 und § 50b EEG 2017 von August 2014 bis November 2017. Darstellung Fraunhofer IEE in Anlehnung an [8]

Es wird deutlich, dass sich leistungsbezogen der Großteil der für die Flexibilitätsprämie gemeldeten

Anlagen zwischen 500 kWel und 1000 kWel wiederfindet. Gefolgt von Anlagen, zwischen 1000 und

2000 kWel. Diejenigen Anlagen zwischen 100 und 500 kWel machen mit rund 180 MWel den

drittgrößten Anteil aus.

3.5.3. Technische Fähigkeit für eine flexible Stromerzeugung von Anlagen mit

Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie

Prinzipiell haben die Betreiber von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung und Biomethan-KWK-

Anlagen zwei grundsätzliche Möglichkeiten, um zusätzliche Leistung für eine bedarfsorientierte

Fahrweise zur Verfügung zu stellen:

a) Die installierte elektrische Leistung am Standort wird erhöht, die

Bemessungsleistung bleibt konstant.

b) Die Stromproduktion (Bemessungsleistung) wird gesenkt, die installierte elektrische

Leistung bleibt konstant.

In welcher Höhe eine zusätzliche Leistung (Pzusatz) für eine am Strombedarf orientierte Betriebsweise

bei den einzelnen Anlagen zur Verfügung steht, ist abhängig von der technisch-wirtschaftlichen

Anlagenkonstellation und je nach Standort sehr unterschiedlich zu bewerten. Zur Beurteilung der

technischen Fähigkeiten von Biogas- bzw. Biomethan-KWK-Anlagen werden zunächst weitere

Analysen mit Hilfe des Anlagenregisters der BNetzA durchgeführt [8]. Darauf aufbauend werden im

Anschluss relevante Ergebnisse aus der Befragung von Biogasanlagenbetreibern aufgezeigt.

70

3.5.3.1. Analyse des Anlagenregisters der BNetzA

Abbildung 3-41: Monatlicher und kumulierter Umfang der Leistungserhöhung und Anteil der Anlagenanzahl mit Leistungserhöhung im Rahmen der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie (§ 54 EEG 2014 und § 50 b EEG 2017) von August 2014 bis einschließlich November 2017. Darstellung Fraunhofer IEE in Anlehnung an [8]

Anhand der zur Verfügung stehenden Daten aus dem Anlagenregister der BNetzA (Stand November

2017) [8] kann für den Zeitraum ab August 2014 eine Aussage dazu getroffen werden, wie häufig

und in welcher Größenordnung eine Leistungserhöhung der Stromerzeugungskapazitäten

(„Überbauung“) vorgenommen bzw. nicht vorgenommen wurde. Von etwa 2.000 Anlagen nahmen

ca. 60 Prozent, bezogen auf die Anlagenanzahl, welche sich für die Inanspruchnahme der

Flexibilitätsprämie gemeldet hatten, einen Zubau der elektrischen Kapazitäten gegenüber Ihrer

Höchstbemessungsleistung am Stichtag des 31.07.2014 vor. Betreiber, welche sich für eine

Leistungserhöhung entschieden haben, erweiterten ihre Anlage hinsichtlich der ursprünglichen

installierten Leistung um 90 %. Das heißt im Durchschnitt fand bei diesen Anlagen knapp eine

Verdopplung der bereits bestehenden elektrischen Anlagenleistung statt.

Abbildung 3-41 stellt zunächst den monatlichen und kumulierten Umfang der Leistungserhöhung im

Rahmen der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie dar. Weiterhin wird ebenfalls derjenige Anteil

der Anlagen dargestellt, bei dem eine Leistungserhöhung durchgeführt wurde.

Die monatlich hinzukommende elektrische Anlagenleistung bei den Bestandsanlagen beträgt im

aufgezeigten Zeitraum zwischen ca. 1 MWel (2 Anlagen, September 2014) und knapp 33 MWel (65

Anlagen, Dezember 2016). Im Mittel lag der monatliche Umfang der Leistungserhöhung seit August

71

2014 bei ca. 12,5 MWel, aufgeteilt auf jeweils durchschnittlich 30 Anlagen welche eine Überbauung

vorhandener Kapazitäten vorgenommen hatten.

Abbildung 3-42: Leistungserhöhung von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung und Biomethan-KWK-Anlagen mit Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie nach Umfang der Leistungserhöhung in Prozent der ursprünglich installierten elektrischen Leistung (Stand November 2017); nach [8]

Durch die zusätzlich installierten BHKW-Kapazitäten bei den Bestandsanlagen steigt die technische

Fähigkeit für eine bedarfsorientierte Stromerzeugung mit dem Umfang der Leistungserhöhungen

an. Im November 2017 wurde beispielsweise bei 58 von 72 Anlagen ein Zubau elektrischer

Kapazitäten vorgenommen; das heißt etwa 80 Prozent der Betreiber hatten sich in genanntem

Monat für eine Leistungserweiterung und für den Bezug der Flexibilitätsprämie entschieden. Bei

weiterer Betrachtung des zeitlichen Verlaufs in Abbildung 3-41 kann die Tendenz gesehen werden,

dass die Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie zunehmend häufiger mit einer Vergrößerung der

Anlagenkapazitäten einhergeht. Auffällig ist der Dezember 2016. Hier hatten 65 von 136 Anlagen

(knapp 50 Prozent) eine Überbauung der BHKW-Kapazitäten vorgenommen. Dieses Verhalten lässt

vermuten, dass sich eine Vielzahl der Anlagenbetreiber unter hohem Zeitdruck und aufgrund von

Unsicherheiten hinsichtlich der weiteren gesetzlichen Gestaltung des EEG 2017 für die

Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie nach dem EEG 2014 entschieden hatte.

Eine detailliertere Übersicht der Leistungserhöhung von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung

und Biomethan-KWK-Anlagen mit Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie nach Umfang der

Leistungserhöhung in Prozent der ursprünglich installierten elektrischen Leistung zeigt Abbildung

3-42.

Der Großteil der Anlagen, welche eine Leistungserhöhung vorgenommen haben, hat die

ursprüngliche installierte Leistung im Zuge der in Anspruch genommenen Flexibilitätsprämie um

100 % bis 200 % erhöht; das heißt verdoppelt oder verdreifacht. Insgesamt kann somit bei den

gezeigten Anlagen aus Abbildung 3-42 von einer relevanten technischen Fähigkeit für eine flexible

72

Stromproduktion ausgegangen werden, insbesondere da diese bei allen Anlagen durch einen

Umweltgutachter entsprechend bestätigt werden muss.

Grundsätzlich lässt die Regelung im EEG den Spielraum, dass trotz Bezug der Flexibilitätsprämie

und der vorhandenen technischen Voraussetzung (welche durch Umweltgutachter bestätigt wurde)

die Anlagen im Jahresverlauf vom Strommarkt unbeeinflusst und somit unflexibel betrieben

werden. Das heißt, die Fähigkeit für einen flexiblen Anlagenbetrieb bedeutet nicht zwangsläufig,

dass eine bedarfsorientierte Stromproduktion praktiziert wird. Für die aus Sicht des Strommarktes

zum Teil geringe eingebrachte Flexibilität (bezogen auf die technischen Möglichkeiten) werden

folgende Gründe genannt:

- Erlöspotentiale über den Preisspread wurden über die Jahre immer geringer und

verharren aktuell auf niedrigen Niveau, welches die Risiken (z.B. Ausgleichsenergie-

kosten) für viele Betreiber nicht ausreichend abbilden

- Der Wärmemarkt hat einen hohen Einfluss auf den Fahrplanbetrieb (höhere Erlöse am

Wärmemarkt als am Strommarkt).

- Die technische Verfügbarkeit der Anlagen ist zum Teil niedriger ist als geplant. Eine

technische Optimierung – welche möglich ist – wird nur dann vorgenommen, wenn die

Erlöspotentiale am Spotmarkt wieder steigen

- Das Gesamtverständnis ist bei einigen Anlagenbetreiber/innen noch nicht vollständig

ausgereift, was hohe Berührungsängste verursacht (z.B. uneingeschränkter Zugriff des

Direktvermarkters zur Fahrplanerstellung auf die Anlage).

Die bisherigen Analysen zeigen, dass sich das Instrument der Flexibilitätsprämie dennoch etabliert

hat, während der überwiegende Anteil der Betreiber sich für eine Leistungserhöhung entschieden

hat um die Flexibilitätsprämie zu beziehen. Es ist mit einer weiteren Inanspruchnahme dieses

Anreizinstruments zu rechnen, da eine bestimmte Fähigkeit für eine bedarfsorientierte

Betriebsweise u. a. auch die Voraussetzung für eine Anschlussförderung („Ausschreibungen“) für

Bestandsanlagen darstellt (§ 39f Abs. 4 EEG 2017) und dadurch als Investition in die Zukunft

angesehen wird. Bei Erreichen der genannten Fördergrenze von 1.350 MWel entfällt für die Betreiber

jedoch der Anspruch auf die Flexibilitätsprämie. Ende 2015 betrug die Ausschöpfung dieser

Deckelung noch ca. 10 %, Ende 2016 ca. 22 % und November 2017 etwa 37 %. Insgesamt nimmt die

Dynamik der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie zu. Mit dem Zubau weiterer BHKW-

Leistungskapazitäten, bei einer gleichzeitig zum Teil mehrjährigen Planungs-, Genehmigungs- und

Umsetzungsphase wird die Finanzierung für die Betreiber zunehmend schwieriger und hemmt die

Anlagenerweiterung für eine bedarfsorientierte Stromerzeugung, so berichten es

Branchenteilnehmer. Das heißt Investitionsunsicherheiten nehmen zu, was zunehmend zu

Anlagenkonzepten führt, welche ein geringeres Risiko bedeuten, z.B. mit geringerer Zusatzleistung,

geringen Veränderungen an Speicherkapazitäten und Netzanschluss.

3.5.3.2. Ergebnisse aus der Befragung von Biogasanlagenbetreibern mit Vor-

Ort-Verstromung

Als Datenquellen für das Monitoring wurden, ergänzend zu den bereits erfassten Daten, direkte

Befragungen von Marktakteuern vorgenommen, um weitere und detailliertere Analysen

durchzuführen. Dazu sind Online-Fragebögen an verschiedene Akteure versandt worden, um

73

individuelle Sichtwiesen und spezifische Kenntnisse abzufragen. Die Befragung der

Anlagenbetreiber fokussiert die Verfahrens- und Anlagentechnik, die Betriebsweise und -erfahrung

sowie Hemmnisse insbesondere für einen flexiblen Anlagenbetrieb. Nachfolgend dargestellte

Analysen zeigen die Ergebnisse der Befragung von Biogasanlagenbetreibern mit Vor-Ort-

Verstromung im Dezember 2017, welche die Flexibilitätsprämie in Anspruch nehmen. Als Referenz

der Angaben dient das Jahr 2016. Bei bisher insgesamt 127 beendeten Fragebögen (Stand

12.02.2017) liegen Rückmeldungen von 51 Befragten mit Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie

vor. Aufgrund der bisher verhaltenen Rücklaufzahl sind die folgenden Auswertungen nicht als

repräsentativ für den Anlagenbestand anzusehen. Gleichwohl werden wichtige Hinweise zum Stand

der technischen Fähigkeiten gegeben.

Ein wesentliches technisches Merkmal von Biogasanlagen für eine bedarfsorientierte

Stromproduktion ist die am Standort vorhandene Gasspeicherkapazität. Um die in der

Vergangenheit praktizierte Grundlastfahrweise anzupassen, ist in der Regel die Ausweitung

bisheriger Gasspeichervolumina erforderlich. Bestehende Gasspeicher, die keinen ausreichenden

Gasspeicherraum bieten, können hierfür intern (z. B. Vergrößerung der vorhandenen Gasmembran)

und/oder extern (z. B. durch einen ergänzenden Kugelspeicher) erweitert werden. Je größer der

Gasspeicher dimensioniert wird, umso höher ist das Potential die Stromproduktion zeitlich zu

variieren, um Zusatzerlöse am Strommarkt zu generieren. In der Praxis haben sich

Doppelmembrangasspeicher bewährt. Zwei Drittel der Befragten geben an, diese Technik zu

nutzen. Im Zuge der Anlagenerweiterung (Repowering) hat etwa die Hälfte der Betreiber ebenfalls

zusätzliche Gasspeicherkapazitäten installiert. Abbildung 3-43 zeigt die Betreiberangaben zur

maximalen Speicherdauer bei Stillstand der Stromerzeugung. Mit 54 % besitzt die überwiegende

Anzahl der Anlagen (= Anzahl der Nennungen) die technische Fähigkeit, mindestens 8 Stunden

Biogas zwischen zu speichern, während die Angaben bis zu 32 Stunden reichen. 46 % der Befragten

geben an, dass eine maximale Speicherdauer bis zu 8 Stunden möglich ist.

Auswertungen zur Höhe des Brutto-Gasspeichervolumens zeigen, dass die Tendenz in Richtung

immer größerer Gasspeichervorrichtungen bis hin zu 45.000 m³ geht. Gemessen an den zur

Verfügung stehenden Angaben ist davon auszugehen, dass die vorhandenen

Gasspeicherkapazitäten eine solide Basis zur Flexibilisierung der Stromerzeugung bieten.

74

Abbildung 3-43: Betreiberangaben zur maximalen Dauer der Gasspeicherung bei Stillstand der Stromerzeugung (Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung und Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie)

Im Rahmen von Repowering-Maßnahmen haben 43 Betreiber angegeben, die installierte elektrische

Leistung am Standort erhöht zu haben (inklusive Satelliten-BHKW). Die Bemessungsleistung wurde

dabei in der Regel unverändert gelassen (36 Angaben); zwölf bzw. zwei Betreiber geben an, diese

erhöht bzw. reduziert zu haben.

Die kumulierte Leistung vor bzw. nach Umbaumaßnahmen betrug ca. 27 MWel (90 BHKW) bzw.

53 MWel (129 BHKW), sodass im Durchschnitt die ursprüngliche Nennleistung knapp verdoppelt

wurde. Während die Anlagenleistungsgruppe vor dem Zubau zusätzlicher BHKW-Kapazitäten

zwischen 500 kWel bis 1000 kWel am häufigsten vertreten war, so befand sich im Anschluss der

Großteil der Anlagen in der Leistungsgruppe zwischen 1.000 bis 2.000 kWel. Abbildung 3-44 zeigt,

dass die ursprünglich installierte Leistung am häufigsten verdoppelt oder verdreifacht wurde (vgl.

auch Abbildung 3-42). Gleichzeitig hat eine kleine Betreibergruppe (ca. 20 %) die bisherige

Anlagenleistung nur geringfügig um bis zu 50 % erhöht und/ oder alte BHKW ersetzt. Auf der

anderen Seite finden sich Betreiber, welche die ursprünglich vorhandene Leistung knapp

vervierfacht haben.

Bei Betrachtung der bisherigen Auswertungen zu den Repowering-Maßnahmen wird deutlich, dass

der Umfang der Leistungserhöhung in Abhängigkeit der jeweiligen Standortbedingungen und –

konzepte zum Teil sehr unterschiedlich ausfällt. Entsprechend variiert die technische Fähigkeit der

aufgezeigten Anlagen, die Stromproduktion am Bedarf auszurichten. Dies haben ebenfalls die

Auswertungen der Daten aus dem Anlagenregister der BNetzA gezeigt, wobei bei dem größeren

Anteil der Anlagen von einem hohen technischen Potential ausgegangen werden kann.

75

Abbildung 3-44: Betreiberangaben zur Leistungserhöhung nach Umfang der Leistungserhöhung in Prozent der ursprünglich installierten elektrischen Leistung (Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung und Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie)

3.5.4. Berechtigte Anlagen zur Inanspruchnahme des Flexibilitätszuschlags

Mit Einführung des EEG 2014 wird Neuanlagen (Biogas mit Vor-Ort-Verstromung und Biomethan-

BHKW), welche ab dem 01. August 2014 in Betrieb genommen wurden und deren Nennleistung

100 kWel übersteigt, ein Flexibilitätszuschlag (FlexZ) gewährt. Eine wesentliche Regel zur

finanziellen Förderung ist, dass maximal 50 Prozent der mit der installierten Leistung erzielbaren

Arbeit vergütet wird und die Anlage somit eine festgelegte „Überkapazität“ aufweisen sollte (siehe

§ 47 Abs. 1 EEG 2014). Aus genannter Regelung ergibt sich eine Vergütung für die Strommengen

welche während jährlich max. 4.380 Vollbenutzungsstunden erzeugt wurden. Entsprechend besteht

im Rahmen der Direktvermarktung ein hoher Anreiz für eine strompreisorientierte Fahrweise.

Eine Übersicht der neuen Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung seit Inkrafttreten des EEG 2014,

aufgeteilt nach Leistungsgruppen, zeigt Abbildung 3-45. Zwischen August 2014 und November 2017

wurden gemäß Anlagenregister der BNetzA [8] insgesamt ca. 460 Biogasanlagen mit Vor-Ort-

Verstromung mit einer Stromerzeugungskapazität von ca. 82 MWel neu hinzugebaut. Hiervon lassen

sich etwa 28 MWel kleinen Biogasanlagen der Größenklasse bzw. Nennleistung kleiner 100 kWel

zuordnen, aufgeteilt auf ca. 390 Anlagen. Das entspricht knapp 35 % der gesamten neu installierten

Biogas-Erzeugungskapazitäten mit Vor-Ort-Verstromung. Bezogen auf die Anlagenanzahl macht

diese Leistungsklasse ca. 85 % aus. Der weitaus größte Teil sind Gülle-Kleinanlagen mit einer

installierten Leistung von 75 kWel. Da für die Berechtigung der Inanspruchnahme des

Flexibilitätszuschlags eine installierte Leistung von 100 kWel Voraussetzung ist, sind die genannten

Kleinanlagen hiervon ausgenommen und haben auch keine Anreize für eine flexible

Stromerzeugung bzw. sind von der Teilnahme an der verpflichtenden Direktvermarktung

entbunden.

76

Abbildung 3-45: Aufteilung neuer Biogasanlagen von August 2014 bis einschließlich November 2017 nach Anlagenleistungsgruppen; nach [8]

Seit Inkrafttreten des EEG 2014 wurden etwa 70 Biogasanlagen (ca. 54 MWel) neu hinzugebaut,

welche eine Leistung über 100 kWel aufweisen. Hiervon liegt der Hauptanteil der installierten

Leistung zwischen 500 – 1000 kWel, aufgeteilt auf 34 Anlagen. Bemerkenswert ist, dass etwa 30 %

der gesamten installierten Leistung auf 13 Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung auf die

Anlagenleistungsgruppen ab 1000 kWel entfällt. Die größte neu in Betrieb genommene Anlage seit

August 2014 besitzt eine Nennleistung von ca. 4,4 MWel.

Abbildung 3-46: Aufteilung neuer Biomethan-BHKW von August 2014 bis einschließlich November 2017 nach Anlagenleistungsgruppen; Darstellung Fraunhofer IEE in Anlehnung an [8]

Die neu installierte Leistung von Anlagen, welche Biomethan als Brennstoff einsetzen beträgt nach

Angaben der BNetzA [8] knapp 30 MWel, bei insgesamt 95 Anlagen (Stand November 2017). Die

Aufteilung der neuen Biomethan-KWK-Anlagen nach Leistungskategorien zeigt Abbildung 3-46. Es

fällt auf, dass bezüglich einer Anlagenanzahl von 60 (ca. 2 MWel) die Leistungsgruppen unter

77

100 kWel überproportional vertreten sind. 35 Anlagen ab einer installierten Leistung von 100 kWel

besitzen eine kumulierte elektrische Leistung von ca. 28 MWel, welche prinzipiell für die

Inanspruchnahme des Flexibilitätszuschlags berechtigt sind.

Werden die Leistungen der Biogas- und Biomethan-KWK-Anlagen ab 100 kWel zusammengefasst,

so ergibt sich eine installierte Leistung von knapp 82 MWel, welche durch etwa 100 Anlagen flexibel

bereitgestellt werden. Bei einer Betriebsauslastung von angenommen 50 Prozent ergibt sich eine

Bemessungsleistung von etwa 40 MWel.

3.5.5. Tatsächlich am Strombedarf orientierte Betriebsweise von Anlagen mit

Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie und Flexibilitätszuschlag

Um die tatsächlich am Strombedarf orientierte Betriebsweise von Anlagen mit Inanspruchnahme

der Flexibilitätsprämie zu beschreiben, wird nachfolgend die Anlagenauslastung von Biogasanlagen

mit Vor-Ort-Verstromung ermittelt. Die Anlagenauslastung, gemessen an den jährlichen

Volllaststunden, als Quotient zwischen produzierter Strommenge und elektrischer Leistung, ist ein

Indikator dafür, in welchem Ausmaß gezielt Strom in das Netz eingespeist wird. Je geringer die

Volllaststunden einer Anlage ausfallen, umso größer ist die Flexibilität, um auf

Bedarfsschwankungen zu reagieren. Hinsichtlich der Betriebsweise spielen, neben gesetzlichen

Vorgaben und Vergütungsstrukturen, Preisentwicklungen auf relevanten Märkten (Strom- und

Regelleistungsmärkte sowie Wärmemarkt) eine wichtige Rolle, welche wesentlichen Einfluss auf die

Wirtschaftlichkeit besitzen.

Abbildung 3-47: Kumulierte Häufigkeit der Auslastung von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung mit und ohne Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie bzw. Flexibilitätszuschlag anhand der nach EEG vergüteten Strommengen im Jahr 2016; nach [11]

Anhand der verfügbaren Stamm- und Bewegungsdaten, welche von den Übertragungsnetz-

betreibern bzw. von der BNetzA zur Verfügung gestellt werden [11], lassen sich die nach EEG

vergüteten Strommengen zur Ermittlung der jährlichen Volllaststunden heranziehen. Zu beachten

ist, dass diese Anlagenauslastung während des tatsächlichen Betriebs höher ausfällt, wenn der

78

produzierte Strom selbst verbraucht (Eigenstromnutzung) und/oder außerhalb des EEG vermarktet

wird. Diese Angaben finden sich nicht in den Abrechnungen der Übertragungsnetzbetreiber wieder

[11]. Abbildung 3-47 zeigt die Auslastung des Biogasanlagenbestands im Jahr 2016 mit und ohne

Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie (FlexP) bzw. des Flexibilitätszuschlags (FlexZ).

Die jährlichen Volllaststunden fallen bei denjenigen Anlagen am höchsten aus, welche keine der

Anreizinstrumente für eine bedarfsorientierte Stromproduktion in Anspruch nehmen. Bei einem

Median von ca. 7.680 jährlichen Volllaststunden wird der relevante Teil der Biogasanlagen ohne

Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie bzw. des Flexibilitätszuschlags jährlich zwischen etwa

6.050 (1. Quartil, 25 %) und 8.250 Volllaststunden (3. Quartil, 75 %) betrieben. Anlagen mit

Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie weisen bei Untersuchung der kumulierten Häufigkeit

zwischen dem 1. bzw. 3. Quartil ca. 4.220 bzw. 6.570 Volllaststunden auf, während der Median bei

etwa 5.330 jährlichen Volllaststunden liegt. Die geringsten jährlichen Volllaststunden ergeben sich

für Anlagen, welche den Flexibilitätszuschlag in Anspruch nehmen. Der Median liegt bei diesen

Anlagen bei ca. 3.070 Volllaststunden, während am häufigsten eine Anlagenauslastung zwischen

830 und 4.670 jährlichen (1. bis 3. Quartil) Volllaststunden vorzufinden ist. Eine stark reduzierte

Anzahl jährlicher Volllaststunden ist dabei unter anderem auf Inbetriebnahmen während des

Jahresverlaufs zurück zu führen.

Die Auswertung aus Abbildung 3-47 zeigt deutliche Unterschiede, während bei neu in Betrieb

genommenen Anlagen mit Inanspruchnahme des Flexibilitätszuschlags mit der höchsten

Bedarfsorientierung zu rechnen ist. Aber auch diejenigen Biogasanlagen, welche die

Flexibilitätsprämie nutzen, weisen eine deutliche reduzierte Anzahl an jährlichen Volllaststunden

auf. Ergebnisse aus der durchgeführten Betreiberbefragung weisen ebenfalls darauf hin, dass

Anlagen mit Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie meist zwischen 4.000 und 5.000

Vollbenutzungsstunden betrieben werden. Dabei passen die Anlagen ihre Leistung zum Teil

mehrfach täglich den Gegebenheiten des Strommarktes an. Als wesentliches Hemmnis für eine

bedarfsorientierte Stromproduktion sehen die Biogasanlagenbetreiber in erster Linie die mangelnde

Wirtschaftlichkeit von Flexibilisierungsmaßnahmen. Weiterhin wird ebenfalls die hohe Komplexität

rechtlich-regulatorischer Rahmenbedingungen als Hindernis genannt.

3.5.6. Flexibilisierungsanreize für weitere Anlagen zur Stromerzeugung aus

Biomasse und Gasen

Bisher werden förderpolitische Anreize hinsichtlich einer bedarfsorientierten Stromproduktion für

die Betreiber von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung und Biomethan-KWK-Anlagen gesetzt.

Für die verbleibenden Anlagentechnologien zur Stromerzeugung aus Biomasse und Gasen existiert

außer den (eingeschränkten) marktwirtschaftlichen Anreizen am Strom- und Regelleistungsmarkt

keine direkte Förderung zur Flexibilisierung der Stromerzeugung. Nachfolgend sollen Ansätze

vorgestellt werden, ob und inwieweit Flexibilisierungsanreize ebenfalls für Klär-, Deponie- und

Grubengasanlagen sinnvoll sein könnten.

Aufgrund unterschiedlicher Anlagentechnik und Standortbedingungen haben Klär-, Deponie- und

Grubengasanlagen einen anderen Fokus. Kläranlagen besitzen primär die Aufgabe der

Abwasserbehandlung und sind regelmäßig die größten Stromverbraucher in Kommunen [44]. Die

Möglichkeiten dieser Anlagen, als Flexibilitätsoption im zukünftigen Energieversorgungssystem zu

79

agieren, ist aktuell noch Gegenstand der Forschung (siehe BMBF-Fördermaßnahme ERWAS [44]).

Zum Ausgleich der fluktuierenden Stromerzeugung aus Windkraft und Photovoltaik ist der

Anlagenbetrieb bisher nicht optimiert. Das heißt Stromproduktion und –verbrauch am

Anlagenstandort wird, aufgrund der Eigenstromoptimierung, nur bedingt den Erfordernissen des

(zukünftigen) Energieversorgungssystems angepasst. Zukünftige Förderanreize könnten einerseits

darauf abzielen, die technische Ausstattung von Kläranlagen für eine bedarfsorientierte

Stromproduktion anzupassen. Auf der anderen Seite wäre es möglich den Eigenstrombedarf

zunehmend in Zeiten geringer Börsenstrompreise (geringer allgemeiner Strombedarf) zu verlagern.

Der Fokus bei Deponie- und Grubengasanlagen liegt darauf, austretende Methangase energetisch

zu nutzen bzw. Treibhausgasemissionen zu minimieren. Überkapazitäten ergeben sich bei diesen

Anlagentypen durch die mit der Zeit reduzierten austretenden Gasmengen. Aus dieser Hinsicht

ergibt sich über den zeitlichen Verlauf und aus Perspektive der Betreiber bereits ein

marktwirtschaftlicher Anreiz, die energetische Verwertung der Gase in Zeiten hohen Bedarfs zu

verschieben, wenn die Anlagen nicht mehr voll ausgelastet sind. Voraussetzung für einen

wirtschaftlichen flexiblen Betrieb sind jedoch hinreichende Erlösmöglichkeiten an den relevanten

Märkten (insbesondere Spotmarkt).

3.6. Kraft-Wärme-Kopplung bei Biomasseanlagen und Anlagen zur

Stromerzeugung aus Gasen

3.6.1. Biogas

Folgende Auswertungen basieren auf einem gemeinsamen Projekt des Fachverband Biogas e.V. und

der Hochschule für Wirtschaft und Umwelt Nürtingen-Geislingen.

Die Daten basieren auf einer Grundgesamtheit von 602 Betreiberantworten zu Wärmenutzungen an

Biogasanlagen in Deutschland. Hierbei ist zu beachten, dass die Beheizung der Fermenter als

Wärmenutzung mit aufgeführt ist, diese jedoch nicht als tatsächliche externe Nutzung der

Prozesswärme des BHKW zu bewerten ist. Grundsätzlich mindert die benötigte Wärme für die

notwendige Fermenterheizung die Menge der extern nutzbaren Wärme.

Die Fermenterheizung ausgenommen, ist die am weitesten verbreitete Anwendungsart der

Wärmenutzung in 81 % der Nennungen die Beheizung von Wohngebäuden. Auch die Verwendung

zur Holztrocknung mit 47 % und die Beheizung von Firmengebäuden mit 45 % gehören zu den

relevantesten Anwendungsfällen. Anschließend folgt die Getreidetrocknung mit 36 % vor allen

weiteren Verwendungsarten, deren Anteil an der Nutzung zwischen ca. 6,5 % und 27 % liegt.

Die Liste der Mengenverteilung wird (abgesehen von der Fermenterheizung) mit 33 % von der

Beheizung öffentlicher Gebäude angeführt. Weitere 14 % werden für die Holztrocknung genutzt. Zu

den restlichen 11 % zählen die Wärmeversorgung von Schulen, Kindergärten, Wohn- und

Firmengebäuden sowie der Betrieb von Getreidetrocknungen.

80

Abbildung 3-48: Anteil verschiedener Wärmenutzungen von Biogasanlagen [45]

Abbildung 3-49: Bedeutung verschiedener Wärmenutzungen von Biogasanlagen [45]

Die Verteilung der Arbeitspreise bei externer Wärmenutzung wird bei ca. einem Viertel der

Nennungen von dem Minimum zwischen 0 und 1 Ct/kWh angeführt. Den nächsten Block bildet mit

einer Häufigkeit von 20 % eine Vergütung zwischen 3-4 Ct/kWh, die knapp über dem Mittelwert von

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

Fermenterheizung

Wohngebäude

Holztrocknung

Firmengebäude

Getreidetrocknung

Öffentliche Gebäude

Schule oder Kindergarten

Sonstige

Öffentliches Schwimmbad

Stallungen

Gärprodukttrocknung

Gewächshaus

Krankenhaus oder Seniorenheim

n = 602

42%

33%

14%

5%

3% 2% 1%

Fermenterheizung

Öffentliche Gebäude

Holztrocknung

Schulen oder Kindergarten

Wohngebäude

Firmengebäude

Getreidetrocknung

n = 602

81

2,6 Ct/kWh liegt. Die Spitzenpreise von 6-7 Ct/kWh und über 7 Ct/kWh sind dagegen nur mit 3 % und

2 % vertreten.

Abbildung 3-50: Vergütungshöhe bei externer Wärmenutzung aus Biogasanlagen [45]

Abbildung 3-51: Gründe für geringe Wärmenutzung an Biogasanlagen [45]

Als Hauptgrund für die geringfügige Wärmenutzung wurde in über 80 Fällen (21 %) der

Bedarfsunterschied zwischen Sommer und Winter angeführt. An zweiter Stelle steht beispielsweise

das Auslaufen der EEG-Förderung mit über 50 Nennungen (14 %).

82

3.7. Stromerzeugung aus Biomasse außerhalb des EEG

Nicht alle erneuerbaren Energieträger sind nach dem EEG förderberechtigt, sodass eine

Unterscheidung vorgenommen werden muss. Laut Monitoringbericht 2016 [16] der

Bundesnetzagentur ist eine EE-Anlagenleistung in Höhe von 4,9 GW nicht nach dem EEG

förderberechtigt (Stand Ende 2015). Der Großteil dieser Leistung entfällt auf Anlagen, welche

Laufwasser (2,5 GW), Speicherwasser (1,5 GW) und Abfall (0,9 GW) zur Stromerzeugung nutzen.

Beim Energieträger Abfall wird der biogene Anteil des Abfalls den nicht förderberechtigten

Erneuerbaren Energieträgern zugerechnet, während weitere 0,9 GW Erzeugungsleistung den

konventionellen Energien zugeschrieben werden. Insgesamt erzeugten die nicht nach dem EEG

förderberechtigten Anlagen im Jahr 2015, welche mit (u. a. biogenem) Abfall befeuert wurden,

3,9 TWh Strom. [16]

Im Folgenden werden Auswertungen der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur (Stand 31.03.2017)

[46] vorgenommen, in welcher Bestandskraftwerke in Deutschland mit einer elektrischen Netto-

Nennleistung von mindestens 10 MWel einzeln aufgeführt sind, sowie Nicht-EEG-Anlagen kleiner

10 MWel. Hinsichtlich der Bioenergieanlagen außerhalb des EEG liegt der Schwerpunkt der

Betrachtung bei Biomasse-HKW in Unternehmen der Papier- und Zellstoffindustrie, welche in

Tabelle 3-4 aufgezeigt werden. Hier erfolgte ein Abgleich vergangener Arbeiten von Scheftelowitz

et al. 2016 [10] und den Anlagenstamm- bzw. Bewegungsdaten der BNetzA [11].

Tabelle 3-4: Übersicht von Biomasse-HWK der Papier- und Zellstoffindustrie sortiert nach elektrischer Nennleistung (Fraunhofer IEE in Anlehnung an [10], [11] und [46]

Unternehmen/ Kraftwerks-betreiber

Inbetrieb-nahme (EEG-Ver-gütung seit)*

Haupt-brennstoff

Zusatz- / Ersatz-brennstoffe (EBS)

Vergütungs-fähig nach EEG (ja/nein)

Elektrische Nennleistung (nach EEG vergütet)* in MW

Zellstoff Stendal GmbH

2004 (2009)

Ablauge aus Zellstoff-

produktion, Rinde/Holzreste

Heizöl, Erdgas ja 135** (40)

Stora Enso Maxau GmbH

2010 Biomasse Steinkohle (bei zu feuchter

Biomasse), Schlämme,

Ersatzbrennstoff, Erdgas i.d.R. zur Stützfeuerung

nein 78,0 (-)

Stora Enso Sachsen GmbH

1993 Erdgas Biogas, Papierfaser-

schlamm, EBS

nein 46,6

SCA Hygiene Products GmbH

1966 / 2000 (2003)

Sulfitablauge Erdgas / Biomasse ja 28** (20)

Zellstoff- und Papierfabrik Rosenthal GmbH

1999 (2009)

k. A. k. A. ja 28** (20)

Sappi Stockstadt GmbH

2003 (2003)

Ablauge aus Zellstoff-

herstellung

Heizöl als Stützfeuerung

ja 18,9** (14)

83

Unternehmen/ Kraftwerks-betreiber

Inbetrieb-nahme (EEG-Ver-gütung seit)*

Haupt-brennstoff

Zusatz- / Ersatz-brennstoffe (EBS)

Vergütungs-fähig nach EEG (ja/nein)

Elektrische Nennleistung (nach EEG vergütet)* in MW

Sappi Alfeld GmbH 1988 (2003)

k. A. k. A. ja 16,8 (16,8)

UPM GmbH, Werk Schwedt

2009 Biomasse Reststoffe aus der Papierherstellung, Altholz; alt. HEL,

Erdgas

nein 13,3

Sappi Ehingen GmbH

1990 (2000)

Biomasse Erdgas (Stützfeuerung)

ja 13,2 (13,2)

WEPA-Papierfabrik, Werk Marsberg-Giershagen*

1996 k. A. Biomasse nein 7,5

UPM GmbH, Werk Schongau

1989 Reststoffe aus Altpapierauf-

bereitung

k. A. nein 6,0

* Quelle [10] , ** Quelle [11]

Als Hauptenergieträger kommen neben Biomasse-Brennstoffen aus der Holzaufbereitung

(Holzreste und Rinde) im Wesentlichen Ablauge aus der Zellstoffproduktion oder Reststoffe aus der

Altpapieraufbereitung (Faserschlamm und Spuckstoffe) zum Einsatz. Auch wird Biomasse, neben

weiteren Energieträgern wie Heizöl, Erdgas, Steinkohle, Papierfaserschlamm oder Reststoffen, zum

Teil als Zusatz- bzw. Ersatzbrennstoff genutzt. Je nach Anteil der Biomasse-Mitverbrennung und

Leistungsgröße sind einige dieser Biomasse-HKW nach dem EEG – zumindest teilweise –

förderberechtigt. Bei Stromerzeugungskapazitäten im Leistungsbereich größer 20 MWel verringert

sich dieser Anspruch jedoch.

Insgesamt werden elf Anlagen mit einer Gesamtleistung von ca. 391 MWel in Tabelle 3-4 aufgelistet.

Sechs dieser Anlagen sind förderberechtigt, wobei die nach EEG vergütete Biomasse-

Kraftwerksleistung 124 MWel (von ca. 240 MWel) beträgt (vgl. [10]). Auf Grundlage der

Bewegungsdaten der Übertragungsnetzbetreiber ergibt sich für die nach EEG (teilweise)

vergütungsfähigen Anlagen eine Stromerzeugung für das Jahr 2015 in Höhe von ca. 1,07 TWhel [11].

Deren Auslastung lag in der Bandbreite zwischen ca. 3.700 und 6.870 Vollbenutzungsstunden

jährlich. Unter der Annahme einer Betriebsweise mit 6.000 Volllaststunden ergibt sich für die nicht

nach EEG förderfähigen Biomasse-HKW der Papier- und Zellstoffindustrie eine jährliche

Stromerzeugung von insgesamt etwa 0,91 TWhel.

In der Kraftwerksliste der BNetzA [46] werden weiterhin Biomasseanlagen, welche nicht nach dem

EEG förderberechtigt sind und eine Erzeugungskapazität kleiner 10 MWel aufweisen, in Summe mit

31,6 MWel beziffert. Zusätzlich finden sich ebenfalls 18 Anlagen bzw. konventionelle

Kraftwerkseinheiten mit einer installierten Leistung von rund 705 MWel, bei denen Biomasse

(Biogas, Holzpellets, Holz, etc.) in nicht bekanntem Anteil als Zusatz- bzw. Ersatzbrennstoff

ausgewiesen werden. Diese Nicht-EEG-Anlagen verwenden als Hauptbrennstoff Stein-, Braunkohle,

Erdgas oder Abfall (EBS). Schließlich werden 14 nicht EEG-berechtigte Anlagen mit einer

kumulierten Kraftwerksleistung von 275 MWel der thermischen Abfallverwertung aufgelistet, welche

84

als Hauptbrennstoff Abfall sowie den biologisch abbaubaren Anteil von Abfällen aus Haushalten und

Industrie nutzen.

3.8. Stromerzeugung aus Klär-, Deponie- und Grubengas –

Bestandsentwicklung

Die Ermittlung der Daten für die Stromerzeugung unter Inanspruchnahme der EEG-Vergütung aus

Klär-, Deponie- und Grubengas erfolgte auf Basis der Stamm- und Bewegungsdaten der

Bundesnetzagentur. [11]

3.8.1. Klärgas: Darstellung der Bestandsentwicklung und der Stromproduktion

Insgesamt befanden sich 2016 in Deutschland über 10.000 Kläranlagen in Betrieb. In 1.258 dieser

Anlagen wurde mittels einer anaeroben Stufe Klärgas gewonnen. [47] Von diesen verstromte ein

Großteil der Anlagen (in 2015 waren es knapp 85 % der Anlagen) das Klärgas. Bei weiteren Anlagen

scheitert die Ausrüstung mit BHKW oft aus Kostengründen. Dies gilt insbesondere für kleinere

Kläranlagen mit einer Ausbaugröße von < 30.000 EW. Langfristig ist daher mit einer Ausstattung

von rund 1.500 Kläranlagen mit BHKW zu rechnen; die durchschnittliche Ausbaugröße wird jedoch

sinken.

Stromerzeugung aus Klärgas

Abbildung 3-52: Entwicklung der Anzahl an Kläranlagen mit Stromerzeugung und Entwicklung der Stromerzeugung aus Klärgas in Deutschland von 1998 bis 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [48]]

Ende 2015 waren in Deutschland 1.061 Kläranlagen mit einer Stromerzeugung von 1.395 GWh [48]

und einer installierten Leistung von 253 MW [2] in Betrieb. Die folgende Abbildung 3-52 zeigt die

Entwicklung der Anzahl an Kläranlagen mit einer Stromerzeugung und die Stromerzeugung aus

85

Klärgas in Deutschland von 1998 bis 2016. Hier zeigt sich ein stetiger Zubau an Kläranlagen von 558

KA in 1998 auf 840 in 2008 und 1061 in 2015. Der durchschnittliche Anlagenzubau von 30

Kläranlagen pro Jahr war in 2015 mit 13 Anlagen am kleinsten und 2011 mit 58 Anlagen am größten.

[48]

Auch die Stromerzeugung aus Klärgas zeigt eine relativ konstante Steigerung von 633 GWhel in 1998

auf 1.021 GWhel in 2008 und 1.450 GWhel in 2016. Dabei lag der jährliche Zuwachs mit einer

Ausnahme von 108 GWhel in 2011 zwischen 24 (2005) und 56 GWhel (2014). [48]

Da der aktuellen EEG-Vergütung von ca. 6 Cent/kWh für Klärgas Strombezugskosten in Höhe von

ca. 13 Cent/kWh und ein hoher Eigenstrombedarf der Kläranlagen (siehe Abbildung 5-16) gegenüber

stehen, speisten Ende 2015 ca. 14 % [11] der insgesamt 1.061 in Deutschland in Betrieb befindlichen

Kläranlagen mit Stromerzeugung Strom ins Stromnetz ein und beanspruchten die EEG-Vergütung.

Dies könnten z.B. Kläranlagen sein, die aufgrund der „Nähe“ zu Stadtwerken günstigere

Einkaufskonditionen für Strom bekommen, oder beispielsweise eigene Windkraft- oder PV-Anlagen

betreiben und damit kostengünstiger Strom erzeugen können.

Abbildung 3-53: Entwicklung der Anzahl und installierten elektrischen Leistung von Kläranlagen mit Stromeinspeisung nach EEG in Deutschland von 2014 bis 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [11]]

Wie in Abbildung 3-53 erkennbar, ist sowohl die Anzahl, als auch die installierte Leistung der

Kläranlagen mit EEG-Stromeinspeisung von 2014 bis 2016 rückläufig. Während in 2014 noch an 187

Kläranlagen-Standorten mit einer installierten elektrischen Leistung von rund 77 MWel und einer

Jahresarbeit von ca. 73 GWhel Strom nach EEG ins Stromnetz eingespeist wurde, waren es 2016 noch

137 Kläranlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von ca. 60 MWel und einer Jahresarbeit

von 49 GWhel. [11]

86

Abbildung 3-54: Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an Kläranlagen mit EEG-Einspeisung in Deutschland 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [11]]

Abbildung 3-54 zeigt die Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an 137

Kläranlagen mit EEG-Einspeisung in Deutschland im Jahr 2016. Hier zeigt sich, dass 40 % der

Kläranlagen eine installierte Leistung von ≤ 100 kWel besitzen. Bei 20 % der Kläranlagen ist eine

elektrische Leistung von > 100-200 kWel, bei 11 % eine elektrische Leistung von > 200-300 kWel

installiert. Ca. 30 % der Kläranlagen, die Strom mit Inanspruchnahme der EEG-Vergütung

einspeisen, weisen eine größere Leistung als 300 kW auf.

3.8.2. Deponiegas: Darstellung der Bestandsentwicklung und der

Stromproduktion

Deponiegas entsteht in Deponien aufgrund biologischer Abbauprozesse bei der Ablagerung von

biogenen Abfällen. Mit dem Verbot der Ablagerung von unbehandelten organischen Abfällen seit

Juli 2005 sinkt das Deponiegasaufkommen stetig. [49]

Stromerzeugung aus Deponiegas

Die folgende Abbildung 3-55 zeigt die Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Deponiegas in

Deutschland von 1990 bis 2016. Hier zeigt sich von 188 GWhel in 1990 bis 812 GWhel in 2000 ein

stetiges Wachstum von jährlich mindestens 35 GWhel (1995) bis zu 113 GWhel (1993, 1994). In 2001

sinkt die Stromproduktion auf 748 GWhel, steigt bis zum Jahr 2003 auf 793 GWhel wieder leicht an

und erreicht ihr Maximum in 2006 mit 1.092 GWhel. Nach 2006 sinkt die Bruttosstromproduktion

deutlich ab, sodass in 2016 insgesamt noch 360 GWhel Strom aus Deponiegas erzeugt wurden.

87

Abbildung 3-55: Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Deponiegas in Deutschland von 1990 bis 2016. [2]

Abbildung 3-56: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung von Deponiegas in Deutschland von 1990 bis 2016. [2]

Abbildung 3-56 zeigt die Entwicklung der installierten elektrischen Leistung von Deponiegas in

Deutschland im Zeitraum von 1990 bis 2016. Ähnlich der Entwicklung der Stromerzeugung steigt

die installierte elektrische Leistung von 59 MWel in 1990 über 200 MWel in 2002 auf ihr Maximum mit

88

268 MWel in 2008. Seit 2008 ist die installierte elektrische Leistung rückläufig und sinkt bis 2016 auf

207 MWel. [2]

In Abbildung 3-57 ist die Entwicklung der Anzahl und installierten elektrischen Leistung von

Deponie-Standorten mit Stromeinspeisung nach EEG in Deutschland von 2014 bis 2016 aufgezeigt.

Hier bleibt die installierte elektrische Leistung der EEG-Anlagen von 2014 bis 2015 mit ca. 210 MWel

relativ konstant, sinkt jedoch in 2016 auf rund 196 MWel ab. Die Anzahl der Deponien steigt von 2014

bis 2015 leicht an und sinkt bis 2016 wieder leicht ab. In 2016 speisten ca. 290 Deponien mit einer

installierten elektrischen Leistung von insgesamt 196 MWel Strom mit Inanspruchnahme der EEG-

Vergütung ins Stromnetz ein.

Abbildung 3-57: Entwicklung der Anzahl und installierten elektrischen Leistung von Deponien mit Stromeinspeisung nach EEG in Deutschland von 2014 bis 2016. [11]

In Abbildung 3-58 wird die Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an 291

Deponie-Standorten mit Stromerzeugung und EEG-Einspeisung in Deutschland im Jahr 2016

aufgezeigt. Hier zeigt sich, dass ca. 41 % der Deponien eine installierte Leistung von ≤ 200 kW

besitzen. Bei 14 % der Deponien ist eine elektrische Leistung von > 1.000-2.000 kWel installiert.

Jeweils 10 % bzw. 9 % der Deponien sind in den Leistungsgrößenklassen >200-300 kWel und > 400-

500 kWel zu finden. 7 % bzw. 6 % der Deponien weisen eine Leistung in der Größenklasse > 300-

400 kWel bzw. > 2.000 kWel auf, alle anderen Leistungsklassen sind mit anteilig ≥ 4 % vertreten.

89

Abbildung 3-58: Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an Deponie-Standorten mit EEG-Einspeisung in Deutschland 2016. [11]

3.8.3. Grubengas: Darstellung der Bestandsentwicklung und der

Stromproduktion

Grubengas entsteht bei der untertägigen Gewinnung von Steinkohle und ist eine unvermeidbare

Begleiterscheinung sowohl beim aktiven als auch beim stillgelegten Steinkohlebergbau. [50]

Grubengas fällt nur in den Bundesländern Nordrhein-Westfalen und Saarland an [49], wobei im

Saarland seit der Schließung des letzten Bergwerks Saar in Ensdorf am 30.06.2012 [51] Grubengas

nur noch aus inaktivem Bergbau anfällt. Mit dem zukünftigen Ende der aktiven

Steinkohlenförderung in Deutschland Ende 2018 wird Grubengas auch in Nordrhein-Westfalen nur

noch aus inaktivem Bergbau anfallen.

Stromerzeugung aus Grubengas

Abbildung 3-59 zeigt die Entwicklung der Stromproduktion aus Grubengas für Nordrhein-Westfalen

und das Saarland in den Jahren 2007 bis 2016. Hier zeigt sich, dass die höchste Strommenge mit

knapp 1,6 TWh im Jahr 2007 erreicht wurde. Nach einem kontinuierlichen Rückgang bis auf 1,1 TWh

in 2011, stieg die Stromerzeugung in 2012 und 2013 wieder leicht auf ca. 1,2 TWh an. Mit 2014 sinkt

die Stromproduktion wieder bis sie in 2016 den geringsten Wert seit 2007 in Höhe von 1,05 TWh

erreicht hat.

90

Abbildung 3-59: Entwicklung der Stromproduktion aus Grubengas in Nordrhein-Westfalen und im Saarland von 2007 bis 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [4] und [3]]

Abbildung 3-60: Entwicklung der installierten Leistung aus Grubengas in Nordrhein-Westfalen differenziert nach aktiven und inaktiven Steinkohlenbergbau von 2007 bis 2017. [Eigene Darstellung auf Basis von [50]]

Die Entwicklung der installierten elektrischen Leistung von Grubengas-BHKW in Nordrhein-

Westfalen von 2007 bis 2017 ist in Abbildung 3-60 differenziert nach aktiven und inaktiven

Steinkohlebergbau dargestellt. Erkennbar wird, dass die installierte Gesamtleistung, die im

91

Betrachtungszeitraum 2007 – 2017 im Jahr 2008 mit 196 MWel am höchsten war, seitdem langsam

aber stetig bis 2015 auf 167 MWel fällt und hier bis 2017 konstant bleibt.

Abbildung 3-61 zeigt die Entwicklung der Stromproduktion aus Grubengas in Nordrhein-Westfalen

von 2007 bis 2017 differenziert nach aktiven und inaktiven Steinkohlenbergbau. Deutlich erkennbar

ist, dass der aktive Steinkohlenbergbau nur 26-44 % der gesamten Stromproduktion ausmacht und

der größte Anteil auf den inaktiven Steinkohlenbergbau entfällt.

Abbildung 3-61: Entwicklung der Stromproduktion aus Grubengas in Nordrhein-Westfalen von 2007 bis 2017 differenziert nach aktiven und inaktiven Steinkohlebergbau. [Eigene Darstellung auf Basis von [50]]

Nach Angaben des Gesamtverband Steinkohle e.V. waren in 2015 in Nordrhein-Westfalen und im

Saarland insgesamt 124 Grubengas-BHKW mit einer elektrischen Leistung von 222 MW installiert.

[3] Nach Auswertung der Stamm- und Bewegungsdaten der ÜNB [11] waren 2015 an 41 Standorten

Grubengas-BHKW mit einer installierten elektrischen Leistung von ca. 224 MWel in der EEG-

Vergütung.

Abbildung 3-62 zeigt die Entwicklung der Anzahl und die installierte elektrische Leistung von

Standorten mit Grubengas-BHKW, die unter Inanspruchnahme der EEG-Vergütung in Deutschland

in den Jahren 2014 bis 2016 Strom einspeisen. Zu erkennen ist hier, dass sowohl die Standorte als

auch die installierte elektrische Leistung von 2014 auf 2015 leicht zurückgehen, dann aber konstant

bleiben. In 2016 wurde an 41 Grubengas-BHKW-Standorten mit einer installierten elektrischen

Leistung von 226 MWel und einer Jahresarbeit von 1 TWhel Strom unter Inanspruchnahme der EEG-

Vergütung ins Netz eingespeist. Diese Zahlen stimmen weitgehend mit der gesamten installierten

Leistung und Stromerzeugung aus Grubengas überein, sodass davon ausgegangen werden kann,

dass sich der Großteil, wenn nicht sogar alle Grubengas-BHKW in der EEG-Vergütung befinden.

92

Abbildung 3-62: Entwicklung der Anzahl und installierten elektrischen Leistung von Grubengas-BHKW-Standorten mit Stromeinspeisung nach EEG in Deutschland von 2014 bis 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [11]]

Abbildung 3-63: Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an Grubengas-BHKW-Standorten mit EEG-Einspeisung in Deutschland 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [11]]

Abbildung 3-63 zeigt die Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an 41

Grubengas-BHKW-Standorten mit Stromerzeugung und EEG-Einspeisung in Deutschland im Jahr

2016. 27 % der Standorte weisen eine elektrische Leistung von > 2.000-3.000 kWel, 24 % der

93

Standorte > 4.000-5.000 kWel und 17 % der Standorte > 5.000-6.000 kWel auf. In den Größenklassen

>6.000-7.000 kWel und >7.000-8.000 kWel finden sich je nur 2 % der Grubengas-BHKW-Standorte

und überhaupt keine in der Größenklasse von > 8.000-10.000 kWel. Alle anderen Größenklassen

liegen bei 5 % bzw. 7 % anteilig an den Grubengas-BHKW-Standorten.

94

4. Steuerungs- bzw. Anreizmöglichkeiten

4.1. Ausschreibungsdesign für Bioenergieanlagen

4.1.1. Ausgangslage

Die BNetzA führte im September 2017 erstmalig ein Ausschreibungsverfahren auf der Grundlage

des EEG für Biomasseanlagen durch. Ausschreibungen für Wind- und Photovoltaikanlagen erfolgen

bereits seit 2015. Dem (reduzierten) Ausschreibungsvolumen von 122 MWel standen Angebote in der

Summe von lediglich 41 MWel gegenüber, von denen nur 28 MWel gültig waren und bezuschlagt

werden konnten. Dies bedeutet, dass das nicht ausgeschöpfte Volumen von knapp 100 MWel

einmalig in das nächste Jahr übertragen wird und dann rund 250 MWel – abzüglich der Kapazität

neuer Anlagen mit gesetzlicher Vergütung – ausgeschrieben werden.

An der Ausschreibung für Biomasseanlagen dürfen sich neue, EEG-konforme Anlagen sowie –

abweichend zu den Bereichen Wind- und Sonnenenergie – auch Bestandsanlagen beteiligen, deren

restliche Dauer der Förderung durch das EEG acht Jahre nicht übersteigt. Die maximal möglichen

Zuschläge pro Jahr sind durch die Ausschreibungsvolumina (Brutto-Ausbaukorridor; derzeit 150

MWel/a) begrenzt. Die Dauer der Förderung für erfolgreiche Bestandsanlagen beträgt weitere zehn

Jahre.

4.1.2. Ergebnisse der ersten Ausschreibung

Tabelle 4-1: Übersicht über die Ergebnisse der ersten EEG-Ausschreibung für die Lieferung elektrischer Energie durch Biomasseanlagen [52]

Bedingungen Ergebnisse

Ausschreibungsvolumen 122 MW Volumen der 33 abgegebenen Gebote

41 MW (33%)

Zugelassene Größe Neuanlagen

150 kW – 20 MW Volumen der 24 bezuschlagten Gebote

28 MW (23%)

Zugelassene Größe Bestandsanalagen

Max. 20 MW Niedrigster bezu-schlagter Gebotswert

9,86 ct/kWh

Höchstwert für Neuanlagen

14,88 ct/kWh Höchster bezuschlagter Gebotswert

16,90 ct/kWh

Höchstwert für Bestandsanlagen

16,90 ct/kWh Durchschn., mengen-gew. Zuschlagswert

14,20 ct/kWh

Die bezuschlagten Gebotspreise lagen recht dicht an den Höchstwerten für Neu- bzw. Altanlagen.

Im mengengewichteten Mittel betrug der Gebotspreis 14,2 ct/kWhel. Ein Preiswettbewerb fand nicht

statt.

Unerwartet hoch war die Zahl der unzulässigen Gebote mit 33% des gebotenen Volumens. Gründe

für den Ausschluss waren fehlende Angaben in Formularen und nicht erfüllte Teilnahme-

voraussetzungen (Genehmigung vor 2017).

95

Abbildung 4-1: Räumliche Verteilung der bezuschlagten Biomasseanlagen

Abbildung 4-1 zeigt die räumliche Verteilung der Biomasseanlagen, welche erfolgreich an der ersten

Ausschreibung teilgenommen haben. Auffallend ist hier die hohe Aktivität der Betreiber in Bayern.

Die Hälfte der Zuschläge – sowohl die Anzahl der Anlagen als auch die angebotene Menge

betreffend – wurden in Bayern erzielt.

Bei den 24 erfolgreichen Biomasseanlagen handelt es sich um vier Neu- und 20 Bestandsanlagen.

Die vier Neuanlagen sind Reststoffbasierte Biogasanlagen, von denen eine ein Biomethan-BHKW

angeboten hat. Von den 20 Bestandsanlagen sind 18 Biogasanlagen; lediglich zwei

Holzheizkraftwerke haben erfolgreich geboten. Die Mehrzahl dieser Anlagen wurde in den Jahren

2000 und 2001 in Betrieb genommen.

96

Eine Befragung mehrerer Anbieter ergab einige signifikante Gemeinsamkeiten:

Der Substrateinsatz wird sich kaum verändern,

Ausbau der vorhandenen Wärmenutzung,

Zusätzliche BHKW-Kapazität vorhanden oder eingeplant,

Frühe Beteiligung an Ausschreibungen ermöglicht höhere Gebote.

Festzuhalten ist aber die insgesamt geringe Beteiligung an dieser Ausschreibung. Nur ein Drittel des

ausgeschriebenen Volumens von gut 120 MWel wurde durch Angebote abgedeckt. Nicht für alle

Neuanlagen ist der Höchstgebotswert von 14,88 ct/kWhel auskömmlich, daher deren geringe

Beteiligung (vier Anlagen, zusammen sechs MWel) an der Ausschreibung. Die geringe Zahl

bestehender Biomasseanlagen, welche sich an der ersten Ausschreibung beteiligten, hängt

wesentlich damit zusammen, dass die Mehrheit der Betreiber die 20 Jahre der gesetzlichen EEG-

Förderung ausschöpfen und die gesamte Zeit der EEG-Förderung (inkl. Folgeförderung) möglichst

auf 30 Jahre ausdehnen möchte. Daher ist in den folgenden Jahren mit einer wachsenden

Beteiligung und einem stärkeren preislichen Wettbewerb zu rechnen.

97

5. Ökonomische Aspekte

Die nachfolgenden Kapitel befassen sich in Kapitel 5.1 mit der Analyse der Stromgestehungskosten

aus Biomasse (Biogas und Festbrennstoffen) sowie in Kapitel 5.2 aus Klär-, Deponie- und

Grubengas.

5.1. Kosten der Stromerzeugung aus Biomasse

Die Analyse der Stromgestehungskosten aus Biomasse, auf Basis der VDI 2067, ist eine

Aktualisierung der Kosten früherer Berichte zum „Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des

EEG-Erfahrungsberichts 2014 : Vorhaben IIa Stromerzeugung aus Biomasse (2014)“ [9]. Hierfür

wurden die dem vergangenen EEG-Monitoringbericht zugrunde gelegten Kostenstrukturen,

insbesondere für bisher nicht berücksichtigte Anlagentypen/-größenklassen, durch KTBL-

Kostendaten [53], die ASUE 2014/15 [54], aktuelle Biomassepreise aus veröffentlichten Marktdaten

in Fachzeitschriften, wie z.B. EUWID, Biogas Journal und der C.A.R.M.E.N e.V. Infothek [55][56][57]

ergänzt, aktualisiert und stetig verifiziert. Darüber hinaus wurden die Ergebnisse der Aktualisierung

der Stromgestehungskosten im Beauftragungszeitraum in Fachgesprächen mit unterschiedlichen,

thematischen Schwerpunkten, ausgewählten Experten aus der Biogasbranche (Finanzinstituten,

Anlagenbetreibern, -herstellern, Experten aus der Wissenschaft, sowie freien und staatlichen

Beratern von Biogasanlagenbetreibern) vorgestellt, diskutiert und verifiziert. Hierdurch wurden

einzelne Kostenpositionen über den Berichtszeitraum stetig aktualisiert und Annahmen

entsprechend der aktuellen ökonomischen Rahmenbedingungen angepasst.

Eine Übersicht zur angewendeten Methodik der Ermittlung der Stromgestehungskosten zeigt

Abbildung 5-1.

Im vorliegenden Bericht werden Neuanlagen mit einer Inbetriebnahme im Jahr 2016 (Kapitel 5.1.1)

und Bestandsanlagen mit einer Inbetriebnahme im Jahr 2000, für eine Anschlussförderung nach EEG

2017 um 10 Jahre (Kapitel 5.1.2), betrachtet. Die analysierten Modellanlagen sind in Tabelle 5-1 und

Tabelle 5-2 übersichtlich dargestellt. Bestandsanlagen sind mit dem Index „B“ gekennzeichnet. Um

den Einfluss unterschiedlicher Kostenparameter auf die ermittelten Stromgestehungskosten zu

bestimmen, wurden Sensitivitätsanalysen durchgeführt. Die Ergebnisse dieser Analysen sind in den

Kapiteln 5.1.1.7 und 5.1.2.5 dargestellt.

98

Abbildung 5-1: Übersicht der Methodik zur Ermittlung der Stromgestehungskosten von Biogas- und Festbrennstoffanlagen.

Tabelle 5-1: Übersicht über die analysierten Modellbiogas- und Festbrennstoffanlagen (Neuanlagen)

Installierte Leistung Abkürzung

[kWel]

Kleingüllebiogasanlage 75 Gülle-BGA 75

NawaRo Biogasanlage 1.000 NawaRo-BGA 1.000

Abfallbiogasanlage 1.200 Abfall-BGA 1.200

Biomassevergasungs-BHKW 30 BVG-BHKW

Biomasse Heizkraftwerk (NawaRo) 4.800 BM-HKW

Biomasse Heizkraftwerk (Altholz) 12.000 AH-HKW

99

Tabelle 5-2: Übersicht über die analysierten Modellbiogasanlagen (Bestandsanlagen)

Installierte Leistung Abkürzung

[kWel]

Kleingüllebiogasanlage 75 Gülle-BGA 75 B

NawaRo Biogasanlage 600 NawaRo-BGA 600 B

NawaRo Biogasanlage 300 NawaRo-BGA 300 B

Abfallbiogasanlage 1.200 Abfall-BGA 1.200 B

Bei den ausgewiesenen Stromgestehungskosten wird zwischen den betriebswirtschaftlichen Strom-

gestehungskosten und den Stromgestehungskosten nach Verrechnung der Erlöse aus dem Verkauf

des, mit der Stromproduktion zusammenhängenden, Koppelprodukts „Wärme“ unterschieden.

Letztere können insbesondere zur Bestimmung der, für einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen,

erforderlichen Höhe der Einnahmen aus dem Stromverkauf herangezogen werden.

Folgende Rahmenbedingungen liegen der Analyse der betrachteten Biomasseanlagen zugrunde:

Die Neuinbetriebnahme findet im Jahr 2016 statt.

Die kalkulatorische Nutzungsdauer beträgt 20 Jahre.

Die Preissteigerungsrate beträgt 1 % auf Kapitalkosten und 2 % auf alle anderen Kosten,

sowie Erlöse aus der Vermarktung des Koppelprodukts Wärme [9] [58].

Die Investitionskosten für Biogasanlagen und Biomassevergasungsanlagen beruhen auf

vorherigen Berichten zur Evaluierung des EEG [9].

Wärmeerlöse werden mit 2 ct/kWhth für die Betreiber von Biogasanlagen [59], 3 ct/kWh für

Heizkraftwerke [60] und, aufgrund des wärmegeführten Betriebs am Ort der Wärmesenke,

5 ct/kWhth für die Betreiber eines Biomassevergasungs-BHKWs [61] berücksichtigt. Die

Kosten für die Errichtung und Aufrechterhaltung des jeweiligen Wärmenetzes sind nicht

Bestandteil der Stromgestehungskosten.

Für die Lagerung der Gärrückstände sind je standortspezifischen Voraussetzungen 6-9

Monate Lagerkapazität vorzuhalten [62]. In den Analysen sind 7 Monate Lagerkapazität

berücksichtigt.

Die Kosten für die eingesetzte Biomasse wurden aktuellen Marktberichten entnommen [55],

[56], [57]. Die Angabe der Kosten erfolgt „frei Eintrag“ in den Fermenter.

Die Bezeichnung der analysierten Anlagen im Bericht bezieht sich jeweils auf die an der

Anlage installierte Verstromungskapazität.

Die elektrischen und thermischen Wirkungsgrade sowie Investitionskosten der BHKW (inkl.

Installation und Transport) sind der ASUE 2014/15 entnommen [63], die sich auf

Herstellerangaben bezieht. Die elektrischen Wirkungsgrade wurden daher um 1 %-Punkt

reduziert [64].

5.1.1. Neuanlagen

Die Rahmenbedingungen, die der Analyse der Stromgestehungskosten zugrunde gelegt wurden,

sind in Tabelle 5-3 für Biogasanlagen und in

100

Tabelle 5-4 für Festbrennstoffanlagen übersichtlich dargestellt.

Tabelle 5-3: Rahmenbedingungen der Stromerzeugung aus Biogasanlagen (Neuanlagen)

Eingangsparameter Einheit Gülle-BGA 75 NawaRo-

BGA Abfall-BGA

Allgemeine Angaben

Inbetriebnahmejahr 2016 2016 2016

kalk. Nutzungsdauer a 20 20 20

Technische Parameter

Nennleistung kWel 75 1.000 1.200

Wirkungsgrad elektrisch % 36 40 41

Wirkungsgrad thermisch % 44 44 44

Betriebsstunden h/a 7.800 4.380 4.380

Wärmeauskopplung, extern1 % 20 30 35

Eigenwärmebedarf, intern % 60 20 30

Kapitalkosten

Eigenkapitalanteil % von Invest. 10 20 20

Fremdkapitalanteil % von Invest. 90 80 80

Eigenkapitalzins % 6 8 8

Fremdkapitalzins % 5 5 5

Kalkulatorischer Mischzinssatz % 5,1 5,6 5,6

Preissteigerung2 %/a 2 2 2

Spezifische Investition €/kWel 6.845 5.773 13.381

Bedarfsgebundene Kosten

Maissilage3 €/t FM 40,4 40,4 -

Rindergülle €/t FM 0,0 0,0 -

Getreide-GPS3 €/t FM - 39,6 -

Bioabfall €/t FM - - -34

Eigenstrombedarf % von Stromprod. 8 9 25

Betriebsgebundene Kosten

Wartung und Instandhaltung % von Invest. 1-10 1-10 1-10

Personalkosten €/a 21.900 54.750 65.700 Sonstige Kosten Versicherung und Verwaltung % von Invest. 1,5 1,5 1,5 Erlöse Koppelprodukte

Wärmevergütung ct/kWhth 2 2 2

Legende: 1 von verfügbarer, ausgekoppelter Wärmemenge

2 Preissteigerung Kapitalkosten 1% alle anderen Kosten, sowie Erlöse Koppelprodukte 2%

3 Frei Eintrag in den Fermenter

101

Tabelle 5-4: Eingangsparameter für die Stromerzeugung aus Festbrennstoffanlagen (Neuanlagen)

Eingangsparameter Einheit BVG-BHKW BM-HKW AH-HKW

Allgemeine Angaben

Inbetriebnahmejahr 2016 2016 2016

kalk. Nutzungsdauer a 20 20 20


Nennleistung kWel 30 4.800 12.000

Wirkungsgrad elektrisch % 23 23 21

Wirkungsgrad thermisch* % 49 35 35

Betriebsstunden h/a 6.500 8000 7800

Wärmeauskopplung, extern % 90 ** **

Kapitalkosten

Eigenkapitalanteil % von Invest. 20 20 30

Fremdkapitalanteil % von Invest. 80 80 70

Eigenkapitalzins % 8 10 10

Fremdkapitalzins % 5 4 4

Kalkulatorischer Mischzinssatz % 5,6 5,2 5,8

Preissteigerung*** %/a 2 2 2

Spezifische Investition €/kWel 5.243 4.673 4.552

Bedarfsgebundene Kosten Brennstoffkosten ct/KWh Hi 2,3 1,5 1,3 Eigenstrombedarf % von Stromprod. 8 11 10

Betriebsgebundene Kosten

Wartung und Instandhaltung % von Invest. 1-10 2,0 2,5

Personalkosten €/a 3.900 400.000 600.000

Sonstige Kosten Versicherung und Verwaltung % von Invest. 1 1 1 Erlöse Koppelprodukte

Wärmevergütung ct/kWhth 5 3 3

Legende: * Thermischer Nutzungsgrad ** Wärme geführter Betrieb

*** Preissteigerung Kapitalkosten 1% alle anderen Kosten, sowie Erlöse Koppelprodukte 2%

5.1.1.1. Kleingüllebiogasanlage 75 kW

Die Kleingüllebiogasanlage „Gülle-BGA 75“ wird im Grundlastbetrieb mit 7.800 h/a betrieben. Das

eingesetzte Substrat besteht aus Maissilage (15 Massen-%) und Rindergülle. Die Maissilage aus der

landwirtschaftlichen Eigenproduktion, wird mit Kosten in Höhe von 40,4€/tFM frei Eintrag berechnet.

Keine Kosten entstehen durch den Einsatz von Rindergülle.

102

Tabelle 5-5: Übersicht Stromgestehungskosten der Kleingüllebiogasanlage „Gülle-BGA 75“

Stromerzeugungskosten für Biogas - 75 kWel Kleingüllebiogasanlage

Eingangsparameter

Inbetriebnahmejahr 2016

kalk. Nutzungsdauer 20 Jahre

Nennleistung 75 kWel

Wirkungsgrad elektrisch 36 %

Wirkungsgrad thermisch 44 %

Volllaststunden 7.800 h/a

Wärmeauskopplung 20 % von verfügbarer, ausgekoppelter Wärme

Art der Biomasse 15 Massen-% Maissilage

85 Massen-% Rindergülle

Biomassekosten 40,4 €/t FM frei Eintrag für Maissilage

0 €/t FM frei Eintrag für Rindergülle

Preissteigerung 2 %/a (1% auf Kapitalkosten)

Anlegbare Wärmevergütung 2 ct/kWhth

Kapitalkosten

Eigenkapitalanteil 10 %

Fremdkapitalanteil 90 %

Eigenkapitalzins 6 %

Fremdkapitalzins 5 %

Kalkulatorischer Mischzinssatz 5,1 %

Spezifische Investition 6.845 €/kWel

Kapitalgebundene Kosten 8,00 ct/kWhel

Verbrauchsgebundene Kosten 10,72 ct/kWhel

Betriebsgebundene Kosten 6,64 ct/kWhel

Sonstige Kosten 1,47 ct/kWhel

Stromerzeugungskosten 26,84 ct/kWhel

Erlöse aus dem Verkauf von Wärme 0,52 ct/kWhel

Stromerzeugungskosten mit Gutschriften 26,32 ct/kWhel

Die ermittelten Stromgestehungskosten von 26,84 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapital-

gebundene, verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sowie den Erlösen aus

103

dem Verkauf von Wärme sind in Tabelle 5-5 dargestellt. Die erlösbereinigten

Stromgestehungskosten für diese Anlage betragen 26,32 ct/kWhel.

5.1.1.2. NawaRo-Biogasanlage

Die NawaRo-Biogasanlage („NawaRo-BGA“) hat eine installierte Leistung von 1.000 kW und

verstromt in 4.380 h/a Biogas. Die Biogasproduktion der Anlage erfolgt auf Basis von, für

landwirtschaftliche Biogasanlagen typischen, Substraten: Mais, Getreide-GPS und Rindergülle. 30 %

der auskoppelbaren Wärme werden einer externen Nutzung zugeführt und mit 2 ct/kWh vergütet.


gebundene, verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sowie den Erlösen aus

dem Verkauf von Wärme sind in Tabelle 5-6 dargestellt. Die analysierten, erlösbereinigten

Stromgestehungskosten für diese Anlage betragen 21,41 ct/kWhel.

Tabelle 5-6: Übersicht Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage (Flex)

Stromerzeugungskosten für Biogas - 1000 kWel NawaRo-Biogasanlage (Flex)

Eingangsparameter



Nennleistung 1.000 kWel (500 kW Bemessungsleistung)




Wärmeauskopplung 30 % von verfügbarer, ausgekoppelter Wärmemenge

Art der Biomasse 50 Massen-% Getreide-GPS

40 Massen-% Maissilage



0 €/t FM frei Eintrag für Rindergülle

39,6 €/t FM frei Eintrag für Getreide-GPS



Kapitalkosten





104

Stromerzeugungskosten für Biogas - 1000 kWel NawaRo-Biogasanlage (Flex)









Flexzuschlag 0,91 ct/kWhel


5.1.1.3. Abfall-Biogasanlage

In der Bioabfallanlage („Abfall-BGA“) mit einer installierten Leistung von 1.200 kW wird Biogas aus

Bioabfall aus der Getrenntsammlung produziert und in 4.380 h/a verstromt. Gegenüber den anderen

betrachteten Biogasanlagen erhält der Betreiber dieser Anlagen einen durchschnittlichen Erlös für

die Verwertung des organischen Reststoffmaterials von 34 €/t FM [9]. 35 % der auskoppelbaren

Wärme werden einer externen Nutzung zugeführt und mit 2 ct/kWh vermarktet.


gebundene, verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sowie die Erlöse aus

dem Verkauf von Wärme in Höhe von 0,53 ct/kWhel und der Flexzuschlag in Höhe von 0,91 ct/kWhel

sind in Tabelle 5-7 dargestellt. Die erlösbereinigten Stromgestehungskosten für diese Anlage

betragen 18,08 ct/kWhel.

Tabelle 5-7: Übersicht Stromgestehungskosten der Abfall-Biogasanlage (Flex)

Stromerzeugungskosten für Biogas - 1200 kWel Abfall-Biogasanlage (Flex)

Eingangsparameter



Nennleistung 1.200 kWel (571 kWel Bemessungsleistung)

Technologie Trockenfermentation, Vor-Ort Verstromung mit Gas-Otto Motor und KWK Nutzung





105

Stromerzeugungskosten für Biogas - 1200 kWel Abfall-Biogasanlage (Flex)

Art der Biomasse 100 % Bioabfall aus der Getrenntsammlung

Biomassekosten -34 €/t FM Erlös für Bioabfall


Anlegbare Wärmevergütung 2 ct/kWth

Kapitalkosten








Verbrauchsgebundene Kosten -8,85 ct/kWhel







5.1.1.4. Biomassevergasung mit BHKW

Das Biomassevergasungs-BHKW (BVG-BHKW) hat eine installierte Leistung von 30 kWel und wird

mit 6.500 Vollbetriebsstunden pro Jahr betrieben. Der elektrische Wirkungsgrad ist gegenüber den

anderen betrachteten BHKW aufgrund der wärmegeführten Fahrweise hier geringer [54]. Die

Wärmeauskopplung und der anzusetzende Wärmeerlös sind jedoch höher als bei den mit Biogas

betriebenen BHKW [61]. Als Brennstoff werden qualitativ hochwertige Hackschnitzel aus

Waldrestholz eingesetzt.



dem Verkauf von Wärme in Höhe von 11,24 ct/kWhel sind in Tabelle 5-8 dargestellt. Die

erlösbereinigten Stromgestehungskosten für diese Anlage betragen 19,40 ct/kWhel.

106

Tabelle 5-8: Übersicht Stromgestehungskosten der Biomassevergasungsanlage mit BHKW

Stromerzeugungskosten für feste Biomasse - 30 kWel Biomassevergasung mit BHKW

Eingangsparameter




Technologie Biomassevergaser + BHKW (Gasmotor)




Wärmeauskopplung 90 %

Brennstoffart 100 % Hackschnitzel Waldrestholz

Brennstoffkosten 2,4 ct/kWh Hi



Kapitalkosten














5.1.1.5. Biomasse Heizkraftwerk

Das Biomasse Heizkraftwerk (BM-HKW) hat eine installierte Leistung von 4,8 MWel (max.) und wird

mit einer Entnahmekondensationsturbine mit einer Vollaststundenzahl von 8.000 h/a, bezogen auf

107

die Feuerwärmeleistung von 17,6 MW, betrieben. Der thermische Nutzungsgrad liegt bei 35 %, der

elektrische bei 23 %. Als Brennstoff werden Hackschnitzel aus Waldrestholz, Landschaftspflege-

material und Rinde eingesetzt.



dem Verkauf von Wärme in Höhe von 5,45 ct/kWhel sind in Tabelle 5-9 dargestellt. Die erlös-

bereinigten Stromgestehungskosten für diese Anlage betragen 15,17 ct/kWhel.

Tabelle 5-9: Übersicht Stromgestehungskosten des Biomasse-Heizkraftwerkes

Stromerzeugungskosten für feste Biomasse – BMHKW 4,8 MWel

Eingangsparameter



Nennleistung 4.800 kWel

Technologie Entnahmekondensationsturbine mit KWK



Betriebsstunden 8.000 h/a

Volllaststunden (elektrisch) 6.596 h/a

Volllaststunden (thermisch) 5.465 h/a

Brennstoffart

Gemischtholz (Holzhackschnitzel)

Brennstoffkosten 1,5 €ct/kWh Hi



Kapitalkosten










108

Stromerzeugungskosten für feste Biomasse – BMHKW 4,8 MWel





5.1.1.6. Altholz Heizkraftwerk

Das Altholz Heizkraftwerk (AH-HKW) hat eine installierte Leistung von 12 MW (max.) und wird mit

einer Entnahmekondensationsturbine mit einer Vollaststundenzahl von 7.800 h/a, bezogen auf die

Feuerwärmeleistung von 47,7 MW, betrieben. Der thermische Nutzungsgrad liegt bei 35 %, der

elektrische bei 21 %. Als Brennstoff wird Altholz der Klassen AI und AII eingesetzt.



dem Verkauf von Wärme in Höhe von 5,88 ct/kWhel sind in Tabelle 5-10 dargestellt. Die

erlösbereinigten Stromgestehungskosten für diese Anlage betragen 6,83 ct/kWhel.

Tabelle 5-10: Übersicht Stromgestehungskosten des Altholz-Heizkraftwerkes

Stromerzeugungskosten für feste Biomasse – AH-HKW 12 MWel

Eingangsparameter



Nennleistung 12.000 kWel

Technologie Entnahmekondensationsturbine mit KWK



Betriebsstunden 7.800 h/a

Volllaststunden (elektrisch) 6.462 h/a

Volllaststunden (thermisch) 5.149 h/a

Brennstoffart

Altholz (20% AI, 80% AII)

Brennstoffkosten -0,08 €ct/kWh Hi



Kapitalkosten



109

Stromerzeugungskosten für feste Biomasse – AH-HKW 12 MWel



Kalkulatorischer Mischzinssatz 6 %









5.1.1.7. Sensitivitätsanalyse Neuanlagen

In den vorangegangenen Kapiteln wurden die Stromgestehungskosten von Modellanlagen

untersucht. Den Einfluss einzelner Kostenparameter auf die Stromgestehungskosten der

Neuanlagen zeigen die Ergebnisse der folgenden Sensitivitätsanalysen. Es wurden dabei folgende

Parameter betrachtet:

Investitionskosten

Substratkosten

Kalkulatorischer Mischzinssatz (Zins)

Wärmeerlös

Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten (Substrate, Hilfsstoffe und -energien)

Unter sonst gleichen Bedingungen (c.p.) wurden die genannten Parameter jeweils um +/-10 % sowie

um +/-20 % variiert. Die Höhe des Einflusses auf die Stromgestehungskosten kann der Steigung der

Geraden entnommen werden.

Modellanlage „Gülle-BGA 75“

Wie in nachfolgender Grafik zu sehen ist, haben die Investitionskosten den größten Einfluss auf die

Stromgestehungskosten der 75 kWel Kleingüllebiogasanlage, gefolgt von den Substratkosten. Bei

einer Verringerung der Investitionskosten um 20 % ergibt sich eine Reduktion der Strom-

gestehungskosten von 26,32 ct/kWhel auf unter 25 ct/kWhel. Einen ebenfalls hohen Einfluss weisen

die Substratkosten auf. Reduziert man diese um 20 %, führt dies zu Stromgestehungskosten von

knapp über 25 ct/kWhel. Eine Änderung des kalkulatorischen Mischzinssatzes, der Wärmeerlöse

sowie der Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten zeigen nur vergleichsweise geringe

Auswirkungen.

110

Abbildung 5-2: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Gülle-BGA 75“

Modellanlage „NawaRo-BGA 1.000“

Abbildung 5-3 zeigt das Ergebnis der Sensitivitätsanalyse der NawaRo-Biogasanlage mit einer

installierten Leistung von 1.000 kWel. Es ist zu erkennen, dass auch hier die Investitions- und die

Substratkosten den größten Einfluss auf die Stromgestehungskosten aufweisen. Vermindert man

die Substratkosten bei dieser Modellanlage um 20 %, ergeben sich Stromgestehungskosten in Höhe

von 19,31 ct/kWhel, während der Ausgangswert bei 21,41 ct/kWhel liegt. Eine Erhöhung dieses

Parameters um 20 % führt zu Stromgestehungskosten in Höhe von 23,52 ct/kWhel. Eine etwas

geringere Steigung zeigt die Gerade der Investitionskosten mit einem Minimum von 20,05 ct/kWhel

und einem Maximum von 22,78 ct/kWhel. Eine Reduktion des Wärmeerlöses um 20 % führt bei dieser

Anlage zu Stromgestehungskosten von 21,69 ct/kWhel, während eine Erhöhung dieser Erlöse Strom-

gestehungskosten in Höhe von 21,13 ct/kWhel ergibt.

24

25

26

27

28

80% 90% 100% 110% 120%

Str

om

ges

teh

un

gsk

ost

en [c

t/kW

hel

]

Investitionskosten Substratkosten

Zins Wärmeerlös

Preissteigerung verbrauchsgebundene Kosten

111

Abbildung 5-3: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 1.000“

Modellanlage „Abfall-BGA 1.200“

Die Abbildung 5-4 zeigt die Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse für die Stromgestehungskosten der

„Abfall-BGA 1.200“ mit einer installierten Leistung von 1.200 kWel. Den stärksten Einfluss auf die

Stromgestehungskosten haben neben den Investitionskosten die Erlöse aus der Verwertung der

organischen Reststoffe (negative Substratkosten), die bei einer Verringerung um 20 % eine

Steigerung der Stromgestehungskosten auf 20,90 ct/kWhel und bei einer Erhöhung um 20 % eine

Senkung der Stromgestehungskosten auf 15,25 ct/kWhel zur Folge haben. Die Variation der

Wärmeerlöse, der EK- und FK- Verzinsung und der Preissteigerung der verbrauchsgebundenen

16

17

18

19

20

21

22

23

24

80% 90% 100% 110% 120%

Str

om

ges

teh

un

gsk

ost

en [c

t/kW

hel

]


Zins Wärmeerlös


112

Kosten führt bei der hier dargestellten 1.200 kW Abfall-Biogasanlage lediglich zu moderaten

Änderungen der Stromgestehungskosten.

Abbildung 5-4: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Abfall-BGA 1.200“

Modellanlage „BVG-BHKW“

Abbildung 5-5 zeigt, dass bei der 30 kWel Biomassevergasungsanlage zwar der Einfluss der

Substratkosten auf die Stromgestehungskosten am größten ist, jedoch ist hier im Gegensatz zu den

Biogasanlagen zu erkennen, dass auch der Wärmeerlös einen erheblichen Einfluss hat. Dies ist auf

den wärmegeführten Betrieb der Anlagen zurück zu führen. Reduziert man diese Wärmeerlöse um

20 %, führt das zu Stromgestehungskosten von 21,65 ct/kWhel, während bei einer Erhöhung um

20 % der Basiswert von 19,40 ct/kWhel auf 17,15 ct/kWhel verringert wird. Die Variation der

14

15

16

17

18

19

20

21

22

80% 90% 100% 110% 120%

Str

om

ges

teh

un

gsk

ost

en [c

t/kW

hel

]


Zins Wärmeerlös


113

Parameter kalkulatorischer Mischzinssatz und Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten

führt bei dem hier dargestellten 30 kW Biomassevergasungsheizkraftwerk lediglich zu moderaten


Abbildung 5-5: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „BVG-BHKW“

Modellanlage “BM-HKW“

Auch in Abbildung 5-6 lässt sich erkennen, dass sich neben Substrat- und Investitionskosten

insbesondere die Wärmeerlöse stark auf die Stromgestehungskosten des betrachteten

Biomasseheizkraftwerkes (BM-HKW) auswirken. Den stärksten Einfluss weisen dennoch die

Substratkosten auf, die bei einer Verringerung um 20 % eine Reduktion der Stromgestehungskosten

auf 13,62 ct/kWhel und bei einer Erhöhung um 20 % eine Steigerung auf 16,73 ct/kWhel zur Folge

15

17

19

21

23

80% 90% 100% 110% 120%

Str

om

ges

teh

un

gsk

ost

en [c

t/kW

hel

]


Zins Wärmeerlös


114

haben. Die ursprünglichen Stromgestehungskosten betragen 15,17 ct/kWhel. Die Variation der

Parameter kalkulatorischer Mischzinssatz sowie Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten

führt bei dem hier dargestellten 4.800 kWel Biomasseheizkraftwerk lediglich zu geringen


Abbildung 5-6: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage “BM-HKW“

Modellanlage „AH-HKW“

In der in Abbildung 5-7 dargestellten Sensitivitätsanalyse des 12.000 kW Altholzheizkraftwerks

lassen sich Basisstromgestehungskosten in Höhe von 6,83 ct/kWhel erkennen. Diese werden am

stärksten durch die Wärmeerlöse beeinflusst, die bei einer Verringerung um 20 % eine Steigerung

der Stromgestehungskosten auf 8,01 ct/kWhel und bei einer Erhöhung um 20 % eine Verringerung

13

14

15

16

17

80% 90% 100% 110% 120%

Str

om

ges

teh

un

gsk

ost

en [c

t/kW

hel

]


Zins Wärmeerlös


115

auf 5,66 ct/kWhel zur Folge haben. Durch die Variation der Investitionskosten ergibt sich auch hier

ebenfalls ein starker Einfluss. Reduziert man diese um 20 %, führt dies zu Stromgestehungskosten

von 5,55 ct/kWhel, während bei einer Erhöhung um 20 % die Kosten auf 8,11 ct/kWhel steigen. Am

wenigsten ändern sich die Stromgestehungskosten durch die Variation des Parameters

Substratkosten, was dadurch zu erklären ist, dass durch das hier eingesetzte Altholz zum Teil Erlöse

erzielt werden und die gemittelten Kosten für den Substratmix der Anlage „AH-HKW“ infolgedessen

sehr gering sind.

Abbildung 5-7: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „AH-HKW“

5.1.1.8. Zusammenfassung Stromgestehungskosten Neuanlagen

In Abbildung 5-8 sind die Stromgestehungskosten der analysierten Modellanlagen abgebildet. Die

einzelnen Kosten- und Erlöspositionen, aus denen sich die Stromgestehungskosten ergeben, sind

5

6

7

8

9

80% 90% 100% 110% 120%

Str

om

ges

teh

un

gsk

ost

en [c

t/kW

hel

]


Zins Wärmeerlös


116

durch gestapelte Säulen dargestellt, während die kumulierten Stromerzeugungskosten abzüglich

der Gutschriften in Form schmaler, durchgehender Säulen im Vordergrund erkennbar sind.

Abbildung 5-8: Darstellung der Stromgestehungskosten mit Gutschriften der analysierten Modellanlagen (Neuanlagen)

Wie in den vorangegangenen Kapiteln beschrieben und in Abbildung 5-8 übersichtlich dargestellt,

betragen die erlösbereinigten Stromgestehungskosten der Kleingülle-Biogasanlage „Gülle-BGA 75“

26,32 ct/kWhel. Die erlösbereinigten Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage betragen

21,41 ct/kWhel und die der Abfall-Biogasanlage 18,08 ct/kWhel. Der anzulegende Wert für Strom aus

Kleingüllebiogasanlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von bis zu 75 kW im

Grundlastbetrieb liegt gemäß des EEG 2014 bei 23,14 ct/kWhel. Ein wirtschaftlicher Betrieb wäre

demzufolge nur möglich bei einem hohen Einsatz von Gülle und landwirtschaftlichen Reststoffen

(günstigen Substraten) sowie vorhandener Infrastruktur (Behälter, Pumpen, etc.), die die

erforderlichen Investitionskosten reduzieren. Die NawaRo- und die Abfall-Biogasanlage, die beide

flexibel verstromen, könnten im Ausschreibungsverfahren einen maximalen Gebotswert in Höhe

von 14,88 ct/kWhel erzielen. Für einen wirtschaftlichen Betrieb der Abfallbiogasanlage sind

ausreichend hohe Erlöse aus der Verwertung der Reststoffe sowie Anlagenkonzepte mit geringen

Investitionskosten erforderlich. Ein weiterer Zubau von NawaRo-Anlage erscheint dagegen

unwahrscheinlich.

Abbildung 5-8 zeigt ferner die Ergebnisse der Stromgestehungskosten für die analysierten

Festbrennstoffanlagen und veranschaulicht die im Vergleich zu den Biogasanlagen deutlich höheren

Erlösanteile aus dem Verkauf von Wärme. Wie anhand der drei rechten gestapelten Säulen zu

erkennen, betragen die Stromgestehungskosten unter Berücksichtigung der Erlöse aus dem Verkauf

von Wärme bei der Biomassevergasung mit BHKW 19,40 ct/kWhel, bei dem Biomasse-Heizkraftwerk

117

15,17 ct/kWhel und bei dem Altholz-Heizkraftwerk 6,83 ct/kWhel. Vor dem Hintergrund des

maximalen Gebotswertes in Höhe von 14,88 ct/kWh ist für die hier dargestellte Biomasse-

vergasungsanlage kein wirtschaftlicher Betrieb möglich. Die Stromgestehungskosten des Biomasse-

heizkraftwerkes liegen nur geringfügig oberhalb des maximalen Gebotswertes, sodass unter etwas

optimistischeren, als den hier angenommenen Bedingungen (z.B. geringere spezifische

Investitionskosten, höhere Wärmeerlöse oder günstiger Brennstoffpreise) eine erfolgreiche

Teilnahme an den Ausschreibungen möglich wäre. Die mit Abstand günstigsten

Stromgestehungskosten weist das Altholz-Heizkraftwerk auf, allerdings entfällt für neue Altholz-

Verbrennungsanlagen mit dem EEG 2017 jeglicher Anspruch auf eine EEG-Förderung.

5.1.2. Bestandsanlagen: Analyse der Auswirkung einer Anschlussförderung auf

die Kosten der Stromproduktion

In diesem Kapitel werden die Stromgestehungskosten ausgewählter Bestandsbiogasanlagen für den

Fall einer Anschlussförderung, vor dem Hintergrund des bevorstehenden Auslaufens der 20-jährigen

Mindestlaufzeit der EEG-Vergütung für Anlagen, die im Jahr 2000 oder den darauffolgenden Jahren

in Betrieb genommen wurden, ermittelt. Gemäß EEG 2017 können diese Bestandsanlagen unter

bestimmten Bedingungen einmalig eine Förderung für weitere 10 Jahre erhalten. Voraussetzungen

für Anlagen ab einer installierten Leistung von 100 kWel sind unter anderem die Verdopplung der

Bemessungsleistung der Anlage zur Einhaltung der Flexibilitätsanforderungen und eine

bedarfsgerechte, flexible Stromproduktion.

Nachfolgend werden drei typische, in der Zeit zwischen 2000 und 2004 in Betrieb genommene,

Modell-Anlagen hinsichtlich ihrer Stromgestehungskosten während einer 10-jährigen Anschluss-

förderung betrachtet:

Eine Kleingüllebiogasanlage mit einer installierten Leistung von 75 kWel,

eine NawaRo-Biogasanlage mit einer installierten Leistung von 300 kWel und

eine Abfall-Biogasanlage mit einer installierten Leistung von 1.200 kWel.

Die Kleingüllebiogasanlage wurde vor der Anschlussförderung mit Grundlastverstromung betrieben.

Für die NawaRo-Anlage werden nachfolgend zwei unterschiedliche Szenarien bezüglich der Zeit vor

Beginn der Folgeförderung berücksichtigt. Einerseits eine bereits flexible Betriebsweise (NawaRo-

BGA 600 B), bei der die Investitionskosten in den flexiblen Betrieb bereits getätigt wurden.

Andererseits eine Anlage mit Betrieb zur Grundlastversorgung (NawaRo-BGA 300 B), deren

Bemessungsleistung für die Folgeförderperiode auf 150 kWel reduziert wird.

Zu Beginn der Anschlussförderung wird jeweils eine vollständig abgeschriebene Anlage betrachtet.

Der Instandhaltungsfaktor für die baulichen Anlagen wird von 1 % auf 2 % erhöht [64]. Die betriebs-

wirtschaftliche Nutzungsdauer, bezogen auf die Laufzeitverlängerung, beträgt 10 Jahre. Der

Rückbau nach Betriebsende wird mit 5 % der Investition in eine Neuanlage berücksichtigt [58], [64].

Die Investition und der Betrieb des Nahwärmenetzes ist ein getrennt vom Betrieb der

Biomasseanlage zu behandelnder Betriebszweig und wird daher in der Analyse nicht weiter

berücksichtigt. Die Wärme wird mit 2 ct/kWhth vergütet [59], [64], [58]. Wurde die betrachtete

Biogasanlage bereits flexibel, mit Verstromungsüberkapazitäten betrieben, wird eine

Generalüberholung mit 1/5 einer BHKW-Neuinvestition angenommen [58], [64]. Am Ende der

118

Nutzungsdauer wird von einer vollständigen Abschreibung der Anlage (Restwert = 0) ausgegangen

[64], [58].

Eine Übersicht der Rahmenbedingungen für die Analyse der Stromgestehungskosten ist in

Tabelle 5-11 dargestellt.

Tabelle 5-11: Eingangsparameter der Stromerzeugung aus Bestands-Biogasanlagen

Eingangsparameter Einheit

NawaRo-BGA 300 B

NawaRo-BGA 600 B

Abfall-BGA B

Gülle-BGA 75B

Allgemeine Angaben

Inbetriebnahmejahr 2000 2000 2000 2000

kalk. Nutzungsdauer a 10 10 10 10


Nennleistung kWel 75 300 600 1.200

Wirkungsgrad elektrisch % 36 38 39 41

Wirkungsgrad thermisch % 44 46 44 44

Betriebsstunden h/a 7.800 4.380 4.380 4.380 Wärmeauskopplung, extern1 % 20 50 30 35

Eigenwärmebedarf, intern % 60 25 25 30

Kapitalkosten

Eigenkapitalanteil % von Invest. 10 20 20 20

Fremdkapitalanteil % von Invest. 90 80 80 80

Eigenkapitalzins % 6 8 8 8

Fremdkapitalzins % 2 2 2 2 Kalkulatorischer Mischzinssatz % 2,4 3,2 3,2 3,2

Preissteigerung2 %/a 2 2 2 2

Spezifische Investition €/kWel 1.758 3.095 2.999 7.532

Bedarfsgebundene Kosten Maissilage3 €/t FM 40,4 40,4 40,4 - Rindergülle €/t FM 0,0 0,0 0,0 - Getreide-GPS3 €/t FM - 39,6 39,6 - Bioabfall €/t FM - - - -34,0 Eigenstrombedarf % von

Stromprod. 8

9 9 25

Betriebsgebundene Kosten Wartung und Instandhaltung % von Invest. 2-7 2-7 2-7 2-7

Personalkosten €/h 30 30 30 30 Sonstige Kosten Versicherung und Verwaltung

% von Invest. 1,5 1,5 1,5 1,5

Erlöse Koppelprodukte

Wärmevergütung ct/kWhth 2 2 2 2

119

Eingangsparameter Einheit

NawaRo-BGA 300 B

NawaRo-BGA 600 B

Abfall-BGA B

Gülle-BGA 75B

Legende: 1 von verfügbarer, ausgekoppelter Wärmemenge 2 Preissteigerung Kapitalkosten 1% alle anderen Kosten, sowie Erlöse Koppelprodukte 2%

3 Frei Eintrag

5.1.2.1. Anschlussförderung der Kleingülle-Biogasanlage 75 B

Die „Gülle-BGA 75 B“ ist eine Kleingüllebiogasanlage mit einer installierten Leistung von 75 kWel, die

sowohl während der ersten, zwanzigjährigen Förderperiode, als auch für die Dauer der zehnjährigen

Anschlussförderung Biogas im Grundlastbetrieb in 7.800 h/a verstromt. Die Anlage setzt zur

Biogasproduktion 85 Massen-% Rindergülle und 15 Massen-% Maissilage ein. Das vorhandene

BHKW wird erneuert. Investitionskosten für ein neues BHKW werden um den vorhandenen

Netzanschluss und die Einhausung, etc. bereinigt. Die Anlagentechnik wird neu beschafft.

Aufgrund einer unveränderten Wärmesenke am Ort der Anlage bei Weiterbetrieb werden weiterhin

20 % der auskoppelbaren Wärme mit 2 ct/kWh vergütet. Die ermittelten Stromgestehungskosten

von 18,01 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapitalgebundene, verbrauchsgebundene,

betriebsgebundene und sonstige Kosten sind in Tabelle 5-12 dargestellt. Die erlösbereinigten

Stromgestehungskosten betragen bei diesem Anlagentyp 17,53 ct/kWhel.

Tabelle 5-12: Übersicht Stromgestehungskosten der Kleingüllebiogasanlage „Gülle-BGA 75 B“


Eingangsparameter








Art der Biomasse 15 Massen-% Maissilage



0,0 €/t FM frei Eintrag für Rindergülle



120


Kapitalkosten














5.1.2.2. Anschlussförderung der NawaRo-Biogasanlage 600 B

Die NawaRo-Biogasanlage „NawaRo-BGA 600 B“ hat eine installierte Leistung von 600 kWel und

produziert Strom in 4.380 Stunden pro Jahr. Es werden Maissilage, Getreide-GPS und Rindergülle

zur Biogasproduktion eingesetzt. Diese Modell-Biogasanlage hatte vor Beginn der

Anschlussförderung bereits eine doppelte Verstromungskapazität vorgehalten und verstromte das

Biogas bereits flexibel. Die Nenn- und die Bemessungsleistung bleiben in diesem Fall unverändert

bei 600 kWel bzw. 300 kWel.

Es werden 30 % der auskoppelbaren Wärme einer externen Nutzung zugeführt und mit 2 ct/kWhth,

vergütet. Die ermittelten Stromgestehungskosten von 19,51 ct/kWhel und deren Aufteilung in

kapitalgebundene, verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sind in

Tabelle 5-13 dargestellt. Die erlösbereinigten Stromgestehungskosten betragen 17,86ct/kWhel.

Tabelle 5-13: Übersicht Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage „NawaRo-BGA 600 B“

Stromerzeugungskosten für Biogas – 600 kWel NawaRo-Biogasanlage mit flexibler Verstromung

Eingangsparameter



Nennleistung 600 kWel (300 kW Bemessungsleistung)

121





Wärmeauskopplung 30 % von verfügbarer, ausgekoppelter Wärme









Kapitalkosten















5.1.2.3. Anschlussförderung der NawaRo-Biogasanlage 300 B

Die NawaRo-Biogasanlage „NawaRo-BGA 300 B“ hat eine installierte Leistung von 300 kWel bei

einer Stromproduktion in 4.380 Stunden pro Jahr. Es werden Maissilage, Getreide-GPS und

Rindergülle zur Biogasproduktion eingesetzt. Diese Modell-Biogasanlage wurde vor Beginn der

Anschlussförderung nicht flexibel betrieben. Das vorhandene BHKW wird durch ein neues ersetzt,

122

wodurch Kosten von 4/5 einer potentiellen Neuinvestition entstehen. Die Bemessungsleistung der

Biogasanlage wird dadurch für die Periode der Anschlussförderung auf 150 kWel reduziert.

Die externe Wärmesenke der Modell-Biogasanlage bleibt für die Dauer der Laufzeitverlängerung

unverändert. Da jedoch die Bemessungsleistung von 300 auf 150 kWel reduziert wird, steigt der

Anteil der Abwärmenutzung bei gleichbleibender Wärmesenke entsprechend. Von der, nach der

Deckung des Prozesswärmebedarfs der Anlage, übrigbleibenden Wärme werden demzufolge 50 %

einer externen Nutzung zugeführt und mit 2 ct/kWh vergütet. Die ermittelten

Stromgestehungskosten in Höhe von 25,59 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapitalgebundene,

verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sind in Tabelle 5-14 dargestellt. Die

erlösbereinigten Stromgestehungskosten betragen 23,35 ct/kWhel.

Tabelle 5-14: Übersicht Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage „NawaRo-BGA 300 B“


Eingangsparameter
















Kapitalkosten






123











Wie zuvor beschrieben, wird die Bemessungsleistung der Biogasanlage in diesem Szenario halbiert,

woraufhin sich der erforderliche Gasbedarf des BHKW reduziert. Die baulichen Anlagen wie das

Substratlager, der Fermenter und das Gärrestlager bleiben hingegen unverändert erhalten, wodurch

eine längere Verweilzeit der Substrate und demzufolge eine effizientere Substratnutzung möglich

erscheint. Wie die Sensitivitätsanalyse in Kapitel 5.1.2.5 zeigt, haben die Kosten der eingesetzten

Substrate einen besonders hohen Einfluss auf die Stromgestehungskosten. Daher wird in einer

weiteren Berechnung eine um 10 % höhere Substrateffizienz ceteris paribus angenommen, woraus

sich eine Reduktion der Stromgestehungskosten um etwa 0,8 ct/kWhel ergibt. Die unter

Berücksichtigung einer erhöhten Substratausnutzung ermittelten Stromgestehungskosten von

24,81 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapitalgebundene, verbrauchsgebundene, betriebs-

gebundene und sonstige Kosten sind in Tabelle 5-15 dargestellt. Die erlösbereinigten Strom-

gestehungskosten betragen 22,58 ct/kWhel.

Tabelle 5-15: Übersicht Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage „NawaRo-BGA 300 B“ (Optimiert)

Stromerzeugungskosten für Biogas – 300 kWel NawaRo-Biogasanlage mit flexibler Verstromung (optimiert)

Eingangsparameter









124

Stromerzeugungskosten für Biogas – 300 kWel NawaRo-Biogasanlage mit flexibler Verstromung (optimiert)








Kapitalkosten















5.1.2.4. Anschlussförderung der Abfall-Biogasanlage 1.200 B

In der Bioabfallanlage „Abfall-BGA 1.200 B“ mit einer installierten Leistung von 1.200 kW wird

Biogas aus Bioabfall aus der Getrenntsammlung produziert und in 4.380 h/a verstromt. Die

Bemessungsleistung der Anlage beträgt für die Dauer der Anschlussförderung unverändert 600 kW.

Gegenüber den anderen betrachteten Biogasanlagen erhält der Betreiber dieser Anlagen einen

durchschnittlichen Erlös für die Verwertung des organischen Materials von 34 €/t FM. Das Bestands-

BHKW bleibt für die Dauer der Anschlussförderung erhalten, wird vor dem Weiterbetrieb allerdings

einer Generalüberholung unterzogen, wodurch Kosten von 1/5 der Investition in ein neues BHKW

entstehen.

125

Die ermittelten Stromgestehungskosten in Höhe von 11,77 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapital-

gebundene, verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sind in Tabelle 5-16

dargestellt. Die erlösbereinigten Stromgestehungskosten betragen 10,29 ct/kWhel.

Tabelle 5-16: Übersicht Stromgestehungskosten der Abfall-Biogasanlage „Abfall-BGA 1.200 B“

Stromerzeugungskosten für Biogas - 1200 kWel Abfall-Biogasanlage mit flexibler Verstromung

Eingangsparameter



Nennleistung 1.200 kWel (571 kW Bemessungsleistung)

Technologie Trockenfermentation, Vor-Ort Verstromung mit Gas-Otto Motor und KWK Nutzung





Art der Biomasse 100 % Bioabfall aus der Getrenntsammlung

Biomassekosten -34 €/t FM Erlös für Bioabfall


Anlegbare Wärmevergütung 2 ct/kWth

Kapitalkosten








Verbrauchsgebundene Kosten -8,22 ct/kWhel






126

Stromerzeugungskosten für Biogas - 1200 kWel Abfall-Biogasanlage mit flexibler Verstromung


5.1.2.5. Sensitivitätsanalyse Bestandsanlagen

Um den Einfluss einzelner Kostenparameter auf die Stromgestehungskosten der Bestandsanlagen

zu bestimmen, wurden in diesem Kapitel Sensitivitätsanalysen durchgeführt. Es wurden dabei

folgende Parameter betrachtet:

Investitionskosten

Substratkosten

Kalkulatorischer Mischzinssatz (Zins)

Wärmeerlös

Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten (Substrate, Hilfsstoffe und -energien)

Die Ergebnisse der Sensitivitätsanalysen sind nachfolgend in Abbildung 5-9 bis Abbildung 5-13

dargestellt. Unter sonst gleichen Bedingungen wurden die genannten Parameter jeweils um +/-10 %

sowie um +/-20 % variiert. Die Höhe des Einflusses kann der Steigung der Geraden entnommen

werden.

Abbildung 5-9 zeigt die Sensitivitätsanalyse der Bestandsanlage „Gülle-BGA 75 B“. Bei diesem

Anlagentyp haben die Substratkosten den größten Einfluss auf die Stromgestehungskosten. Diese

reichen von 16,40 ct/kWhel bis 18,55 ct/kWhel, bei analysierten Stromgestehungskosten in Höhe von

17,53 ct/kWh. Da ein Weiterbetrieb einer Bestandsanlage nicht so kapitalintensiv wie der Neubau

einer Anlage ist, werden geringere Stromgestehungskosten erzielt (vgl. Abbildung 5-2). Daher

reagieren die Stromgestehungskosten nicht so sensitiv auf die Investitionskosten. Die Variation der

Parameter Zins, Wärmeerlös und Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten zeigt jeweils

lediglich eine geringe Veränderung der Stromgestehungskosten.

127

Modellanlage „Gülle-BGA 75 B“

Abbildung 5-9: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Gülle-BGA 75 B“

Modellanlage „NawaRo-BGA 600 B“

Wie in Abbildung 5-10 zu sehen, führt bei der NawaRo-Biogasanlage mit einer installierten Leistung

von 600 kWel und einer Bemessungsleistung von 300 kWel eine Verminderung der Substratkosten

um 20 % zu einer Reduzierung der Stromgestehungskosten von 17,86 ct/kWhel auf 16,00 ct/kWhel,

während eine Steigerung dieses Parameters um 20 % Stromgestehungskosten in Höhe von

19,71 ct/kWhel zur Folge hat. Variiert man die Investitionskosten dieser Anlage, ergibt sich eine

Veränderung der spezifischen Stromgestehungskosten in Höhe von ± 0,8 ct/kWhel. Der Misch-

kalkulationszins, der Wärmeerlös sowie die Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten

weisen unter den analysierten Parametern den geringsten Einfluss auf die Stromgestehungskosten

auf.

16,00

16,50

17,00

17,50

18,00

18,50

19,00

80% 90% 100% 110% 120%

Str

om

ges

teh

un

gsk

ost

en [c

t/kW

hel

]


Zins Wärmeerlös


128

Abbildung 5-10: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 600 B“

Modellanlagen „NawaRo-BGA 300 B“ und „NawaRo-BGA 300 B opt.“

Abbildung 5-11 zeigt die Sensitivitätsanalysen der flexiblen NawaRo-Biogasanlage mit einer

installierten Leistung von 300 kWel. Es ist zu erkennen, dass auch hier eine Änderung der Substrat-

und Investitionskosten den größten Einfluss auf die Stromgestehungskosten hat. Vermindert man

die Substratkosten bei dieser Modellanlage um 20 %, ergeben sich Stromgestehungskosten in Höhe

von 21,64 ct/kWhel, während der Ausgangswert bei 23,35 ct/kWhel liegt. Eine Erhöhung dieses

Parameters führt zu Stromgestehungskosten in Höhe von 25,06 ct/kWhel. Eine ähnliche Steigung

zeigt die Gerade der Investitionskosten.

15

16

17

18

19

20

21

80% 90% 100% 110% 120%

Str

om

ges

teh

un

gsk

ost

en [c

t/kW

hel

]


Zins Wärmeerlös


129

Wird durch die längere mögliche Verweilzeit höhere Gasausbeute angenommen (vgl. Erläuterungen

Abschnitt 5.1.2.3) ergeben sich für die „NawaRo-BGA 300 B“ die in Abbildung 5-12 zu sehenden

Stromgestehungskosten in Höhe von 22,58 ct/kWhel. Die Gerade der Substrate hat in diesem Fall

eine marginal geringere Steigung, als bei der zuvor beschriebenen Anlage, während die weiteren

Parameter in der Sensitivitätsanalyse ein qualitativ identisches Gesamtbild ergeben.

Abbildung 5-11: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 300 B“

20

21

22

23

24

25

26

80% 90% 100% 110% 120%

Str

om

ges

teh

un

gsk

ost

en [c

t/kW

hel

]


Zins Wärmeerlös


130

Abbildung 5-12: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 300 B opt.“

Modellanlage „Abfall-BGA 1.200 B“

Den größten Einfluss auf die Stromgestehungskosten der in Abbildung 5-13 dargestellten Abfall-

Biogasanlage weisen die „Substratkosten“ auf. In diesem Fall handelt es sich um Einnahmen aus der

Verwertung der Abfallstoffe. Wie zu erkennen ist, führt eine Reduktion dieses Parameters zu

höheren Stromgestehungskosten in Höhe von 12,91 ct/kWhel, während ein Anstieg der Erlöse zu

Stromgestehungskosten in Höhe von 7,66 ct/kWhel führt. Es ist ebenfalls ersichtlich, dass auch die

Investitionskosten in der Sensitivitätsanalyse einen deutlichen Einfluss in Höhe von maximal

± 2 ct/kWhel auf die Stromgestehungskosten dieser Biogasanlage aufweisen. Die Veränderung der

Parameter Zins, Wärmeerlös sowie Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten führt hier zu

vergleichsweise geringen Veränderungen der ursprünglichen Stromgestehungskosten.

20

21

22

23

24

25

26

80% 90% 100% 110% 120%

Str

om

ges

teh

un

gsk

ost

en [c

t/kW

hel

]


Zins Wärmeerlös


131

Abbildung 5-13: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Abfall-BGA 1.200 B“

5.1.2.6. Zusammenfassung Stromgestehungskosten Bestandsanlagen

In Abbildung 5-14 sind die Stromgestehungskosten der analysierten Modellanlagen abgebildet. Die

einzelnen Kosten- und Erlöspositionen, aus denen sich die Stromgestehungskosten ergeben, sind in

Form gestapelter Säulen dargestellt, während die kumulierten Stromerzeugungskosten abzüglich

der Gutschriften in Form schmaler, durchgehender Säulen im Vordergrund erkennbar sind.

Entsprechend der ersten Säule betragen die erlösbereinigten Stromgestehungskosten der „Gülle-

BGA 75 B“ 17,53 ct/kWhel. Der maximale Gebotswert für Bestandsanlagen liegt gemäß des EEG 2014

bei maximal 16,9 ct/kWhel. Die analysierten Stromgestehungskosten liegen etwas höher, so dass

geringere Substratkosten, z.B. durch den ausschließlichen Einsatz von Gülle und

landwirtschaftlichen Reststoffen (Festmist, etc.) erforderlich sind, um Stromgestehungskosten

unterhalb von 17 ct/kWhel zu erzielen.

7

8

9

10

11

12

13

80% 90% 100% 110% 120%

Str

om

ges

teh

un

gsk

ost

en [c

t/kW

hel

]


Zins Wärmeerlös


132

Die Stromgestehungskosten der bereits auf 600 kWel flexibilisierten NawaRo-Bestandsbiogasanlage

„NawaRo-BGA 600 B“ betragen unter Berücksichtigung des Flexzuschlages sowie der Erlöse aus

dem Verkauf von Wärme 17,86 ct/kWhel. Bei der 300 kW NawaRo-Anlage mit reduzierter

Bemessungsleistung werden Stromgestehungskosten in Höhe von 23,35 ct/kWhel, bzw.

22,58 ct/kWhel unter der Annahme einer, durch die Erhöhung der Verweilzeiten gesteigerten

Substratnutzungseffizienz, erzielt

Wie zuvor dargestellt, wird für die Bestands-Abfallbiogasanlage ein Erlös für das Substrat Bioabfall

in Höhe von 34 €/t angenommen und es ergeben sich für diese Anlage, unter Berücksichtigung der

Wärmeerlöse und des Flexzuschlages Stromgestehungskosten in Höhe von 10,29 ct/kWhel.

Abbildung 5-14: Darstellung der Stromgestehungskosten mit Gutschriften der analysierten Modellanlagen (Bestandsanlagen)

Daher ist anzunehmen, dass unter den hier angestellten Rahmenbedingungen, Betreiber von

Abfallbiogasanlagen, bei gleichbleibenden Einnahmen aus der Verwertung der Reststoffe, am

Ausschreibungsverfahren teilnehmen werden und den Anlagenbetrieb nach Auslaufen der ersten

Förderperiode fortführen werden. Für Betreiber von NawaRo-Biogasanlagen wird dies nur möglich

sein, wenn deren Rahmenbedingungen deutlich verbessert werden. Eine Fortführung des

Anlagenbetriebs können z.B. geringere Substratkosten, ein lukrativeres Wärmekonzept, sowie ein

niedrigerer Sanierungsaufwand begünstigen. Darüber hinaus wird ersichtlich, dass

Anlagenbetreiber, die bereits die Flexibilitätsprämie zur Flexibilisierung der Biogasanlage genutzt

haben und keinen Sanierungsstau an Ihrer Anlage haben, besser für die Anschlussförderung

133

vorbereitet sind (siehe NawaRo-BGA 600 B), als Anlagen, die die geforderte Flexibilität durch eine

Reduktion der Bemessungsleistung erzielen.

5.2. Stromerzeugung aus Klär-, Deponie- und Grubengas -

ökonomische Aspekte

Bei den in den Kapiteln 5.2.1.1, 5.2.2 und 5.2.3 folgenden Ermittlungen der Stromgestehungskosten

für Klär-, Deponie- und Grubengas wurde weitgehend an den im EEG-Erfahrungsbericht 2014

bereits angewandten methodischen Ansatz gemäß [49] angeknüpft.

Die durchschnittlichen Stromgestehungskosten (€/kWh) werden als finanzmathematischer

Mittelwert über die kalkulatorische Nutzungsdauer bestimmt (Levelized Cost of Electricity, LCOE).

Folgende Annahmen wurden für alle drei betrachteten Fälle einheitlich angewandt:

Gasfassung befindet sich außerhalb der Systemgrenze in Anlehnung an [49]

Es handelt sich um einen bereits vorentwickelten Standort

Es werden ausschließlich Ersatzinvestitionen getätigt

Die (Neu-)Inbetriebnahme findet in 2016 statt

Die allgemeine Preissteigerungsrate wurde in Abstimmung mit Teilvorhaben I auf 1,5 %

festgelegt

Die Preissteigerungsrate für Strom wurde in Absprache mit Teilvorhaben I auf 4 %

festgelegt

Der Eigenkapitalanteil wurde in Anlehnung an die bisher angewandte Systematik gem.

EEG-Erfahrungsbericht 2014 [49] mit 30 % angenommen

Der Fremdkapitalanteil wurde in Anlehnung an die bisher angewandte Systematik gem.

EEG-Erfahrungsbericht [49] 2014 mit 70 % angenommen

Der Eigenkapitalzins wurde in Anlehnung an die bisher angewandte Systematik gem. EEG-

Erfahrungsbericht 2014 [49] mit 10 % angenommen

Der Fremdkapitalzins wurde in Anlehnung an die bisher angewandte Systematik gem. EEG-

Erfahrungsbericht 2014 [49] mit 5 % angenommen

Für Versicherung wurden 1,2 % der Anfangsinvestition in Anlehnung an [49] angesetzt

Für Verwaltung wurden 1 % der Anfangsinvestition in Anlehnung an [49] angesetzt

Die spezifischen Kosten des Strombezugs für Prozessenergie werden in Anlehnung an [49]

mit 13 cent/kWh [49] angesetzt

Der Eigenstrombedarf wird gemäß [49] mit 4 % der produzierten Strommenge angesetzt

Der Personalbedarf wird mit 0,2 Personen pro Jahr bei spezifischen Personalkosten i.H.v.

ca. 62.000 €/a angesetzt, woraus sich für die drei betrachteten Fälle jeweils unterschiedliche

relative Anteile (bezogen auf die jeweiligen Anfangsinvestitionen) der Personalkosten

ergeben.

Neben den spezifischen Instandhaltungskosten der BHKW nach [63] werden für jeden Modellfall 1 %

Kosten für Instandhaltung sonstiger Komponenten angesetzt.

134

5.2.1. Klärgas

5.2.1.1. Analyse der Kostenentwicklung der Stromproduktion (inkl.

Netzanschlusskosten)

Die ermittelten Stromgestehungskosten des ergänzend zu obigen Annahmen nachstehend

beschriebenen Modellfalls für Klärgas betragen 6,96 cent/kWhel.

Zur Ermittlung der Stromgestehungskosten von Klärgas wurden folgende weitere Annahmen zu

Grunde gelegt:

Kalkulatorische Nutzungsdauer von 20 Jahren in Anlehnung an [49]

Elektrische Leistung (Brutto): 200 kWel

Der elektrische Wirkungsgrad wurde nach [63] mit 36,8 % angesetzt

Die Jahresvolllaststunden wurden nach [49] mit 7.000 h/a angesetzt

Aus den Einzelausgaben für Anschaffungen für BHKW, Gasreinigung, anteiligen

Rückbaukosten, Planung und Projektmanagement sowie einer Pauschale für sonstiges

ergibt sich ein Wert von 1.526 €/kWel für die spezifische Investition.

Neben den oben beschriebenen Betriebskosten werden abweichend von [49] für den

vorliegenden Modellfall sonstige Betriebskosten in Höhe von 3 % (bezogen auf die

Anfangsinvestition) angesetzt. Diese berücksichtigen primär Ausgaben für die

Gasreinigung.

Es findet eine Berücksichtigung von Wärmeerlösen statt. Diese ergeben sich aus einem

Anteil genutzter Wärme i.H.v. 20 % und einem spezifischen Verrechnungspreis von

3 cent/kWhth.

In Abbildung 5-15 findet eine Darstellung der Sensitivitäten der Anschaffungsausgaben, des

Kalkulationszinssatzes, der Jahresvolllaststunden und der Nutzungsdauer für die betrachtete

Modellkonstellation für Klärgas statt. In dieser Parameterkonstellation wirkt sich eine Variation der

Jahresvolllaststunden am stärksten auf die Höhe der Stromgestehungskosten aus. Einen immer

noch deutlichen aber etwas geringeren Einfluss weisen die Anschaffungsausgaben auf. Die

Variationen von Nutzungsdauer und Kalkulationszinssatz üben nur einen geringen Einfluss auf die

Höhe der Stromgestehungskosten aus.

135

Abbildung 5-15: Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten von Klärgas.

Tabelle 5-17: Übersicht der Annahmen zur Ermittlung der mittleren Stromgestehungskosten für Klärgas.

Einheit Klärgas (§ 42 EEG 2014)

Eingangsparameter:

Jahr der Inbetriebnahme 2016

Kalkulatorische Nutzungsdauer a 20

Anlagenparameter / Standortbedingungen:

Elektrische Leistung (brutto) kWel 200

Elektrischer Wirkungsgrad % 37

Gesamtwirkungsgrad % 85

Volllaststunden (Strom)* h/a 7.000

Rückgang der Gasproduktion (pro Jahr) % -

Preissteigerungsrate (allgemein) % 1,5

Preissteigerungsrate (Strom) % 4

136

Einheit Klärgas (§ 42 EEG 2014)

Kapitalkosten:

Eigenkapitalanteil % 30

Fremdkapitalanteil % 70

Eigenkapitalzins % 10

Fremdkapitalzins % 5

Kalkulatorischer Mischzinssatz % 6,5

Spezifische Investition €/kWel 1.526

Betriebskosten:

Instandhaltungskosten BHKW ct/kWhel 1,5

Sonstige Instandhaltungskosten %/a 1,0

Versicherung** %/a 1,2

Verwaltung** %/a 1,0

Personalkosten** %/a 4,1

Spez. Stromkosten (Eigenstrombedarf Anlage) €/kWhel 0,13

Strombezug (relativ zur Stromerzeugung) % 4

Sonstige Betriebskosten** %/a 3

Erlöse:

Anteil genutzter Wärme*** % 20

Spezifische Wärmeerlöse ct/kWhth 3

Mittlere spez. Stromerzeugungskosten**** ct/kWhel 6,96

* Auf Basis 0 % Rückgang der Gasproduktion

**in % der Anfangsinvestition

***In Relation der techn. Nutzbaren Wärmemenge am Beginn der Nutzungsdauer

****incl. Berücksichtigung Erlöse (ohne Erlöse aus EEG)

137

5.2.1.2. Ermittlung Ausmaß des Eigenverbrauchs für die Stromerzeugung und

Analyse der Rolle des Eigenverbrauchs für die Wirtschaftlichkeit der

Projekte

Abbildung 5-16: Entwicklung der Stromerzeugung und des Eigenstromverbrauchs an Kläranlagen in Deutschland von 1998 bis 2016. Darstellung Fraunhofer IEE auf Basis von [48]

Abbildung 5-16 zeigt die Entwicklung der Stromerzeugung und des Eigenstromverbrauchs bei

Kläranlagen in Deutschland von 1998 bis 2016. Hier wird deutlich, dass die meisten Kläranlagen den

Großteil des erzeugten Stromes zur Deckung des Eigenstrombedarfs verwenden: von den 1.450 in

2016 produzierten Gigawattstunden Strom werden 1.338 GWh von den Kläranlagen selbst

verbraucht (92 %)und nur 112 GWh an Dritte, z.B. Elektrizitätsversorgungsunternehmen

weitergegeben.

5.2.2. Deponiegas: Analyse der Kostenentwicklung der Stromproduktion (inkl.



beschriebenen Modellfalls für Deponiegas betragen 8,51 cent/kWhel.

Zur Ermittlung der Stromgestehungskosten von Deponiegas wurden folgende weitere Annahmen

zu Grunde gelegt:

Abweichend von [49] wurde die kalkulatorische Nutzungsdauer von 20 Jahren auf 10 Jahre

reduziert. Dieser Ansatz berücksichtigt das Unterschreiten der für eine motorische Nutzung

des Deponiegases notwendigen Methankonzentration.

In der Kalkulation wurde eine Degression der jährlich zur Verfügung stehenden Gasmenge in

Höhe von 3 % berücksichtigt.

138

Elektrische Leistung (Brutto):500 kWel (als 2 x 250 kWel-Module)

Der elektrische Wirkungsgrad wurde nach [63] mit 40 % angesetzt





Neben den oben beschriebenen Betriebskosten werden abweichend von [49] für den


Anfangsinvestition) angesetzt. Diese berücksichtigen primär Ausgaben für die

Gasreinigung.

Es findet eine Berücksichtigung von Wärmeerlösen statt. Diese ergeben sich aus einem

Anteil genutzter Wärme i.H.v. 5 % und einem spezifischen Verrechnungspreis von

3 cent/kWhth.

In nachstehender Grafik findet eine Darstellung der Sensitivitäten der Anschaffungsausgaben, des


Modellkonstellation für Deponiegas statt. In dieser Parameterkonstellation wirkt sich eine Variation

der Jahresvolllaststunden sehr deutlich auf die Höhe der Stromgestehungskosten aus. Einen immer

noch deutlichen aber etwas geringeren Einfluss weisen die Anschaffungsausgaben auf. Die

Variationen von Nutzungsdauer und Kalkulationszinssatz üben nur einen geringen Einfluss auf die

Höhe der Stromgestehungskosten aus.

139

Abbildung 5-17: Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten von Deponiegas.

Tabelle 5-18: Übersicht der Annahmen zur Ermittlung der mittleren Stromgestehungskosten für Deponiegas.

Einheit Deponiegas (§ 41 EEG 2014)

Eingangsparameter:




Elektrische Leistung (brutto) kWel 500 (2 x 250)




Rückgang der Gasproduktion (pro Jahr) % 3



140

Einheit Deponiegas (§ 41 EEG 2014)

Kapitalkosten:







Betriebskosten:








Sonstige Betriebskosten** %/a 7,3

Erlöse:

Anteil genutzter Wärme*** % 5

Spezifische Wärmeerlöse ct/kWhth 3






5.2.3. Grubengas: Analyse der Kostenentwicklung der Stromproduktion (inkl.



beschriebenen Modellfalls für Grubengas betragen 6,37 cent/kWhel.

Zur Ermittlung der Stromgestehungskosten von Grubengas wurden folgende weitere Annahmen zu

Grunde gelegt:

141

In Anlehnung an [49] wurde die kalkulatorische Nutzungsdauer auf 20 Jahre angesetzt

Elektrische Leistung (Brutto):500 kWel (als 2 x 250 kWel-Module)

Der elektrische Wirkungsgrad wurde nach [63] mit 40 % angesetzt





Neben den oben beschriebenen Betriebskosten werden in Anlehnung an [49] für den


Anfangsinvestition) angesetzt.

Es findet keine Berücksichtigung von Wärmeerlösen statt.

In nachstehender Grafik findet eine Darstellung der Sensitivitäten der Anschaffungsausgaben, des


Modellkonstellation für Grubengas statt. Auch bei Grubengas wirkt sich in dieser Parameter-

konstellation eine Variation der Jahresvolllaststunden am stärksten auf die Höhe der Strom-

gestehungskosten aus. Einen immer noch deutlichen aber etwas geringeren Einfluss weisen die

Anschaffungsausgaben auf. Die Variationen von Nutzungsdauer und Kalkulationszinssatz üben nur

einen geringen Einfluss auf die Höhe der Stromgestehungskosten aus.

Abbildung 5-18: Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten von Grubengas.

142

Tabelle 5-19: Übersicht der Annahmen zur Ermittlung der mittleren Stromgestehungskosten für Grubengas.

Einheit Grubengas (§ 43 EEG 2014)

Eingangsparameter:




Elektrische Leistung (brutto) kWel 500 (2 x 250)




Rückgang der Gasproduktion (pro Jahr) % -



Kapitalkosten:







Betriebskosten:








Sonstige Betriebskosten** %/a 2

Erlöse:

143

Einheit Grubengas (§ 43 EEG 2014)

Anteil genutzter Wärme*** % -

Spezifische Wärmeerlöse ct/kWhth -






144

6. Literaturverzeichnis

[1] Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG2014)

Arbeitsausgabe der Clearingstelle EEG Gesetzesfassung vom 22. Dezember 2014 In Kraft ab 31.

Dezember 2014

[2] ARBEITSGRUPPE ERNEUERBARE ENERGIEN-STATISTIK (AGEE-Stat) (Hrsg.): Zeitreihen zur

Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland. Stand: 02/2018 (2018)

[3] GESAMTVERBAND STEINKOHLE E.V. (Hrsg.): Jahresbericht 2016 (2016)

[4] GESAMTVERBAND STEINKOHLE E.V.: Steinkohle 2017 : Verantwortung für Generationen (2017)

[5] INFORMATIONSPLATTFORM DER DEUTSCHEN ÜBERTRAGUNGSNETZBETREIBER (2017): Informationen

zur Direktvermarktung vom 22.12.2017. URL

https://www.netztransparenz.de/EEG/Monatsprognosen

[6] BUNDESMINISTERIUM FÜR WIRTSCHAFT UND ENERGIE (BMWi) (Hrsg.): Erneuerbare Energien in

Zahlen : Nationale und internationale Entwicklung im Jahr 2016

[7] INFORMATIONSPLATTFORM DER DEUTSCHEN ÜBERTRAGUNGSNETZBETREIBER: EEG-

Jahresabrechnungen. URL https://www.netztransparenz.de/EEG/Jahresabrechnungen –

Überprüfungsdatum 2017-11-03

[8] BUNDESNETZAGENTUR (2017): Veröffentlichung der im Anlagenregister registrierten Daten. URL

https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Instit

utionen/ErneuerbareEnergien/Anlagenregister/Anlagenregister_Veroeffentlichung/Anlagenreg

ister_Veroeffentlichungen_node.html – Überprüfungsdatum 2018-01-23

[9] SCHEFTELOWITZ, Mattes et al.: Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des EEG-

Erfahrungsberichts 2014 : Vorhaben IIa Stromerzeugung aus Biomasse (2014)

[10] SCHEFTELOWITZ, Mattes et al.: Stromerzeugung aus Biomasse : Vorhaben IIa Biomasse (2015)

[11] BUNDESNETZAGENTUR (BNetzA) (Hrsg.): Stamm- und Bewegungsdaten der

Übertragungsnetzbetreiber für die Jahre 2014 bis 2016 (2017)

[12] DEUTSCHE ENERGIE-AGENTUR GMBH: Persönliche Mitteilung. 2017. Fraunhofer-Institut für

Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) (Adressat)

[13] FRAUNHOFER-INSTITUT FÜR ENERGIEWIRTSCHAFT UND ENERGIESYSTEMTECHNIK: Herstellerbefragung :

Befragung der Hersteller von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland zum aktuellen Stand

der Anzahl und Aufbereitungskapazität (2017)

[14] FRAUNHOFER-INSTITUT FÜR ENERGIEWIRTSCHAFT UND ENERGIESYSTEMTECHNIK (2017): Datenbank

Biogasaufbereitungsanlagen: Datenbank Biogasaufbereitungsanlagen

[15] BUNDESNETZAGENTUR (BNetzA) (Hrsg.); BUNDESKARTELLAMT (Hrsg.): Monitoringbericht 2017.

Stand: 13.12.2017

[16] BUNDESNETZAGENTUR (BNetzA) (Hrsg.); BUNDESKARTELLAMT (Hrsg.): Monitoringbericht 2016.

Stand: 30.11.2016

145

[17] DEUTSCHE ENERGIE-AGENTUR GMBH (DENA) (Hrsg.): Branchenbarometer Biomethan : Daten,

Fakten und Trends zu Biomethan (2016)

[18] HOFFSTEDE, U. et al.: FlexHKW - Flexibilisierung des Betriebes von Heizkraftwerken.

Abschlussbericht (Projektnummer 03KB092A) (2016)

[19] GATENA, Jens: Fachgespräch Altholzverbrennungsanlagen : Altholz - Stoffströme, Potenziale,

aktuelle Energienutzung, Zukünftige Verwertungswege und Alternativen. Kassel, 18.08.2017

[20] FRAUNHOFER-INSTITUT FÜR ENERGIEWIRTSCHAFT UND ENERGIESYSTEMTECHNIK: Fachgespräch

Altholzverbrennungsanlagen : Besprechungsprotokoll. Kassel, 18.08.2017

[21] EXPERTENINTERVIEW MIT DR. RAUH FACHVERBAND BIOGAS: Einschätzung der technischen

Entwicklung der Biogasanlagen durch das EEG, bzw. die Ausschreibungen (2017)

[22] EXPERTENINTERVIEW MIT DR. THUNEKE TFZ STRAUBING: Einschätzung der technischen Entwicklung

von holzbasierten Kraftwerken durch das EEG, bzw. die Ausschreibungen (2017)

[23] Düngegesetz (in Kraft getr. am 9. 1. 2009) (2009) – Überprüfungsdatum 2018-03-21

[24] FACHAGENTUR NACHWACHSENDE ROHSTOFFE E.V.: Pressemitteilung : Nachwachsende Rohstoffe

wuchsen 2016 auf 2,7 Millionen Hektar in Deutschland. 02.02.2017

[25] DEUTSCHES MAISKOMITEE E.V.: Persönliche Mitteilung. 25.08.2017. Fraunhofer-Institut für

Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) (Adressat)

[26] STRUBE GMBH & CO. KG: Zuckerrüben 2017 (2017)

[27] NETZWERK LEBENSRAUM FELDFLUR: Pressemitteilung : Nachwachsende Rohstoffe und

Biodiversität. 13.02.2017

[28] JAQUELINE DANIEL-GROMKE ET AL.: Anlagenbestand Biogas und Biomethan – Biogaserzeugung und

-nutzung in Deutschland (DBFZ Report Nr. 30) (2017)

[29] BAYERISCHE LANDESANSTALT FÜR LANDWIRTSCHAFT (LfL) (Hrsg.): Bayernplan : Einsatz von Biogas

zum Ersatz von Gaskraftwerken (2013)

[30] LANDWIRTSCHAFTSKAMMER NORDRHEIN-WESTFALEN (Hrsg.): Biogas in Nordrhein-Westfalen :

Auswertung der Biogasanlagen-Betreiberdatenbank der Landwirtschaftskammer NRW. Stand:

15.07.2016

[31] DIENSTLEISTUNGSZENTRUM LÄNDLICHER RAUM (DLR) (Hrsg.): Biogasanlagen in Rheinland - Pfalz

2014 (2014)

[32] INSTITUT FÜR ZUKUNFTSENERGIESYSTEME (IZES) GGMBH: Persönliche Mitteilung : Substrateinsatz

BGA (2017)

[33] LANDESAMT FÜR UMWELT, LANDWIRTSCHAFT UND GEOLOGIE FREISTAAT SACHSEN (Hrsg.): Biogas in

Sachen (2016)

[34] QUASCHNING, Volker: Biogas Sachsen-Anhalt 2017. Magdeburg, 22.03.2017

[35] THÜRINGER LANDESANSTALT FÜR LANDWIRTSCHAFT (TLL) (Hrsg.): Integration der Biogaserzeugung

in die Landwirtschaft Thüringens (2017)

146

[36] LANDWIRTSCHAFTSKAMMER NIEDERSACHSEN (Hrsg.): Nährstoffbericht in Bezug auf

Wirtschaftsdünger für Niedersachsen 2015/2016 (2017)

[37] THÜRINGER LANDESANSTALT FÜR LANDWIRTSCHAFT: Persönliche Mitteilung. 29.08.2017. Fraunhofer

(Adressat)

[38] THÜRINGER LANDTAG: Drucksache 6/24 : Gülleimporte nach Thüringen. Kleine Anfrage des

Abgeordneten Möller (Bündnis 90/Die Grünen) und Antwort des Thüringer Ministeriums für

Landwirtschaft, Forsten, Umwelt und Naturschutz. 26.11.2014

[39] BLE BUNDESANSTALT FÜR LANDWIRTSCHAFT UND ERNÄHRUNG (Hrsg.): Evaluations- und

Erfahrungsbericht für das Jahr 2016 : Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung, Biokraftstoff-

Nachhaltigkeitsverordnung (2017)

[40] UNION ZUR FÖRDERUNG VON ÖL- UND PROTEINPFLANZEN E.V. ; AGRARMARKT

INFORMATIONSGESELLSCHAFT: Preisentwicklung Pflanzenöle : Großhandelspreise. URL

https://www.ufop.de/files/8715/0286/4414/GdW_3317_2048.jpg – Überprüfungsdatum 2017-11-

01

[41] FRAUNHOFER ISI ET AL.: 13. Quartalsbericht : Laufende Evaluierung der Direktvermarktung von

Strom aus Erneuerbaren Energien. Im Auftrag des BMWi. Stand: 05/2015

[42] FACHVERBAND BIOGAS E.V.: Pressemitteilung : Biogasbranche agiert flexibel. 12.11.2014

[43] KLOBASA, M. et al.: Monitoring der Direktvermarktung von Strom aus Erneuerbaren Energien:

Vorbereitung und Begleitung bei der Erstellung eines Erfahrungsberichts gemäß § 97 Erneuerbare-

Energien-Gesetz (2017)

[44] DEUTSCHE VEREINIGUNG FÜR WASSERWIRTSCHAFT, ABWASSER UND ABFALL E.V. (DWA) (Hrsg.):

ERWAS - Zukunftsfähige Technologien und Konzepte für eine Energieeffiziente und

Ressourcenschonende Wasserwirtschaft : Zwischenergebnisse (2016)

[45] RAUH, Stefan: Biogas Convention Workshop 7 Bio2020plus Teil 2 : Wärmenutzung von

Biogasanlagen in Deutschland. Hannover, 17.11.2016

[46] BUNDESNETZAGENTUR (BNetzA) (Hrsg.): Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur. Stand: 03/2017

[47] STATISTISCHES BUNDESAMT: Pressemitteilung : 1 450 Gigawattstunden Strom aus Klärgas im Jahr

2016 erzeugt. 11.08.2017

[48] STATISTISCHES BUNDESAMT: Erhebung über Gewinnung, Verwendung und Abgabe von Klärgas

(2017)

[49] ZENTRUM FÜR SONNENENERGIE- UND WASSERSTOFF-FORSCHUNG (ZSW) ET AL.: Vorbereitung und

Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichts 2014 : Vorhaben I Spartenübergreifende und

integrierende Themen sowie Stromerzeugung aus Klär-, Deponie- und Grubengas (2014)

[50] INTERESSENVERBAND GRUBENGAS E.V.: Grubengas. URL

http://www.grubengas.de/german/grubengas_g.htm – Überprüfungsdatum 2017-11-01

[51] GESAMTVERBAND STEINKOHLE E.V.: Chronik. URL

https://www.gvst.de/site/chronik/chronik_2010_heute.htm – Überprüfungsdatum 2018-03-22

147

[52] BUNDESNETZAGENTUR: Hintergrundpapier : Ergebnisse der Ausschreibung für Biomasse vom 1.

September 2017 (2017)

[53] KURATORIUM FÜR TECHNIK UND BAUWESEN IN DER LANDWIRTSCHAFT E.V.: Wirtschaftlichkeitsrechner

Biogas. URL

http://daten.ktbl.de/biogas/startseite.do;jsessionid=96B0582E0CA43ED8AF137E3CA20FAEC9

#start – Überprüfungsdatum 2018-02-15

[54] ASUE - ARBEITSGEMEINSCHAFT FÜR SPARSAMEN UND UMWELTFREUNDLICHEN ENERGIEVERBRAUCH E.V.

(Hrsg.): BHKW-Kenndaten 2014/2015 (2014)

[55] EUWID EUROPÄISCHER WIRTSCHAFTSDIENST GMBH (Hrsg.): Euwid - Neue Energie :

Marktliste/Preistabellen Altholz, Landschaftspflegeholz, NawaRo-Holzhackschnitzel April 2017

(2017)

[56] FACHVERBAND BIOGAS E.V. (FvB) (Hrsg.): BiogasJournal : Biomassepreise 2016. 3. Aufl. (2017)

[57] C.A.R.M.E.N. E.V. (Hrsg.): Carmen Infothek Preisindizes Hackschnitzel (2017)

[58] Fachgespräch Kleingülle Biogasanlage. mündliche Mitteilung. 11/2017. (Adressat)

[59] CARSTEN HERBES, Verena Halbherr: Stärkere Wärmenutzung in Biogasanlagen kann sich lohnen.

In: BiogasJournal 1/2017.

[60] Fachgespräch Altholzheizkraftwerk. persönliche Mitteilung. 2017. (Adressat)

[61] CARMEN E.V., Wolfram Schöberl: Wirtschaftlichkeit von Biomassevergasungs-BHKW. persönliche

Mitteilung. 8/2016. (Adressat)

[62] BUNDESMINISTERIUM FÜR ERNÄHRUNG UND LANDWIRTSCHAFT: Verordnung über die Anwendung von

Düngemitteln, Bodenhilfsstoffen, Kultursubstraten und Pflanzenhilfsmitteln nach den

Grundsätzen der guten fachlichen Praxis beim Düngen (idF v. 26. 5. 2017) (2017)

[63] ARBEITSGEMEINSCHAFT FÜR SPARSAMEN UND UMWELTFREUNDLICHEN ENERGIEVERBRAUCH E.V.

(Hrsg.): BHKW-Kenndaten 2014/2015 (2014)

[64] PERSÖNLICHE MITTEILUNG: Expertengespäch Stromgestehungskosten Biogasanlagen, Teilnehmer:

TLL, LfL, DBFZ, TH Ingolstadt, FvB e.V., StMwi Bayern, Südwestbank, MUEEF Saarland, Götz

Agrardienst, Biogas Aelerheim. 4/2017. (Adressat)

Date post:	16-Oct-2021
Category:	Documents
Upload:	others
View:	1 times
Download:	0 times

Vorbereitung und Begleitung bei der Erstellung eines ...

Documents