Im Bereich bis 1 MWel können Kosten noch um 10-15% gesenkt werden

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1 Status der thermochemischen Konversion fester Biomasse zur gekoppelten Strom- und Wärmebereitstellung (KWK) und ihre Perspektive in Deutschland unter den Rahmenbedingungen des EEG 2014 Höchste Energieausbeute für feste, holzartige Biomasse, aber verbunden mit hoher Komplexität Für feste, holzartige Biomasse stellt die gekoppelte Strom- und Wärmebereitstellung via thermochemischer Konversion und anschließender (motorischer) Gasnutzung die prinzipbedingt bestmögliche Ausnutzung der in der Biomasse enthaltenen Energie dar. Der bisher sehr geringe Marktanteil dieses unter Nachhaltigkeitsaspekten wie Ressourcenschonung sowie Regionalität der Stoffströme und Nährstoffkreisläufe günstigen Verfahrens liegt in seiner Komplexität. Die bei der Vergasung ablaufenden Reaktionen und die sich daraus ergebende Varianz der Zwischenprodukte führen zu vergleichsweise hohen Anforderungen an die Gleichförmigkeit des Brennstoffes oder aufwendige Regelungstechniken zur Kompensation von Schwankungen der Brennstoffeigenschaften. Beide Aspekte ziehen vergleichsweise hohe spezifische Kosten dieser Technologie nach sich. In den vergangenen Jahren führten die meisten Versuche, durch Abstriche an diesen Verfahrenskomponenten Kosten einzusparen, zu einem deutlichen Einbruch in der Anlagenverfügbarkeit und zum Teil zu problematischen Abfallströmen. Beide Effekte erhöhten dadurch wiederum die spezifischen Stromgestehungskosten auch über die bisherige Höhe der Förderung (EEG2012) hinaus und führten damit zu einem unwirtschaftlichen Betrieb. Unterschiedliche technische Randbedingungen begründen unterschiedliche Vergütungsregelungen Die Einsatzstoffe für biochemische Konversion in Biogasanlagen (anaerobe Vergärung) und thermochemische Konversion (im Wesentlichen Vergasung) sind bzgl. ihrer Eigenschaften und Herkunft (Wassergehalt, Ligningehalt, u.a.) sehr unterschiedlich. Auch die technologischen Bedingungen der Konversionsprozesse unterscheiden sich grundlegend: bei der biochemischem Konversion sind es niedrige Temperatur, lange Verweilzeit, großes Reaktorvolumen und geringe Dynamik der Gasproduktionsrate. Bei der thermochemischen Konversion handelt es sich demgegenüber um hohe Temperatur, kurze Verweilzeit, kleines Reaktorvolumen und hohe Dynamik der Gasproduktionsrate. Daher erscheint eine gemeinsame Regelung der Vergütungssätze für vergärbare Biomasse und Festbrennstoffe zur thermochemischen Konversion als nicht zielführend. Im untersten Leistungsbereich bis 250 kw el erscheinen Stromgestehungskosten unter 20 Ct/kWh möglich In den letzten 2-3 Jahren konnten im Bereich der Kleinanlagen Techniken etabliert werden, die bei stabil niedrigem Wassergehalt der Brennstoffe von unter 15 % die Toleranz hinsichtlich der Stückigkeit erhöhen. Für einen störungsarmen Betrieb der jeweiligen Anlagen kann damit jetzt die erforderliche Qualität der Brennstoffaufbereitung durch standardisierte Hackung und Siebung vom Markt bereitgestellt werden. Die Bandbreite der Stromgestehungskosten der sich im Markt befindenden Anlagen mit einer elektrischen Nennleistung zwischen 30 und 180 kw variiert einer Studie (AEE/DBFZ) von 2014 zufolge von etwa Ct/kWh im Dauerbetrieb. Maßgeblich sind für die resultierenden Stromkosten auch die Preise, die für die gleichzeitig entstehende Wärme von Kunden im Wettbewerb zu anderen Energieträgern gezahlt werden können. Die niedrigen Werte sind aber vor allem Ergebnis einer Serienfertigung der Anlagen. Das Erreichen von Stromgestehungskosten von unter 20 Ct/kWh stellt damit für fast alle Anbieter eine derzeitige, perspektivisch jedoch realistische Herausforderung dar. Soll mittelfristig die Stromproduktion entsprechend den energiewirtschaftlichen Anforderungen bedarfsgerecht erfolgen, sind weitere Herausforderungen zur Entkopplung der Bereitstellung von Strom und Wärme bei simultaner Erzeugung zu überwinden. Konzeptionell erscheint dies für die meisten Anlagen Seite 1

2 machbar, ist aber immer mit weiteren Investitionen z. B. in zusätzliche Wärmespeicher verbunden, die merklich zu den Stromgestehungskosten beitragen werden. Im Bereich bis 1 MW el können Kosten noch um 10-15% gesenkt werden Im Bereich 250 kw el bis 1 MW el wird es sich bei Betrachtung der derzeitig in Deutschland am Markt oder in der Prototypenphase befindlichen Hersteller zum größten Teil um modulare Zusammenstellungen kleinerer Konversionseinheiten handeln, bei denen nur Brennstoffbehandlung und -dosierung sowie zum Teil ein gemeinsamer Motor Einsparpotenziale aufweisen. Die zu erwartende Kostendegression liegt daraus ableitbar bei maximal % relativ zu den Kleinanlagen, was bei Zugrundelegung von Stromgestehungskosten in Höhe von 20 Ct/kWh für Kleinanlagen in dieser Leistungsklasse Erzeugungskosten von Ct/kWh entspricht. Anlagen zwischen 1 und 5 MW el können aufgrund ihrer Individualität nur 20-25% Kostenreduktion erreichen Bei mittleren Anlagen mit Leistungen zwischen 1 und 5 MW el ist das Kostendegressionspotential aufgrund der Anlagengröße derzeit weit kleiner als in der letzten Fassung des EEG erwartet, da die bisher errichteten und sich derzeit in Planung befindlichen Anlagen in einem hohen Maße standortspezifischen Randbedingungen unterliegen. Jede Anlage weist damit einen hohen Anteil individueller Konfiguration auf - insbesondere hinsichtlich einer sinnvollen Wärmenutzung. In der Regel ist nur die Gasnutzungseinheit weitgehend standardisiert. Zudem muss eine aufwendige Brennstoffaufbereitungskette vorgehalten werden, um die lokale Versorgungssicherheit mit Brennstoff sicher zu stellen (5 MW el entsprechen etwa 86 Tonnen trockenen Holzes pro Tag). Die Implementierung des Entwicklungsfortschritts der vorangegangenen 10 Jahre von der Demonstration in den Markt ist in dieser Leistungsklasse in den letzten 2 Jahren zum Stillstand gekommen, da die Kombination aus steigendem Brennstoffpreis und knapp bemessener Stromvergütung keine Amortisation mehr möglich erscheinen ließ. In diesem Leistungsbereich schätzen wir das Kostenminderungspotential der Stromgestehung in den nächsten Jahren auf nicht mehr als % gegenüber den Kleinanlagen, was zu Stromgestehungskosten im Bereich von Ct/kWh führt. Dies wurde auch in eigenen Forschungsarbeiten im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, auf der Kostenbasis für das Referenzjahr 2010, für diese Leistungsklasse berechnet. Insbesondere die durch die zunehmende Komplexität der Anlagen in diesem Leistungsbereich deutlich erhöhten quantitativen (Daueranwesenheit und Schichtbetrieb) und qualitativen (theoretische Schadenshöhe für Betrieb, Personalgesundheit und Umwelt) Personalanforderungen und damit verbundene Ausgaben, wirken der Kostendegression entgegen. Der Betrieb solcher Anlagen ist allerdings auch die Voraussetzung für die mittelfristige Nutzung von fester Biomasse für die effiziente Bereitstellung von Energieträgern für die Mobilität wie CNG oder flüssigen Treibstoffen. Deren Konzepte können nur im Dauerbetrieb als Teilstrom einer solchen größeren KWK Anlage zur Marktreife weiterentwickelt werden. Oberhalb von 5 MW el können größere kapazitätsbedingte Kostensenkungen erwartet werden Oberhalb von 5 MW el bis hin zur Fördergrenze des EEG kann die Maßstabsvergrößerung einen nennenswerten Beitrag zur Kostendegression liefern, da hier im Vergleich zu den vorstehenden Anlagen mittlerer Leistung z. Bsp. keine weiter erhöhten Anforderungen an Anzahl und Qualifikation des Betriebspersonals mehr entstehen. Daher rechnen wir in diesem Leistungsbereich mit einem Kostenminderungspotenzial von % relativ zu den Kleinanlagen, was zu Stromgestehungskosten in Höhe von Ct/kWh el führt. Seite 2

3 Brennstoffe sind für die weitere Marktentwicklung ausreichend verfügbar Da die zur thermischen Konversion nachhaltig verfügbare Biomasse nach verschiedenen Untersuchungen den derzeitigen Bedarf um ein Vielfaches übersteigt, ist durch einen weiteren Ausbau solcher Anlagen weder eine reale Verknappung noch ein negativer Einfluss auf die wertstoffliche Nutzung zu erwarten. Lediglich bei Vergasungsanlagen, die zwingend Holzpellets benötigen, besteht Nutzungskonkurrenz zu Pelletheizungen und der Spanplattenindustrie, die dasselbe Einsatzgut wie die Pelletindustrie benutzt. Einer Studie des DBFZ zufolge besteht in Deutschland ein technisches Potenzial von 165 Petajoule alleine auf der Basis von Waldrestholz (Äste, Kronenholz, Reisig), das für sich genommen ausreichen würde, um zusätzliche Anlagen mit einer installierten Leistung von ca MW el mit Brennstoff zu versorgen (unter den optimistischen Annahmen von Betriebsstunden im Jahr und einem elektrischen Wirkungsgrad von 30 %). Dieses Brennstoffpotenzial kann aber nur zu vergleichsweise hohen Preisen erschlossen werden, da es im Vergleich zu Stammholz deutlich höhere Bergungskosten bedingt und zusätzlich einen höheren Aufwand in der Aufbereitung erfordert, bevor es in den Anlagen zur thermochemischen Konversion eingesetzt werden kann. In derselben Studie wird zusätzlich noch ein technisches Potenzial im Bereich des bisher nicht genutzten jährlichen Holzzuwachses im Wirtschaftswald von umgerechnet MW el festgestellt. Dazu kommen noch hebbare Potenziale im Bereich des Industrierestholzes, des Altholzes und zukünftig auch im Bereich von Holzbrennstoffen aus Kurzumtriebsplantagen. Großen wie kleinen Anlagen ist jedoch gemeinsam, dass die Brennstoffkosten einen sehr hohen Einfluss auf die Kostensituation haben (anders als bei PV und Wind) und dieses Risiko komplett beim Betreiber verbleibt. Personalkosten sind ein limitierender Faktor, vor allem bei der Wärmenutzung Den Ausbau limitierend erweist sich bei Anlagen mit größerer Leistung die Erfordernis einer KWKGkonformen Wärmeabnahme auch außerhalb der Wintermonate. Bei kleineren Anlagen ist häufig die Verfügbarkeit qualifizierten Personals limitierend, da die kleinen Anlagen in der Regel nur maximal die Stundenvergütung der Netto-Arbeitszeit (1-3 h / Tag) erwirtschaften können, aber keine damit verbundene Stelle. Häufig, insbesondere im land- und forstwirtschaftlichen Bereich, ist der Eigentümer gleichzeitig auch Bediener der Kleinanlage, sodass gar keine Personalkosten angerechnet werden. Auch in der Wärmeversorgung von Liegenschaften (z. Bsp. kleine Siedlungen oder Mehrfamilienhäuser) scheitert die Realisierung von Biomasse-KWK-Anlagen mit Vergasung oft am notwendigen Personaleinsatz zur Betreuung der Anlagen. Es wird daher meistens auf betreuungsärmere, reine Biomasse-Heizlösungen ausgewichen. Eine Verdopplung bis Verdreifachung des derzeitigen kleinen Marktanteils ist bis 2016 möglich und kostet nicht mehr als 1 pro Jahr und Einwohner Auf der Basis ihres Vorschlags für einen neu zu gestaltenden 42a für die Vergütung von Strom aus Anlagen mit thermochemischer Konversion hat die Fördergesellschaft Erneuerbare Energien e.v. (FEE) unter ihren Mitgliedern aus der Gruppe der Anlagenanbieter eine Umfrage zum erwarteten Marktvolumen durchgeführt. Ausgehend von diesem Umfrageergebnis hat Fraunhofer UMSICHT für die FEE unter Zugrundelegung der Fertigungsleistung, Annahme gewisser Realisierungswahrscheinlichkeiten und Extrapolation auf alle uns bekannten Hersteller einen möglichen Zuwachs in der installierten Leistung von 7,5 MW in der zweiten Hälfte diesen Jahres sowie 25 MW in 2015 und 33 MW in 2016 mit einer Fehlerbreite von 25 % ermittelt. Daraus ergäben sich zusätzlich zur heute installierten Anlagenleistung unter Anwendung oben prognostizierter Gestehungskosten als Vergütungshöhe EEG-Vergütungen in Höhe von 6 Mio. im 2. Halbjahr 2014, 47 Mio. in 2015 und 95 Mio. in Dabei entfallen etwa 63 % dieser Aufwendungen auf Anlagen im Kleinleistungsbereich. Die sich daraus ergebende Mehrbelastung im Rahmen des bundesweiten Ausgleichs (EEG- Umlage) lägen selbst in der für 2016 prognostizierten Ausbaustufe deutlich unter 1 pro Jahr und Einwohner. Wie bei den Vergütungssätzen sollte auch der Ausbaupfad für Anlagen zur thermochemischen Konversion von dem Seite 3

4 für Anlagen zur bio-chemischen Konversion (Biogasanlagen) getrennt betrachtet werden, da die oben beschriebenen, großen Potenziale ohne Konkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion mobilisierbar sind und sich zumindest für den Bereich der Kurzumtriebsplantagen sogar förderlich auf das Landschaftsbild und die Artenvielfalt auswirken können. Auf Basis der jetzigen Novelle kommt der Ausbau dieser deutschen Technologie praktisch ganz zum Erliegen Die Prognose des DBFZ vom (Hintergrundpapier Kapitel 3) kommt auf Basis der Beibehaltung der Regelungen des EEG12 auf jährliche Zuwächse in der installierten Leistung von MW el für die nächsten Jahre, also einem zur oben aufgeführten Abschätzung in etwa deckungsgleichen Erwartungsbereich. Auf Basis der Vergütungssätze, die die jetzige Novellierung des EEG (EEG2014) vom April vorsieht, würde praktisch kein Zubau mehr erfolgen, wie übereinstimmend das gemeinsame Thesenpapier von 65 Forschungspartnern aus dem Bereich Bioenergie, die DBFZ-Studie und unsere Auswertung der Herstellerdaten ergeben. Die für die Zukunft erwarteten Kostenreduzierungen, die ihren Ausdruck in den im Entwurf vorgesehenen, quartalsweisen Vergütungsabsenkungen gemäß 27 finden, lassen sich nur durch Weiterentwicklung von betriebenen Anlagen realisieren. Kommt es durch Vergütungssätze, die keinen wirtschaftlichen Betrieb neu errichteter Anlagen erwarten lassen, zu einem Erliegen des Anlagenzubaus, können keine technischen Verbesserungen, die zukünftig zur Kostensenkung entweder in der Investition oder im Betrieb führen, umgesetzt werden. Auch die Kostensenkungspotenziale in der Anlagenfertigung durch die Einführung von (Klein-)Serienfertigung können dann nicht weiter ausgeschöpft werden. Damit käme die weitere Technologieentwicklung zum Erliegen und infolge dessen ginge die Chance zur Erreichung einer langfristigen Marktfähigkeit verloren. Der wichtige deutsche Markt für die erfolgreiche Implementierung von Technologien zur Bereitstellung von Energie aus erneuerbaren Ressourcen büßte dadurch für das Segment der thermochemischen Konversion seinen Referenzcharakter ein. Von den in Deutschland am Markt operierenden ca. 40 Firmen haben etwa 85 % ihren Sitz in Deutschland und die übrigen im benachbarten EU-Ausland. Hieraus lassen sich die wichtigsten Kernthesen wie folgt ableiten: - Aus wissenschaftlicher Sicht unterscheidet sich die Energiebereitstellung durch thermochemische Konversion fester, nicht vergärbarer Biomasse im Verfahren und im Einsatzstoff so wesentlich von den der Vergärung in Biogasanlagen, dass ein eigenständige Betrachtung im Rahmen des EEG erfolgen sollte.. - Die Strombereitstellung aus fester, lignocelluloser Biomasse, die nicht in Konkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion steht, erlaubt bei gleichzeitiger Wärmenutzung (und nur mit dieser kann eine Vergasungsanlage überhaupt wirtschaftlich sein) Gesamtwirkungsgrade von deutlich über 70 %. - Der Zubau an KWK auf Basis fester Biomasse wird nicht durch das Biomassepotenzial beschränkt. Limitierend sind eher die geeigneten Standorte mit entsprechendem Wärmebedarf und der guten Verfügbarkeit des nur stundenweise benötigten, qualifizierten Personals, sowie den brennstofflogistischen Voraussetzungen (Lager/trockner fremdstofffreier Umschlagplatz), da solche Peripheriekosten nicht durch den Anlagenbetrieb erwirtschaftet werden können. - Strom aus fester Biomasse ist keinen äußeren Einflüssen (wie Windstille oder Dunkelheit) unterworfen und damit beliebig in Grundlast oder bedarfsgerecht bereitstellbar, soweit der Wärmebedarf parallel zum Strombedarf verläuft oder durch Wärmespeicherung entkoppelt wird. Die langfristige Speicherfähigkeit ist brennstoff-immanent. Seite 4

5 - BHKWs kleiner Leistung (< 250 kw el.) sind in Kleinserienfertigung zu einem Preis am Markt verfügbar, der für die derzeitigen Kosten des Brennstoffs Holz und weitgehender Wärmenutzung zu Wärmemarktpreisen Stromgestehungskosten in einer Größenordnung von etwa 20 Ct/kWh generiert. Aufgrund der begrenzten Kostendegression bei Anlagen größerer Leistung können unseres Erachtens Stromgestehungskosten von Ct/kWh in der Leistungsklasse 250 kw el - 1 MW el und Ct/kWh für den Bereich von 1-5 MW el sowie Ct/kWh für Anlagen mit einer Leistung über 5 MW el erreicht werden. - Auch für andere, preisgünstigere feste Biomassen vermindern sich die spezifischen Stromgestehungskosten nicht wesentlich, wenn der Aufwand für die Aufbereitung und die mit diesen Brennstoffen erzielbaren verminderten Jahresbetriebszeiten berücksichtigt werden. vorgelegt von: Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT Institutsleiter Prof. Dr.-Ing. Eckhard Weidner Osterfelder Straße Oberhausen Erstellt durch: Dr. Christoph A. Unger, Abteilung Ideenfabrik: Think-Tank-Energy, Bereich Energie am Fraunhofer- Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT Dipl.-Ing. Tim Schulzke, Gruppenleiter Thermochemische Konversion, Abteilung Bioraffinerie und Biokraftstoffe, Bereich Prozesse am Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT Seite 5

6 Quellen Andreas Ortwein, Alexander Krautz, Nora Szarka, Julian Braun, Martin Dotzauer, Kerstin Wurdinger, Stefan Rönsch, Steffi Matthischke, Volker Lenz, Marcus Trommler, Jan Postel, Fabian Jacobi: EINSATZ VON BIOMASSE ZUR BEDARFSGERECHTEN ENERGIEERZEUGUNG, SCHRIFTENREIHE NACHWACHSENDE ROHSTOFFE 32 Herausgeber: Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (FNR) 2014, ISBN Daniela Thrän, Alexander Krautz, Mattes Scheftelowitz, Volker Lenz, Jan Liebetrau, Jaqueline Daniel-Gromke, Martin Zeymer, Michael Nelles: Auswirkungen der gegenwärtig diskutierten Novellierungsvorschläge für das EEG-2014 Hintergrundpapier DBFZ-Pressemitteilung: Geplante Neuregelungen im EEG lassen nahezu keinen wirtschaftlichen Betrieb von neuen Bioenergieanlagen zu - 65 Forschungspartner aus der Bioenergiebranche warnen vor den negativen Auswirkungen der EEG-Novelle auf die Nutzung von Reststoffen und Abfällen, Jörg Mühlenhoff, Ryotaro Kajimura, Nils Boenigk, David Ziegler, Janet Witt: Holzenergie in Deutschland Staus und Perspektiven Heausgeber: Agentur für Erneuerbare Energien e. V. AEE im Auftrag des Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit 2014 Daniela Thrän, Katja Bunzel, Ulrike Seyfert, Vanessa Zeller, Marcel Buchhorn, Klaus Müller, Bettina Matzdorf, Nadin Gaasch, Kristian Klöckner, Inga Möller, Anja Starick, Juliane Brandes, Kurt Günther, Markus Thum, Jürgen Zeddies, Nicole Schönleber, Wilhelm Gamer, Jörg Schweinle, Holger Weimar: Global and Regional Spatial Distribution of Biomass Potentials Status quo and options for specification -, Herausgeber: DeutschesBiomasseForschungsZentrum (DBFZ) im Auftrag des Bundesministeriums für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung (BMVBS), 2010 Auswirkungen des EEG-Eckpunktepapiers auf Holzvergasung bis 500 kw elektrischer Leistung, Centrales Agrar- Rohstoff- Marketing- und Energie-Netzwerk (C.A.R.M.E.N e. V) Mattes Scheftelowitz, Sven Schicketanz, Frank Reinicke, Michael Beil: Stromerzeugung aus Biomasse Zwischenbericht 03MAP250 an Projektträger Jülich, Forschungszentrum Jülich GmbH im Auftrag des Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit 2013 Tim Schulzke: Dezentrale Strom- Wärmeerzeugung in einer stationären Wirbelschichtvergasung, in Schriftreihe des BMU Förderprogramms Energetische Biomassenutzung Band 5 Innovative Konzepte für die energetische Nutzung von biogenen Reststoffen, 2012 ISSN Tim Schulzke: Dezentrale Strom- Wärmeerzeugung in einer stationären Wirbelschichtvergasung Abschlussbericht 03KB014 an Projektträger Jülich, Forschungszentrum Jülich GmbH im Auftrag des Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit 2011 Jürgen Karl:Dezentrale Energiesysteme - Neue Technologien im liberalisierten Energiemarkt, 3. überarbeitete und erweiterte Auflage Oldenbourg-Verlag, München, ISBN Hinweis: Vorstehendes Dokument ist nur zur Information als Sachbeitrag zur Entscheidungsfindung für die Einstufung von Anlagen zur Strom und Wärmeerzeugung via thermischer Biomassekonversion in die Novellierung des EEG 2014 gedacht. Jegliche andere Verwendung bedarf der vorherigen schriftlichen Freigabe durch Fraunhofer UMSICHT Seite 6