»Biogaseinspeisung in Erdgasnetze - Markt und Wirtschaftlichkeit«

Transkript

1 »Biogaseinspeisung in Erdgasnetze - Markt und Wirtschaftlichkeit«Tagung Biogaseinspeisung Leuphana Universität Lüneburg Joachim Krassowski Fraunhofer-Institut UMSICHT

2 Übersicht Biogasaufbereitung Marktverfügbare Verfahren Verfahrensgegenüberstellung Kosten der Biogasaufbereitung und -einspeisung Sensitivitätsanalysen Wirtschaftlichkeit Marktsituation No. 2

3 Politische Ziele EU Übergeordnet: Nachhaltigkeit und Klimaschutz EU-Ziele für das Jahr 2020: CO 2 -Emissionen sollen um 20% reduziert werden Erneuerbare Energien sollen einen Anteil von 20 % haben (Sektorziel für Transport: 10 %) Energieeffizienz soll um 20 % gesteigert werden Biomasse soll nachhaltig hergestellt werden Gemeinsamer Rechtsrahmen für die Förderung durch die Richtlinie 2009/28/EG Auswirkung auf Deutschland (Auswahl): Verbindliches Ziel von 18% Erneuerbare Energien (2009: 10,1%) Nachhaltigkeitsnachweis für Biokraftstoffe und flüssige Biomasse No. 3

4 Politische Ziele Deutschland Übergeordnet: Nachhaltigkeit und Klimaschutz Deutsche Ziele für das Jahr 2020: CO 2 -Emissionen sollen um 40% reduziert werden Erneuerbare Energien sollen folgende Anteile haben: - 30 % im Stromsektor (2009: 16,1 %) - 14 % im Wärmesektor (2009: 8,4 %) - 10 % Biokraftstoffe (2009: 5,5 %) KWK-Anteil an der Stromerzeugung soll auf 25 % gesteigert werden Einspeisung von 6 Mrd. m³ Biogas No. 4

5 Entwicklung der Biogaseinspeise-Anlagen seit 2006 Ziel (2020): 6 Mrd. m³ Biomethan/a Planung (2012): 0,55 Mrd. m³ Biomethan/a Stand (2010): 0,25 Mrd. m³ Biomethan/a Anlagenzahl Anzahl und Leistung von Biogaseinspeiseanlagen in 2 Deutschland (einschl. Bau/Planung) Anlagenzahl ges. Anlagen in Betrieb Gasproduktion [H s ] Inst. Gasleistung [Mio Nm/a] Jahr Datenquellen: biogaspartner 9/2010; Fraunhofer UMSICHT No. 5

6 CO 2 -Abtrennung Herstellerübersicht Verfahren Druckwechseladsorption Druckwasserwäsche Wäsche mit org. Lösemittel Aminwäschen Membran-Trennverfahren Firmen Schmack-CarboTech (D) Cirmac (NL) Xebec Inc. (CAN), Verdesis* (CH), ETW Energietechnik* (D) Flotech (S, NZ) Malmberg (S, D) YIT (S) RosRoca* (E, D) HAASE Energietechnik (D) DGE (D) MT-Biomethan* (D) Cirmac (NL), PURAC* (S) Cirmac (NL) TU Wien (A), Axiom* (A) * Lizenznehmer Die Übersicht erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit! No. 6

7 Druckwechseladsorption (PSA) Molekularsiebe auf Aktivkohlebasis als Adsorbens, Adsorption von CO 2 bei 4-7 bar; Desorption bei 0,05 bar Rohgas muss entfeuchtet und entschwefelt sein (konkurrierende Sorption von Wasserdampf und H 2 S) Quelle: QuestAir Inc Xebec Inc., CAN Schmack - CarboTech, Mühlacker Quelle: CarboTech 2008 No. 7

8 Druckwasserwäsche (DWW) Absorption von CO 2 in Wasser unter Druck (4 7 bar) Kreislaufführung, Austreiben des CO 2 mit Strippluft bei atm. Druck Malmberg, Könnern Malmberg AB Flotech Flotech, Higashinada, JP No. 8

9 Physikalische Wäsche mit organ. Lösungsmitteln Wäsche mit Polyethylenglykol- Dimethylether (PEG-DME) Gemisch (Handelsname: Genosorb) Gute Löslichkeiten für CO 2, H 2 S Absorption bei 4-7 bar, Desorption bei Umgebungsdruck + Wärme < 80 C + Strippluft Haase Energietechnik Genosorb-Wäsche, Haase-Energietechnik, Ronnenberg No. 9

10 Chemische Wäschen zur CO 2 -Abtrennung Amine, wie MEA, DEA, TEA und Mischungen daraus Sehr hohe Bindungsfähigkeit und Selektivitäten für CO 2, H 2 S und Wasser, Absorption bei Umgebungsdruck (vorherige Entschwefelung notwendig, Vortrocknung vorteilhaft) Prozesswärme (ca. 160 C) zur Desorption DEA-Wäsche, MT-Energie, Zeven MT-Energie No. 10

11 Membranverfahren zur CO 2 -Abtrennung Polyimidmembran zur Gastrennung Arbeitsdruck ca. 8 bar Variabler Durchsatz von % (switch-on / switchoff) 1 Anlage in Deutschland, 1 Anlage in Österreich, mehrere Anlagen in Planung Axiom Membrananlage, Kißlegg-Rahmhaus No. 11

12 Verfahrensgegenüberstellung CO 2 -Abtrennung Kriterien PSA DWW Genosorb Amine Membran Vorreinigung (S, H 2 O) Ja Jein Jein Ja Ja Anlagenregelbarkeit ± 10% % % % % Methanschlupf* 2-10% 1-2% 1-4% < 0,1%? Produktgasqualität (CH 4 )** > 96% > 97% > 97% > 99% >95% Arbeitsdruck drucklos bis 8 bar Stromverbrauch* (Basis: kwh/nm³ RBG, 7bar) < 0,25 < 0,25 0,24-0,33 <0,15? Ext. Wärmebedarf (kwh/nm³ RBG) ,5 0 Temperatur C 160 C Chemikalienbedarf Nein Nein Ja Ja Nein Anzahl (Bestand/Planung) (D) > 20 > 20 ca. 6 ca * Herstellerangaben, ** Methanqualität orientiert sich am techno-ökonomischen Optimum No. 12

13 Kosten / Wirtschaftlichkeit No. 13

14 Kosten Biogasaufbereitung CO 2 -Abtrennung 2,6 Wärmebereitstellungskosten zw. 4,8 3,9 ct/kwh th 2,4 Car botec h Malm berg 2,2 Flotec h MT Ener gie spezifische Kosten [ct/kwh H i,n ] 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0, o Kostenschätzung o o o o o o 0, Anlagenkapazitä t [Nm ³/h] Alle Kostenangaben sind Richtgrößen! No. 14

15 Kosten der Biogaserzeugung Nawaro-BGA Spez. Rohgaserzeugungskosten in ct/kwh (Hi,N) 7,0 6,8 6,6 6,4 6,2 6,0 5,8 5,6 5,4 5,2 5, Bio g asan lag en g rö ße in N m ³/h (Ro h g as) 0,1 ct/k W h 1 /t FM Su b st ra t b e zu g sp re is in / T FM Frau nh of e r UM SICHT Annahmen: Substratmix: 90 % Mais, 10 % Gülle, PK 30 /h, Strombezug 15 ct/kwh el Alle Kostenangaben sind Richtgrößen! No. 15

16 Kosten Netzanschluss - Schwankungsbreiten 0,3 16 bar, 3.000m Stichleitung Sensitivitätsanalyse der spez. Netzanschlußkosten in Abhängigkeit der Entfernung zur nächsten Erdgasleitung einschließlich als w ahrscheinlich anzunehmende spez. Netzanschlußkosten (blau) spez. Netzanschlusskosten in ct/kwh (Hi,N) 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 70 bar, 10 km Stichleitung 45 bar, 3.000m Stichleitung 16 bar Erdgasleitung, 200m Stichleitung 45 bar Erdgasleitung, 1.000m Stichleitung 70 bar Erdgasleitung, 5 km Stichleitung 45 bar, 200m Stichleitung Biogasanlagengröße in Nm³/h Rohbiogas Alle Kostenangaben sind Richtgrößen! No. 16

17 Kostenstrukturen Biomethanerzeugung 3% 3% 3% 1% Kostenverteilung in hohem Maße abhängig von Anlagengröße Kosten Netzanschluss und Aufbereitung 22% steigen überproportional mit abnehmender Anlagengröße 69% Rohgaserzeugung Biogasaufbereitung Netzanschluss Netzentgelte Vertriebskosten, Strukturierung Dokumentationskosten Biogasanlage mit einer Gasleistung von Nm³/h Rohgas No. 17

18 Übersicht Kosten Biomethanerzeugung Kostenposition in ct/kwh H s,n Rohgasgestehungskosten (Nawaro-BGA mit 35 /t FM) Biogasaufbereitung (CO 2 -Abtrennung, Trocknung, Entschwefelung) Afa Netzanschluss (50 % Invest, GasNZV 2008) Anlagengröße [Nm³/h Rohgas] ,5 6,0 5,5 5,0 5,5 2,2 2,3 1,7 1,8 1,4 0,15 0,3 0,1 0,2 0,1 0,2 Summe Biomethangestehungskosten 7,9 8,6 7,3 7,6 6,5 7,1 Alle Kostenangaben sind Richtgrößen No. 18

19 Optimierungspotenzial Aufbereitung spez. Aufbereitungskosten [ct/kwh Hi,N] 2,50 2,25 2,00 1,75 1,50 1,25 1,00 0,75 Abschätzung des Optimierungspotenzials bei der Biogasaufbereitung am Beispiel einer PSA-Anlage der Fa. Carbotech (inkl. Grob- und Feinentschwefelung, Trocknung, Abschätzung anhand Herstellerangaben) Stand der Technik Verringerung des Stromverbrauchs (-28%) geringere Investitionskosten (-20%) Absenkung Strombedarf von heute 0,25 kwh el /Nm³ auf 0,18 kwh el /Nm³ (Bezug Rohgas) Geringere Invest-Kosten perspektivisch -20% (Bezug heute, durch Verfahrensvereinfachung) offen, ob mittelfristig erreichbar 0,50 0,25 0, Anlagengröße [Nm³/h Bioerdgas] Alle Kostenangaben sind Richtgrößen! No. 19

20 Optimierungspotenzial Aufbereitung Reduzierung der Aufbereitungskosten durch Absenkung der Gasqualität LPG-Kosten in /a Rohgasverdichtungskosten in /a CO 2 -Abtrennung [%] 97, ,6 CH 4 PG [Vol.-%] ,2 CO 2 PG [Vol.-%] 2 4 5,9 jährliche Kosten [ /a] , ,6 CO 2 -Abtrenngrad [%] LPG-Zugabe [%] 3,8 4,9 6,0 Verdichtungsaufwand 100 % -4 % -8 % LPG-Kosten 100 % +35 % +69 % Bsp. DWW, Rohgasdurchsatz Nm³/h mit 52 % CH 4, 44 % CO 2, 0,5 % Luft, Rest Wasser, Absenkung Gasqualität durch Rohgasverdichtung von 8 auf 7 bara, CH 4 -Verlust 1%, Brennwertkonditionierung mit LPG auf 11,4 kwh/nm³ (Hs) LPG-Kosten 40 /100 ltr. LPG (Endverbraucherpreise 11/08) Alle Kostenangaben sind Richtgrößen! No. 20

21 Zwischenfazit Biomethangestehungskosten Kosten Biogaserzeugung: abhängig von Substrat, Substratkosten, Transport und Silierung, Anlagengröße (nur noch geringe Skalierungseffekte über 500 Nm³/h) Kosten Gasaufbereitung: nur marginale Unterschiede zwischen Technologien, großer Einfluss der Anlagengröße im unteren Bereich, nur noch geringe Effekte über 1000 Nm³/h Kosten Netzanschluss: abhängig von Netzgegebenheiten (Druck, Entfernung, verteilte Gasqualität), Einspeiseleistung und technischer Ausführung (Redundanz, Messtechnik, Brenngaskonditionierung etc.) No. 21

22 Marktsituation No. 22

23 Erlöse für Stromeinspeisung nach EEG Vergütungssätze in ct/kwh el gemäß EEG 2009 (Inbetriebnahme 2010) installierte elektrische Leistung kw el Grundvergütung Nawaro-Bonus KWK-Bonus ,55 6, ,09 6, ,17 3, MW el 7, Grundvergütung wird nur gewährt, wenn Verstromung bei gleichzeitiger KWK-Nutzung erfolgt (lt. Anlage 3, EEG) 27, Abs. 3 Anforderungen an Gewährung KWK-Bonus (Positiv-/Negativliste) Angaben ohne Gewähr! No. 23

24 Erlöse für Stromeinspeisung nach EEG Weitere Boni bei Gaseinspeisungsprojekten»Landschaftspflege-Bonus«gilt auch bei Biogaseinspeisung»Immissionsschutz-Bonus«und»Gülle-Bonus«gelten NICHT»Technologie-Bonus«wird bezogen auf die Biogasaufbereitungsanlage und ist an Bedingungen geknüpft: CH 4 -Emissionen < 0,5%, Strombedarf max. 0,5 kwh/m³ Rohgas Prozesswärme aus EE, Aufbereitung auf Erdgasqualität Vergütungssätze bezogen auf max. Kapazität Gasaufbereitungsanlage: 2 ct/kwh el bei 350 Nm³/h aufbereitetes Rohgas 1 ct/kwh el bei 700 Nm³/h aufbereitetes Rohgas Angaben ohne Gewähr! No. 24

25 Erlöse für Stromeinspeisung und Wärmeerzeugung Umrechnung Vergütung auf Gasinput BHKW: installierte elektrische Leistung 500 kw Äquivalentleistung x 5.250h / 8760h = 300 kw 1 kwh Gas (H i,n ) Wirkungsgrad: elektrisch 37,5%, thermisch 47,5% Abwärmenutzungsgrad 90% 0,375 0,428 0,5 x 11,67 + 0,5 x 9,18 10,43 ct/kwh el 7 ct/kwh el 2,25 1 Grundvergütung Nawaro-Bonus KWK-Bonus Nawaro-Biogasanlage < 700 m³/h Biomethanleistung Technologie-Bonus KWK-Bonus: 90% Wärmenutzungsgrad, Aufteilung Gasmenge auf 50% Neuanlage, 50% Anlagenbestand (0,5 x 2 + 0,5 x 3 = 2,5 x 0,9) 5 ct/kwh th Wärmeerlös Gesamterlös in ct/kwh Gas (H i,n ) 7,75 2,14 Gesamterlös in ct/kwh el 20,68 5,7 0,375/0,428 = 1,14 x 5 = 5,7 Angaben ohne Gewähr! No. 25

26 Wirtschaftlichkeit - Einspeisung vs. Vor-Ort- Verstromung Erlöse für Rohbiogas bei Gaseinspeisung und KWK-Verwertung im Vergleich zu Vor- Ort-Verstromung an Biogasanlage nach EEG mit NAWARO-,Gülle- und Luftreinhaltebonus... mit NAWARO- und Güllebonus... mit NAWARO-Bonus Gaseinspeisung und KWK (ohne Kostenanteil Netzbetreiber) 6 Vor-Ort-KWK mit 100% Wärmenutzung 4 Vor-Ort-KWK mit 50% Wärmenutzung 2 Vor-Ort-KWK ohne Wärmenutzung m³/h 350 m³/h 700 m³/h 125 m³/h 350 m³/h 700 m³/h Rohbiogasproduktion 125 m³/h 350 m³/h 700 m³/h Quelle: Klinkert, Meyer- Prescher, Urban et al.: Gasnetze der Zukunft, BMU-Studie 2010 No. 26

27 Ergebnis Wirtschaftlichkeit bei BHKW-Nutzung 11,0 spezifische Kosten und Erlöse in ct/ kwh (Hi,N) 10,5 10,0 9,5 9,0 8,5 8,0 A P Wärm e 6 ct/kwh t h A P Wärm e 3 ct/kwh t h EEG-Erlöse und Wärm egutschriften in Abhängigkeit des A rbeitspreises Wärm e und der Biogasanlagengröße (Technologie- Bonus) Wärmeerlöse genauso oder noch wichtiger als Technologie-Bonus! Gesam tkosten Biogasproduktion, A ufbereitung, Netzanschluss, Transport, Ausspeisung, Erdgas-K W K Fraunhof er UM SICHT , Biogasanlagengröße in N m ³/ h Rohgas Derzeitige Biomethanpreise 7,7-8,8 ct/kwh H i,n (7-8 ct/kwh H s ) Alle Kostenangaben sind Richtgrößen! No. 27

28 Biomethan in der KWK - Konkurrenzsituation Annahmen Anlagengröße: 670 kw th / 500 kw el alle Preissteigerungen (außer EEG-Vergütung/KWK-Bonus) 2 % p.a. Biomethanpreis: 8 ct/kwh_hs (inkl. Netznutzung) mit Preissteigerung von 0,5 % p.a. Wärmeerzeugungskosten [ct/kwh] 5,4 5,2 5,0 4,8 4,6 4,4 4,2 Gaskessel Holzkessel Erdgas-BHKW Biomethan- BHKW Vbh/a Quelle: Dena, Biogaspartnerschaft, AG Wärme/KWK 2010 No. 28

29 Biomethan als Beimischprodukt Endkundenpreise inkl. Mwst. (Stand 02/10) kwh/a, Umlage Biomethanmehrkosten im Vergleich zu Erdgas des gleichen Anbieters auf Biomethananteil Quelle: DBFZ, Fraunhofer UMSICHT, verivox.de, gastipp.de spez. Gasbezugskosten [ct/kwh H s,n ] % 5% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 20% 20% 20% 30% 100% 100% 100% 100% Biomethananteil in [%]

30 Verwertungspfade für Biomethan EEG-KWK bislang der dominierende»business case«aber derzeit kaum wettbewerbsfähig im Vergleich zu Erdgas oder anderen EE wie Holz oder Solarthermie Biomethan steht in der KWK im Wettbewerb mit Strom- und Wärmemarkt Biomethan als Beimischprodukt im Endkundensegment bzw. als Kraftstoff nur bedingt absetzbar Marketingfrage Beimischung zum CNG-Kraftstoff ohne Aufpreis: wenige Biogaseinspeiseanlagen decken bereits Kraftstoffbedarf gemäß Selbstverpflichtung Gaswirtschaft ( Mio. kwh/a) No. 30

31 Fazit Biogaseinspeisung ist technisch beherrschbar Biomethanerzeugungskosten sind entscheidend von Substraten, Anlagengröße, Standortwahl und Netzgegebenheiten abhängig Biomethanbilanzierung und Handel noch im Entstehen Einspeiseprojekte erfordern grundsätzlich eine vollkommen andere Vorgehensweise und Planung als BGA mit Vor-Ort-Verstromung No. 31

32 FRAUNHOFER UMSICHT Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Kontakt: Joachim Krassowski Tel: +49 (0) 208 / Fax:+49 (0) 208 / Fraunhofer-Institut UMSICHT joachim.krassowski@umsicht.fraunhofer.de Osterfelder Str Oberhausen Foto: photocase.de No. 32

33 Urheberrechtshinweis Die Inhalte dieser Präsentation (u.a. Texte, Grafiken, Fotos, Logos etc.) und die Präsentation selbst sind urheberrechtlich geschützt. Sie wurden durch Fraunhofer UMSICHT selbständig erstellt. Eine Weitergabe von Präsentation und/oder Inhalten ist nur mit schriftlicher Genehmigung von Fraunhofer UMSICHT zulässig. Ohne schriftliche Genehmigung von Fraunhofer UMSICHT dürfen dieses Dokument und/oder Teile daraus nicht weitergegeben, modifiziert, veröffentlicht, übersetzt oder reproduziert werden, weder durch Fotokopien, Mikroverfilmung, noch durch andere insbesondere elektronische - Verfahren. Der Vorbehalt erstreckt sich auch auf die Aufnahme in oder die Auswertung durch Datenbanken. Zuwiderhandlungen werden gerichtlich verfolgt. Copyright Fraunhofer UMSICHT, 2010 Bei Fragen wenden Sie sich bitte an: Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT Iris Kumpmann Leiterin Öffentichkeitsarbeit Osterfelder Straße Fraunhofer Oberhausen UMSICHT Tel.: iris.kumpmann@umsicht.fraunhofer.de No. 33

34 »Biogaseinspeisung in Erdgasnetze - Markt und Wirtschaftlichkeit«Tagung Biogaseinspeisung Leuphana Universität Lüneburg Joachim Krassowski Fraunhofer-Institut UMSICHT

35 Übersicht Biogasaufbereitung Marktverfügbare Verfahren Verfahrensgegenüberstellung Kosten der Biogasaufbereitung und -einspeisung Sensitivitätsanalysen Wirtschaftlichkeit Marktsituation No. 2

36 Politische Ziele EU Übergeordnet: Nachhaltigkeit und Klimaschutz EU-Ziele für das Jahr 2020: CO 2 -Emissionen sollen um 20% reduziert werden Erneuerbare Energien sollen einen Anteil von 20 % haben (Sektorziel für Transport: 10 %) Energieeffizienz soll um 20 % gesteigert werden Biomasse soll nachhaltig hergestellt werden Gemeinsamer Rechtsrahmen für die Förderung durch die Richtlinie 2009/28/EG Auswirkung auf Deutschland (Auswahl): Verbindliches Ziel von 18% Erneuerbare Energien (2009: 10,1%) Nachhaltigkeitsnachweis für Biokraftstoffe und flüssige Biomasse No. 3

37 Politische Ziele Deutschland Übergeordnet: Nachhaltigkeit und Klimaschutz Deutsche Ziele für das Jahr 2020: CO 2 -Emissionen sollen um 40% reduziert werden Erneuerbare Energien sollen folgende Anteile haben: - 30 % im Stromsektor (2009: 16,1 %) - 14 % im Wärmesektor (2009: 8,4 %) - 10 % Biokraftstoffe (2009: 5,5 %) KWK-Anteil an der Stromerzeugung soll auf 25 % gesteigert werden Einspeisung von 6 Mrd. m³ Biogas No. 4

38 Entwicklung der Biogaseinspeise-Anlagen seit 2006 Ziel (2020): 6 Mrd. m³ Biomethan/a Planung (2012): 0,55 Mrd. m³ Biomethan/a Stand (2010): 0,25 Mrd. m³ Biomethan/a Anlagenzahl Anzahl und Leistung von Biogaseinspeiseanlagen in 2 Deutschland (einschl. Bau/Planung) Anlagenzahl ges. Anlagen in Betrieb Gasproduktion [H s ] Inst. Gasleistung [Mio Nm/a] Jahr Datenquellen: biogaspartner 9/2010; Fraunhofer UMSICHT No. 5

39 CO 2 -Abtrennung Herstellerübersicht Verfahren Druckwechseladsorption Druckwasserwäsche Wäsche mit org. Lösemittel Aminwäschen Membran-Trennverfahren Firmen Schmack-CarboTech (D) Cirmac (NL) Xebec Inc. (CAN), Verdesis* (CH), ETW Energietechnik* (D) Flotech (S, NZ) Malmberg (S, D) YIT (S) RosRoca* (E, D) HAASE Energietechnik (D) DGE (D) MT-Biomethan* (D) Cirmac (NL), PURAC* (S) Cirmac (NL) TU Wien (A), Axiom* (A) * Lizenznehmer Die Übersicht erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit! No. 6

40 Druckwechseladsorption (PSA) Molekularsiebe auf Aktivkohlebasis als Adsorbens, Adsorption von CO 2 bei 4-7 bar; Desorption bei 0,05 bar Rohgas muss entfeuchtet und entschwefelt sein (konkurrierende Sorption von Wasserdampf und H 2 S) Quelle: QuestAir Inc Xebec Inc., CAN Schmack - CarboTech, Mühlacker Quelle: CarboTech 2008 No. 7

41 Druckwasserwäsche (DWW) Absorption von CO 2 in Wasser unter Druck (4 7 bar) Kreislaufführung, Austreiben des CO 2 mit Strippluft bei atm. Druck Malmberg, Könnern Malmberg AB Flotech Flotech, Higashinada, JP No. 8

42 Physikalische Wäsche mit organ. Lösungsmitteln Wäsche mit Polyethylenglykol- Dimethylether (PEG-DME) Gemisch (Handelsname: Genosorb) Gute Löslichkeiten für CO 2, H 2 S Absorption bei 4-7 bar, Desorption bei Umgebungsdruck + Wärme < 80 C + Strippluft Haase Energietechnik Genosorb-Wäsche, Haase-Energietechnik, Ronnenberg No. 9

43 Chemische Wäschen zur CO 2 -Abtrennung Amine, wie MEA, DEA, TEA und Mischungen daraus Sehr hohe Bindungsfähigkeit und Selektivitäten für CO 2, H 2 S und Wasser, Absorption bei Umgebungsdruck (vorherige Entschwefelung notwendig, Vortrocknung vorteilhaft) Prozesswärme (ca. 160 C) zur Desorption DEA-Wäsche, MT-Energie, Zeven MT-Energie No. 10

44 Membranverfahren zur CO 2 -Abtrennung Polyimidmembran zur Gastrennung Arbeitsdruck ca. 8 bar Variabler Durchsatz von % (switch-on / switchoff) 1 Anlage in Deutschland, 1 Anlage in Österreich, mehrere Anlagen in Planung Axiom Membrananlage, Kißlegg-Rahmhaus No. 11

45 Verfahrensgegenüberstellung CO 2 -Abtrennung Kriterien PSA DWW Genosorb Amine Membran Vorreinigung (S, H 2 O) Ja Jein Jein Ja Ja Anlagenregelbarkeit ± 10% % % % % Methanschlupf* 2-10% 1-2% 1-4% < 0,1%? Produktgasqualität (CH 4 )** > 96% > 97% > 97% > 99% >95% Arbeitsdruck drucklos bis 8 bar Stromverbrauch* (Basis: kwh/nm³ RBG, 7bar) < 0,25 < 0,25 0,24-0,33 <0,15? Ext. Wärmebedarf (kwh/nm³ RBG) ,5 0 Temperatur C 160 C Chemikalienbedarf Nein Nein Ja Ja Nein Anzahl (Bestand/Planung) (D) > 20 > 20 ca. 6 ca * Herstellerangaben, ** Methanqualität orientiert sich am techno-ökonomischen Optimum No. 12

46 Kosten / Wirtschaftlichkeit No. 13

47 Kosten Biogasaufbereitung CO 2 -Abtrennung 2,6 Wärmebereitstellungskosten zw. 4,8 3,9 ct/kwh th 2,4 Car botec h Malm berg 2,2 Flotec h MT Ener gie spezifische Kosten [ct/kwh H i,n ] 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0, o Kostenschätzung o o o o o o 0, Anlagenkapazitä t [Nm ³/h] Alle Kostenangaben sind Richtgrößen! No. 14

48 Kosten der Biogaserzeugung Nawaro-BGA Spez. Rohgaserzeugungskosten in ct/kwh (Hi,N) 7,0 6,8 6,6 6,4 6,2 6,0 5,8 5,6 5,4 5,2 5, Bio g asan lag en g rö ße in N m ³/h (Ro h g as) 0,1 ct/k W h 1 /t FM Su b st ra t b e zu g sp re is in / T FM Frau nh of e r UM SICHT Annahmen: Substratmix: 90 % Mais, 10 % Gülle, PK 30 /h, Strombezug 15 ct/kwh el Alle Kostenangaben sind Richtgrößen! No. 15

49 Kosten Netzanschluss - Schwankungsbreiten 0,3 16 bar, 3.000m Stichleitung Sensitivitätsanalyse der spez. Netzanschlußkosten in Abhängigkeit der Entfernung zur nächsten Erdgasleitung einschließlich als w ahrscheinlich anzunehmende spez. Netzanschlußkosten (blau) spez. Netzanschlusskosten in ct/kwh (Hi,N) 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 70 bar, 10 km Stichleitung 45 bar, 3.000m Stichleitung 16 bar Erdgasleitung, 200m Stichleitung 45 bar Erdgasleitung, 1.000m Stichleitung 70 bar Erdgasleitung, 5 km Stichleitung 45 bar, 200m Stichleitung Biogasanlagengröße in Nm³/h Rohbiogas Alle Kostenangaben sind Richtgrößen! No. 16

50 Kostenstrukturen Biomethanerzeugung 3% 3% 3% 1% Kostenverteilung in hohem Maße abhängig von Anlagengröße Kosten Netzanschluss und Aufbereitung 22% steigen überproportional mit abnehmender Anlagengröße 69% Rohgaserzeugung Biogasaufbereitung Netzanschluss Netzentgelte Vertriebskosten, Strukturierung Dokumentationskosten Biogasanlage mit einer Gasleistung von Nm³/h Rohgas No. 17

51 Übersicht Kosten Biomethanerzeugung Kostenposition in ct/kwh H s,n Rohgasgestehungskosten (Nawaro-BGA mit 35 /t FM) Biogasaufbereitung (CO 2 -Abtrennung, Trocknung, Entschwefelung) Afa Netzanschluss (50 % Invest, GasNZV 2008) Anlagengröße [Nm³/h Rohgas] ,5 6,0 5,5 5,0 5,5 2,2 2,3 1,7 1,8 1,4 0,15 0,3 0,1 0,2 0,1 0,2 Summe Biomethangestehungskosten 7,9 8,6 7,3 7,6 6,5 7,1 Alle Kostenangaben sind Richtgrößen No. 18

52 Optimierungspotenzial Aufbereitung spez. Aufbereitungskosten [ct/kwh Hi,N] 2,50 2,25 2,00 1,75 1,50 1,25 1,00 0,75 Abschätzung des Optimierungspotenzials bei der Biogasaufbereitung am Beispiel einer PSA-Anlage der Fa. Carbotech (inkl. Grob- und Feinentschwefelung, Trocknung, Abschätzung anhand Herstellerangaben) Stand der Technik Verringerung des Stromverbrauchs (-28%) geringere Investitionskosten (-20%) Absenkung Strombedarf von heute 0,25 kwh el /Nm³ auf 0,18 kwh el /Nm³ (Bezug Rohgas) Geringere Invest-Kosten perspektivisch -20% (Bezug heute, durch Verfahrensvereinfachung) offen, ob mittelfristig erreichbar 0,50 0,25 0, Anlagengröße [Nm³/h Bioerdgas] Alle Kostenangaben sind Richtgrößen! No. 19

53 Optimierungspotenzial Aufbereitung Reduzierung der Aufbereitungskosten durch Absenkung der Gasqualität LPG-Kosten in /a Rohgasverdichtungskosten in /a CO 2 -Abtrennung [%] 97, ,6 CH 4 PG [Vol.-%] ,2 CO 2 PG [Vol.-%] 2 4 5,9 jährliche Kosten [ /a] , ,6 CO 2 -Abtrenngrad [%] LPG-Zugabe [%] 3,8 4,9 6,0 Verdichtungsaufwand 100 % -4 % -8 % LPG-Kosten 100 % +35 % +69 % Bsp. DWW, Rohgasdurchsatz Nm³/h mit 52 % CH 4, 44 % CO 2, 0,5 % Luft, Rest Wasser, Absenkung Gasqualität durch Rohgasverdichtung von 8 auf 7 bara, CH 4 -Verlust 1%, Brennwertkonditionierung mit LPG auf 11,4 kwh/nm³ (Hs) LPG-Kosten 40 /100 ltr. LPG (Endverbraucherpreise 11/08) Alle Kostenangaben sind Richtgrößen! No. 20

54 Zwischenfazit Biomethangestehungskosten Kosten Biogaserzeugung: abhängig von Substrat, Substratkosten, Transport und Silierung, Anlagengröße (nur noch geringe Skalierungseffekte über 500 Nm³/h) Kosten Gasaufbereitung: nur marginale Unterschiede zwischen Technologien, großer Einfluss der Anlagengröße im unteren Bereich, nur noch geringe Effekte über 1000 Nm³/h Kosten Netzanschluss: abhängig von Netzgegebenheiten (Druck, Entfernung, verteilte Gasqualität), Einspeiseleistung und technischer Ausführung (Redundanz, Messtechnik, Brenngaskonditionierung etc.) No. 21

55 Marktsituation No. 22

56 Erlöse für Stromeinspeisung nach EEG Vergütungssätze in ct/kwh el gemäß EEG 2009 (Inbetriebnahme 2010) installierte elektrische Leistung kw el Grundvergütung Nawaro-Bonus KWK-Bonus ,55 6, ,09 6, ,17 3, MW el 7, Grundvergütung wird nur gewährt, wenn Verstromung bei gleichzeitiger KWK-Nutzung erfolgt (lt. Anlage 3, EEG) 27, Abs. 3 Anforderungen an Gewährung KWK-Bonus (Positiv-/Negativliste) Angaben ohne Gewähr! No. 23

57 Erlöse für Stromeinspeisung nach EEG Weitere Boni bei Gaseinspeisungsprojekten»Landschaftspflege-Bonus«gilt auch bei Biogaseinspeisung»Immissionsschutz-Bonus«und»Gülle-Bonus«gelten NICHT»Technologie-Bonus«wird bezogen auf die Biogasaufbereitungsanlage und ist an Bedingungen geknüpft: CH 4 -Emissionen < 0,5%, Strombedarf max. 0,5 kwh/m³ Rohgas Prozesswärme aus EE, Aufbereitung auf Erdgasqualität Vergütungssätze bezogen auf max. Kapazität Gasaufbereitungsanlage: 2 ct/kwh el bei 350 Nm³/h aufbereitetes Rohgas 1 ct/kwh el bei 700 Nm³/h aufbereitetes Rohgas Angaben ohne Gewähr! No. 24

58 Erlöse für Stromeinspeisung und Wärmeerzeugung Umrechnung Vergütung auf Gasinput BHKW: installierte elektrische Leistung 500 kw Äquivalentleistung x 5.250h / 8760h = 300 kw 1 kwh Gas (H i,n ) Wirkungsgrad: elektrisch 37,5%, thermisch 47,5% Abwärmenutzungsgrad 90% 0,375 0,428 0,5 x 11,67 + 0,5 x 9,18 10,43 ct/kwh el 7 ct/kwh el 2,25 1 Grundvergütung Nawaro-Bonus KWK-Bonus Nawaro-Biogasanlage < 700 m³/h Biomethanleistung Technologie-Bonus KWK-Bonus: 90% Wärmenutzungsgrad, Aufteilung Gasmenge auf 50% Neuanlage, 50% Anlagenbestand (0,5 x 2 + 0,5 x 3 = 2,5 x 0,9) 5 ct/kwh th Wärmeerlös Gesamterlös in ct/kwh Gas (H i,n ) 7,75 2,14 Gesamterlös in ct/kwh el 20,68 5,7 0,375/0,428 = 1,14 x 5 = 5,7 Angaben ohne Gewähr! No. 25

59 Wirtschaftlichkeit - Einspeisung vs. Vor-Ort- Verstromung Erlöse für Rohbiogas bei Gaseinspeisung und KWK-Verwertung im Vergleich zu Vor- Ort-Verstromung an Biogasanlage nach EEG mit NAWARO-,Gülle- und Luftreinhaltebonus... mit NAWARO- und Güllebonus... mit NAWARO-Bonus Gaseinspeisung und KWK (ohne Kostenanteil Netzbetreiber) 6 Vor-Ort-KWK mit 100% Wärmenutzung 4 Vor-Ort-KWK mit 50% Wärmenutzung 2 Vor-Ort-KWK ohne Wärmenutzung m³/h 350 m³/h 700 m³/h 125 m³/h 350 m³/h 700 m³/h Rohbiogasproduktion 125 m³/h 350 m³/h 700 m³/h Quelle: Klinkert, Meyer- Prescher, Urban et al.: Gasnetze der Zukunft, BMU-Studie 2010 No. 26

60 Ergebnis Wirtschaftlichkeit bei BHKW-Nutzung 11,0 spezifische Kosten und Erlöse in ct/ kwh (Hi,N) 10,5 10,0 9,5 9,0 8,5 8,0 A P Wärm e 6 ct/kwh t h A P Wärm e 3 ct/kwh t h EEG-Erlöse und Wärm egutschriften in Abhängigkeit des A rbeitspreises Wärm e und der Biogasanlagengröße (Technologie- Bonus) Wärmeerlöse genauso oder noch wichtiger als Technologie-Bonus! Gesam tkosten Biogasproduktion, A ufbereitung, Netzanschluss, Transport, Ausspeisung, Erdgas-K W K Fraunhof er UM SICHT , Biogasanlagengröße in N m ³/ h Rohgas Derzeitige Biomethanpreise 7,7-8,8 ct/kwh H i,n (7-8 ct/kwh H s ) Alle Kostenangaben sind Richtgrößen! No. 27

61 Biomethan in der KWK - Konkurrenzsituation Annahmen Anlagengröße: 670 kw th / 500 kw el alle Preissteigerungen (außer EEG-Vergütung/KWK-Bonus) 2 % p.a. Biomethanpreis: 8 ct/kwh_hs (inkl. Netznutzung) mit Preissteigerung von 0,5 % p.a. Wärmeerzeugungskosten [ct/kwh] 5,4 5,2 5,0 4,8 4,6 4,4 4,2 Gaskessel Holzkessel Erdgas-BHKW Biomethan- BHKW Vbh/a Quelle: Dena, Biogaspartnerschaft, AG Wärme/KWK 2010 No. 28

62 Biomethan als Beimischprodukt Endkundenpreise inkl. Mwst. (Stand 02/10) kwh/a, Umlage Biomethanmehrkosten im Vergleich zu Erdgas des gleichen Anbieters auf Biomethananteil Quelle: DBFZ, Fraunhofer UMSICHT, verivox.de, gastipp.de spez. Gasbezugskosten [ct/kwh H s,n ] % 5% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 20% 20% 20% 30% 100% 100% 100% 100% Biomethananteil in [%]

63 Verwertungspfade für Biomethan EEG-KWK bislang der dominierende»business case«aber derzeit kaum wettbewerbsfähig im Vergleich zu Erdgas oder anderen EE wie Holz oder Solarthermie Biomethan steht in der KWK im Wettbewerb mit Strom- und Wärmemarkt Biomethan als Beimischprodukt im Endkundensegment bzw. als Kraftstoff nur bedingt absetzbar Marketingfrage Beimischung zum CNG-Kraftstoff ohne Aufpreis: wenige Biogaseinspeiseanlagen decken bereits Kraftstoffbedarf gemäß Selbstverpflichtung Gaswirtschaft ( Mio. kwh/a) No. 30

64 Fazit Biogaseinspeisung ist technisch beherrschbar Biomethanerzeugungskosten sind entscheidend von Substraten, Anlagengröße, Standortwahl und Netzgegebenheiten abhängig Biomethanbilanzierung und Handel noch im Entstehen Einspeiseprojekte erfordern grundsätzlich eine vollkommen andere Vorgehensweise und Planung als BGA mit Vor-Ort-Verstromung No. 31

65 FRAUNHOFER UMSICHT Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Kontakt: Joachim Krassowski Tel: +49 (0) 208 / Fax:+49 (0) 208 / Fraunhofer-Institut UMSICHT joachim.krassowski@umsicht.fraunhofer.de Osterfelder Str Oberhausen Foto: photocase.de No. 32

66 Urheberrechtshinweis Die Inhalte dieser Präsentation (u.a. Texte, Grafiken, Fotos, Logos etc.) und die Präsentation selbst sind urheberrechtlich geschützt. Sie wurden durch Fraunhofer UMSICHT selbständig erstellt. Eine Weitergabe von Präsentation und/oder Inhalten ist nur mit schriftlicher Genehmigung von Fraunhofer UMSICHT zulässig. Ohne schriftliche Genehmigung von Fraunhofer UMSICHT dürfen dieses Dokument und/oder Teile daraus nicht weitergegeben, modifiziert, veröffentlicht, übersetzt oder reproduziert werden, weder durch Fotokopien, Mikroverfilmung, noch durch andere insbesondere elektronische - Verfahren. Der Vorbehalt erstreckt sich auch auf die Aufnahme in oder die Auswertung durch Datenbanken. Zuwiderhandlungen werden gerichtlich verfolgt. Copyright Fraunhofer UMSICHT, 2010 Bei Fragen wenden Sie sich bitte an: Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT Iris Kumpmann Leiterin Öffentichkeitsarbeit Osterfelder Straße Fraunhofer Oberhausen UMSICHT Tel.: iris.kumpmann@umsicht.fraunhofer.de No. 33