Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnetzeinspeisung im Wendland Elbetal

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1 Vorläufiger Endbericht zum Projekt Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnetzeinspeisung im Wendland Elbetal Ein Region Aktiv Projekt 14. Dezember 24 Gutachter für den Fachverband Biogas e.v.: Dr. Wolfgang Tentscher eco Naturgas Handels GmbH Karl-Stieler-Str. 3 D Berlin T: F: WTentscher@aol.com, W.Tentscher@t-online.de Internet:

2 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 2 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnetzeinspeisung im Wendland Elbetal Endbericht 7. Januar 25 Gutachter für den Fachverband Biogas e.v.: Dr. Wolfgang Tentscher eco Naturgas Handels GmbH Dr. Wolfgang Tentscher eco Naturgas Handels GmbH Karl-Stieler-Str. 3 D Berlin T: F: W.Tentscher@t-online.de Internet: Gefördert mit Mitteln des BMVEL

3 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 3 Der Staat schützt auch in Verantwortung für die künftigen Generationen die natürlichen Lebensgrundlagen Grundgesetz, Artikel 2 A

4 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 4 1 Inhalt 1 Inhalt Abkürzungen Einleitung Landwirtschaftliche Struktur und Biogaspotential im Projektgebiet Vor- und Nachteile von Verfahren zur Biogasaufbereitung: Kapazitäten und Kosten von Biogasaufbereitungsanlagen, EEG-Vergütungen Biogasaufbereitung in Verbindung mit Verstromung Strategie Verkehrszählung Treibstoffkosten und Tankstellenbetriebskosten Einleitung Erdgastankstellen in der Region Wendland Elbetal Umwege erhöhen Treibstoffkosten, Synergieeffekte Grundsätzliche Einflüsse auf Erdgaskosten Projektierung von Betriebskosten der Tankstelle Umrüstung von Traktoren auf Biogasbetrieb Energie- und Ökobilanzen von Biogas als Treibstoff Berechnungen für die Tankstellenoptionen NaWaRo-Biogasanlage Kosten der Inputstoffe Energieproduktion Gewinn und Verlust Abfall-Biogasanlage Kosten der Inputstoffe Energieproduktion Gewinn und Verlust Neue Abfallanlage mit 426 kwel genauso groß wie NaWaRo-Anlage Einfluß der Abfallkosten auf die Treibstoffoptionen Große Abfall-Biogasanlage mit 2,7 MWe Kleine Abfall-Biogasanlage mit 426 kwe Anmerkungen zu Altanlagenbetrieb Auswirkung von investiver Förderung in die Biogasaufbereitungsanlagen auf die Vorteilhaftigkeit der Treibstoffoption Auswirkung von Preissteigerungen von fossilen Treibstoffen auf NaWaRo- und Abfall-Biogasanlagen Aussichten zur Wirtschaftlichkeit der Treibstoffoption Einspeisung in das Erdgasnetz Standorte im Projektgebiet Systemgrenzen Einspeiser zum Gasnetz Bauartzulassung von Gasmessgeräten Mess- und Regelstation Gasanalyse Mögliche Synergien in Zusammenarbeit mit avacon Rücksichtnahme auf kleine Einspeiser von Biomethan hoher Qualität Empfehlungen Anhang: Auszug aus dem Rundbrief Dezember 24 Region Aktiv Wendland/Elbetal e.v Auszug aus dem Entwurf der GasNZV, Stand Oktober Schreiben der avacon vom 23. Nov Artikel in der ZfK vom Dezember Änderungsvorschläge der Grünen zur Energiewirtschaftsnovelle...79

5 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal Geschichte einiger DVGW Arbeitsblätter...8 Verzeichnis der Abbildungen Abbildung 2: Diversifizierungsmöglichkeiten mit der innovativen Schlüsseltechnologie Biogasaufbereitung... 1 Abbildung 3: Betriebsgrößenverteilung Abbildung 4: Anbauverhältnisse Abbildung 5: Anbaufläche von Kulturen (ha) nach Gemeinden, Abbildung 6: Anbau von Kulturen (%) nach Gemeinden, Abbildung 7: Anbauflächen (ha) im Pflanzenbau und auf Stillegungsflächen zur energetischen Verwertung im DAN, Abbildung 8: Invest von Biogasaufbereitungsanlagen gegenüber der Leistung Abbildung 9: Innovationserlöse in % beim voll ausgelasteten Erdgas-BHKW, Otto-Motor... 2 Abbildung 1: Vergleich der Kosten der Gasaufbereitung (rot, gestrichelt) mit den Einnahmen durch den Innovationsbonus (grün, dünne Linie) und den weiteren Einnahmen (grün, dicke Line) bei Kapazitätsauslastung des BHKW Abbildung 11: Vergleich der Kosten der Gasaufbereitung bei 4% Investitionszuschuss (rot, gestrichelt) mit den Einnahmen durch den Innovationsbonus (grün, dünne Linie) und den weiteren Einnahmen (grün, dicke Line) bei Kapazitätsauslastung des BHKW Abbildung 12: Avacon-Erdgasversorgungsgebiet und Städte mit Erdgastankstellen Abbildung 13: Weltkonferenz Erneuerbare Energien in Bonn, 1. bis 4. Juni 24, links Herr Trittin betankt eigenhändig ein Erdgasfahrzeug mit Biogas, rechts Herr Rieke von der avacon AG mit internationalen Gästen Abbildung 14: Preise für H-Gas und L-Gas an Erdgastankstellen in Deutschland Abbildung 15: Erdgaspreise an H-Gas und L-Gastankstellen u.a. im avacon Versorgungsgebiet Abbildung 16: Opel Zafira, Jahrgang 23 (Foto: Opel AG ) Abbildung 17: Mögliches Angebot an Biodiesel im Vergleich zum theoretischen Bedarf durch die Landwirtschaft... 3 Abbildung 18: Bedarf an Kraftstoff nach Betriebsgrößen (links) und Summenwert des geschätzten Bedarfs an RME und Diesel unter Berücksichtigung der vorgeschlagenen neuen Agrardiesel- Vergütung... 3 Abbildung 19: Prozesskette und Bilanzkreise zur Berechnung der Energie- und Ökobilanzen für Grünes Gas, links: Energiepflanzen, rechts: Biogasproduktion und Verwertung Abbildung 2: Primärenergetische Amortisationszeit von der nassen Druckgaswäsche in Abhängigkeit der Prozessführung Abbildung 21: Energiebilanz der nassen Druckgaswäsche in Abhängigkeit der Prozesstemperatur und der Leistung Abbildung 22: CO 2 -eq-bildung verschiedener Brennstoffe, inclusive Grünes Gas Abbildung 23: Energiebilanz in kwh/kwh für die Prozesskette Biogas als Treibstoff (links) und RME als Treibstoff (rechts) Abbildung 24: Energieertrag/Flächenproduktivität für die Prozesskette Biogas als Treibstoff (links) und RME als Treibstoff (rechts) Abbildung 25: Netto-Flächenreichweite (km/ha*a, P.km/ha*a) für die Prozesskette bis zum Erdgas- Pkw mit Biogas (links) und bis zum Diesel-Pkw mit RME (rechts) Abbildung 26: CO 2 -Emissionen (links), CO- und NO x -Emissionen von Treibstoffen (rechts) und Nichtmethankohlenwasserstoff-, SO x - und Partikel-Emissionen von Treibstoffen in schweren Nutzfahrzeugen Lkws (unten) Abbildung 27: CO 2 -Emissionen (links) und CO-, NOx- und Nichtmethankohlenwasserstoffemissionen (rechts) von Treibstoffen in Pkws Abbildung 28: Fließschema von Lebensweganalysen Well-to-Tank oder Tank-to-Wheel Abbildung 29: Treibhausemissionen fossiler Kraftstoffe, Astra Caravan im EDC Quelle: LBST & Messung Adam Opel AG Abbildung 3: Treibhausemission regenerativer Kraftstoffe, Astra Caravan im EDC Abbildung 31: Energieeffizienz regen. Kraftstoffe, Astra Caravan im EDC, Quelle: LBST & M essung Adam Opel AG. 39 Abbildung 32: Berechnung zur Vorteilhaftigkeit der Treibstoffoptionen im Vergleich zur Verstromung4

6 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 6 Abbildung 33: Spezifische Betriebskosten als Variablen bei Treibstoff- und Verstromungsoption (Ct/kWh) der NaWaRo-Biogasanlage, Biogas ersetzt Agrardiesel oder Erdgas; rechts mit 4% Subvention in die Gasaufbereitungsanlage Abbildung 34: Spezifische Erlöse als Variablen bei Treibstoff- und Verstromungsoption (Ct/kWh) der NaWaRo-Biogasanlage, Biogas ersetzt Agrardiesel (links) und Erdgas (rechts) Abbildung 35: Spezifische Überschüsse und spezifischer Treibstoffvorteil als Variablen bei Treibstoffund Verstromungsoption (Ct/kWh) der NaWaRo-Biogasanlage, Biogas ersetzt Agrardiesel (links) und Erdgas (rechts) Abbildung 36: Wie Abbildung 35, nur mit 4%igem Investitionszuschuss in die Gasaufbereitungsanlage Abbildung 37: Spezifische Betriebskosten als Variablen bei Treibstoff- und Verstromungsoption (Ct/kWh) der Abfall- und der NaWaRo-Biogasanlage im Vergleich, Biogas ersetzt Agrardiesel oder Erdgas, elektrischer Wirkungsgrad der Abfallanlage ist,4, der NaWaRo-Anlage, Abbildung 38: Spezifische Betriebskosten der Abfall-Biogasanlage wie Abbildung 37, nur mit 4% igem Investitionszuschuss in die Biogasaufbereitungsanlage, Biogas ersetzt Agrardiesel oder Erdgas, Abfall-Inputkosten 1,15 Ct/kWh th... 5 Abbildung 39: Spezifische Erlöse als Variablen bei Treibstoff- und Verstromungsoption (Ct/kWh) der Abfall-Biogasanlage, Biogas ersetzt Agrardiesel (links) und Erdgas (rechts) Abbildung 4: Spezifische Überschüsse und spezifischer Treibstoffvorteil als Variablen bei Treibstoffund Verstromungsoption (Ct/kWh) der Abfall-Biogasanlage, Abfall-Inputkosten 1,15 Ct/kWh th, Biogas ersetzt Agrardiesel (links) und Erdgas (rechts) Abbildung 41: Spezifische Überschüsse und spezifischer Treibstoffvorteil wie in Abbildung 4, jedoch mit 4%iger Investitionszuschuss in die Gasaufbereitungsanlage, Abfall-Inputkosten 1,15 Ct/kWh th, Abbildung 42: Spezifische Überschüsse als Variablen bei Treibstoff- und Verstromungsoption (Ct/kWh) der Abfall- und NaWaRo-Biogasanlage, Biogas ersetzt Agrardiesel (links) und Erdgas (rechts) Abbildung 43: Vorteil der Treibstoffoptionen NG-subst. (NG=Erdgas) und AD-subst. (AD=Agrardiesel) (Ct/kWh e ) gegenüber der Verstromung bei der Abfall-Biogasanlage und der NaWaRo-BGA im Vergleich Abbildung 44: Jährlicher Vorteil der Treibstoffoption ( /Jahr) der NaWaRo- und der Abfall- Biogasanlage, Biogas ersetzt Erdgas als Treibstoff Abbildung 45: Jährlicher Vorteil der Treibstoffoption ( /Jahr) der NaWaRo- und der Abfall- Biogasanlage, Biogas ersetzt Agrardiesel als Treibstoff Abbildung 46: Einfluss der Abfall-Inputkosten ( /t) auf die spezifischen Betriebskosten, 2,7 MW e Abbildung 47: Einfluss der Abfall-Inputkosten ( /t) auf den spezifischen Überschuß, Agrardieselsubstitution (links) und Erdgassubstitution (rechts), 2,7 MW e Abbildung 48: Einfluss der Abfall-Inputkosten ( /t) auf die Veränderung des spezifischen Überschusses gegenüber 3 /t bei Agrardiesel- oder Erdgassubstitution der 2,7 MW e - Biogasanlage Abbildung 49: Einfluss der Abfall-Inputkosten ( /t) auf die spezifischen Betriebskosten der kleinen Abfallanlage Abbildung 5: Einfluss der Abfall-Inputkosten ( /t) auf den spezifischen Überschuß, Agrardieselsubstitution (links) und Erdgassubstitution (rechts), 426 kw e Abbildung 51: Spezifischer Vorteil der Treibstoffoptionen gegenüber der Verstromung (Ct/kWh e ) (links) und jährlicher Vorteil ( /Jahr) (rechts) bei der großen Abfall-Biogasanlage, 2,7 MW e, Verstromungswirkungsgrad,4, 1,3 % als Treibstoff... 6 Abbildung 52: Spezifischer Vorteil der Treibstoffoptionen gegenüber der Verstromung (Ct/kWh e ) (links) und jährlicher Vorteil ( /Jahr) (rechts) bei der kleinen Abfall-Biogasanlage, 426 kw e, Verstromungswirkungsgrad,35, 6 % als Treibstoff... 6 Abbildung 53: Spezifischer Vorteil der Treibstoffoptionen gegenüber der Verstromung (Ct/kWh e ) (links) und jährlicher Vorteil ( /Jahr) (rechts) bei der NaWaRo-Biogasanlage, 426 kw e, 6 % als Treibstoff Abbildung 54: Aufteilung der laufenden Betriebskosten der NaWaRo-Biogasanlage (Ct/kWh th ) (links) und der Betriebskosten der Druckgaswäsche (rechts) Abbildung 55: Zur Untersuchung vorgesehene Standorte im Wendland-Elbetal Projektgebiet Abbildung 56: Lage der zur Untersuchung vorgesehenen landwirtschaftlichen Betriebe im Projektgebiet Abbildung 57: Lage der ausgewählten landwirtschaftlichen Betriebe am Erdgasnetz der avacon AG 64 Abbildung 58: Lage eines Standortes in Breselenz/Jameln (links) und des Standortes Gartow am Erdgasnetz der avacon ag... 65

7 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 7 Abbildung 59: Systemgrenzen zur öffentlichen Gasversorgung in dem Arbeitsblatt DVGW G 262 vom Jan Abbildung 6: Jahresganglinie des Stadtgasnetzes (Gesamtverbrauch) und Überschussgasanfall des GKW Abbildung 61: Schema für Übergabestation Abbildung 62: Wobbe-Index und relative Dichte in Abhängigkeit der Methankonzentration im aufbereiteten Biogas... 7 Abbildung 63: Erdgaslagestätten (Quelle: ruhrgas "Erdgas aus vielen Quellen") Verzeichnis der Tabellen Tabelle 1: Betriebsgrößenklassen im Jahre Tabelle 2: Anbauverhältnisse Tabelle 3: Anbauflächen für Energieproduktion in DAN Tabelle 4: Vor- und Nachteile von Biogasaufbereitungsverfahren Tabelle 5: Kapazitäten der Druckgaswäsche (zu 1.) Tabelle 6: Richtpreise der Druckgaswäsche Tabelle 7: Vergütungen in /kwh e nach EEG vom August Tabelle 8: Daten aus der Verkehrszählung in Dahlenberg Tabelle 9: Treibstoffkosten fossiler Treibstoffe Tabelle 1: Investition von Erdgastankstellen und Energiebedarf bei voller Auslastung Tabelle 11: Annahmen zur Wirtschaftlichkeitsberechnung von Tankstellen Tabelle 12: Absolute variable und fixe Betriebskosten einer voll ausgelasteten Erdgastankstelle Tabelle 13: Spezifische variable und fixe Betriebskosten einer voll ausgelasteten Erdgastankstelle. 28 Tabelle 14: Jahresverbrauch von Fahrzeugen an Grünem Gas, aufbereitetem Biogas mit 97Vol% Methan Tabelle 15: Zusammensetzung von rohem Biogas und aufbereitetem Biogas Tabelle 16: Emissionsfaktoren (über die gesamte Prozesskette) Tabelle 17: Kosten der Inputstoffe in die NaWaRo-Biogasanlage und der Biogasenergie Tabelle 18: Weitere Annahmen für die Berechnung der NaWaRo-Biogasanlage Tabelle 19: Grobe Abschätzung der Treibstoff- und der Stromproduktion der NaWaRo-Biogasanlage, Biogas als Treibstoff ersetzt Agrardiesel und Erdgas Tabelle 2: Volumenströme an Rohgas und Grünem Gas der NaWaRo-Biogasanlage Tabelle 21: Mögliche Fahrzeugversorgung durch die NaWaRo-Biogasanlage Tabelle 22: Aufstellung der spezifischen Kosten der NaWaRo-Biogasanlage, Biogas als Treibstoff ersetzt Agrardiesel und Erdgas Tabelle 23: Aufstellung der spezifischen Erlöse der NaWaRo-Biogasanlage, Biogas als Treibstoff ersetzt Agrardiesel und Erdgas Tabelle 24: Überschlägige Gewinn- und Verlustrechnung der NaWaRo-Biogasanlage, Biogas als Treibstoff ersetzt Agrardiesel und Erdgas Tabelle 25: Kosten der Inputstoffe in die Abfall-Biogasanlage und der Biogasenergie Tabelle 26: Möglicher jahreszeitlicher Anfall der Trester im Betrieb Voelkel Tabelle 27: Grobe Abschätzung der Treibstoff- und der Stromproduktion der Abfall-Biogasanlage, Biogas als Treibstoff ersetzt Agrardiesel und Erdgas Tabelle 28: Volumenströme an Rohgas und Grünem Gas der Abfall-Biogasanlage Tabelle 29: Mögliche Fahrzeugversorgung durch die Abfall-Biogasanlage in der Treibstoffausführung Tabelle 3: Aufstellung der spezifischen Kosten der Abfall-Biogasanlage, Biogas als Treibstoff ersetzt Agrardiesel und Erdgas, 2,7 MW e Tabelle 31: Aufstellung der spezifischen Erlöse der Abfall-Biogasanlage, Biogas als Treibstoff ersetzt Agrardiesel und Erdgas, 2,7 MWe... 5 Tabelle 32: Überschlägige Gewinn- und Verlustrechnung der Abfall-Biogasanlage, Biogas als Treibstoff ersetzt Agrardiesel und Erdgas, 2,7 MWe Tabelle 33: Aufstellung der spezifischen Kosten der Abfall-Biogasanlage, Biogas als Treibstoff ersetzt Agrardiesel und Erdgas, 43 kw e Tabelle 34: Aufstellung der spezifischen Erlöse der Abfall-Biogasanlage, Biogas als Treibstoff ersetzt Agrardiesel und Erdgas, 43 kw e, eta el =, Tabelle 35: Überschlägige Gewinn- und Verlustrechnung der Abfall-Biogasanlage, Biogas als Treibstoff ersetzt Agrardiesel und Erdgas, 43 kw e, elektrischer Wirkungsgrad,

8 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 8 Tabelle 36: Aufstellung der spezifischen Kosten der geförderten NaWaRo-Biogasanlage, Biogas als Treibstoff ersetzt Agrardiesel und Erdgas, subventioniert Tabelle 37: Aufstellung der spezifischen Erlöse der geförderten NaWaRo-Biogasanlage, Biogas als Treibstoff ersetzt Agrardiesel und Erdgas, subventioniert Tabelle 38: Überschlägige Gewinn- und Verlustrechnung der geförderten NaWaRo-Biogasanlage, Biogas als Treibstoff ersetzt Agrardiesel und Erdgas Tabelle 39: Spezifikationen des Standortes Gartow Tabelle 4: Legende für Übergabestation Gartow Tabelle 41: Geschätzte Betriebskosten der Übergabestation Tabelle 42: Gasanalyse des Erdgases am Standort Gartow Abkürzungen AD Agrardiesel BHKW Blockheizkraftwerk CH 4 Methan CO Kohlenmonoxid CBG Comprimiertes Biogas, aufbereitet zu Erdgasqualität CH2 WPE Compressed Hydrogen aus Windkraft/Elektrolyse CMG Comprimiertes Methangas aus Biogas DON-Wert Fusarientoxin Deoxynivalenol (DON) schädigt das Nerven- und das Immunsystem, 5 Mikrogramm pro Kilogramm (µg/kg) in Getreidekörnern zum direkten Verzehr und verarbeiteten Getreideerzeugnissen EEG Erneuerbare Energien Gesetz EnWG Energiewirtschaftsgesetz eta elektr. Elektrischer Wirkungsgrad FT Fischer Tropsch Diesel aus Erdgas oder Holzabfällen; Erzeugung im Förderland FvB Fachverband Biogas e.v. GasNZV Gasnetzzugangsverordnung GasNEV Gasnetzentgeldverordnung GC Gaschromatograph GEG Gaseinspeisegesetz GKW Gruppenklärwerk H-Gas Erdgas mit hohem Brennwert KWK Kraft-Wärme-Kopplung LCA Live Cycle Assessment, Lebensweganalyse, von der Wiege bis zur Bahre L-Gas Erdgas mit niedrigem Brennwert MEA Monoethanol Amin MWV Mineralölwirtschaftsverband NaWaRo Nachwachsende Rohstoffe NMHC Nicht-Methan-Kohlenwasserstoffe NG Erdgas, Natural gas NOx Stickoxide PSA Pressure Swing Absorption, Druckwechselverfahren PTB Physikalisch Technische Bundesanstalt SGC Swedish Gas Center, Malmö SOx Schwefeloxide SynFuel Diesel aus Erdgas ZEA-Wert Fusarientoxin Zearalenon (ZEA), schädigt das Nerven- und das Immunsystem, 5 Mikrogramm pro Kilogramm (µg/kg) in Getreidekörnern zum direkten Verzehr und verarbeiteten Getreideerzeugnissen ZfK Zeitung für kommunale Wirtschaft

9 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 9 3 Einleitung Der Gesetzgeber hatte im novellierten EEG, am 2. August 24 in Kraft getreten, seinen Willen zur Unterstützung von innovativen Verfahren zum Ausdruck gebracht. Er hat einen Innovationsbonus von 2 Ct/kWh el zur Verfügung gestellt. Der Gesetzgeber folgt seiner Politik, die Verstromung der EE zu fördern. Als innovatives Verfahren und Schlüsseltechnologie ist ausdrücklich die Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität genannt und anerkannt worden. Im EEG wird auch verwiesen auf die Möglichkeit, das aufbereitete Biogas in das Erdgasnetz einzuspeisen, an anderer Stelle zu entnehmen und dort zu verstromen. Von einer solchen Maßnahme Verstromung an der langen Leitung ) wird eine bessere Wärmenutzung der Abwärme des BHKWs erwartet. Die Wärmenutzung vor Ort war immer ein Problem der Biogasanlagen. Um Betreiber von Biogasanlagen bzw. Betreiber von Verstromungsaggregaten an der langen Leitung auch zur BHKW- Wärmenutzung zu motivieren, stellte der Gesetzgeber für die genutzte Wärme einen KWK-Bonus in Höhe von 2 Ct/kWh el bereit. Den Innovationsbonus (Technologiebonus) und den KWK-Bonus (Effizienzbonus) stellt der Gesetzgeber nur für neu errichtete Anlagen bereit. Darüber hinaus schuf der Gesetzgeber die Hürde, dass der Innovationsbonus nur gewährt wird, wenn der KWK-Bonus erfüllt ist. Der KWK-Bonus kann auch alleine beansprucht werden und ist nun wegen des allgemeinen Interesses in reger Diskussion. Es deutet sich an, dass eine Abwärmenutzung in wenigen Stunden des Jahres von einem Teil der BHKW-Abwärme den Bonus erfüllt. Es ist ein Anliegen dieser Studie, die Kosten der Gasnetzeinspeisung zu untersuchen. Diversifizierung bei Biogas durch Innovations- und KWK-Bonus (EEG Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität (Druckgaswäsche) Konversion / Nutzung vor Ort (EEG-GesetzGesetz 1 ) Einkünfte CO2 -Dünger BHKW-Wärme Auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas eröffnet weitere Verwertungsmöglichkeiten (siehe Abbildung 1) und damit eine Produktdiversifizierung, auch solche, die mit dem EEG nicht gefördert wird. Der Landwirt ist durch Errichtung der Gasaufbereitungsanlage in die Lage versetzt und vorbereitet, die Verwertung von Biogas für alle Anwendungen, die für Erdgas bekannt sind, umzusetzen, zunächst als Treibstoff. Grünes Gas Wärme KWK-Bonus NaWaRo-Vergütung Innovationsbonus + Betriebsstunden + Lebensdauer + Kapazität - Wartung + Wirkungsgrad Treibstoff Vorteile: - höchste Energiebil anz - höchste Flächenproduktivität - niedrigste Na turraumbeanspr. - höchste Ökobilanz - höchste CO2-Minderun g Erneuerbare Primärenergie im Erdgas netz Innovations - und KWK-Bonus Das ist die Zukunft Derzeitige Nachteile: Unterver gütet, ungeregelt, hohe untern ehme rische Risi Ein Teil der umfangreichen Diversifizierungsmöglichkeiten über das Gasnetz kann aus Abbildung 2 entnommen werden. Die gesetzliche Grauzone des Gasnetzzuganges und der Netznutzung wird mit Erlass des EnWG und der Verordnungen GasNZV und GasNEV geregelt. Der FvB hat, beraten durch seinen Arbeitskreis Gaseinspeisung 1, vorrangigen Zugang zum Erdgasnetz und zu den Speicher, eine kostenlose Netznutzung für Biogas, zumindest eine Anrechnung der vermiedenen Netznutzungsentgelte und einen jährlichen Bilanzierungszeitraum gefordert. Diese Forderungen haben die Aufmerksamkeit für Biogas sehr weit gestreut und ein positives Echo gefunden. Das Gesetz und seine Verordnungen sollen Anfang 25 in Kraft treten. Abbildung 1: Einsatz der innovativen Schlüsseltechnologie Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität mobilen Einsatz in 1-15 Jahren Einzug halten wird, gibt Während die Effizienz bei der Energiekonversion im es sie im Wohnungswesen bereits. Bis 25 könnten dann, wenn Biogas nur für diesen Zweck eingesetzt würde, über 2 Mio. Haushalte in Passivhausstandard vollständig mit Biogas versorgen 2. Deshalb ist in Abbildung 2 die Hausenergieversorgung mit angegeben worden. Bei Passivhausbesitzern gibt es z.zt. noch Vorbehalte beim Gasnetzanschluss wegen der Gebühren. Viele möchten auch Schornsteinfeger 1 Frau Dr. Antje Kanngießer, Herr Jens Klinkmüller, Herr Dr. Wolfgang Tentscher (Sprecher) 2 Tentscher, W., Dumsch, C. (23): Grünes Gas als neue Dienstleistung für 1 Mio. Familien? Vortrag auf der Tagung: Biogas und Energielandwirtschaft Potential, Nutzung, Grünes Gas, Ökonomie, Ökologie, Nov. 22, Potsdam

10 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 1 gebühren sparen. Bei der Vergütung ist der Stand von 24 genannt, ohne die vom Fachverband Biogas e.v. vorgeschlagenen kosteneffektiven Vorschläge zu berücksichtigen. Der Arbeitskreis Gaseinspeisung hat den FvB e.v. entsprechend beraten. Biogasenergieäquivalente können nach 8 EEG in entfernten BHKWs (Blockheizkraftwerken) in KWK verstromt werden, wobei man sich eine hohe Wärmenutzung verspricht. Die Kosten der Netznutzung sind jedoch etwa genauso hoch wie die Biogasaufbereitung selbst und damit erheblich. Sie können die wirtschaftliche Umsetzung des EEG-Anspruches entscheidend verhindern. Biogas als Treibstoff ist sehr öffentlichkeitswirksam und steht im Vergleich mit anderen Biotreibstoffen an der Spitze der ökobilanziellen Bewertungen. Biotreibstoffe werden durch die EU- Biotreibstoffrichtlinie und die deutsche Mineralölsteuerbefreiung ausdrücklich gewollt und gefördert. Mineralische Treibstoffe werden hingegen besteuert, u.a. wird in Kürze die teilweise Steuerbefreiung für Agrardiesel bei Betrieben mit einem Verbrauch von über 1. Liter pro Jahr entfallen. Diversifizierung bei Biogas (Innovations- u. KWK-Bonus) Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität (Druckgaswäsche) Konversion / Nutzung vor Ort Einkünfte Wert Konversion / Nutzung a ls leitungsgebundene Energie Einkünfte Wert Mik ropower, KWK, virtuel le Kraftwerke: CO2-Dünger Marktwert Ottomoren, Brennstoffzellen, BHKW-Wärme Marktwert Mikrogasturbinen etc. KWK-Bonus 2 Ct/kWhel Innovationsb onus 2 Ct/kWhel NaWaRo- Vergütung 4-6 Ct/k Whel 1-11,5 Wärme KWK-Bonus 2 Ct/kWhel EEG-Grundverg ütung Ct/kWhel Grünes Gas NaWaRo-Vergütung 4-6 Ct/kW hel Öffentliche Tankstellen Innovations bonus 2 Ct/kWhel Marktwert ca. + Betriebsstunden Treibstoff 6Ct/kWhth + Lebensdauer 1 bis 1,4 + Kapazität Ct/kWhel - Wartung + Wirkungsgrad Biogasversorgte Passivhaus- Marktwert siedlungen Innovationsb onus 2 Ct/kWhel Treibstoff ca. 5 6 Gash erd, Brennwertgashei zung, Gas- Bi otreibstoff 6 Ct/k Whth Vorteile : Ct/kWhth Absorptionsküh lschrank, Brennstoff- EEG-Verg ütung 1 Ct/k Whel - höchste Ene rgie bilanz zelle für Mikropower, Hausgastank- KWK-Bonus 2 Ct/kWhel - höchste Fläche nprodukti vität ste lle für Erdgas a uto, Gas-Wäs ch e- NaWaRo-Ve rg. 4-6 Ct/k Whel - nie drigs te Natu rraumbean spr. trockner - höchste Ökobilanz Nicht vergütet: Händler - höchste CO2-Minderung Nicht vergütet: Netzgebühren Nicht vergütet: Konzess ionsgeb. Erneuerbare Primäre nergie im Erdgasnetz Nicht vergütet: Versicherungen Das ist die Zukunft Erdgaseinsatz im P assivh auss iedlung Im Son nenfeld Nicht vergütet: Rechtsberat ung Derzeitige N achteile: Unterver gütet, ungeregelt, hohe unternehmerische Risiken Abbildung 2: Diversifizierungsmöglichkeiten mit der innovativen Schlüsseltechnologie Biogasaufbereitung Aus Gülle produziert, verbraucht Biogastreibstoff keine Fläche. Die gesamte Gülle in der Bundesrepublik Deutschland könnte so viel Biogas produzieren wie aus Energiepflanzen von ca. 5. ha Ackerfläche. So gerechnet, erspart die vollständige Güllenutzung der Volkswirtschaft Flächenbeihilfe oder Stillegungsprämie für 5. ha Ackerfläche. Ein weiterer Vorteil ist, dass Biogas aus Ganzpflanzen eine 3-4 mal höhere Flächenproduktivität hat als aus Pflanzen, von denen man nur einen Teil als Biotreibstoff produziert (Biodiesel oder Bioethanol). Pro ha fährt man ca. 65. km weit mit Biogas aus Silomais aber nur ca. 1. km mit Biodiesel (Details siehe Abbildung 24 und Abbildung 25). Der Bedarf an Flächenbeihilfe ist bei Biogas wesentlich geringer als bei Biodiesel und bei Bioethanol. Die Flächeninanspruchnahme ist bedeutsam angesichts der Bemühungen der Politiker, den im Grünen stattfindenden Flächenverbrauch für Siedlung und Verkehr von 15 ha/tag auf 3 ha/tag zu reduzieren. Ein weiterer im Grünen stattfindender Flächenverbrauch ist der für Biotreibstoffe. Ähnliche Vorteile für Biogas wie bei der Flächenproduktivität gibt es bei den Energiebilanzen.

11 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 11 Die Untersuchung der Machbarkeit der Option Biogas als Treibstoff ist deshalb ein Anliegen dieser Studie. Ist die Option CBG Biogas als Treibstoff wirtschaftlich gleichwertig oder sogar besser als die Verstromung von Biogas, welche im novellierten EEG den NaWaRo-Bonus erhält, die es als Treibstoff nicht gibt? Die Treibstoffoption rentiert sich, abgesehen von der Mineralölsteuerbefreiung, ausschließlich marktgetrieben.

12 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 12 4 Landwirtschaftliche Struktur und Biogaspotential im Projektgebiet Eine Biogaspotentialabschätzung wurde durch Wiese im Jahre 22 durchgeführt 3 und nutzte Statistiken aus dem Jahre 21. Auf diesen Daten kann aufgebaut werden. Wiese schätzte ein Biogaspotential von 116 Mio. m³ Biogas ab, mit dem ca. 25 MW e Verstromungskapazität installiert werden könnten. Aktuelle Daten sind für Betriebsgrößenklassen aus dem Jahre 24 in Tabelle 1 und Abbildung 3, für Anbauverhältnisse in Tabelle 2 und Abbildung 4, für Anbauflächen für die Energieproduktion in Tabelle 3 und Abbildung 7 angegeben. Die Biogasproduktion könnte durch bessere Verfahren, hohe Vergärungsgrade von Energiepflanzen und Abfällen, höhere Ernteerträge optimierter Energie- Ganzpflanzen, optimalen Erntezeitpunkt und optimierte Fruchtfolgen eher noch größer werden. Tabelle 1: Betriebsgrößenklassen im Jahre 24 Anzahl bis 5 ha ha ha ha ha ha 26 > 5 ha 3 GESAMT 778 Quelle: LaWiKa Hannover Betriebsgrößen Anzahl bis 5 ha 5-2 ha 2-5 ha 5-1 ha 1-25 ha 25-5 ha > 5 ha 26 3 Abbildung 3: Betriebsgrößenverteilung 24 Die Anbauverhältnisse haben sich gegenüber 21 unwesentlich verändert. Ölfrüchte spielen im Projektgebiet nur eine kleine Rolle. Es sind keine gewachsenen Strukturen bei Rapsanbau für Biodiesel vorhanden. 3 Wiese, G. (22): Das für die Biogasnutzung im Landkreis Lüchow -Dannenberg nutzbare Potenzial. Studie im Auftrag des Fachverbandes Biogas e.v.

13 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 13 Tabelle 2: Anbauverhältnisse 24 Fläche (ha) Getreide Futterbau Kartoffeln 6.68 Ölfrüchte sonstiges Stilllegung Zuckerrüben GESAMT Quelle: LaWiKa Hannover Anbauverhältnisse 24 Stilllegung; 4512 ha; 7% Zuckerrüben; 2812 ha; 5% sonstiges; 1573 ha; 3% Ölfrüchte; 2717 ha; 4% Kartoffeln; 668 ha; 11% Getreide; 3838 ha; 5% Futterbau; ha; 2% Abbildung 4: Anbauverhältnisse 24 Wie sich die Anbauflächen auf die verschiedenen Gemeinden aufteilen, zeigt Abbildung 5 in absoluten und Abbildung 6 in prozentualen Zahlen. (Quelle: LaWiKa Hannover). Gemeindegrößen sind aus Abbildung 5 auch zu entnehmen. Lüchow ist die größte Gemeinde. Abbildung 6 zeigt, dass die %uale Verteilung der Anbauflächen für die verschiedenen Kulturen nur geringfügig schwankt. Flächen für den Kartoffelanbau gehen gelegentlich zu Lasten der Anbaufläche für Futterpflanzen. Die Energiepflanzenproduktion wird definitionsgemäß auf normaler Ackerfläche, die von NaWaRos auf Stilllegungsflächen durchgeführt. Tabelle 3 und Abbildung 7 zeigen, dass wesentlich mehr Energiepflanzen als NaWaRos produziert wurden. Für Energiepflanzen gibt es eine Beihilfe in Höhe von ca. 1/6 derjenigen, die für NaWaRo auf Stilllegungsflächen gezahlt wird. Bei Energiepflanzen spielen Roggen mit 18 ha und danach Mais mit 83 ha eine große Rolle. Raps für RME wird nur auf 23 und einjährige Pflanzen für die Biogasproduktion auf 1 ha angebaut.

14 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 14 Anbau von Kulturen (ha) nach Gemeinden, Anbaufläche (ha) Bergen Cl enze Damnatz Dannenb. Gartow Göhrde Gorleben Gusborn Hitzacker Höh beck Jameln Karwitz Küsten Langend. Lemgow Luckau Lübbow Lüchow Neu Darchau Prezelle Schn.-Burg Schnega Trebel Waddew. Woltersd. Wustrow Zernien Getreide Prot-Pfl. Ölsaaten Futterbau Stilll. Kart. Zuckerr. Sonst. Abbildung 5: Anbaufläche von Kulturen (ha) nach Gemeinden, 24 1% Anbau von Kulturen (%) nach Gemeinden, 24 Anbaufläche (%) 8% 6% 4% 2% % Bergen Cl enze Damnatz Dannenb. Gartow Göhrde Gorleben Gusborn Hitzacker Höh beck Jameln Karwitz Küsten Langend. Lemgow Luckau Lübbow Lüchow Neu Darchau Prezelle Schn.-Burg Schnega Trebel Waddew. Woltersd. Wustrow Zernien Getreide Prot-Pfl. Ölsaaten Futterbau Stilll. Kart. Zuckerr. Sonst. Abbildung 6: Anbau von Kulturen (%) nach Gemeinden, 24

15 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 15 Tabelle 3: Anbauflächen für Energieproduktion in DAN Frucht Fläche (ha) Roggen 18 Mais 83 Energiepflanzen im Ackerbau Raps 27 Grünland 2 Lupinen 3 NaWaRo auf Ein-Jährig (Raps) 226 StilllegungsflächenEin-Jährig für Biogas 99 Quelle: LaWiKa Hannover 24 Anbauflächen (ha) im Pflanzenbau und auf Stillegungsfläche zur energetischen Verwertung in DAN, Anbaufläche (ha) Roggen Mais Raps Grünland Lupinen Ein-J. (Raps) 99 Ein-J. für Biogas Energiepflanzen im Ackerbau NaW aro auf Stilllegungsflächen Abbildung 7: Anbauflächen (ha) im Pflanzenbau und auf Stillegungsflächen zur energetischen Verwertung im DAN, 24 Die Frage konnte nicht geklärt werden, welche Betriebsgrößen in der Nähe größerer Orte mit Bedarf an Treibstoff liegen. Für die Treibstoffoption ist eine minimale Betriebsgröße oder Kapazität der Biogasanlage erforderlich, da unter 5 kw el eine Biogasaufbereitungsanlage unter den Vergütungsbedingungen des novellierten EEG nicht wirtschaftlich erscheint. Kontakte mit Bus- und Taxiflotten größerer Ortschaften sollten gesucht werden. Die minimale Kapazität kann auch in Gemeinschaftsanlagen realisiert werden.

16 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 16 5 Vor- und Nachteile von Verfahren zur Biogasaufbereitung: In der Tabelle 4 sind 4 Verfahren der Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität kurz beschrieben und die Vor- und Nachteile gegenübergestellt worden. Tabelle 4: Vor- und Nachteile von Biogasaufbereitungsverfahren Verfahren Beschreibung Nachteile Vorteile 1. Druckgaswäsche CO 2, H 2 S, NH 3, Stäube, Mikroorganismen, H 2 S, höhere CxHy-, Si-, Fl-, Cl- Verbindungen etc. werden mit der wässrigen Druckgaswäsche absorbiert Vorreinigung mit einfachem Koaleszenzfilter Frischwasserbedarf Belastetes Abwasser Völlig kontinuierlich Wasser hat breites Absorptionsspektrum Gleichzeitige H 2 S- Absorption Hohe Gasqualität Sehr hohe Flexibilität durch Grob- und Feinsteuerung Kühlung des Absorptionswassers erhöht Kapazität wesentlich Wasser ist überall verfügbar Geringer Methanverlust Biofilter hat niedrige Betriebskosten Gastrocknung bis auf ca. 3 ppm Feuchte Durch Molekularsieb keine Mikroorganismen im Produktgas 2. Membranverfahren (trocken, druck) 3. Membranverfahren (nass) CO 2 wird aufgrund unterschiedlicher Permeationsraten an einer Membran abgetrennt Kombination aus Membranverfahren (trocken) und Gaswäsche; CO 2 wird aufgrund unterschiedlicher Permeationsraten von einer Membran abgetrennt und anschließend von einer Waschflüssigkeit (MEA) absorbiert Nur CO 2 -selektiv Aufwendige Vorreinigung erforderlich Hohe Prozessdrücke erforderlich Instabiles Langzeitverhalten/Leistungsabfall Nur CO 2 -selektiv Aufwendige Vorreinigung notwendig Wasseraufbereitung Chemikalieneinsatz Abwasseranfall Komplexe Anlage Völlig kontinuierlich Trockenes Verfahren Keine Chemikalien Geringer mechanischer Verschleiß Durch Membran keine Mikroorganismen im Produktgas Völlig kontinuierlich Geringe CH 4 -Verluste Durch Membran keine Mikroorganismen im Produktgas

17 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 17 Hohe Investkosten 4. Adsorption (PSA- Verfahren) CO 2, höhere CxHy, H 2 S, Si-, Fl-, Cl-Verbindungen werden adsorptiv an Aktivkohle / Kohlenstoffmolekularsieb gebunden Mechanischer Verschleiß von Ventilen Verstopfung von Ventilen durch Molekularsiebabrieb Aufwendig Vorreinigung notwendig Bedarf an jodidbeschichteter Aktivkohle Gefahr der Vergiftung der Molekularsiebe durch H 2 S - Durchbrüche Vorfilter und Hauptfilter erforderlich semikontinuierlich Hohe Gasqualität Trockenes Verfahren Gastrocknung bis auf ca. 4 ppm Feuchte Kein Prozesswasser Kein Abwasser Durch Molekularsieb keine Mikroorganismen im Produktgas Beim trockenen PSA-Verfahren wird vor der Gasaufbereitung H 2 S und Feuchte entfernt, bei der nassen Druckgaswäsche wird während der Gasaufbereitung H 2 S entfernt, nach der Aufbereitung das Produktgas Methan getrocknet und das Abgas (CO 2 ) im Biofilter entschwefelt. In den Druckwasserwäschen kann man alkalische Substanzen einsetzen, die saure Gase absorbieren wie z. B. Glykole und Methylether und MEA (Monoethanol Amin). Das SELEXOL Lösungsmittel (registrierte Marke der Union Carbide Corporation) bzw. Solinox (registrierte Marke der Linde AG) ist eine Mischung aus Dimethylether und Polyethylenglykol mit der durchschnittlichen Formulierung CH 3 (CH 2 CH 2 )nch 3, wobei n zwischen 3 und 9 liegt. Es liegt in konzentrierter Form vor und kann mit trockener Luft gestrippt werden, um die Flüssigkeit (Selexol) von H 2 S und CO 2 zu befreien. Eine große etwa 1999 errichtete Biogasaufbereitungsanlage mit einer Kapazität von ca. 4 m³ Rohgas/h wird in Laholm in Schweden mit Selexol als Absorbens betrieben, eine kleine Versuchsanlage in Deutschland in einem Betrieb in der Nähe von Soltau mit der ähnlichen Flüssigkeit Genosorb 4. Nachteilig ist der Chemikalienverbrauch. Die Selexolanlage in Laholm ist bisher nicht verbreitet worden. Das Problem der Selexol-Wäsche liegt darin, dass die Strippungsluft gut getrocknet werden muss, damit sich im Selexol nicht mehr und mehr Wasser anreichert 5. Durch Wasseranreicherung ändert sich das Absorptionsverhalten, denn eine Anlage ist auf Selexol und nicht auf eine sich ständig ändernde Mischung von Selexol mit Wasser ausgelegt. Als Folge davon kann der Methangehalt im aufbereiteten Biogas nur bei ca. 91Vol% liegen. Wenn eine Netzeinspeisung in ein H-Gas Netz erfolgt, muss mehr und mehr Propan zugesetzt werden, um H-Gas Beschaffenheit zu erreichen. Ein Ausweg war, das Selexol zu kochen, um es zu regenerieren. Hingegen werden in Schweden viele Druckwasserwäschen errichtet. Amine wie MEA sind alkalisch und absorbieren CO 2 und H 2 S. Die Bindung hat physikalischen und nicht permanent chemischen Charakter. Deshalb werden keine hitzestabilen Salze gebildet. Adsorbierte Stoffe geben sie nach Druckentspannung und Erhitzung auf über 1 C, welches gewöhnlich mit Dampf erfolgt, wieder frei. Auf diese Weise wird die Waschflüssigkeit regeneriert. Die Aufbereitungsanlagen sind von einer Kapazität von ca. 5 m³ Biogas pro Stunde und größer. Für kleine Aufbereitungsanlagen ist sicherlich ein Markt vorhanden. In Deutschland wird eine mit Genosorb absorbierende Anlage mit einer Kapazität von ca. 4 m³ Rohgas/h angeboten. Es wäre sinnvoll, wirtschaftlich arbeitende kleine Gasaufbereitungsanlagen zu entwickeln, die 5 bis 5 m³ Biogas pro Std. verarbeiten. 4 siehe WebFramesets/9729AE13462CB34C125693D33CF53?openDocument 5 Persönliche Mitteilung des SGC, Dezember 24

18 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 18 6 Kapazitäten und Kosten von Biogasaufbereitungsanlagen, EEG-Vergütungen Hier werden 3 Verfahren beschrieben, das PSA-Verfahren oder Druckwechseladsorption die nasse Druckgaswäsche und ein in der Entwicklung befindliches Verfahren mit Genosorb als Absorbens beschrieben. Tabelle 5: Kapazitäten der Druckgaswäsche (zu 1.) Typ Minimale Leistung P Kapazität (m³ Rohgas/h) Maximale Leistung P 2 C 7 C MW th Betriebstemperatur Betriebstemperatur Greenlane CSFR15, bis Greenlane CSFR3,7 1 2 bis 3 2 Greenlane CSFR6 1,4 2 4 bis 6 4 Greenlane CSFR15 2,8 4-1 bis 15 1 MW th Die Kapazität kann durch Drehzahlregelung des Kompressors auf 5% der Leistung heruntergefahren werden. Kapazitätskontrolle kann auch durch Regelung des Druckes zwischen 6 und 1 bar erfolgen. Durch Kühlung des Absorptionswassers bis auf 7 C kann bei geringen Zusatzkosten für einen Kaltwassersatz und eine Kaltwasserpumpe die Kapazität um ca. 5% gesteigert werden. Tabelle 6: Richtpreise der Druckgaswäsche Maximale Leistung P Kapazität (m³ Rohgas/h) Richtpreis Typ 7 C MW th Betriebstemperatur ) Greenlane CSFR15 1 bis Greenlane CSFR3 2 bis Greenlane CSFR6 4 bis Greenlane CSFR15 1 bis Die Versionen mit Betriebstemperaturen um 2 C sind nur geringfügig preisgünstiger, weil hier der Kaltwassersatz und die Kaltwasserpumpe entfallen. Zu diesen Preisen muss man noch einen Container in Höhe von c. 6. hinzurechnen, wenn die containerisierte Version benötigt wird. Kapazitäten der Adsorption PSA Druckwechselverfahren (Nm³ Rohgas/h) (zu 4.) sind: 1, 2, 4, 6, 8, 1, 15, 25. Die Anlagen können zu 5% der Kapazität heruntergeregelt werden. Dann verlängert sich die Aufenthaltszeit des Gases in den 4 Adsorptionskolonnen. Richtpreise der PSA-Anlagen betragen zwischen 4. (1 Nm³ Rohgas/h) und (15 Nm³ Rohgas/h). Eine Firma in der Nähe von Soltau bietet eine Gaswäsche mit Genosorb als absorbierendem Agens zu einem Preis von 15. an. Die Kapazität ist ca. 22 m³ Reingas/h mit ca. 96% CH 4 -Gehalt. Zur Umsetzung ist ein positives Gutachten von CUTEC-Institut essentiell. Das Verfahren befindet sich in der Entwicklung. Unter anderem werden preiswerte Wasserringkompressoren durch teure Kompressoren ersetzt, wie man sie schon in gängigen Biogasaufbereitungsanlagen einsetzt. So kann man höhere Investitionen erwarten, bis die Entwicklung in einigen Jahren abgeschlossen ist und die Entwicklungskosten eingerechnet sind. Über Betriebskosten liegen keine konkreten Daten vor. Positive Kaufentscheidungen werden allgemein auf der Grundlage von zwei bis drei mehrjährig funktionierenden Großanlagen gefällt. Diese Bedingung ist für die nasse Druckwasserwäsche und die PSA- Technologie erfüllt.

19 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 19 Gasaufbereitungsanlagen werden in Einzelfertigung gebaut und haben gemäß obiger Angaben spezifische Investitionen von etwa 7 pro kw th (Genosorb), Anlagen nach Tabelle 4 Zeilen 1. und 4. (d.h. Druckgaswäschen und PSA-Anlagen) weisen spezifische Investitionen von ca. unter 5 pro kw th (klein, d.h. ca. 1 MW th ) bis ca. 13 pro kw th (groß; d.h. ca. 1 MW th ) auf. Dies ist in Abbildung 8 dargestellt. Das einzelnes Quadrat ist das Genosorb-Anlagen-Angebot, die durchgezogene Linie versteht sich als Anhaltswert für Verfahren nach Tabelle 4, 1. und 4. (Druckgaswäsche und PSA), Bandbreiten sind nicht berücksichtigt. Letztlich entscheiden Betriebskosten und hoch Verfügbarkeit, die für die kommerziellen Verfahren bekannt 21 und wurden Grundlage der Berechnungen zur NaWaRo-Biogasanlage und zur Abfall- Biogasanlage. Zum Zeitpunkt der Anfertigung dieses Gutachtens waren die laufenden Kosten für das Verfahren mit Genosorb nicht bekannt. Auf Biogasbetrieb angepasste BHKWs werden in großen Stückzahlen gebaut und haben spezifische Investitionen von etwa 6 bis 1.2 pro kw e verschiedenster Größen, die sich von Hersteller zu Hersteller unterscheiden. BHKW-Kosten sind im letzten halben Jahr um ca. 1% gestiegen, die anderer Biogaskomponenten um den gleichen oder höheren %-Satz. Man kann davon ausgehen, dass Gasaufbereitungsanlagen und BHKWs etwa gleiche Investitionen bezogen auf den Rohgasdurchsatz haben. Invest ( /kwth) Invest kommerzielle Anlagen ( /kwth) Invest Kleinanlage in Entwicklung ( /kwth) Leistung (MW th ) Abbildung 8: Invest von Biogasaufbereitungsanlagen gegenüber der Leistung. Die spezifischen Investition bei den z.zt. noch einzeln gefertigten Biogasaufbereitungsanlagen zeigen zwischen,5 und 1 MW eine klare Tendenz. Ein Lücke in der Anlagenkapazität existiert bei sehr kleinen kommerziell hergestellten Gasaufbereitungsanlagen mit geringeren spezifischen Investitionen bei gleicher Aufbereitungsqualität und gleich geringen Methanverlusten. Der Entwicklung sind z.zt. Grenzen gesetzt durch fehlende Kompressoren kleiner Kapazität. Für innovative Technologien wie die Gasaufbereitung auf Erdgasqualität hat der Gesetzgeber den Innovations-Bonus, auch Technologie-Bonus genannt, bereitgestellt. Für diesen Technologiebonus für Gasaufbereitungsanlagen und die Vergütungshöhe von 2 Ct/kWh e hat sich der FvB intensiv und erfolgreich eingesetzt. Tabelle 7: Vergütungen in /kwh e nach EEG vom August 24 Eingespeiste BHKW-Kapazität < > 5. kw e Grundvergütung,115,99,89,84 Energiepflanzenbonus,6,6,4 KWK-Bonus (Wärmebonus),2,2,2,2 Innovations-/Technologiebonus,2,2,2 Quelle: Fachverband Biogas e.v., 24

20 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 2 7 Biogasaufbereitung in Verbindung mit Verstromung Wie im Kapitel 3 Einleitung erwähnt, will der Gesetzgeber mit dem (nicht gestaffelten) Innovationsbonus die Verstromung von Biogas fördern und nicht andere Anwendungen wie z.b. Biogas als Treibstoff. Deshalb sollen zunächst die Vorteile dargestellt werden, die aufbereitetes Biogas bei der Verstromung hat. Der Innovationsbonus stellt die größte Einnahmequelle dar, ist aber nicht die einzige (siehe Abbildung 9). Aufbereitetes Biogas wird in der Erdgasversion der BHKWs verstromt. Vorteilhaft ist die Version Otto-Motor, weniger vorteilhaft die Zündstrahlversion. Unbestritten von allen BHKW-Herstellern ist der Vorteil von Null-Schwefel im Biogas und seine ständig konstante Zusammensetzung. Durch Null-Schwefel verringern sich die Wartungskosten und die für die Wartung aufgewendete Stillstandszeit, gleichzeitig erhöht sich die Verfügbarkeit des BHKW. Unbestritten ist auch die geringe Erhöhung des elektrischen Wirkungsgrades des BHKW in der Erdgasversion. Durch die konstante Zusammensetzung höchster Qualität bleibt die Methanzahl konstant, wodurch sich die Betriebsbedingungen optimieren. Nur ein renommierter BHKW-Hersteller, nämlich Jenbacher, bestreitet die Kapazitätserhöhung der Erdgasversion, die von anderen in Höhe von 8-9% gegenüber der Biogasversion angegeben wird. Jenbacher wirbt damit, dass die Biogasversion ebenso ausgefeilt ist wie die Erdgasversion. Alle anderen Hersteller von Otto-Motoren (Deutz, MAN; MWM) stimmen dieser Kapazitätserhöhung zu, weil es eine physikalische Gesetzmäßigkeit sei. Deren Motorenprospekte weise die Kapazitätserhöhung aus. Innovationserlöse in % beim voll ausgelasteten Erdgas-BHKW durch Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität (gesamt ca. 3,4 Ct/kWh el ) Kapazitätserweiterung 33,9% Betriebsstundenerhöhung/Jahr 3,4% Erhöhung eta el,5% Wartungskostenverringerung 8,3% Innovations-bonus 53,9% Abbildung 9: Innovationserlöse in % be im voll ausgelasteten Erdgas-BHKW, Otto-Motor Die folgenden beiden Abbildungen sollen die Wirtschaftlichkeit der Biogasaufbereitung alleine darstellen. Diese Darstellung unterscheidet sich von der in den Berechnungen bei der NaWaRo- Biogasanlage und der Abfall-Biogasanlage, weil dort die Gesamtanlage beurteilt wird.

21 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 21 Kosten und Erlöse ( /Jahr) Vergleich der Kosten der Gasaufbereitung auf Erdgasqualität und der Innovationserlöse ( /Jahr) bei Kapazitätsauslastung des BHKW Kapazität der Gasaufbereitung (m ³ Rohgas/h, 55% CH4) Summe Innovationserlöse /a Innovationsbonus /a Kosten Gasaufbereitung /a Abbildung 1: Vergleich der Kosten der Gasaufbereitung (rot, gestrichelt) mit den Einnahmen durch den Innovationsbonus (grün, dünne Linie) und den weiteren Einnahmen (grün, dicke Line) bei Kapazitätsauslastung des BHKW Der Innovationsbonus kompensiert die laufenden Kosten der Gasaufbereitung ab einer Kapazität von ca. 6 m³ Rohgas pro Stunde. Alle weiteren Einnahmen sind zusätzlich. Wenn 4% Zuschuss zur Investition der Gasaufbereitung gewährt wird, verbessert sich die Wirtschaftlichkeit, wie Abbildung 11 zeigt. Dann deckt der Innovationsbonus die Kosten der Gasaufbereitungsanlage bereits ab 4 m³ Rohgas pro Std. Kosten und Erlöse ( /Jahr) Vergleich der Kosten der Gasaufbereitung auf Erdgasqualität und der Innovationserlöse ( /Jahr) bei Kapazitätsauslastung des BHKW mit 4%igem Investitionszuschuß Kapazität der Gasaufbereitung (m³ Rohgas/h, 55% CH 4 ) Summe Innovationserlöse /a Innovationsbonus /a Kosten Gasaufbereitung /a Abbildung 11: Vergleich der Kosten der Gasaufbereitung bei 4% Investitionszuschuss (rot, gestrichelt) mit den Einnahmen durch den Innovationsbonus (grün, dünne Linie) und den weiteren Einnahmen (grün, dicke Line) bei Kapazitätsauslastung des BHKW

22 Biogasverwertung in Erdgasqualität als Treibstoff oder durch Gasnet zeinspeisung im Wendland Elbetal 22 8 Strategie Der Landwirt hat die Möglichkeit, alles Biogas in die Treibstoffverwertung oder in die Verstromung oder einen Teilstrom in die Treibstoffoption und den größten Teil in die Verstromung zu geben. Er hat nicht nur die Möglichkeit, eine NaWaRo-Biogasanlage oder eine Abfall-Biogasanlage zu betreiben, sondern auch Agrardiesel und/oder Erdgas zu ersetzen. Wenn die Biogasanlage z.b. auf 25 m³ Rohgas/h mit 55% Methan ausgelegt ist (ca. 5 kw e ), könnte der Landwirt einen Überschuss von ca. 8-9% in die Auslastung des BHKW in Erdgasmodus und einen weiteren Überschuss von ca. 1% in die Treibstoffoption geben 6. Da der Markt für Treibstoff anfangs klein wäre und von Erdgasfahrzeugen abhängt, die regelmäßig Biogas tanken, wäre bis zum Erlass eines GEG die Verwertung von Biogasüberschüssen eine empfehlenswerte Strategie. Dann kann die Kapazitätserweiterung des BHKW in der Erdgasversion ökonomisch umgesetzt werden. Wenn von einem Durchsatz von 25 m³ Rohgas/h etwa 8%, d.h. 2 m³ für die Treibstoffoption abgezweigt und vermarktet werden kann, wäre dies schon eine organisatorische Leistung, weil alleine 2 m³ Rohgas oder 12 m³ Grünes Gas /h alternativ 66 Pkws oder 16 Lieferwagen oder 4 Lkws oder 4 Busse das ganze Jahr über versorgen könnte. Für die Verwendung von Biogasüberschüssen gibt es zwei Möglichkeiten. Einerseits kann das gesamte Biogas aufbereitet und ein kleiner Teilstrom, nämlich der Überschuss, als Treibstoff eingesetzt oder es kann nur ein kleiner Teilstrom aufbereitet und als Treibstoff verwendet werden. Für die erste Option sind Technologien verfügbar, für die zweite wäre es strategisch erforderlich und sinnvoll, kleine Biogasaufbereitungsanlagen zu entwickeln, die 5 bis 5 m³/h zu geringeren Kosten aufbereiten können. Bis zur Markteinführung neuer Technologien vergehen gewöhnlicherweise 5 bis 1 Jahre. Der Standort für eine Biogasanlage mit Biogastreibstoffoption sollte strategisch in der Nähe großer Verkehrsaufkommen und/oder hoher Bevölkerungsdichten mit ÖPNV- oder Taxiflotten liegen. So könnte Laufkundschaft an viel befahrenen Straßen angesprochen und eingeworben oder eine Flotte vertraglich eingebunden werden. Als Standort käme Dannenberg infrage. Der Erdgasversorger avacon AG hat zwei Erdgastankstellen errichtet, eine in Lüneburg und eine in Salzwedel. Der Standort Dannenberg ist für eine Biogastreibstoff-Tankstelle deshalb besonders geeignet, weil eine dritte Tankstelle genau zwischen den beiden existierenden anvisiert ist und das LL-Erdgas in Dannenberg einen zu geringen Heizwert hat. Strategisch können Synergieeffekte zwischen avacon AG und einer Biogasanlage entstehen. Eine Befragung des Betreibers der Erdgastankstelle in Salzwedel, der eine Busflotte betreibt und z.zt. 8 Erdgasbusse (Mercedes citaro 53 CNG, Niederflur mit Knielink) mit Erdgas betankt, ergab, dass der Betreiber kein Biogastreibstoff auf seiner Tankstelle akzeptieren würde. Es würde Kunden von Erdgas abwerben. Möglicherweise schließt der Vertrag mit der avacon andere Energielieferanten aus. Strategisch gesehen müsste die Biogasbranche selber Werbemaßnahmen für die Benutzung einer Biogastankstelle durchführen. Hier sind strategische Allianzen mit der avacon für Werbemaßnahmen zu begrüßen. Schließlich war die avacon Mobilitätsprovider 24 bei der Renewables 24 in Bonn. Die Privilegierung von Biogasanlagen im Außenbereich ist auf 5 kw el begrenzt. Höhere Gasproduktionen könnten strategisch auf Erdgasqualität aufbereitet und als Treibstoff genutzt oder ins Erdgasnetz eingespeist werden. Bei gewollter aber im Sommer nicht möglicher Gasnetzeinspeisung könnte eine neue Speicherstrategie konzipiert werden. Auf der Seite der Landwirtschaft existieren Speicher der Energiepflanzen im Silagesilo. Auf der Gasnetzseite könnte aufbereitetes Biogas unterirdisch in leeren Ölfeldern oder Gasfeldern oder neu zu erforschenden gasdichten Hohlräumen zwischengespeichert werden, wenn die produzierte Menge in den Verteilernetzen nicht aufgenommen werden kann. 6 Die Druckgasw äsche kann z.b. statt 2 bis zu 3 m³/h Rohgas aufarbeiten, w enn die Betriebstemperatur von 2 C auf 7 C gesenkt w ird.