Regionale Standortfaktoren und die Wirtschaftlichkeit der Einspeisung von Biomethan in das Erdgasnetz

Transkript

1 Regionale Standortfaktoren und die Wirtschaftlichkeit der Einspeisung von Biomethan in das Erdgasnetz Dipl.-Ing. Helmut Berg Ingenieurbüro H. Berg & Partner GmbH, Aachen Malmedyer Str. 30, Aachen Tel: 0241/946230, 1

2 Gliederung: Prämisse / Randbedingungen Anforderungen aus dem Erdgasnetz Austauschgas und Zusatzgas Druckstufen L- und H-Gasnetze Verfügbarkeit und Kosten der Substrate Zulässigkeit des Standortes nach Baugesetzbuch Wirtschaftlichkeitsberechnungen einer Beispielanlage Fazit 2

3 Prämisse Ziel der Machbarkeitsuntersuchungen ist das Auffinden von Standorten zur Erzeugung von Biomethan mit optimaler Wirtschaftlichkeit in einer ausgewählten Region. 3

4 Randbedingungen der Wirtschaftlichkeitsuntersuchungen Ein lokaler oder regionaler Energieversorger ist Gasnetzbetreiber und verkauft Erdgas und Wärme an seine Kunden in seinem Versorgungsgebiet. Der Bau und der Betrieb der Biogaserzeugung, der Biogasaufbereitung und der dezentralen BHKW werden zusammengefasst in einer gemeinsamen Wirtschaftlichkeitsberechnung untersucht. 4

5 Wirtschaftlichkeitsberechnung Biogas- BHKW Strom (EVU) Wärme (Wärmekunde) Substrate Biogaserzeugung Biogasaufbereitung Erdgas- Verteilnetz Biogas- BHKW Strom (EVU) Wärme (Wärmekunde) Biogas- BHKW Strom (EVU) Wärme (Wärmekunde) 5

6 Gasseitige Anforderungen Kennwerte nach DVGW G 260, G 262 und G 685 müssen eingehalten werden. Ortsübliche Kennwerte müssen eingehalten werden. Je nach Einsatzort sind unterschiedliche Anforderungen an die Aufbereitung zu stellen. Zusatzgase unterscheiden sich in Zusammensetzung und Eigenschaften wesentlich vom Grundgas im Netz. können zusätzlich zum Grundgas beigemischt werden, solange das Gemisch den Anforderungen genügt. Austauschgase werden anstelle des Grundgases eingesetzt. müssen den Kennwerten für L- oder H-Gas nach DVGW G 260 entsprechen. 6

7 Für Einspeisung geeignete Drucknetze Druckbereich Mitteldruck Hochdruck Hochdruck Überdruck [bar] > 0,1 1,0 > 1,0 16 > Vorteile: Keine Druckerhöhung nach Methananreicherung erforderlich Kein oder nur geringer Aufwand für Druckerhöhung Hohe Aufnahmekapazität Häufig als Zusatzgas möglich und keine LPG-Zugabe Meistens geringer Aufwand für Mess- und Regeltechnik Nachteile: Niedrige Aufnahmekapazität Häufig nur als Austauschgas darstellbar Hoher Aufwand für Druckerhöhung Nur als Austauschgas darstellbar Hoher Aufwand für Mess- und Regeltechnik 7

8 Vorzüglichkeit von Standorten für die Einspeisung als Zusatzgas A Alternativer Einspeisepunkt mit hoher Vorzüglichkeit C X Transportnetz Übernahmeanlage Alternativer Einspeisepunkt mit höchster Vorzüglichkeit HD-Gasleitungsabschnitt mit definierten Mischungsverhältnissen (Biomethan/Erdgas) bzw. Brennwerten B HD-Gasleitungsabschnitt mit Erfordernis der Brennwertmessung im Gasleitungsabschnitt und Modellierung in Misch- und Pendelzonen bei Biomethan als Zusatzgas Einspeisepunkt mit niedriger Vorzüglichkeit D Siedlungsgebiete 8

9 Verfahren zur Methananreicherung Verfahren Druckwechseladsorption (PSA) Druckwasserwäsche (DWW) Trenneffekt Adsorption von CO2 an einem Kohlenstoffmolekularsieb Lösung von CO2 in Wasser Chemische Adsorption Seloxal Amin Glykol Lösung von CO2 in Chemikalien 9

10 Wirkungsgrade der Verfahren der Methananreicherung nach Herstellerangaben Methangehalt: nach Anreicherung [%] 95,0 bis 99,9 Methanverluste [%] 0,1 bis 5,0 10

11 Beispielhafte Verbrauchskosten der Brennwertanpassung für L- und H-Gase Gasarten Dimensionen Gas I: L-Gas Gas II: H-Gas Gas III: H-Gas Brennwert [kwh/m³] 10,2 11,1 11,6 Art der Zumischung - Luft LPG LPG Zumischungsmenge [%] 4,0 2,8 5,5 Jährliche Verbrauchskosten für Zumischung (Gas u. Strom) /a Spezifische Verbrauchskosten (Gas und Strom) Ct/kWhHS 0,05 0,37 0,69 11

12 Einflussfaktoren auf Verfügbarkeit und Kosten von NaWaRo Regionale Witterungsverhältnisse Mittlere Jahrestemperatur Mittlere Jahresniederschläge Niederschlagsverteilung (z. B. braucht Mais hohe Niederschläge im Juli/ August) Bodenarten (z. B. sind für Mais leichte Böden wegen der geringen Wasserhaltekapazität weniger geeignet) Verfügbare Gesamtfläche für NaWaRo-Anbau 12

13 Weitere Einflussfaktoren auf die Verfügbarkeit und die Kosten von NaWaRo Konkurrenzanbau (Grünland, Weizen, Zuckerrüben, Energiepflanzen für Biokraftstoffe) Transportentfernung für Mais 15 km Fahrstrecke (ca. 10 km Luftlinie) Vorhandene und geplante Biogasanlagen in der Region Lokales Wegenetz für landwirtschaftlichen Verkehr Beteiligungsverhältnisse der Landwirte (weitgehende Beteiligung an der Gesamtanlage begünstigt die Tendenz langfristig gesicherter Verfügbarkeit und niedriger NaWaRo-Preise) 13

14 VWEW-Fachtagung am 04./ in Fulda: Bioenergie in der Kartenausschnitt zur Bestimmung der verfügbaren NaWaRo-Anbaufläche 10 km Standort Biogasanlage Ferngasleitung Regionale Standortfaktoren und die Wirtschaftlichkeit 14

15 Bestimmung der verfügbaren NaWaRo- Anbaufläche und der möglichen Anlagenleistung Ackerland (Fahrstrecke bis 15 km) Abzüglich 3% Verkehrsflächen Nutzbares Ackerland ha ha ha Hiervon angesetzt 15% für NaWaRo-Anbau (insgesamt) Hiervon 75% für NaWaRo-Anbau für Biogasanlage zur Gaseinspeisung Diese Anbaufläche reicht für Biogasanlagen im Gebiet mit einer Leistung von Abzüglich vorhandener Biogasanlagen im Gebiet mit einer Leistung von Mögliche Anlagenleistung für Gaseinspeisung ha ha 4,3 MWel. 2,1 MWel. 2,2 MWel. 15

16 Zulässigkeit von Standorten nach Baugesetzbuch (BauGB) in Industrie- und Gewerbegebieten ( 9, BauNVO, GE und GI) in Sonstigen Sondergebieten ( 11, BauNVO, SO) Vorteile optimale Lage zum Gasnetz optimale Lage in der Ackerfläche geringere Grundstückspreise evtl. geringe Widerstände von benachbarten Gewerbebetrieben 16

17 Voraussetzungen zur Ausweisung eines Sondergebietes Änderung des Flächennutzungsplanes (FNP) Aufstellung eines Vorhaben bezogenen Bebauungsplanes (VEP) Umweltprüfung und Landschaftsplan Unterstützung aus kommunaler Politik und Verwaltung Verfahrensdauer mindestens ¾ Jahr 17

18 Daten einer Beispielanlage Rohgas 950 m³/h Methangehalt 53% Produktgas 500 m³/h Methangehalt nach Anreicherung 96% LPG-Zugabe 3,4% Brennwert Produktgas (als Austauschgas) 11,2 kwh/m³ Elektr. Leistung der dezentralen BHKW 2,0 MW (2 x 500 kw, 2 x 250 kw, 4 x 125 kw) Gasnetz H-Gas; 7,5 bar Inbetriebnahme Ende

19 Beispielanlage: Investitionskosten und Kapitalbedarf, gerundet netto Investitionskosten und Kapitalbedarf Biogasanlage Gasaufbereitung und -einspeisung Dezentrale BHKW Baunebenkosten Investitionskosten % Grunderwerb Kapitalbedarf

20 Beispielanlage: Laufende Kosten, gerundet netto Laufende Kosten /a Ct/kWhHS % Kapitalkosten (einschl. 5% Zins auf 100% Fremdkapital) ,49 31 Sonstige Laufende Kosten: Lohnkosten (Arbeitskosten u. Betriebsführung) ,47 6 Externe Wartungskosten (Biogasanlage, Aufbereitung, BHKW) ,50 6 Beschaffung und Abtransport Substrate ,61 32 Stromverbrauch Biogasanlage ,24 3 Stromverbrauch Gasaufbereitung ,57 7 LPG-Zugabe ,45 6 Netznutzungsgebühren (ohne Bilanzierung/Strukturierung) ,40 5 Sonstiges ,38 5 Summe Sonstige Laufende Kosten: ,62 69 Gesamtsumme Laufende Kosten: ,

21 Beispielanlage: Laufende Kosten in % Stromverbrauch Gasaufbereitung 7 LPG- Zugabe 6 Netznutzungsgebühren 5 5 Sonstiges 31 Kapitalkosten 3 Stromverbrauch Biogasanlage 32 Beschaffung u. Abtransport Substrate 6 6 Lohnkosten Wartungskosten 21

22 Beispielanlage: Erlöse, gerundet netto Erlöse /a Ct/kWhHS % Nach EEG: Grundvergütung ,88 40 NaWaRo-Bonus ,25 23 KWK-Bonus ,64 7 Technologiebonus ,76 8 Summe Erlöse nach EEG: ,53 78 Aus Wärmeverkauf: Wärmeverkauf ,82 19 Erdgassubstitution durch Propangaseinspeisung ,31 3 Summe Erlöse aus Wärmeverkauf: ,13 22 Gesamtsumme Erlöse: ,

23 Beispielanlage: Erlöse in % Wärmeverkauf 19 3 Wegfall Erdgaskosten 40 Grundvergütung Technologiebonus 8 7 KWK-Bonus 23 NaWaRo-Bonus 23

24 Beispielanlage: Laufende Kosten und Erlöse, gerundet netto (Basisberechnung) Summe Laufende Kosten (einschl. 5% Zins auf 100% Fremdkapital) Summe Erlöse Jahresüberschuss: /a Ct/kWh 8,10 9,66 1,56 Mittlerer Jahresüberschuss über 20 Jahre vor Steuern (1,5% jährliche Kostensteigerung der Laufenden Kosten):

25 Beispielanlage: Mittlere Jahresüberschüsse (20 Jahre) bei unterschiedlichen Preissteigerungen Erhöhung der Investitionskosten um 10% Mittlerer Jahresüberschuss Verhältnis zur Basisberechnung 80% Erhöhung des Maispreises um 2,0% pro Jahr % Erhöhung des Strompreises um 2,0% pro Jahr % Verringerung der Methanverluste auf 0,1% Methangehalt nach CH4-Anreicherung 99,5% % 25

26 Beispielanlage: Mittlere Jahresüberschüsse (20 Jahre) bei unterschiedlichen Preissteigerungen Basisberechnung Erhöhung der Investitionskosten um 10% Erhöhung des Maispreises um 2,0% pro Jahr Erhöhung des Strompreises um 2,0% pro Jahr Verringerung der Methanverluste auf 0,1% Verhältnis zur Basisberechnung in % 26

27 Fazit Die Biogaserzeugung und die Verwertung an jeweils unterschiedlichen optimalen Standorten ermöglicht eine hohe Wärmenutzung. Entsprechend hohe zusätzliche KWK- und Technologieboni nach EEG können aktiviert werden. Die Aufteilung der BHKW auf verschiedene Standorte ermöglicht nacheeg jeweils kleinere Leistungsklassen und somit eine höhere Grundvergütung sowie einen höheren NaWaRo-Bonus. Die langfristige Unabhängigkeit vom konkreten Wärmenutzer ist gewährleistet. Die langfristige Entwicklung der Lieferpreise für Gärsubstrate (z. B. Mais), der Strompreise und der Netzentgelte kann die Wirtschaftlichkeit erheblich einschränken. Die ersten Einspeiseprojekte sind mit technischen und administrativen Risiken verbunden. Nur Anlagen mit optimalen Standortbedingungen können langfristig wirtschaftlich betrieben werden und im Konkurrenzkampf um die Gärsubstrate bestehen. 27

28 Dipl.-Ing. Helmut Berg Ingenieurbüro H. Berg & Partner GmbH, Aachen Malmedyer Str. 30, Aachen Tel: 0241/946230, Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit 28