(Finanzielle) Risiken von Bioenergieprojekten entlang eines Projektzyklus

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1 (Finanzielle) Risiken von Bioenergieprojekten entlang eines Projektzyklus Bioenergie für Strom/Wärme/Biomethan 16. Oktober 2017 Johannes Laubach, Senior-Experte Klimaschutz & Nachhaltigkeit MACS Energy & Water GmbH Arnsburger Str. 64, Frankfurt, Deutschland Tel , Fax Internet:

2 Inhaltsübersicht 1. Projektzyklus Bioenergie 2. Anlagentechnische Risiken 3. Kommerzielle/vertragliche Risiken 4. Ökologische (und soziale) Risiken 1

3 Vorstellung MACS Standorte: Frankfurt/Main (D), Belgrad (SRB), Batumi (Georgien), Fortaleza (Brasilien) 2

4 Projektzyklus Bioenergie Rohstoffe Unwandlungs-/ Erzeugungsanlage Nutzenergie Reststoffe Feste Reststoffe (Trockung) Dampfkessel Dampfturbine Elektrische Energie Asche Biomasse Frischholzreste (Zerkleinerung) ORC-Anlage (ƞ el = 22% - 30%) Abfallholz Abgas Stroh Vergasung Gasreinigung Verbrennungsmotor Thermische Energie Energiepflanzen (Gasturbine) Abwärme Frischholz Biogas Reststoffe Biogasanlage Gasreinigung Verbrennungsmotor Elektrische Energie Gärrest tierische Abfälle, Gülle (50%-60% CH 4 ) (Schwefel) (Gasturbine) (ƞ el = 34% - 42%) Pflanzenabfälle Thermische Energie Abgas Deponien (Deponiegas) Energiepflanzen Gasaufbereitung Biomethan Abwärme Mais, Hirse, etc (50%-60% CH 4 ) (Siloxane, S) >95% CH 4 3

5 Anlagentechnische Risiken Prozesse Unwandlungs-/ Erzeugungsanlage Nutzenergie Feste Dampfkessel Aufbereitung/ Geringer Wirkung- Verfügbarkeit Biomasse Zerkleinerung grad bei Stromer- Wärmesenke zeugung Vergasung Marktreife Technologie? hohe O&M-Kosten Verbrennungsmotor 2-3 Cent/kWh Biogas Strom- & Wärmeerz. Stabilität Biologie Aktivkohle- Wechsel Substrat filter: Prozeßparameter Status Deponiegas Gasfassung Beladung Biomethan Erdgasnetz 4

6 Kommerzielle/vertragliche Risiken Rohstoffe Unwandlungs-/ Erzeugungsanlage Nutzenergie Feste eigenen Rohstoffe Planungs- und Bauphase Laufzeit PPA/ Biomasse Entwicklung EPC-Vertrag (Engineering, Procurement, Construction) Fördertarif Viehbestand vs separate Gewerke => geringere Kosten/höheres Risiko danach Strompreise Fremde Rohstoffe Wärmeliefervertrag langfristig Bezugsvertrag Brennstoffpreise > 10 a / Kreditlaufzeit Biogas eigenen Rohstoffe Planungs- und Bauphase s.o. s.o. s.o. s.o. Fremde Rohstoffe Betriebsphase s.o. Bei Verbrennungsmotoren hohe Abhängigkeit von Gasliefervertrag Deponiegas Konzessionsvertrag "Ersatzteilpolitik" der Hersteller Gasqualitäten 5

7 Ökologische (und soziale) Risiken Rohstoffe Risiken Feste Reststoffe i.d.r. positive Effekte Biomasse Frischholzreste Abfallentsorgung Abfallholz Stroh Energiepflanzen Frischholz Projektemissionen gering Biodiversität "Carbon Debt" Biogas Reststoffe i.d.r. positive Effekte tierische Abfälle, Gülle Pflanzenabfälle Deponien (Deponiegas) Energiepflanzen Mais, Hirse, etc bei Methanvermeidung => negative Projektemissionen Verringerung Geruchsbelästigung Verbesserter Dünger "Tank oder Teller"-Konflikt Monokulturen & Biodiversität 6

8 Projektemissionen vs Emissionsfaktor Stromnetz Modellrechnung mit BioGrace II*:» Ziel der RED (Renewable Energy Directive, ab ca 2020) wird in Serbien nur mit mindestens 65% Gülle erreicht.» Bei geschlossenem Gärrestbehälter oder Wärmenutzung auch geringerer Gülleanteil möglich.» * 7

9 Vielen Dank für die Aufmerksamkeit! Visit our website at: 16. Oktober 2017 Johannes Laubach, Senior-Experte Klimaschutz & Nachhaltigkeit MACS Energy & Water GmbH Arnsburger Str. 64, Frankfurt, Deutschland Tel , Fax Internet:

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