RED II Anforderungen an Nachhaltigkeit und Nachweisführung von EE-Gasen

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1 Anklam Bioethanol GmbH RED II Anforderungen an Nachhaltigkeit und Nachweisführung von EE-Gasen Karin Naumann, Kathleen Meisel, Katja Oehmichen Biogasregister Deutschland Nutzerforum

2 Agenda RED II Gültigkeit von 2021 bis 2030 Ziele Nachhaltigkeitsanforderungen THG-Bilanzierung Standardwerte Biogas/Biomethan RED II Ausblick für Deutschland Beispielhafte Szenarien Verkehrssektor 2030 Fazit 2

3 EU Erneuerbare-Energien-Richtlinie Kompromiss zur RED II ( ) Ziele % erneuerbare Energien insgesamt 14% erneuerbare Energien im Verkehrssektor 3,5% fortschrittliche Biokraftstoffe (advanced, 2022: 0,2%, 2025: 1%), 2fache Anrechnung 7% Deckelung für Biokraftstoffe aus Feldfrüchten (food-crops) 2fache Anrechnung von Biokraftstoffen aus Altspeisefetten/-ölen Auslaufen von Biokraftstoffen mit hohem ILUC-Risiko (phase out palmoil) 4fache Anrechnung von erneuerbarer Elektrizität im Straßenverkehr, 1,5fache Anrechnung von erneuerbarer Elektrizität im Schienenverkehr 1,2fache Anrechnung von Biokraftstoffen im Schiffs- und Luftverkehr Nachhaltigkeitsanforderungen auch für gasförmige und feste Energieträger 3

4 EU Erneuerbare-Energien-Richtlinie II Rohstoffe für fortschrittliche Biokraftstoffe Anhang IX a) Algen, b) Biomasseanteil gemischter Siedlungsabfälle, c) Bioabfälle aus privaten Haushalten, d) Biomasseanteil von Industrieabfällen, die nicht für die Verwendung in der Lebens- oder Futtermittelkette geeignet sind, e) Stroh, f) Tierdünger und Klärschlamm, g) Abwässer der Palmölmühle und leere Palmfruchtbündel, h) Tallölpech, i) Rohglyzerin, j) Bagasse, k) Trester und Weintrub, l) Nussschalen. 4

5 Kompromiss zur RED II Fossile Referenzwerte Einführung erstmals verbindlicher Nachhaltigkeitskriterien für die Produktion von Strom, Wärme und Brennstoffen aus fester und gasförmiger Biomasse. Die entsprechende Berechnungsmethodik entspricht in ihrem Aufbau und der Logik der bestehenden Methode für die Biokraftstoffe im Verkehrssektor bzw. der flüssigen Energieträger im Strombereich. Fossile Vergleichswerte für Biokraftstoffe, Strom und Wärme bleiben EU Durchschnittsmixe: für Biokraftstoffe: 94 g CO 2 Äq./ MJ (vormals 83,8 gco 2 Äq./ MJ) für Strom: 183 g CO 2 Äq./ MJ (bzw. 212 in Randgebieten) für Wärme / Kälte: 80 g CO 2 Äq./ MJ für Wärme, die nachweislich Kohle ersetzt: 124 g CO 2 Äq./ MJ Anmerkung: siehe Änderungen/Ergänzungen auf Folien Nr. 21, 22 5

6 Kompromiss zur RED II Nachhaltigkeitsanforderungen Auch alle Biomassebrennstoffe müssen künftig Nachhaltigkeitskriterien erfüllen. Mindestanforderungen zur THG-Vermeidung werden angehoben, entsprechend dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage: RED II Kraftstoffe RED II Strom & Wärme Mind. 50% vor vor Mind. 60% nach nach Mind. 70% nach nach non-biological and recycled carbon Mind. 75% nach Stand: Anmerkung: siehe Änderungen/Ergänzungen auf Folien Nr. 21, 22 6

7 Kompromiss zur RED II Methodologie zur Berechnung der THG-Emissionen RED I (Kraftstoffe, Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe): E = e ec + e l + e p + e td + e u e sca e ccs e ccr e ee RED II (Biokraftstoffe): E = e ec + e l + e p + e td + e u e sca e ccs e ccr E = Gesamtemissionen bei der Verwendung des Kraftstoffs e ec = Emissionen bei der Gewinnung oder beim Anbau der Rohstoffe e l = Emissionen (/a) aufgrund von Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen e p = Emissionen bei der Verarbeitung e td = Emissionen bei Transport und Vertrieb e u = Emissionen bei der Nutzung des Kraftstoffs e sca = Emissionseinsparung infolge besserer landwirtschaftlicher Bewirtschaftungspraktiken e ccs = Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von Kohlendioxid e ccr = Emissionseinsparung durch Abscheidung und Ersetzung von Kohlendioxid e ee = Emissionseinsparung durch überschüssige Elektrizität aus Kraft- Wärme-Kopplung 7

8 Kompromiss zur RED II Methodologie zur Berechnung der THG-Emissionen RED II (Strom, Wärme, Strom & Wärme): EC h E h EC el E el C el C el el el C h h EC h E h C el C el h h C h h EC h,el = Gesamte Treibhausgasemissionen des Endenergieträgers E = Gesamte Treibhausgasemissionen der Energieträgers vor der Endkonversion η el = elektrischer Wirkungsgrad, definiert als der jährlich erzeugte Strom dividiert durch den jährlichen Brennstoffeinsatz aufgrund seines Energiegehalt η h = Wärmewirkungsgrad, definiert als die jährliche Nutzwärmeleistung dividiert durch den jährlichen Brennstoffeinsatz bezogen auf den Energiegehalt C el = Anteil der Exergie im Strom und/oder mechanische Energie, eingestellt auf 100 % (C el = 1) C h = Carnot-Wirkungsgrad (Anteil der Exergie in der Nutzwärme), Bei Wärme 150 : C h = 0,3546 T h = Temperatur, gemessen in absoluter Temperatur (Kelvin) der Nutzwärme am Abgabepunkt. T 0 = Umgebungstemperatur, eingestellt auf 273 Kelvin (entspricht 0 C) 8

9 Kompromiss zur RED II Weitere Änderungen THG-Bilanzierung Neuer feedstock factor zur Umrechnung von Anbauwerten Anlagenscharfe Ermittlung der Wassergehalte und unteren Heizwerte des Rohstoffs auf Basis der Trockensubstanz und Weiterreichung entlang der Lieferkette. (bisher einheitlicher Konversionsfaktor) Erhöhung der Charakterisierungsfaktoren Lachgas (N 2 O): auf 298 von derzeit 296 (derzeitig gültige Empfehlung des IPCC: 265) Methan (CH 4 ): auf 25 von derzeit 23 9

10 Kompromiss zur RED II Ergänzung des ANNEX VI Biogaswerte finden sich im Anhang der RED II: ANNEX VI regelt künftig die Berechnung der Biomassebrennstoffe & gibt Teilstandardund Standardwerte vor Neu: Standardwerte für Biogas und Biomethan aus Gülle, Bioabfall und Gülle, sowie Misch-Standardwerte für Biogas aus Mais & Gülle (Mischungsverhältnisse Gülle:Mais = 80:20, 70:30, 60:40) Neu: Substrate können gemischt werden Neu: Gutschrift für vermiedene Methanemissionen Neu: Gutschrift für Düngewirkung Gärprodukt 10

11 Kompromiss zur RED II Anhang V Standardwerte für Biogas und -methan Standardwerte für Gülle, Mais, Bioabfall, Mischungen (s.u.) & verschiedene Randbedingungen Beispiel Biomethan Standardwert Kraftstoff Strom Wärme Gülle 60% Mais 40% Gülle 70% Mais 30% Gülle 80% Mais 20% Offenes Gärrestlager abgedecktes Gärrestlager abgedecktes Gärrestlager abgedecktes Gärrestlager [gco 2 Äq./MJ] [% THG-Vermeidung] keine AGN 66 30% 10% 8% AGN 45 52% 39% 38% keine AGN 31 67% 58% 57% AGN 10 89% 86% 86% AGN AGN 1 99% 99% 99% % 116% 117% Wirkungsgrad Strom: 0,4 Wirkungsgrad Wärme: 0,9 11

12 Kompromiss zur RED II Strombasierte Kraftstoffe PTx Strombasierte Kraftstoffe erneuerbare Kraftstoffe nichtbiologischer Herkunft THG-Vermeidung mind. 70% Volle Anrechnung bei Anlagen ohne Netzkopplung, ansonsten anteilig entsprechend Erneuerbaren im Strommix, Ausnahme: Nachweis, dass Anrechnung des EE-Stroms in keinem anderen Sektor erfolgt Keine Unterquote für strombasierte Kraftstoffe 12

13 Ausblick THG-Emissionen und Ziele im Verkehrssektor THG-Emissionen im Verkehrssektor in Mio. t CO 2 -Äq sonst. nationaler Verkehr Straßenverkehr -40% ggü % 0 ggü Datenbasis: UBA 2018 DBFZ 04/

14 Erneuerbare Energien in PJ Endenergiebedarf im Straßen- und Schienenverkehr insg. in PJ RED II Ausblick für Deutschland Beispielhafte Szenarien Verkehrssektor PJ ca PJ PJ % 10 % 200 7,8 % 8,7 % ,6 % (real) (rechnerisch) (real) (rechnerisch) (Basis) 0 konventionelle Biokraftstoffe Biodiesel (UCOME) fortschrittliche Biokraftstoffe EE-Strom Straße EE-Strom Schiene Gesamtbedarf DBFZ 06/2018 Quelle: eigene Berechnungen, Gesamtenergiebedarf sowie Strommengen auf Basis Renewbility III (2016), weitere Datenbasis: BAFA, BMVI, BLE, UCOME max 21 PJ (2015) 14

15 Erneuerbare Energien in PJ Endenergiebedarf im Straßen- und Schienenverkehr insg. in PJ RED II Ausblick für Deutschland Beispielhafte Szenarien Verkehrssektor PJ PJ PJ % 14 % 14 % 200 8,7 % 9,9 % 7,2 % (real) (rechn.) (real) (rechn.) (real) (rechn.) 2030 Basis 2030 weniger E-Mob 2030 mehr E-Mob 0 konventionelle Biokraftstoffe Biodiesel (UCOME) fortschrittliche Biokraftstoffe EE-Strom Straße EE-Strom Schiene Gesamtbedarf DBFZ 06/

16 Erneuerbare Energien in PJ Endenergiebedarf im Straßen- und Schienenverkehr insg. in PJ RED II Ausblick für Deutschland Beispielhafte Szenarien Verkehrssektor PJ 14 % PJ 14 % ,7 % 9,1 % PJ 14 % ,7 % 0 (real) (rechn.) (real) (rechn.) (real) (rechn.) 2030 Basis 2030 mehr Verkehr 2030 weniger Verkehr 0 konventionelle Biokraftstoffe Biodiesel (UCOME) fortschrittliche Biokraftstoffe EE-Strom Straße EE-Strom Schiene Gesamtbedarf DBFZ 06/

17 RED II Ausblick für Deutschland Überblick beispielhafte Szenarien Verkehrssektor 2030 Szenario EE-Anteil Straßenverkehr Anteil konv. Biokraftstoffe (inkl % UCOME) THG-Quote: bei 7,5 bis 8,5% in 2030 (ohne UER) THG-Emissionen ggü. 1990* Basis 8,7 % 3,2-6,4 % PJ + 8,5 % E-Mob 9,9 % 3,9-7,9 % PJ + 7,8 % E-Mob 7,2 % 2,2-4,3 % PJ + 9,5 % 65 % EE 8,2 % 2,8-5,5 % PJ + 9,2 % 45 % EE 9,3 % 3,6-7,2 % PJ + 7,9 % UCOME 9,2 % + 8,2 % UCOME 7,8 % 3,2-6,4 % PJ + 9,1 % Verkehr 9,1 % 3,4-6,8 % PJ + 20,5 % Verkehr 5,7 % 1,9-3,8 % PJ - 23 % Klimaziel: - 40% Quelle: Quelle: eigene Berechnung, u.a. auf Basis BAFA, BMVI, BLE, UBA * Für 2030 Verwendung der angepassten Emissionswerte für fossile Kraftstoffe, für 1990: 83,8 gco2-äq./mj 17

18 RED II Ausblick für Deutschland Wesentliche Einflussfaktoren Gesamtenergiebedarf im Straßen- und Schienenverkehr Anteil Strom im Straßenverkehr Anteil erneuerbarer Energien im Strommix Anteil UCOME ggf. weitere Alternativen wie recycled fossil carbon 7%-Deckel für konv. Biokraftstoffe (ohne UCOME) nahezu obsolet Fortschrittliche BKS-Option Menge von je 10 PJ KS Rohstoffpotenzial in PJ KS Markt-Restriktion Biomethan aus Abfällen 3 TWh > 105 PJ sinkender CNG-Absatz Biomethan aus Stroh 3 TWh PJ (2015: 2 TWh / 6,5 PJ) Bioethanol aus Stroh 375 Tsd. t 69 PJ Potenziale: Berechnungen von A. Brosowski, DBFZ 5 bzw. 10% Beimischung (2030 ca. 20 PJ) 18

19 Zusammenfassung / Fazit Für Biogas und methan wird ab 2021 grundsätzlich Nachhaltigkeitsnachweis erforderlich THG-Vermeidung bei KWK-Anwendung i.d.r. höher als bei Kraftstoffanwendung Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe bietet besonderen Vorteil für nicht-nawaro-basiertes Biomethan Allgemein ist im Verkehrssektor keine deutliche Steigerung für alternative Energieträger bis 2030 zu erwarten Nächster Schritt: Ausgestaltung der nationalen Umsetzung 19

20 Smart Bioenergy Innovationen für eine nachhaltige Zukunft Ansprechpartner Karin Naumann DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH Torgauer Straße 116 D Leipzig Phone: +49 (0)

21 Ergänzungen im Nachgang Nachhaltigkeitsanforderungen inklusive der Mindestanforderungen zur THG-Vermeidung für Wärme/Kälte und Strom gelten für feste und gasförmige Biobrennstoffe, eingesetzt in Anlagen ab: Feuerungswärmeleistung von 20 MW für feste Biomasse Feuerungswärmeleistung von 2 MW für gasförmige Biomasse Quelle: Council of the European Union: 2016/0382 (COD),

22 Ergänzungen im Nachgang Mindestanforderungen zur THG-Vermeidung: 50% für Biokraftstoffe, Biomethankraftstoff & flüssige Biobrennstoffe, erzeugt in Anlagen mit Inbetriebnahme bis zum % für Biokraftstoffe, Biomethankraftstoff & flüssige Biobrennstoffe, erzeugt in Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem % für Biokraftstoffe, Biomethankraftstoff & flüssige Biobrennstoffe, erzeugt in Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem % für die Bereitstellung von Strom, Wärme und Kälte aus gasförmigen und festen Biobrennstoffen, eingesetzt in Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem % für die Bereitstellung von Strom, Wärme und Kälte aus gasförmigen und festen Biobrennstoffen, eingesetzt in Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem Quelle: Council of the European Union: 2016/0382 (COD),