Ökologische und ökonomische Analyse der Biomethanbereitstellung aus Biogas in Weißrussland

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1 BMU Förderprogramm Energetische Biomassenutzung Minsk/Weißrussland 6./7. Juni 2011 Präsentation Ökologische und ökonomische Analyse der Biomethanbereitstellung aus Biogas in Weißrussland - Annahmen und Ergebnisse - Marcus Trommler, Katja Oehmichen, Walter Stinner, Elke Christ, Martin Zeymer, Jaqueline Daniel-Gromke Gefördert durch: Koordiniert vom: Programmbegleitung: 1

2 Agenda Zielstellung Annahmen der Anlagenkonzepte Ergebnisse Ökologische Analyse Ökonomische Analyse Wertschöpfungseffekte Fazit Diskussion / Fragestellungen 2

3 Zielstellung/ Hintergrund Zielstellung: Ökologische und ökonomische Analyse der Bereitstellung von Biomethan anhand von Modellkonzepten unter Berücksichtigung der Rahmenbedingungen in Weißrussland Methodik: Die Erzeugung von Biomethan kann sowohl durch bio-chemische Umwandlung zu Biogas als auch durch die thermo-chemische Konversion zu Bio-SNG erfolgen. Für die Bereitstellungspfade von Biomethan aus Biogas und Bio-SNG werden verschiedene Modellanlagenkonzepte betrachtet. Diesen Konzepten liegen verschiedene Anlagengrößen, Rohstoffe, Anlagentechnologien und -kosten zu Grunde. Im Folgenden: Bereitstellung von Biomethan aus Biogas betrachtet 3

4 Annahmen der Anlagenkonzepte Betrachtung der gesamten Prozesskette Rohstoffbereitstellung Transport zur Konversionsanlage Umsetzung der Biomasse in der Konversionsanlage zu Biomethan Distribution in das Erdgasnetz Anlagenkonzepte - Biomethan aus Biogas 2 Anlagengrößen - 11 MW Biomethan (~ 5 MW el install. Leistung) - 34 MW Biomethan (~ 15 MW el install. Leistung) Substrateinsatz - 100% Kleegras (Futterbaugemenge) auf rotierenden Brachflächen (11, 34 MW Biomethan ) - 90% Kleegras, 10% Gülle (11 MW Biomethan ) Anlagenkonzepte: heute (2010) + Zukunft (2030) 4

5 Aufbau einer Biogasaufbereitung mit Druckwasserwäsche Quelle: Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz,

6 Beispiel einer Biogasaufbereitung Quelle: Leitfaden Biogas, FNR,

7 Annahmen Ökologische Analyse Ökobilanz in Anlehnung an die international gültigen Normen ISO und ISO Funktionelle Einheit: 1 kwh Biomethan Biogasanlage: Nass-Fermentation; Gärrestlager gasdicht abgedeckt mit Restgaserfassung Gärrest-Gutschrift: Die Gärrestmengen werden als Dünger ausgebracht und substituieren Mineraldünger. Gülle-Gutschrift: Beim Einsatz von Gülle werden Güllegutschriften für die vermiedenen Lageremissionen angenommen (15% des produzierten Methans als vermiedene Emissionen). Optimierte Biomassebereitstellung und -konversion (bzgl. Anbau/ Ernteverfahren, Anlagentechnik) berücksichtigt Ermittlung der Treibhausgas-Emissionen (THG): Anwendung der in der EU-Direktive vorgegebenen CO 2 -Charakterisierungsfaktoren des IPCC 2001 Ermittlung des THG-Minderungspotential gegenüber der fossilen Referenz (Erdgas) Darstellung des kumulierten nichterneuerbaren Energieaufwandes für die Bereitstellung von Biomethan im Vergleich zur fossilen Referenz (Erdgas) 7

8 Annahmen Ökonomische Analyse Dynamische Betrachtung (Annuitätenmethode) 2010; statische Betrachtung mit Realkostensteigerung für Zeitpunkt 2030 Substratlogistik: als Transportentfernungen für die Kleegrasmischung werden 15 km (5 MW el ) und 40 km (15 MW el ) unterstellt. Die Wärmebedarfsdeckung der Biogasanlage wird durch 10 % des Rohbiogases über einen Brennwertkessel gedeckt. Aufbereitungsverfahren: Druckwasserwäsche (DWW) angenommen Parameter Nutzungsdauer Auslastung Biogasproduktion Annahmen 20 Jahre 8500 h Auslastung Biogasaufbereitung 8300h (2010); 8500h (2030) Kalkulationszinssatz 8 % Inflation 1% und 2% (2010); für 2030 wurde keine Inflation aber eine Steigerung der realen Kosten berücksichtigt Strompreis 8 ct/kwh el 8

9 Ergebnisse Ökologische Analyse I THG-Emissionen für die Bereitstellung von Biomethan aus Biogas (gco 2 /kwh Biomethan ) THG-Emissionen in gco 2 -Äq. je kwh Biomethan D EU Mix Fossile Referenz Gutschrift Gülle Gutschrift Gärrest Distribution Erdgastransport Gärrestlager CH 4 -Emissionen Aufbereitung Strombedarf Aufbereitung CH 4 -Emissionen Biogasanlage Strombedarf Biogasanlage Rohstoffbereitstellung Summe 11 MW Biomethan 100% Gras 34 MW Biomethan 100% Gras Biomethan Weißrussland 11 MW Biomethan 90% Gras 10% Gülle Erdgas ab Fernleitung fossile Referenzen 9

10 Ergebnisse Ökologische Analyse II Kumulierter nichterneuerbarer Energieaufwand für die Bereitstellung von Biomethan aus Biogas (MJ/MJ Biomethan ) Fossile Referenz Kumulierter nichterneuerbarer Energieaufwand in MJ je MJ Biomethan 11 MW Biomethan 100% Gras 34 MW Biomethan 100% Gras 11 MW Biomethan 90% Gras 10% Gülle D EU Mix Erdgas ab Fernleitung Gutschrift Gärrest Distribution Erdgastransport Strombedarf Aufbereitung Strombedarf Biogasanlage Rohstoffbereitstellung Summe Biomethan Weißrussland fossile Referenzen 10

11 Ergebnisse Ökonomische Analyse Bereitstellungskosten von Biomethan in Abhängigkeit vom Anlagenkonzept und der Anlagengröße 2010: 5,7 6,4 ct/kwh Biomethan (dynamische Annuitätenbetrachtung, Zeitraum ) 2030: 7,0-7,8 ct/kwh Biomethan (statische Betrachtung mit Realkostensteigerung für den Zeitpunkt 2030) Kostenverteilung - Biomethananlage 11 MW Biomethan (2010) 11

12 Ergebnisse 1 Wertschöpfungseffekte Wertschöpfungseffekte am Beispiel des Anlagenkonzeptes für Biomethan 11MW Biomethan (2010) in Mio. 12

13 Ergebnisse 2 Wertschöpfungseffekte Moderat bis stark ansteigender Arbeitskräftebedarf bis 2050 Start auf niedrigem Niveau 13

14 Fazit Verfügbare Biomassepotenziale (u.a. Brachflächen, Reststoffe der Landwirtschaft), die zur Biogaserzeugung genutzt werden können. Die Bereitstellung von Biomethan ermöglicht im Vergleich zu fossilen Energieträgern THG-Einsparpotenziale. Dies trifft insbesondere bei optimierten Anlagenkonzepten und der Nutzung von Reststoffen zu. So ergibt sich bspw. für die zukünftigen Anlagenkonzepte für Biomethan (2030) ein Treibhausgasminderungspotential gegenüber der fossilen Referenz (Erdgas ab Fernleitung EU-Mix) von rund %. Die Bereitstellungskosten für Biomethan aus Biogas liegen für die betrachteten Anlagenkonzepte in der Größenordnung von 5,7-6,4 ct/kwh Biomethan (gegenwärtige Anlagenkonzepte) bzw. 7 7,8 ct/kwh Biomethan (2030). Die Kostenverteilung zeigt die große Bedeutung der verbrauchsgebundenen Kosten, die überwiegend durch den Substrateinsatz bestimmt wird, wenn überwiegend Anbaubiomasse eingesetzt wird. Wertschöpfungseffekte sind überwiegend im Inland gegeben. 14

15 Diskussion Wie sind die Annahmen vor Ort zu bewerten? (I) Anbaubiomasse /Potenziale und Rekultivierung von Brachflächen Ist die Annahme realistisch, Kleegrasmischungen auf sogenannten Rotationsbrachflächen anzubauen? Welche Flächenpotenziale sind für eine energetische Nutzung der Brachflächen realistisch? Warum liegen die Brachflächen derzeit brach, wie lange und wie wurden die Flächen zuvor genutzt? Welche Ertragsniveaus können auf diesen Brachflächen erzielt werden? Welche Optimierungspotenziale sind hinsichtlich der Ertragssteigerungen für Ackerflächen denkbar? Welche Ertragsniveaus können realistisch erzielt werden? Gibt es Angaben zur Höhe der Aufwendungen für die Rekultivierung? Landnutzungsänderungen Wird Kleegras, wie hier angenommen auf Brachflächen angebaut, ist davon auszugehen, dass sich der Kohlenstoffbestand der Anbaufläche verändert. Derzeit liegen bezüglich des Kohlenstoffbestands der Brachen keine Angaben vor, die für eine Bilanzierung direkter Landnutzungsänderungen für die Treibhausgasbilanz berücksichtigt werden können. Für eine ökologische Bewertung können diese Effekte jedoch wesentlich sein. 15

16 Diskussion Wie sind die Annahmen vor Ort zu bewerten? (II) Potenziale Tierische Exkremente Wie sehen die Potenziale tierischer Exkremente aus? Passen die getroffenen Annahmen zu den Standortvoraussetzungen? Passen die Substratmengen und Transportentfernungen, um die betrachteten Anlagenleistungsgrößen der Modellkonzepte zu realisieren? Logistik Gärreste Kann die Rückführung von Gärresten als Dünger auf Ackerflächen realisiert werden? Kosten Sind die angesetzten Betriebs- und Personalkosten realistisch? Wie sind die Unsicherheiten hinsichtlich des Investments zu bewerten? Strommix Wie werden die hier getroffenen Annahmen vor Ort bewertet? Erdgastransport Wie werden die hier getroffenen Annahmen vor Ort bewertet? 16

17 Annahmen im Detail (Diskussionsgrundlage) I Annahmen - Anbaubiomasse Kleegras auf Rotationsbrachflächen 3 Hauptfruchtjahre, 2 Schnitte pro Jahr Hektarertrag: 27,1 t/ha (Frischmasse) bzw. 10,2 t/ha (Trockenmasse) je Hauptfruchtjahr inkl. Vorjahr (Untersaat) und Folgejahr dt FM/ha dt TM/ha Vorjahr /Untersaat 143,00 35,00 je Hauptfruchtjahr (3) - 1. Schnitt 108,00 44,00-2. Schnitt 85,00 36,00 Folgejahr/Sommerung 91,00 30,00 Gesamt 813,00 305,00 je Hauptfruchtjahr 271,00 101,67 Substrateigenschaften (Quelle: KTBL 2010) Kleegras Rindergülle Parameter Einheit Kleegrassilage Rindergülle Hektarertrag dt/ha 271,00 TS % ots % Biogasertrag m³/t ots Biogasertrag m³/t FM Methangehalt %

18 Annahmen im Detail (Diskussionsgrundlage) II Annahmen Anlagenkonzepte 2010 vs Parameter Einheit Annahmen Hektarertrag Futterbaugemenge (Kleegras) dt/ha % Ertragssteigerungen Silageverluste % Optimierte Silierung aufgrund zunehmender Praxiserfahrungen Anlagenverfügbarkeit Biogasaufbereitung (DWW) h/a Höhere Anlagenverfügbarkeit Energiebedarf der Biogasanlage % Geringerer Energiebedarf durch technische Optimierungen (Effizienzsteigerungen) 18

19 Annahmen im Detail (Diskussionsgrundlage) III Annahmen Ökonomische Basisdaten Biogaserzeugung und -aufbereitung zu Biomethan Parameter Nutzungsdauer Auslastung Biogasproduktion Annahmen 20 Jahre 8500 h Auslastung Biogasaufbereitung Kalkulationszinssatz 8 % 8300h (2010); 8500h (2030) Inflation 1% und 2% (2010); für 2030 wurde keine Inflation aber eine Steigerung der realen Kosten berücksichtigt Strompreis 8 ct/kwh el 19

20 Annahmen im Detail (Diskussionsgrundlage) IV Annahmen Ökologische Basisdaten Biogaserzeugung und -aufbereitung zu Biomethan Parameter Methanschlupf (Biogasanlage) Methanverlust der Biogasaufbereitung (DWW) Annahmen 1% des produzierten Methans 2% des produzierten Methans Methanschlupf (Biogasaufbereitung/DWW) 0,1% des produzierten Methans mit Nachverbrennung Strombedarf der Biogasanlage 15% (2010); 10% (2030) Strombedarf der Biogasaufbereitung (DWW) 0,3 kwh el /m 3 Biomethan 20

21 Annahmen im Detail (Diskussionsgrundlage) V Annahmen Ökologische Basisdaten: Emissionsfaktoren Strommix (Quelle: Probas, IEA) Strommix 2010 Gas-KW-DT 82% Gas-KW-GT 15% Schweröl-KW-DT 13% Emissionsfaktor in gco 2.Äq. je kwh el 946, Gas-KW-DT 41% Gas-KW-GuD 56% Schweröl-KW-DT 13% 676,8 Emissionsfaktoren Distribution (Quelle: ecoinvent, probas) Gasverbrauch für Verdichterstationen in % je 1000km Gasverluste in % je 100km Weißrussland 1,8 1,8 0,0026 0,