Technische, ökonomische und ökologische Aspekte der Bereitstellung von Biomethan

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1 BMU Förderprogramm Energetische Biomassenutzung Präsentation Technische, ökonomische und ökologische Aspekte der Bereitstellung von Biomethan - Annahmen und Ergebnisse - Martin Zeymer, Stefan Rönsch, Katja Oehmichen Gefördert durch: Koordiniert vom: Programmbegleitung: 1

2 Agenda Zielstellung / Einleitung Technik Technische Grundlagen Konzeptentwicklung Ökonomie Ermittlung der Investitionssummen Bio-SNG Gestehungskosten Ökologie Treibhausgasemissionen (THG) kumulierter nichterneuerbarer Energieaufwand 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 werden verschiedene Modellanlagenkonzepte betrachtet. Diesen Konzepten liegen verschiedene Anlagengrößen, Rohstoffe, Anlagentechnologien und -kosten zu Grunde. Im Folgenden: Bereitstellung von Biomethan (Bio-SNG) durch thermochemische Konversion 3

4 Einleitung Biomethanbereitstellung

5 Charakteristika von Bio-SNG (Bio Synthetic Natural Gas): Bio-SNG ist ein brennbares Gasgemisch, wird durch vergasungsbasierte Verfahrensketten aus biogenen Festbrennstoffen erzeugt und enthält etwa 95% (vol.) Methan. Gleiches Verbrennungsverhalten wie Erdgas Kann in das bestehende Erdgasnetz eingespeist werden Trägt zur Minderung der anthropogenen THG-Emissionen bei Vergasung: 5 C 4,2 H 6 O 2, H 2 O 11 CO + 32 H CO 2 Biomasse Methanisierung: Einleitung Bio-SNG CO + 3 H 2 CH 4 + H 2 O Reingas / Bio-SNG Synthesegas Rohgas 5

6 Technik Definition der Referenzkonzepte Referenzkonzepte mit allothermer Wirbelschichtvergasung und -methanisierung Kalte, nasse Rohgasreinigung Brennstoffeingangsleistung: 30 MW (trocken) 100 MW (trocken) Abwärmenutzung über ORC- Modul zur teilweisen Eigenstromversorgung 6

7 Eingang Einheit 19 MW MW MW MW 2030 Massenstrom Biomasse (absolut trocken) kg/h Eingangsleistung: RME MW 0,41 1,36 0,35 1,16 Eingangsleistung: elektrische Energie MW 2,06 6,88 1,75 5,85 Ausgang Ausgangsleistung: SNG MW 18,64 62,14 18,64 62,14 Ausgangsleistung: Wärme (90 C) MW 3,59 11,95 3,59 11,95 Ausgangsleistung: elektrische Energie MW 0,62 2,06 0,62 2,06 Wirkungsgrade Technik Parameter der Konzepte 2010/2030 Nettowirkungsgrad % 59,3 59,3 60,0 60,0 Konzepte 2030: Senkung relevanter Hilfsstoff- und Hilfsenergieströme (z.b. RME, elektrische Energie) um 15 % 7

8 Ergebnisse - Ökonomie Investitionssummen und deren Zusammensetzung Risikozuschlag, Generalunternehmer, Inbetriebnahmekosten Engineering Investitionssummen in Mio. MSR-Technik, elektrische Installation ORC Einheit Methanisierungseinheit inkl. Aufbereitung HVAC (Heating, Ventilation, Air Conditioning, Refrigeration) Rohgasreinigung und -konditionierung Biomassevergaser inkl. Vorbehandlung Gebäude, Grundstückanbindung, Bauvorbereitung, Sicherheitssysteme Konzepte 8

9 Ergebnisse - Ökonomie Bio-SNG Gestehungskosten Bio-SNG Gestehungskosten in ct/kwh Sonstige Kosten Betriebsgebundene Kosten Kosten für Hilfs-, Betriebsstoffe und Entsorgung der Reststoffe Kosten für elektrische Hilfsenergie Biomassekosten Kapitalgebundene Kosten Konzepte Hohe Kostensenkungspotenziale der Biomassevergasung können trotz Preissteigerungen zu sinkenden Bio-SNG Gestehungskosten führen 9

10 Ergebnisse - Ökologie THG-Bilanz Bio-SNG THG-Emissionen in g CO2-Äq. /kwh Bio-SNG Bio-SNG Ukraine fossile Referenzen fossile Fossile Referenz Distribution Erdgastransport CH4-Verlust 4 -Emissionen-Gaswäche Gaswäsche Entsorgung Hilfsstoffe Betriebsstoffe Strombedarf Rohstoffbereitstellung DE RU EU Mix 19 MW Bio-SNG 65 MW Bio-SNG Erdgas ab Fernleitung

11 Ergebnisse - Ökologie kumulierter nichterneuerbarer Energieaufwand - Bio-SNG Kumulierter nichterneuerbarer Energieaufwand in MJ/MJ BioSNG 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 Bio-SNG Ukraine 0,57 0,62 0,42 0,47 fossile Referenzen 1,23 1,19 1,03 fossile Fossile Referenz Erdgastransport Entsorgung Katalysator/Hilfsstoffe Betriebsstoffe Strombedarf Rohstoffbereitstellung 0,2 0, DE RU EU Mix 19 MW Bio-SNG 65 MW Bio-SNG Erdgas ab Fernleitung

12 Fazit Verfügbare Biomassepotenziale (u.a. Industrieholz, Reststoffe der Holzwirtschaft), die zur Bio-SNG Bereitstellung genutzt werden können. Großtechnische Anlagen nur bei optimalen Rahmenbedingungen sinnvoll Hohes Biomasseaufkommen (ca t/a, Wassergehalt: 40%) Große Wärmesenke (ca MW auskoppelbare Wärmeleistung) Hoher Wirkungsgrade der Konzepte führen zu einer geringeren Änderung der Bio-SNG Gestehungskosten bei Preisschwankungen von Biomasse Höhere Planungssicherheit Höhere Preisstabilität bei Rohstoffteuerung Bio-SNG-Anlagen sind eine neuartige Technologie, dadurch sind größere Entwicklungsschübe zu erwarten Eine zusätzliche Wärmeauskopplung auch auf höherem Temperaturniveau (Prozesswärmebereitstellung) wäre möglich Zusätzliche Erlöse (Verringerung der Bio-SNG Gestehungskosten) Zusätzliches Treibhausgasminderungspotential 12

13 Fazit Hohe Kostensenkungspotenziale der Biomassevergasung können trotz Preissteigerungen zu sinkenden Bio-SNG Gestehungskosten führen Die Gestehungskosten für Bio-SNG liegen für die betrachteten Anlagenkonzepte in der Größenordnung von 8,6-11,2 ct/kwh (gegenwärtige Anlagenkonzepte) bzw. 7,4-8,3 ct/kwh (2030). Wertschöpfungseffekte sind überwiegend im Inland gegeben. Die Bereitstellung von Bio-SNG ermöglicht im Vergleich zu fossilen Energieträgern THG-Einsparpotenziale. Dies trifft insbesondere bei optimierten Anlagenkonzepten und der Nutzung von Reststoffen zu. So ergibt sich für die Anlagenkonzepte ein Treibhausgasminderungspotential gegenüber der fossilen Referenz (Erdgas ab Fernleitung EU-Mix) von rund %. 13

14 Technik SWOT-Analyse Stärken Hohe energetische und ökologische Effizienz Nutzung von holzartiger und halmgutartiger Biomasse Nutzung von Reststoffen Hohe Anwendungsvielfalt des Endproduktes Chancen Sehr hohes Kostensenkungspotenzial Hohes THG-Minderungspotenzial Einfacher Transport über bestehendes Erdgasnetz Innovative Technologie Arbeitsplatzeffekte, Stärkung der Industrieproduktion Stärkung des holzverarbeitenden Gewerbes (zusätzliche Einnahmen über Reststoffverkauf) Schwächen Großtechnische, langjährige Erprobung der Technologie auf Basis von Biomasse fehlt Hohe Komplexität der Anlagen (besonders bei der Wärmeintegration) Derzeit deutlich höhere Kosten als Erdgas Risiken Hohe Investitionssummen Hohe Abhängigkeit von Rohstoffen 14

15 Nachhaltige Europäische Biomethanstrategie Technische, ökonomische und ökologische Aspekte der Bereitstellung von Biomethan (Bio-SNG) Deutsches BiomasseForschungsZentrum gemeinnützige GmbH Torgauer Straße 116 D Leipzig Dipl.Wi.Ing. (FH) Martin Zeymer Tel. +49(0)341 / Tel./Fax. +49(0) /

16 Diskussion Wie sind die Annahmen vor Ort zu bewerten? (I) Rahmenbedingungen 19 MW SNG MW SNG MW SNG MW SNG 2030 Investitionssummen (I 0 ) Mio Kalkulationszins %/a 8,0 8,0 8,0 8,0 Kosten für Instandhaltung (I 0 %)/a 3,0 3,0 3,0 3,0 Instandhaltungskosten /a Betrachtungzeitraum Jahre Jährliche Volllaststunden h/a Biomasseereistellungskosten /t atro 30,50 33,93 41,1 45,69 Kosten für Elektrische Energie /kwh el 0,08 0,08 0,11 0,11 Mitarbeiterbedarf Betriebsleiter Jahresgehalt /(a MA) Ingenieur Jahresgehalt /(a MA) Facharbeiter Jahreslohn /(a MA) Kosten für Wartung und Reinigung (% I 0 )/a 1,5 1,5 1,5 1,5 Versicherung (% I 0 )/a 1,0 1,0 1,0 1,0 Verwaltung (% I 0 )/a 0,1 0,1 0,1 0,1 Unerwartete Kosten (% I 0 )/a 0,3 0,3 0,3 0,3 Reststoffe Abwasser /m³ Aktivkohle, beladen /t Asche /t

17 Diskussion Wie sind die Annahmen vor Ort zu bewerten? (II) Potenziale holzartiger Biomasse Wie sehen die Potenziale von Industrierestholz aus? Annahme für das Potential absolut trockener Biomasse: 16 t/(km² a) Logistik Als mittlere Transportentfernungen für die Biomasse werden 24 km (19 MW SNGl ) und 43 km (15 MW SNG ) unterstellt Transportentfernung km Spezifische Transportkosten /(m³ km) Transportkosten /(m³ km) 25 0,088 2,2 50 0,059 2,95 Kosten 150 0,042 6,3 Strommix Sind die angesetzten Betriebs- und Personalkosten realistisch? Wie sind die Unsicherheiten hinsichtlich des Investments zu bewerten? Wie werden die hier getroffenen Annahmen vor Ort bewertet? Erdgastransport Wie werden die hier getroffenen Annahmen vor Ort bewertet? 17

18 Annahmen im Detail (Diskussionsgrundlage) (III) Annahmen Ökologische Basisdaten: Emissionsfaktoren Strommix (Quelle: Probas) Strommix % Kohle-KW-DT 7% Gas-KW-GT 3% Wasser-KW 55% Uran-KW % Gas-KW-GuD 40% Kohle-KW-DT 3% Wasser-KW 20% Uran-KW Emissionsfaktor in gco 2.Äq. je kwh el 681,12 554,4 18

19 Annahmen im Detail (Diskussionsgrundlage) (IV) Emissionsfaktoren Distribution (Quelle: ecoinvent, probas) Gasverbrauch für Verdichterstationen in %/1000km Gasverluste in %/100km Ukraine 1,8 1,8 0,0026 0,

20 Backup 20

21 Backup - Technik Aktuelle Projekte mit Wirbelschichtzweibettvergaser Standort Technologie der Verstromung MW BWL / MW el Betrieb ab Güssing, AT Gasmotor 8,0 / 2, Oberwart, AT Gasmotor / ORC 8,5 / 2, In In operation Betrieb Construction Baubeginn started Contract for detailed engineering Villach, AT Gasmotor 15 / 3, Klagenfurt, AT Gasmotor 25 / 5, Ulm, DE Gasmotor / ORC 15 / 5,3 2011/12 Geislingen, DE Gasmotor / ORC (AER-Process) 10 / 3,3 2011/12 Source: TU Wien 21

22 Backup - Technik Biomassevergasung Festbett Wirbelschicht Gegenstrom Gleichstrom Zirkulierende Wirbelschicht (alloth.) Leistungsklasse [MW FWL ] 0,1 10 0, Brennstoffqualität - Körnung [-] grobkörnig grobkörnig, eng klassiert feinkörnig, eng klassiert - Korngröße [mm] - Wassergehalt [Ma-%] - Aschegehalt [Ma-% wf ] (max. 60) < (max. 25) < < 40 k. A. Rohgaseigenschaften - Partikelgehalt [g/m³ (i.n.) ] 0,1 3 0,1 8, Teergehalt [g/m³ (i.n.) ] ,1 6, Heizwert [MJ/m³ (i.n.) ] 3,7 5,1 4,0 5, Kaltgaswirkungsgrad [%]

23 Backup Technik (Gaszusammensetzung) Prozessanforderungen Schadstoffe Partikel Partikel in [mg/m³n] mg/m³ (i.n.) Rohgasqualität und Synthesegasanforderung erfordern teilweise Abscheidegrade von 99,99% Reinheit für Synthesen Teer in mg/m³ (i.n.) Weitere Schadstoffe Zulässige Schadmengen (Literaturwerte) Vergleichswerte - Uhde ThyssenKrupp Schwefelverbindungen (H 2 S) < 0.1 mg/m 3 (i.n.) ppm Alkalimetalle < 0.25 mg/m 3 (i.n.) NH 3, HCN < 0.1 mg/m 3 (i.n.) HCN 1-7 ppm NH ppm Cl, F < 0.1 mg/m 3 (i.n.) HCl ppm 23

24 Backup Technik (Gasreinigung) Exemplarische Reinigungsverfahren für CO 2 und H 2 O Verfahren zur CO 2 -Abscheidung: Druckwasserwäsche Selexolwäsche Rectisolwäsche Aminwäsche Vorteile Drücke < 10 bar ausreichend Geringer Stromverbrauch Hohe Gasreinheiten erzielbar Parallele Abscheidung von Schadstoffen Druckloser Betrieb möglich Methanschlupf < 0,1 % Nachteile Hoher Stromverbrauch bei hohem CO 2 Durchsatz Sehr hohe Betriebsdrück notwendig Hoher Anlagenaufwand Sehr hohe Betriebsdrücke notwendig Hoher Anlagenaufwand Niedrige Betriebstemperaturen erforderlich Wärme zur Regeneration der Amin-Lösung erforderlich Verfahren zur Wasserabscheidung: Kondensationstrocknung Glykoltrocknung Vorteile Geringer Anlagenaufwand Niedrige Taupunkte erzielbar Nachteile Nur bedingte begrenzte Taupunkte erreichbar Wärme zur Regeneration der Glykollösung erforderlich Druckwechseladsorption Niedrige Taupunkte erzielbar Hoher Stromverbrauch 24

25 Backup - Technik Exergetischer Wirkungsgrad Exergetischer Exergetic efficiency Wirkungsgrad (%) in % E& + E& Kraftstoff fuel, out heat Wärme, out η Exergie exergetic = E& biomass, in + E&, in + ( E& el, in E& Biomasse el, ORC ) RME Strom Strom, ORC Share Anteil Wärmebereitstellung heat by-product Anteil Share Kraftstoff fuel product ) 0 Bio-SNG Bio-DME Bio-FT-Diesel FT-Fuels 25

26 Eingang Einheit 30MW MW MW 2030 Feuerungswärmeleistung Biomasse MW MW 2030 Massenstrom Biomasse (absolut trocken) kg/h Eingangsleistung: RME MW 0,41 1,36 0,35 1,16 Eingangsstrom: RME kg/h 39,95 133,19 33,96 113,21 Eingangsleistung: elektrische Energie MW 2,06 6,88 1,75 5,85 Ausgang Ausgangsleistung: SNG MW 18,64 62,14 18,64 62,14 Ausgangsleistung: Wärme (90 C) MW 3,59 11,95 3,59 11,95 Ausgangsleistung: elektrische Energie MW 0,62 2,06 0,62 2,06 Wirkungsgrade Backup - Technik Parameter der Konzepte 2010/2030 Nettowirkungsgrad % 59,3 59,3 60,0 60,0 26

27 Backup - Ökonomie Methodik Konzepte 2010 Betrachtungszeitraum: 20 Jahre Dynamische Berechnung ohne Preissteigerung 27

28 Backup - Ökonomie Methodik Konzepte 2030 Annahmen zu realen Preissteigerungen von 2010 bis 2030 Kapitalgebundene Kosten: - Investition, Instandsetzungen 1,7 %/a Verbrauchsgebundene Kosten: - Biomasse 1,5 %/a - Hilfsenergie/Betriebs-und Hilfsstoffe 1,5 %/a Betriebsgebundene Kosten - Entwicklung der Löhne Zeitraum ,0 %/a Zeitraum ,9 %/a Sonstige Kosten 1,7 %/a 28

29 Backup - Ökonomie Lernkurvenansatz Anzahl der Bio-SNG Anlagen (19 MW SNG bzw. 30 MW FWL ) Pilotanlage Investitionssumme (I 0 ) in Mio. I 0 (bei einem Fortschrittsfaktor von 0,08) I 0 (bei einem Fortschrittsfaktor von 0,13) I 0 (bei einem Fortschrittsfaktor von 0,18 bis 400MW, von 0,13 bis 800MW) I 0 (bei einem Fortschrittsfaktor von 0,18) Kumulierte installierte Anlagenkapazität in MW FWL (Feuerungswärmeleistung) 29

30 Backup - Technik Verfahrensfließbild

31 Backup - Ökonomie Sensitivitätsanalyse Bio-SNG Gestehungskosten in ct/kwh Jahresbetriebsstunden Investitionssumme Kalkulationszins Instandsetzungskosten Biomassekosten Strompreis Parametervariation in % Jährliche Betriebsstunden als sensitivster Faktor Zuverlässigkeit der Anlagen wird mit Ausdehnung des Betrachtungszeitraums steigen (siehe 2030 Konzepte) 31

32 Backup - Ökologie Methode und notwendige Daten HAUPTPROZESS Biomethanbereitstellungskette Reststoffe Waldrestholz- Industrierestholz- Gülle- Wald /Biomasseproduktion Grassilage Brennholz Rohstoffbereitstellung / Transport NEBENPROZESS Hilfsenergie-/stoffbereitstellungsketten Für Nawaro: z. Bsp. Saaten, Dünger, Pestizide, Diesel Für Holz: z. Bsp. Einsatz Diesel/Benzin für Fällen, Durchforstung z.b. Hilfsenergie für Rücken, Hacken, Aufbereitung / Lagerung Diesel / Hilfsenergie Transport Umschlag Biomethanproduktion bio-chemisch / thermo-chemisch z.b. Hilfsenergie/ -stoffe z.b. Koppelprodukte ( Gärrest, Wärme) Biomethan Distribution, Einspeisung z.b. Hilfsenergie/ -stoffe Nutzung 32 z B Systemgrenze LCA

33 Backup - Ökologie Sachbilanz Prozesskettenanalyse DBFZ

34 Backup - Ökologie Annahmen Ökobilanz in Anlehnung an die international gültigen Normen ISO und ISO Funktionelle Einheit: 1 kwh Biomethan Optimierte Biomassebereitstellung und -konversion (bzgl. Einschlag, Anlagentechnik) berücksichtigt Da keine Wärmenutzungskonzepte vorliegen, wurde nutzbare Prozsswärme nicht 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) 34