Biogas ist im Vergleich zu anderen erneuerbaren

TECHNIK Biomethan als flexibler Energieträger Energetische Effizienz und Wirtschaftlichkeit Die zunehmende Anzahl von Biogasprojekten (Stand Mai 2010: mehr als 33 in Deutschland) mit Einspeisung zeigt, dass wesentliche Hürden beseitigt wurden, solche Projekte bei guter Vorbereitung und Planung rentabel sein können und die nötigen Technologien zur Verfügung stehen. Die hohen Kosten für die Aufbereitung und Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz sowie die Komplexität solcher Projekte machen aber deutlich, dass dieser Nutzungspfad nicht automatisch die effizienteste Form der Biogasnutzung darstellen kann. Die Direktverstromung von Biogas wird weiterhin attraktiv bleiben. Biogas ist im Vergleich zu anderen erneuerbaren Energien besonders flexibel einsetzbar, was insbesondere auch die Anwendung in anderen Nutzungspfaden attraktiv erscheinen lässt. Da Biogas aber nur einen begrenzten Beitrag zur Energieversorgung und zum Klimaschutz leisten kann, sollte es möglichst effizient eingesetzt werden, was unter Beachtung ökologischer und ökonomischer Aspekte zuallererst eine Verwendung im Kraft-Wärme-Kopplungs-Sektor (KWK) und danach erst als Kraftstoff nahelegt. Direktverstromung versus Einspeisung Mit einer Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz ist eine räumliche und zeitliche Entkopplung zwischen Angebot und Nachfrage und damit eine sehr effiziente und bedarfsorientierte Biogasnutzung möglich. Allerdings ist dieser Nutzungspfad nicht der Königsweg, sondern eine mögliche Option, da hohe Aufbereitungs- und Netzanschlusskosten große Biogasanlagen erzwingen und der Anschluss an das Gasnetz nicht überall möglich ist. Eine dezentrale Verstromung von Biogas in KWK-Anlagen ist insbesondere dann attraktiver, wenn lokal eine hohe Wärmenutzung oder/und die Verwendung von Wirtschaftsdünger möglich sind. Bei Abwärmenutzungsgraden über 50 Prozent ist die Direktverstromung von Biogas an der Biogasanlage einer Biogaseinspeisung und Nutzung in Biomethan-KWK-Anlagen sowohl in ökologischer als auch in ökonomischer Hinsicht überlegen. Jedes Projekt ist also im Kontext seiner Umgebung zu entwickeln. In der Konsequenz bedeutet dies, dass Biogasanlagen entweder bevorzugt in der Nähe von Wärmesenken (zumeist kommunale Versorgungskonzepte) oder in der Nähe von Erdgasnetzen (Biogaseinspeisung) errichtet werden sollten, um eine möglichst effiziente Nutzung des erzeugten Biogases in KWK-Anlagen zu ermöglichen. Biomethanvermarktungswege Derzeit werden für die Nutzung von Biomethan drei Verwertungspfade gesehen: Verwertung in KWK-Anlagen mit hoher Wärmenutzung, Vergütung der eingespeisten Elektroenergie nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) Verwendung zur Beimischung zu Erdgas im Wärmemarkt ( Grüngasprodukte ) Verwendung zur Beimischung im Kraftstoffbereich (Erdgasfahrzeuge). Quelle: Fraunhofer UMSICHT Abb. 1: Biogasaufbereitungsanlage der Firma. Carbotech in Werlte Da Biogase nur einen begrenzten Beitrag zur Energieversorgung und zum Klimaschutz leisten können, sollten diese möglichst effizient eingesetzt werden, was unter Beachtung ökologischer und ökonomischer Aspekte zuallererst eine Verwendung in wärmegeführten KWK-Anlagen und danach erst als Kraftstoff nahelegt. KWK-Verwertung nach EEG Die Nutzung von Biomethan in KWK-Anlagen ist bisher der einzige klar definierte Verwertungspfad und wird über das EEG 82

geregelt bzw. definiert. Dabei gibt das EEG einen gesetzlichen sowie wirtschaftlichen Rahmen für die Nutzung von Biogas/Biomethan in KWK-Anlagen vor. Auf Grund der gesetzlichen Vorgaben für diesen Verwertungspfad orientieren sich die gegenwärtig am Markt abrufbaren Angebote für den Ankauf von Biomethan zum überwiegenden Teil an den erzielbaren Erlösen aus der Verstromung nach EEG und entsprechend marktfähigen Wärmepreisen. 22 % 3 % 3 % 3 % 1 % Rohgaserzeugung Biogasaufbereitung Netzanschluss Netzentgelte Vertriebskosten, Strukturierung Dokumentationskosten Entscheidend für die Wettbewerbsfähigkeit von Biomethan-KWK-Projekten ist der anlegbare Wärmepreis. Hier konkurriert Biomethan-KWK nicht nur mit konventionellen Wärmeerzeugungssystemen auf Basis fossiler oder regenerativen Brennstoffen (z. B. Holz), sondern auch mit Erdgas-KWK-Anlagen (Stromvergütung nach KWK-Gesetz), was auf Grund der derzeit niedrigen Erdgaspreise dazu führt, dass die Biomethan-KWK-Anlage nur wenig wettbewerbsfähig ist. Beimischung im Wärmemarkt Analog zu ähnlichen Produkten im Strommarkt bieten 73 Unternehmen separate Biogastarife und weitere 27 eine ökologische Aufwertung konventionellen Erdgases (über Zertifikate CO 2 -neutral gestellt) im Endkundensegment an 1. Viele Stadtwerke und auch sechs der sieben Regionalgesellschaften des E.ON-Konzerns haben ihr Angebot um Biogas erweitert. Bei den Biogasprodukten handelt es sich um Erdgas, dem je nach Produkt unterschiedliche Mengen Biomethan beigemischt sind. Sechs Anbieter garantieren einen fünfprozentigen Anteil, 45 Lieferanten 10 Prozent und 17 Versorger versichern einen Beimischungsgrad von 10 bis 50 Prozent. Die Beimischungsgrade variieren sehr stark, sodass ein Vergleich für den Kunden eher schwierig ist. 15 Anbieter bieten alternativ auch reines Biomethan an (z. B. erdgas schwaben, naturstrom, ENBW oder Erdgas Südwest). Die Endkundenpreise schwanken je nach Anbieter und 1 Ergebnis einer ene't-datenbankanalyse Endkundentarife Gas vom April 2010, www.enet.eu 2 Ergebnisse einer bisher unveröffentlichten Markterhebung des Deutschen Biomasseforschungszentrums (DBFZ) und von Fraunhofer UMSICHT im Rahmen des BMU-geförderten Forschungsvorhabens BIOMON (FKZ 03MAP185C), Stand 03.05.2010 spezifischer Preis bestehend aus Arbeits- und Leistungspreis bei einer jährlichen Abnahme von 20.000 kwh und zurückgerechnet auf den Biomethananteil, durchschnittlicher Biomethanpreis über alle Anbieter 12,5 ct/kwh 3 10 Prozent bei Wohngebäuden, für die bis zum 01.04.2008 Bauantrag gestellt wurde, bzw. 20 Prozent bei Wohngebäuden, für die nach dem 01.04.2008 Bauantrag gestellt wurde Biomethananteil zwischen 8,8 und 18 ct/ kwh 2. Insgesamt halten sich die Kosten aber in Grenzen. Bei einer Abnahmemenge von 20.000 kwh (typischer Heizgasverbrauch eines Vier-Personenhaushalts) fallen Biomethanmehrkosten im Durchschnitt über alle Anbieter von etwa 90 Euro netto im Jahr an. Diese Produkte bieten keine finanziellen Vorteile für den Kunden, sondern zielen auf das ökologische Bewusstsein der Käufer ab. Eine Anrechnung des direkten Einsatzes von Biogas (auch anteilig) z. B. in Heizkesseln oder Brennwertgeräten ist nach dem Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (EEWärmeG) zur Erfüllung der EEWärmeG-Anforderungen zumindest im Neubaubereich ausdrücklich ausgeschlossen, da mit diesem Verwertungspfad kaum Treibhausgasminderungen erreicht werden und aus Sicht des Gesetzgebers ein Missbrauchspotenzial gegeben ist. Die Anforderungen für Bestandsbauten sollen auf Länderebene geregelt werden. Im Moment ist noch nicht abzuschätzen, wie hier der direkte Einsatz von Biomethan im Bereich der Gebäudeheizung behandelt wird. Allein in Baden-Württemberg existiert auch für den Gebäudebestand eine Regelung im EEWärmeG. Hier können die Anforderungen auch durch den Einsatz von Biogas erfüllt werden, wenn nachweislich mindestens 10 Prozent bzw. 20 Prozent 3 des jährlichen Wärmebedarfs durch Biogas bzw. den Biogasanteil im Erdgas gedeckt werden [1]. Deshalb ist es verständlich, dass Biogasangebote überwiegend im Süden Deutschlands und gerade in Baden-Württemberg zu finden sind. 69 % Abb. 2: Exemplarische Übersicht über die Kostenverteilung NawaRo-Biogasanlage mit einer Gasproduktion von 1.000 Nm 3 /h Rohgas Beimischung im Kraftstoffbereich (Erdgasfahrzeuge) Das Biokraftstoffquotengesetz verpflichtet die Mineralölwirtschaft, einen festen Mindestanteil von Biokraftstoffen in den Verkehr zu bringen. Die Gesamtquote von Biokraftstoffen am Kraftstoffverbrauch soll dabei in den Jahren 2010 bis 2014 6,25 Prozent betragen [2]. Es ist nicht festgelegt, in welcher Form der Anteil in den Markt gebracht werden soll. Somit ist auch die Anrechnung von Biogas auf diese Verpflichtung nach gegenwärtig geltender Fassung des Biokraftstoffquotengesetzes möglich. Für die volle Anrechnung und die steuerliche Besserstellung von Biomethan sind vor allem die Anforderungen der Biomasse- Nachhaltigkeitsverordnung zu berücksichtigen, was beispielsweise eine Zertifizierung der nachhaltigen Biomethanerzeugung bis zum 1. Juli 2010 erfordert [3]. Ökonomische Randbedingungen bei der Biomethanerzeugung Die hohen Aufwendungen zur Aufbereitung und Einspeisung des erzeugten Biomethans erzwingen sehr effiziente und spezifisch günstige Anlagengrößen. Biogaseinspeiseanlagen mit Gasleistungen über 500 Nm 3 /h Rohgas (ca. 1 MW el ) markieren hier die Schwelle zur Wirtschaftlichkeit. Entscheidend für den Erfolg von Einspeiseprojekten sind vor allem die Anlagengröße (je größer, desto spezifisch günstiger die Produktionskosten), die Substratpreise (Abfallund Reststoffe, Wirtschaftsdüngeranteil, NawaRo-Preise) und die Erlöse bei der Verwendung des eingespeisten Biomethans (z. B. EEG-Erlöse sowie hohe Wärmegutschriften erforderlich). Die Kostendegression würde demnach den Bau möglichst gro- Quelle: Fraunhofer UMSICHT 83

TECHNIK Tabelle 1: Beispielhafte Übersicht über die Investitionskosten von Netzanschlussstationen in Abhängigkeit der Einspeiseleistung [5] Quelle: [5] Netzebene: Regionales Transportnetz, PN 16 Einspeiseleistung 125 Nm 3 /h 350 Nm 3 /h 700 Nm 3 /h Max. Betriebsdruck (MOP) Vordruck 800 mbar; MOP 10-16 bar Brennwert Grundgas 11,3 kwh/nm 3 Netzanbindung 500 m durch meist unbebautes Gelände, Anbohrung Konzept Einspeiseanlage Einschienige Ausführung, Gewährleistung Netzkompatibilität (G685) über Brennwertanpassung mit LPG, Verfügbarkeit Einspeisestation und Netzanschluss 90 Prozent, keine Verdichterredundanz Einzelpositionen Rohrleitungen inkl. Tiefbau, Einbindung 200.000 200.000 200.000 Konditionierung ohne LPG Tank 100.000 100.000 100.000 Messung 258.000 278.000 298.000 Odorierung 30.000 30.000 30.000 Verdichtung 300.000 350.000 400.000 Gasstationsgebäude 100.000 150.000 150.000 Gasdruckregel-Steuerungsanlage 80.000 80.000 80.000 Elektroanlage, Fernwirkanlagen 340.000 340.000 340.000 Planung, Genehmigung, Dokumentation 120.000 120.000 120.000 Summe Investitionskosten 1.528.000 1.648.000 1.718.000 Spezif. Investitionskosten [ /kw Gas] 1.082 417 217 Investition Netzanschlussnehmer 764.000 824.000 859.000 Kapitalkosten Netzanschlussnehmer 1 78.700 84.800 88.400 spez. Netzanschlusskosten 2 0,73 0,28 0,15 1 jährliche Umlage Abschreibung und Tilgung, Abschreibungszeitraum abweichend von Afa über 15 Jahre, Annuitätenzinssatz 6 Prozent 2 Bezug 8.000 Betriebsstunden pro Jahr, Hs,n Biomethan 10,74 kwh/nm 3 ßer Fermenter und Biogasaufbereitungsanlagen (Abb. 1) nahelegen. Dem stehen allerdings Limitierungen bei der Substratversorgung gegenüber. Vor allem die Substratbeschaffung erfordert eine langfristig orientierte und partnerschaftliche Zusammenarbeit unter allen Beteiligten und eine gute Standortplanung und -entwicklung. Bei einer KWK-Nutzung des Biomethans decken die EEG-Vergütungen in der Regel nur die Kosten entlang der gesamten Wertschöpfungskette; die eigentlichen Gewinne werden vorwiegend über die Wärmeerlöse generiert. Von Bedeutung sind für die Rentabilität des Projektes die Energieverbrauchskosten der Anlage sowie die Anlagenverfügbarkeit. Ausfälle von Teilen der Biogaseinspeiseanlage können enorme Verluste bescheren, weshalb mittlerweile alle wesentlichen Bauteile wie z. B. Verdichter oder Pumpen redundant ausgelegt werden. Die Energieverbrauchskosten z. B. bei der Biogasaufbereitung beeinflussen die Rentabilität des gesamten Projektes deutlich stärker als erhöhte Investitionskosten. Den größten Einfluss auf die Biogaserzeugungskosten und damit auch auf die Gesamtkosten haben die Substratpreise (Abb. 2). Substratpreise deutlich über 35 /t können auch bei großen Anlagen zu einem kaum positiven oder sogar negativen Ergebnis führen. Grundsätzlich lässt sich beobachten, dass sich die spezifischen Kosten der Gasaufbereitungsverfahren mit zunehmender Anlagengröße stark nivellieren und damit das Merkmal Kosten im Vergleich zu anderen Eigenschaften wie Anlagenverfügbarkeit und Produktgasqualität in den Hintergrund tritt [4]. Unter den genannten Randbedingungen erscheinen Aminwäschen und perspektivisch auch Membrantrennverfahren besonders für kleine Anlagengrößen interessant, wobei zu beachten ist, dass Aminwäschen sehr sensitiv gegenüber den Wärmebereitstellungskosten sind. Die Übersicht in Abbildung 3 stellt die gesamten spezifischen Biogasaufbereitungskosten auf Erdgasqualität (Entschwefelung, CO 2 - Abtrennung, Trocknung) bis zum Übergabepunkt an den Netzbetreiber sowie mögliche Kostenreduktionspotenziale dar. Die marktverfügbaren Aufbereitungstechnologien sind weitgehend ausgereift, sodass über die weitere Standardisierung, Verfahrensvereinfachungen, integrierte Planung im Verbund mit der Gärstrecke und dem Netzanschluss, verbesserte Instandhaltungskonzepte und die weitere energetische Optimierung einzelner Baugruppen in begrenztem Maß Kostenreduktionen von bis zu 20 Prozent in den nächsten Jahren möglich sind. Allerdings können diese Effizienzsteigerungen und Kostenreduktionen durch steigende Qualitätsstandards bei der Ausführung sowie genehmigungsrechtliche Anforderungen (Immissionsschutz) wieder überkompensiert werden, weshalb wahrscheinlich eher von konstant bleibenden Investitionskosten auszugehen ist. Bei kleinen Einspeiseleistungen können unter Umständen neue Aufbereitungstechniken wie Membrantrennverfahren attraktiv werden. Von entscheidender Bedeutung ist hier vielmehr, den Energieverbrauch bei der Biogasaufbereitung abzusenken. Abbildung 3 zeigt beispielhaft für das PSA-Verfahren und das Druckwasserwäscheverfahren die möglichen Betriebskostenreduktionen, wenn es gelingt, den Stromver- 84

brauch von heute durchschnittlich 0,25 auf unter 0,2 kwh elektrisch je Nm 3 Rohbiogas zu senken. Netzanschluss Die notwendigen technischen Einrichtungen einer Netzanschlussstation umfassen in der Regel eine Gasdruckregel- und Messstrecke, eine eichfähige Mengen- und Gasbeschaffenheitsmessung, eine Gaskonditionierung und Gasmischstrecke, die Nachverdichtung, Sicherheitsabsperreinrichtungen, die Anschlussleitung inklusive Anbindung an das Gasnetz und die Prozessleit- und Steuerungstechnik (Fernwirkanlage); gegebenenfalls auch eine Odorierung und eine Gaspufferung sowie eine Notfackel. Die detaillierte Auswertung von Angeboten gebauter Netzanschlussstationen (Investitions- und Betriebskosten), aufgeschlüsselt nach Baugruppen, Anlagengröße und Netzdruck, zeigt die hohe Bedeutung der drei Parameter Anlagendurchsatz, Netzdruck und Entfernung zum Gasnetz auf (Tab. 1). Die Investitionskosten von Netzanschlussstationen werden eindeutig von der Verdichterbaugruppe (ca. 60 Prozent der Investitionskosten) bestimmt, gefolgt von den Messeinrichtungen (Mengen- und Gasqualitätsmessung) und dem Rohrleitungsbau (Anschlussleitung). Die Betriebskosten (ohne Kapitalkosten) werden hingegen von den Kosten für die Brenngaskonditionierung (mit Flüssiggas) sowie den Stromkosten für die Nachverdichtung auf den Netzdruck dominiert. Des Weiteren sind die absoluten Investitionskosten nahezu unbeeinflusst von der Anlagengröße, weshalb Netzanschlussstationen mit geringen Gasdurchsätzen exorbitant hohe Investitionskosten verursachen (Tab. 1). Die spezifischen Investitionskosten für den Netzanschluss an das Hochdrucknetz (max. Netzbetriebsdruck 16 bar) sinken von beispielsweise 1.084 /kw Gasdurchsatz (Anlagengröße 125 m 3 /h Biomethan) bis auf 217 /kw Gasdurchsatz (700 m 3 /h Biomethan) ab. Ähnliches gilt für die Betriebskosten (Vollkostenbetrachtung), die selbst bei mittleren Gasdurchsätzen (bis 350 m 3 /h Biomethan) noch von den Kapitalkosten dominiert werden. Der Einfluss des Netzdrucks am Anschlusspunkt hat nur bei einer Einspeisung in Endverteilnetze (MOP < 1 bar) einen nennenswerten Einfluss auf die Investitions- und Betriebskosten, da dann die Nachverdichtung in der Regel entfallen kann. Bei einer Einspeisung in Hochdrucknetze (untersuchter Druckbereich 16 bar bis 55 bar) steigen die Verdichtungskosten jeweils um 33 bis 50 Prozent bei einer Anhebung des Netzdrucks auf 16 bar bzw. 55 bar; machen aber jedoch nur ein Drittel der gesamten jährlichen Betriebskosten aus. Detaillierte Kostenanalysen zeigen, dass mit kleinen Biomethan-Einspeiseanlagen nur ein geringer Beitrag zum Ausbau der Biogaseinspeisung geleistet werden kann und diese darüber hinaus exorbitant hohe Ausbau- und Netzbetriebskosten verursachen [5]. Ein Vergleich der Erlössituation bei Verstromung des Biogas an der Biogasanlage nach EEG bzw. des eingespeisten Biomethans in wärmegeführten KWK-Anlagen (nach EEG) verdeutlicht überdies, dass auch aus der Perspektive des Biogaseinspeisers Biogaseinspeiseanlagen eine Mindestkapazität von 300 m 3 /h Biomethan aufweisen sollten. Bei Biogasanlagen mit einer Gasleistung unter 350 m 3 /h Biomethan (> 700 m 3 /h Biogas) ist es zumeist ökonomisch attraktiver, das Biogas vor Ort zu nutzen und nicht einzuspeisen; bei Anlagenleistungen um 125 m 3 /h Biomethan ist die Vor-Ort-Verstromung immer ökonomisch attraktiver. Generell ist hier auch zu bemerken, dass eine Vor-Ort-Nutzung des Biogases in KWK-Anlagen mit einer Abwärmenutzung über 50 Prozent immer wirtschaftlich und zudem auch ökologisch attraktiver ist als eine Biogaseinspeisung in das Erdgasnetz. Das zeigt, dass die Entwicklung von Biogasprojekten immer zuerst diese Nutzungsoption prüfen sollte. Optimierungs- und Effizienzsteigerungspotenzial Auf dem Markt sind viele ausgereifte Aufbereitungsverfahren zur CO 2 -Abtrennung verfügbar. Führende Aufbereitungstechnikanbieter gehen zunehmend dazu über, komplette Systemlösungen anzubieten. Diese bestehen aus Entschwefelung, Aufbereitung, Abgasbehandlung, Trocknung, Gaseinspeisestation, Wärmerückgewinnungssystem für die Fermenterbeheizung etc. Da es sich bei den führenden Aufbereitungsverfahren um ausgereifte Technologien handelt, sind starke Kostenreduktionen kaum zu erwarten. Der Trend geht vielmehr dazu über, die Verfahren immer weiter zu optimieren, in hoher Industriequalität und teilweise redundant zu bauen, noch stärker zu automatisieren und letzte Energieeffizienzpotenziale in der Anlagentechnik zu heben. Das Ziel ist dabei vor allem, den Strombedarf und die Treibhausgasemissionen im Abgas zu senken, Synergieeffekte zwischen Biogasanlage, Aufbereitung und Einspeisung zur Hebung von Effizienzpotenzialen zu erschließen und die Anlagenverfügbarkeit wesentlich zu erhöhen. Alle führenden Anbieter bieten Abgasnachbehandlungssysteme zur Methaneliminierung im Abgas an; Wärmerückgewin- LECKSUCHE nun tagsüber möglich mit einem DNR 18 von FUJI-Tecom! Der DNR 18 reduziert die Umgebungsgeräusche (Verkehr, Schritte etc.) und hebt dadurch die permanenten Leckgeräusche hervor und dies mit bestechender Tonqualität! Besondere Merkmale: Großes, übersichtliches Display Leckgeräusch Logger USB Schnittstelle Analyse Software Einfache Bedienung LECKAGEN sicher erkennen! LECKAGEN präzise orten! 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TECHNIK spez. Aufbereitungskosten [ct/kwh HS,N] 2,4 2,2 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 Abschätzung des Optimierungspotenzials bei der Biogasaufbereitung (CO 2 -Abtrennung inkl. Entschwefelung, Trocknung) Stand der Technik Verringerung Stromverbrauch (-28 %) Reduktion Investitionskosten (-20 %) + Verringerung Stromverbrauch Netzanschlusspunktes und im Weiteren auf das Brenngaskonditionierungsverfahren zu legen ist. Eine einseitige Optimierung von Einspeiseanlagen (Begrenzung des Aufbereitungsaufwands auf das absolute Minimum, Mindestmethangehalt, Einspeisung auch großer Mengen in Endverteilnetze mit geringen Kapazitäten) zu Ungunsten des Netzbetreibers ist als äußerst kritisch zu bewerten, da dies nicht nur zu einer Verlagerung der Kosten in Richtung Netzbetreiber sondern auch zu einer nennenswerten Erhöhung der volkswirtschaftlichen Kosten führt und das Gebot der effizienten Biogaseinspeisung verletzt wird (volkswirtschaftliche Betrachtung). Quelle: Fraunhofer UMSICHT 0,2 0,0 125 250 500 800 1100 Anlagengröße [Nm 3 /h Biomethan] Abb. 3: Beispielhafte Übersicht über spezifische Biogasaufbereitungskosten in ct/kwh H S,N in Abhängigkeit der Aufbereitungsleistung (NawaRo-BGA, Entschwefelung, CO 2 - Abtrennung und Trocknung) sowie des möglichen Kostensenkungspotenzials nungssysteme für die Fermenterbeheizung werden ebenfalls zunehmend angeboten. Erwähnenswert ist beispielsweise, dass bei PSA-Systemen entgegen den Entwicklungen in den vergangenen Jahren zu immer komplexeren Systemen (6 Adsorber), nun eine Trendwende zu sehr einfachen Zweiadsorbersystemen diskutiert wird. Der wesentlichste Vorteil wären sicherlich die deutlich geringeren Investitionskosten, der daraus resultierende hohe Methangasstrom im Abgas könnte für die Wärmeerzeugung genutzt werden. Angestoßen wird diese Diskussion sicherlich auch durch konkurrierende PSA-Anbieter aus dem Ausland, die auf den deutschen Markt drängen und investoptimierte PSA-Systeme anbieten. Die Diskussion um Optimierungs- und Effizienzsteigerungspotenziale beim Netzanschluss wird wesentlich von den kontrovers diskutierten Frage- bzw. Problemstellungen zwischen Netzanschlussnehmern und Netzbetreibern beeinflusst. Hierzu zählt beispielsweise die intensive Auseinandersetzung und Bewertung der notwendigen Anlagenverfügbarkeit von Netzanschlussstationen (Redundanz), den Mindestqualitätsanforderungen an das Biomethan bei Übergabe an den Netzbetreiber (Mindestmethangehalt versus Aufwendungen für die Brenngaskonditionierung) sowie volkswirtschaftlich sinnvoller Anlagengrößen (Begrenzung der Investitions- bzw. Ausbaukosten). Das Optimum aus Investitionskostenminimierung und Anlagenverfügbarkeit (Minimierung entgangener Gewinne) ist stark abhängig von der Einspeiseleistung und der Druckstufe. Wesentliche Kostenreduktionen (sowohl Investitions- als auch der Betriebskosten) können über eine Reduktion der Verdichterredundanz bzw. dessen Verzicht erreicht werden. Dies ist insbesondere dann sinnvoll, wenn kleine Biomethanmengen in Endverteilnetze eingespeist werden sollen. Allerdings muss dann eine verringerte Anlagenverfügbarkeit in Kauf genommen werden. Die Ergebnisse der Kostenrechnungen zeigen, dass bei großen Einspeiseleistungen (700 m 3 /h Biomethan) eine hohe Anlagenverfügbarkeit unverzichtbar ist, weshalb alle wichtigen Aggregate (z. B. Verdichter) redundant ausgelegt werden sollten. Des Weiteren wird deutlich, dass nicht nur durch redundante Technik, sondern auch durch vorbeugende Wartungs- und Instandhaltungsmaßnahmen bzw. verkürzte Wartungszyklen die Anlagenverfügbarkeit erhöht werden kann. Aus volkswirtschaftlicher Sicht sind die Investitionskosten für den Netzanschluss von geringerer Bedeutung als die laufenden Betriebskosten, weshalb besonderes Augenmerk auf die geschickte Wahl des Allerdings sind auch die Netzbetreiber dazu aufgefordert, die volkswirtschaftlich günstigste Variante des Netzanschlusses, insbesondere bei der Gewährleistung der Netzkompatibilität des einzuspeisenden Biomethans, umzusetzen. Neben dem etablierten Verfahren der Flüssiggasbeimischung, das sehr hohe Betriebskosten nach sich zieht, sind in Abhängigkeit der Netz- bzw. Druckebene Alternativen verfügbar bzw. zu prüfen. Bei einer Einspeisung in das Ferngas- bzw. Transportnetz ist der Einsatz von Brennwertrekonstruktionssystemen und in Endverteilnetzen die Schaffung von Brennwertbezirken zu prüfen. Universell anwendbare Lösungen wird es aber nicht geben, da in der Praxis viele Randbedingungen zu beachten sind. Die Schaffung von Brennwertbezirken stellt de facto eine Netzentkopplung dar und kann in stark vermaschten Netzen oder Versorgungsnetzen mit mehreren Einspeisestellen nur eingeschränkt genutzt werden; zudem kann der betreffende Netzabschnitt nicht mehr so flexibel betrieben werden wie bisher. Idealerweise sollte der Netzbereich dann auch über eine genügend große Gasaufnahmekapazität verfügen, um eine Rückspeisung (und Konditionierung) in vorgelagerte Netzebenen zu vermeiden. Die Einsatzgrenzen von rechnergestützten Brennwertrekonstruktionssystemen werden im Wesentlichen von der Netzstruktur (wechselnde Fließrichtungen, Durchsatzschwankungen über das Jahr, Vermaschungsgrad) beeinflusst. Diese Systeme werden bereits heute in fast allen Ferngasnetzen eingesetzt. Die Einbindung von Biogas-Netzanschlusspunkten in Transportnetze dürfte damit perspektivisch die volkswirtschaftlich günstigste Variante der netzkompatiblen Einspeisung darstellen, da die (erheblichen) Investitionen in Brennwertrekonstruktionssysteme bereits getä- 86

tigt wurden und die laufenden Kosten im Vergleich zur Brenngaskonditionierung mit Flüssiggas nur einen Bruchteil ausmachen. Prinzipiell können mittelfristig kostengünstigere Messverfahren verfügbar sein, die daraus möglicherweise resultierenden Kostenreduktionen sind derzeit aber nicht bezifferbar. Viel entscheidender sind die erreichbaren Kostenreduktionen, die durch eine Standardisierung der Baugruppen und über Stückzahlen erreicht werden können, weshalb insbesondere auf eine gute fachliche Praxis und technische Standards hinzuarbeiten ist. Technisches Optimierungspotenzial ist bei der Nachverdichtung gegeben, da die Betriebsaufwendungen für die Nachverdichtung ca. 60 Prozent der gesamten Betriebskosten ausmachen. Des Weiteren sollten die Methanverluste auf ein Minimum begrenzt werden (entgangene Gewinne) und beispielsweise Spaltgasverluste bei der Verdichtung in den Prozess zurückgeführt werden. Fazit Zusammenfassend ist festzuhalten, dass spürbare Kostenreduktionspotenziale insbesondere im Bereich Brenngaskonditionierung, Nachverdichtung bzw. Anlagenverfügbarkeit, Gasaufbereitung, Größenskalierungseffekte vorhanden sind und bei einem weiteren Ausbau der Biogaseinspeisekapazitäten besonderes Augenmerk auf volkswirtschaftlich sinnvolle Anlagengrößen und Standorte zu legen ist. Literatur: [1] Gesetz zur Nutzung erneuerbarer Wärmeenergie in Baden- Württemberg, Drucksache 14/1969 [2] Gesetz zur Einführung einer Biokraftstoffquote durch Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes und zur Änderung energie- und stromsteuerrechtlicher Vorschriften. Biokraftstoffquotengesetz (BioKraftQuG; BT-Drs 16/2709) vom 18.12.2006 [3] Erdgas und Biomethan im künftigen Kraftstoffmix. Handlungsbedarf und Lösungsansätze für eine beschleunigte Etablierung im Verkehr. Hrsg.: Deutsche Energie-Agentur GmbH, Berlin, 2010, verfügbar unter www.dena.de/fileadmin/user_upload/ Download/ Pressemitteilungen/ 2010/dena-Studie_Erdgas_und_ Biomethan_im_Kraftstoffmix.pdf, Abruf am 28.04.10 [4] Urban et al.: Technologien und Kosten der Biogasaufbereitung und Einspeisung in das Erdgasnetz. Ergebnisse der Markterhebung 2007-2008. verfügbar unter: www.biogaseinspeisung.de [5] Bothendorf, E.; Klinkert, V.; Meyer-Prescher, B.; Urban, W. (Hrsg.): Gasnetze der Zukunft - Studie zu den Auswirkungen der Biogaseinspeisung in das Erdgasnetz auf den Netzbetrieb und Endverbraucher. BMU-gefördertes Verbundvorhaben FKZ 03MAP133, erstellt durch Balance VNG, Leipzig; Fraunhofer UMSICHT, Oberhausen, E.on Avacon, Salzgitter. 2010. verfügbar unter www.biogaseinspeisung.de Autor: Dipl.-Ing. Wolfgang Urban Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT Osterfelder Str. 3 46047 Oberhausen Tel.: 0208 8598-1124 Fax: 0208 8598-1423 E-Mail: wolfgang.urban@umsicht.fraunhofer.de Internet: www.umsicht.fraunhofer.de, www.biogaseinspeisung.de n FLEXIM: Eingriffsfrei Durchfluss messen. Ideal für gefährliche und aggressive Gase. Die Vorteile der eingriffsfreien Durchflussmessung mit der bewährten Ultraschall-Clamp-On- Technologie von FLEXIM auf einen Blick: Nachträgliche Installation bei laufendem Betrieb Exakte bidirektionale Messung ohne Medienkontakt Betriebssicherheit auch bei hohen Flüssigkeits- und Kondensatanteilen Schutzart IP68; lieferbar für ATEX-Zonen 1 und 2 Von außen messen, was innen fließt. www.flexim.de info@flexim.de FLEXIM GmbH Tel.: +49 30 93 66 76 60 Fax: +49 30 93 66 76 80