Schlussbericht zum Vorhaben Thema: Zuwendungsempfänger: Förderkennzeichen: 11NR039 bzw. 22003911 Optimierung der Biomassenutzung nach Effizienz in Bereitstellung und Verwendung unter Berücksichtigung von Nachhaltigkeitszielen und Welternährungssicherung Universität Hohenheim - Fakultät Agrarwissenschaften - Institut für Landwirtschaftliche Betriebslehre Laufzeit: 01.11.2011 bis 31.03.2014 Datum der Veröffentlichung: Dezember 2014 Das diesem Bericht zugrundeliegende Vorhaben wurde aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages mit Mitteln des Bundesministeriums für Ernährung und Landwirtschaft (BMEL) über die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.v. (FNR) als Projektträger des BMEL für das Förderprogramm Nachwachsende Rohstoffe unterstützt. Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt beim Autor.
Abschlussbericht zum Forschungsprojekt FKZ 22003911 / 11NR039 OPTIMIERUNG DER BIOMASSENUTZUNG NACH EFFIZIENZ IN BEREITSTELLUNG UND VERWENDUNG UNTER BERÜCKSICHTIGUNG VON NACHHALTIGKEITSZIELEN UND WELTERNÄHRUNGSSICHERUNG vorgelegt von Prof. Dr. Drs. h.c. Jürgen Zeddies, Prof. Dr. Enno Bahrs, unter Mitwirkung von Dr. Nicole Schönleber, Dipl. Ing. (FH) Wilhelm Gamer und M.Sc. Johannes-B. Empl Universität Hohenheim Institut für landwirtschaftliche Betriebslehre Fg. Landwirtschaftliche Betriebslehre (410B) D-70593 Stuttgart
Zuwendungsgeber Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft (BMEL) 11055 Berlin Fachagentur für Nachwachsende Rohstoffe e.v. Hofplatz 1 18276 Gülzow-Prüzen Zuwendungsempfänger Universität Hohenheim Institut für landwirtschaftliche Betriebslehre Fg. Landwirtschaftliche Betriebslehre (410b) D-70599 Stuttgart Förderkennzeichen (FKZ) Vorhabenbezeichnung 22003911 / 11NR039 Optimierung der Biomassenutzung nach Effizienz in Bereitstellung und Verwendung unter Berücksichtigung von Nachhaltigkeitszielen und Welternährungssicherung Laufzeit 01.11.2011-31.03.2014 Berichtszeitraum 15.02.2012-31.03.2014 Kontaktpersonen Prof. Dr. Jürgen Zeddies Tel. 05533 6414 Prof. Dr. Enno Bahrs Tel. 0711 459 22566 Dr. Nicole Schönleber Tel. 0711 459 22573
FKZ 11NR039 Inhalt I Inhalt ZUSAMMENFASSUNG 1 1 EINLEITUNG 1 1.1 ZIELSETZUNG 1 1.2 VORGEHENSWEISE 2 2 METHODIK, DATEN UND ANNAHMEN 3 2.1 BETRIEBSWIRTSCHAFTLICHE ANALYSE 3 2.2 GESAMTWIRTSCHAFTLICHE BEWERTUNG 10 3 BEDEUTUNG UND ENTWICKLUNG DER BIOENERGIE IN DEUTSCHLAND 14 3.1 EINFÜHRENDE ANMERKUNGEN 14 3.2 STAND UND ENTWICKLUNG DER ERNEUERBAREN ENERGIEN 14 3.3 AUSWAHL VON BIOENERGIELINIEN FÜR DIE QUANTITATIVE ANALYSE 17 4 ÖKONOMISCHE ANALYSE UND BEWERTUNG DER BIOENERGIELINIEN 19 4.1 WÄRME AUS BIOMASSE 19 4.1.1 Verbrennung von Reststroh 21 4.1.1.1 Potenziale und Humusakkumulation 22 4.1.1.2 Kosten der Bereitstellung von Stroh 23 4.1.1.3 Strohheizungsanlagen 25 4.1.1.3.1 Stroh Kleinfeuerungsanlage 24 KW (th) 25 4.1.1.3.2 Strohheizung für 900 Zuchtsauen mit 700 KW 35 4.1.2 Verbrennung von Getreide 38 4.1.3 Verbrennung von Holz 44 4.1.3.1 Traditionelle Scheitholzheizung 44 4.1.3.2 Holzpelletheizung 24 KW 49 4.1.3.3 Holzhackschnitzel Heizung eines Mehrfamilienhauses mit 400 KW 53 4.1.4 Vergleichende Beurteilung der Feststoffe in der Wärmenutzung 57 4.2 STROM UND WÄRME AUS BIOMASSE 61 4.2.1 Entwicklungsstand und Rahmenbedingungen für Biogas 61 4.2.2 Annahmen zu den quantitativen Untersuchungen 68 4.2.3 Ausgewählte Biogasanlagen 69 4.2.3.1 Biogasanlagen auf Basis tierischer Exkremente 70 4.2.3.2 Biogasanlagen auf Basis von Energiepflanzen 73 4.2.3.2.1 Rohstoffbasis Mais 150 KW 74 4.2.3.2.2 Mais und Gülle 150 KW 78 4.2.3.2.3 Rohstoffbasis Mais 500 KW 81 4.2.3.2.4 Mais (70 %) und Güllebasis (30 %) 500 KW 87 4.2.3.3 Herstellung von aufbereiteten Biomethan 92 4.2.3.3.1 Biomethanerzeugung bei Einspeisung in das Erdgasnetz 1 MW 93 4.2.3.3.2 Biomethanerzeugung mit Verstromung 1 MW 97 4.2.3.3.3 Separate externe Verstromung (1 MW) 101 4.2.3.3.4 Biomethanerzeugung bei Einspeisung in das Erdgasnetz 3 MW 102
II Inhalt FKZ 11NR039 4.2.3.4 Exkurs: Auswirkungen der EEG Novellierung 2012 gegenüber EEG 2009 und der Vorschläge des Jahres 2014 zu einer erneuten EEG Novellierung auf ausgewählte Biogasanlagen 109 4.2.3.5 Exkurs: Auswirkungen bei Bereitstellung von bedarfsgerechtem Stromangebot 111 4.2.4 Vergleichende Beurteilung der Biogasanlagen mit Kraft Wärmekopplung und Biomethanverstromung 112 4.3 BIOKRAFTSTOFFE AUS BIOMASSE 118 4.3.1 Bedeutung der Biokraftstoffe 118 4.3.2 Nebenprodukt Futtermittel als Besonderheit der Biokraftstoffe 123 4.3.2.1 Methodischer Ansatz 123 4.3.2.2 Netto Flächenbedarf für Biokraftstoffe aus Anbaubiomasse 125 4.3.3 Biokraftstofflinien 126 4.3.3.1 Pflanzenöl 126 4.3.3.2 Biodiesel 136 4.3.3.3 Bioethanol 141 4.3.3.4 Biomethan Kraftstoff 147 4.3.3.4 Vergleichende Beurteilung der Biokraftstoffe 153 4.3.4 Akzeptanzprobleme bei Biokraftstoffen 156 5 VERGLEICHENDE BEURTEILUNG ALLER AUSGEWÄHLTER BIOENERGIELINIEN 157 6 STREUBREITE ANDERER UNTERSUCHUNGSERGEBNISSE UND SENSITIVITÄTSANALYSE 161 6.1 ERGEBNISSE ANDERER STUDIEN 161 6.2 SENSITIVITÄTSANALYSE 164 7 OPTIMALE NUTZUNG VON BIOMASSE FÜR BIOENERGIE 166 7.1 DER METHODISCHE ANSATZ 166 7.2 SZENARIEN FÜR DIE NUTZUNG VON BIOMASSE FÜR BIOENERGIE 170 7.3 ERGEBNISSE DER BERECHNUNGEN ZU VERSCHIEDENEN BIOENERGIE SZENARIEN 171 7.3.1 Gegebene Nutzung bestehender Kapazitäten für Bioenergie 171 7.3.2 Ökonomisch optimierte Nutzungsstruktur von Biomasse für Bioenergie 174 7.3.2.1 Ökonomisch optimierte Nutzungsstruktur ohne Nebenbedingungen 174 7.3.2.2 Ökonomisch optimierte Nutzungsstruktur bei maximaler THG Vermeidung 175 7.3.2.3 Optimale Biomassenutzung unter steuerpolitischen Szenarien 177 7.3.3 Realisierbarkeit der Politikziele für Bioenergie 179 7.3.3.1 Ziele im Nationalen Biomasseaktionsplan der Bundesregierung für Erneuerbare Energie _ 181 7.3.3.2 Ergebnisse zur Zielerreichung mit Biomasse 181 7.3.3.3 Ausblick auf mögliche Bioenergiepotenziale 2030 und 2050 183 8 WEITERER FORSCHUNGSBEDARF 185 ANHANG DATEN FÜR AUSGEWÄHLTE BIOGASANLAGEN NACH DEM EEG 2012 186 QUELLENVERZEICHNIS 198
FKZ 11NR039 Inhalt III Tabellenverzeichnis Tabelle Z 1: Flächen bzw. Bioenergiepotenziale in Deutschland und der EU 27 6 Tabelle Z 2: Ökonomische Optimierung der IST Struktur der Bioenergieerzeugung (SZ 1 3) 8 Tabelle Z 3: Maximierung der THG Vermeidung der Bioenergieerzeugung (SZ 4 5) 10 Tabelle Z 4: Zukünftige Potenziale bei Optimierung der Bioenergieerzeugung (SZ 6 9) 14 Tabelle 1: Preise für Agrarrohstoffe und Energieträger 4 Tabelle 2: Bioenergielinien dieser Untersuchung 18 Tabelle 3: Bereitstellungskosten für Stroh 24 Tabelle 4: Wirtschaftlichkeit einer Strohheizung 24 KW in der Neubausituation 27 Tabelle 5: Effizienzkriterien einer Strohheizung 24 KW in der Neubausituation 29 Tabelle 6: Tabelle 7: Wirtschaftlichkeit einer Strohheizung 24 KW in der Neubausituation und bei Umrüstung einer vorhandenen Ölheizung 33 Effizienzkriterien einer Strohheizung 24 KW in der Neubausituation und bei Umrüstung einer vorhandenen Ölheizung 34 Tabelle 8: Wirtschaftlichkeit einer Strohheizung (700 KW) 37 Tabelle 9: Effizienzkriterien einer Strohheizung (700 KW) 38 Tabelle 10: Tabelle 11: Tabelle 12: Tabelle 13: Tabelle 14: Tabelle 15: Tabelle 16: Tabelle 17: Wirtschaftlichkeit einer Getreideheizung 24 KW in der Neubausituation und bei Umrüstung einer vorhandenen Ölheizung 40 Effizienzkriterien einer Getreideheizung 24 KW in der Neubausituation und bei Umrüstung einer vorhandenen Ölheizung 41 Wirtschaftlichkeit einer Scheitholzvergaseranlage 24 KW in der Neubausituation und bei Umrüstung einer vorhandenen Ölheizung 45 Effizienzkriterien einer Scheitholzvergaseranlage 24 KW in der Neubausituation und bei Umrüstung einer vorhandenen Ölheizung 47 Wirtschaftlichkeit einer Holzpelletanlage 24 KW in der Neubausituation und bei Umrüstung einer vorhandenen Ölheizung 50 Effizienzkriterien einer Holzpelletanlage aus KUP 24 KW in der Neubausituation und bei Umrüstung einer vorhandenen Ölheizung 51 Wirtschaftlichkeit einer Hackschnitzelheizung 400 KW in der Neubausituation und bei Umrüstung einer vorhandenen Ölheizung 54 Effizienzkriterien einer Hackschnitzelheizung 400 KW in der Neubausituation und bei Umrüstung einer vorhandenen Ölheizung 55 Tabelle 18: Vergleich von Biomasselinien zur Wärmenutzung nach Effizienzkriterien 57 Tabelle 19: Ertrags und Strompotenziale ausgewählter Energiepflanzen 65 Tabelle 20: Vergütung für Biomasse / Biogasanlagen nach dem EEG 2009 in ct/kwh* 66 Tabelle 21: Vergütung für Biomasse / Biogasanlagen nach dem EEG 2012 67 Tabelle 22: Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage mit 75 KW auf Basis Schweinegülle 71 Tabelle 23: Energie und Treibhausgasbilanzen einer Biogasanlage mit 75 KW auf Basis Schweinegülle 73 Tabelle 24: Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage mit 150 KW auf 100 % Maisbasis 75 Tabelle 25: Energie und Treibhausgasbilanzen einer Biogasanlage mit 150 KW auf 100 % Maisbasis 77 Tabelle 26: Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage mit 150 KW auf 70 % Mais und 30 % Güllebasis 80
IV Inhalt FKZ 11NR039 Tabelle 27: Energie und Treibhausgasbilanzen einer Biogasanlage mit 150 KW auf 70 % Mais und 30 % Güllebasis 81 Tabelle 28: Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage mit 500 KW auf 100 % Maisbasis (EEG 2009) 83 Tabelle 29: Tabelle 30: Tabelle 31: Tabelle 32: Tabelle 33: Tabelle 34: Tabelle 35: Tabelle 36: Tabelle 37: Tabelle 38: Tabelle 39: Tabelle 40: Tabelle 41: Energie und Treibhausgasbilanzen einer Biogasanlage mit 500 KW auf 100 % Maisbasis (EEG 2009) 86 Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage mit 500 KW auf 30 % Gülle und 70 % Maisbasis (EEG 2009) 89 Energie und Treibhausgasbilanzen einer Biogasanlage mit 500 KW auf 30 % Gülle und 70 % Maisbasis (EEG 2009) 91 Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage mit Biomethaneinspeisung 1 MW auf 30 % Gülle und 70 % Maisbasis (EEG 2009) 94 Energie und Treibhausgasbilanzen einer Biogasanlage zur Biomethaneinspeisung 1 MW auf 30 % Gülle und 70 % Maisbasis (EEG 2009) 96 Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage mit Biomethaneinspeisung zur Verstromung 1 MW auf 30 % Gülle und 70 % Maisbasis (EEG 2009) 98 Energie und Treibhausgasbilanzen einer Biogasanlage zur Biomethaneinspeisung mit Verstromung; 1 MW auf 30 % Gülle und 70 % Maisbasis (EEG 2009) 100 Wirtschaftlichkeit einer externen Biomethan Verstromung aus einer 1 MW Biomethan Anlage auf 30 % Gülle und 70 % Maisbasis (EEG 2009) 102 Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage mit Biomethaneinspeisung 3 MW auf 30 % Gülle und 70 % Maisbasis (EEG 2009) 104 Energie und Treibhausgasbilanzen einer Biogasanlage zur Biomethaneinspeisung 3 MW auf 30 % Gülle und 70 % Maisbasis (EEG 2009) 105 Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage mit Biomethaneinspeisung zur Verstromung 3 MW auf 30 % Gülle und 70 % Maisbasis (EEG 2009) 106 Energie und Treibhausgasbilanzen einer Biogasanlage zur Biomethaneinspeisung mit Verstromung; 3 MW auf 30 % Gülle und 70 % Maisbasis (EEG 2009) 107 Wirtschaftlichkeit einer separaten externen Biomethan Verstromung aus einer 3 MW Biomethan Anlage auf 30 % Gülle und 70 % Maisbasis (EEG 2009) 108 Tabelle 42: Effizienz ausgewählter Biogasanlagen nach dem EEG 2009 und 2012 sowie Entwurf 2014 109 Tabelle 43: Vergleich der Effizienzkriterien der Biogasanlagen nach dem EEG 2009 113 Tabelle 44: Basisdaten und Berechnung des Netto Flächenbedarfs für Biokraftstoffe 125 Tabelle 45: Verwendung Pflanzenöl aus dezentralen Ölmühlen in % 126 Tabelle 46: Entwicklung dezentraler Ölmühlen 127 Tabelle 47: Wirtschaftlichkeit einer Pflanzenöl Kaltpressanlage mit einer Kapazität von 2700 t Rapsöl 128 Tabelle 48: Tabelle 49: Energie und Treibhausgasbilanzen einer Pflanzenöl Kaltpressanlage mit einer Kapazität von 2700 t Rapsöl 132 Berechnung der Futtermittelsubstitution durch anfallende Nebenprodukte bei der Biodieselproduktion 133 Tabelle 50: Wirtschaftlichkeit einer Biodieselanlage mit einer Kapazität von 100.000 t RME aus Raps 138 Tabelle 51: Energie und Treibhausgasbilanzen einer Biodieselanlage (100.000 t) für RME aus Rapssaat _ 140 Tabelle 52: Wirtschaftlichkeit einer Bioethanolanlage mit einer Kapazität von 200.000 t 143
FKZ 11NR039 Inhalt V Tabelle 53: Tabelle 54: Tabelle 55: Tabelle 56: Energie und Treibhausgasbilanzen einer Bioethanolanlage (200.000 t) bei ausschließlicher Substitution der Energie des Nebenprodukts DDGS durch inländisch erzeugte Futtermittel 145 Berechnung der Futtermittelsubstitution durch anfallende Nebenprodukte bei der Bioethanolproduktion 145 Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage mit Biomethaneinspeisung 1 MW auf 30 % Gülle und 70 % Maisbasis für die Verwendung in Erdgas PKW (EEG 2009) 149 Energie und Treibhausgasbilanzen einer Biogasanlage mit Biomethaneinspeisung 1 MW auf 30 % Gülle und 70 % Maisbasis für die Verwendung in Erdgas PKW (EEG 2009) 151 Tabelle 57: Vergleich von Biokraftstoffanlagen 153 Tabelle 58: Kennzahlen für die exemplarisch ausgewählten Bioenergielinien 167 Tabelle 59: Ökonomische Optimierung der IST Struktur der Bioenergieerzeugung (SZ 1 3) 172 Tabelle 60: Maximierung der THG Vermeidung der Bioenergieerzeugung (SZ 4 5) 176 Tabelle 61: Zukünftige Potenziale bei Optimierung der Bioenergieerzeugung (SZ 6 9) 180 Tabelle A 1: Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage zur Stromerzeugung ohne Wärmenutzung; 100 % Schweine Gülle, 75 KW, nach EEG 2012 186 Tabelle A 2: Effizienzkennzahlen einer Biogasanlage zur Stromerzeugung ohne Wärmenutzung; 100 % Schweine Gülle, 75 KW, EEG 2012 187 Tabelle A 3: Tabelle A 4: Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage 500 KW; 28 % Gülle, 12 % Roggen GPS, 60% Mais, mit und ohne Wärmenutzung vor Ort Verstromung, EEG 2012 188 Effizienzkennzahlen einer Biogasanlage; 60 % Mais, 12 % Roggen GPS, 28 % Gülle, 500 KW mit und ohne Wärmenutzung nach EEG 2012 189 Tabelle A 5: Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage zur Biomethaneinspeisung ins Erdgasnetz; 1 MW, 28 % Gülle, 12 % Roggen GPS, 60 % Mais; EEG 2012 190 Tabelle A 6: Tabelle A 7: Tabelle A 8: Effizienzkennzahlen einer Biomethananlage zur Einspeisung 60 % Mais, 12 % Roggen GPS, 28 % Gülle,1 MW nach EEG 2012 191 Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage zur Biomethaneinspeisung und Verstromung 1 MW, 28 % Gülle, 12 % Roggen GPS, 60 % Mais; EEG 2012 192 Effizienzkennzahlen einer Biomethananlage zur Einspeisung mit Verstromung; 60 % Mais, 12 % Roggen GPS, 28 % Gülle, 1 MW nach EEG 2012 193 Tabelle A 9: Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage zur Biomethaneinspeisung ins Erdgasnetz; 3 MW, 28 % Gülle, 12 % Roggen GPS, 60 % Mais; EEG 2012 194 Tabelle A 10: Effizienzkennzahlen einer Biogasanlage zur Biomethaneinspeisung ins Erdgasnetz; 3 MW, 28 % Gülle, 12 % Roggen GPS, 60 % Mais; EEG 2012 195 Tabelle A 11: Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage zur Biomethaneinspeisung mit Verstromung; 3 MW, 30 % Gülle, 10 % Roggen GPS, 60 % Mais; EEG 2012 196 Tabelle A 12: Effizienzkennzahlen einer Biogasanlage zur Biomethaneinspeisung mit Verstromung; 3 MW, 30 % Gülle, 10 % Roggen GPS, 60 % Mais; EEG 2012 197
VI Inhalt FKZ 11NR039 Abbildungsverzeichnis Abb. Z 1: Brutto und Nettoertrag je ha landwirtschaftlicher Nutzfläche für ausgewählte Bioenergielinien 2 Abb. Z 2: Produktionskosten von ausgewählten Bioenergielinien 2 Abb. Z 3: Brutto und Nettotreibhausgasvermeidung in t/ha von ausgewählten Bioenergielinien 3 Abb. Z 4: Treibhausgasvermeidungskosten von ausgewählten Bioenergielinien 4 Abb. Z 5: Subventionszahlungen und Subventionsbedarf von ausgewählten Bioenergielinien je kwh 5 Abb. 1: Preisentwicklungen für Rohstoffe und Produkte der Biodieselproduktion seit 2009 5 Abb. 2: Preisentwicklungen für Rohstoffe und Produkte der Bioethanolproduktion ab 2009, Wechselkurs tagesgenau 6 Abb. 3: Stromgestehungskosten 2013 bis 2030 /kwh 7 Abb. 4: Zukünftige Kostenentwicklung der stromerzeugenden EE Techniken bis 2050 und des Mittelwerts des gesamten EE Mixes 7 Abb. 5: Energiepreisentwicklung in Cent je Liter in Heizöläquivalent inklusive Mehrwertsteuer 9 Abb. 6: Aktuelle Preise Biobrennstoffe (ct/kwh) 9 Abb. 7: Entwicklung der erneuerbaren Energien seit 2002 15 Abb. 8: Anteil der Biomasse an den erneuerbaren Energien (Endenergieverbrauch) 15 Abb. 9: Beitrag erneuerbarer Energie nach Endenergieträgern 2012 16 Abb. 10: Beitrag zur Treibhausgasvermeidung der erneuerbaren Energien (im Jahr 2012) 16 Abb. 11: Wärmebereitstellung aus Biomasse 19 Abb. 12: Entwicklung der Pelletheizungen in Deutschland 20 Abb. 13: Entwicklung der Pelletproduktion in Deutschland und des Inlandsbedarfs 20 Abb. 14: Brutto und Nettoertrag je ha LF von Bioenergielinien auf der Basis von Festbrennstoffen 58 Abb. 15: Ersatz von leichtem Heizöl durch Festbrennstoffheizungen je Hektar 59 Abb. 16: Produktionskosten von Bioenergielinien auf der Basis von Festbrennstoffen 59 Abb. 17: Brutto und Nettotreibhausgasvermeidung von Bioenergielinien auf der Basis von Festbrennstoffen 60 Abb. 18: Treibhausgasvermeidungskosten von Bioenergielinien auf der Basis von Festbrennstoffen 60 Abb. 19: Subventionszahlungen und Subventionsbedarf von Bioenergielinien auf der Basis von Festbrennstoffen 61 Abb. 20: Bestandsentwicklung der Biogasanlagen seit 2003 62 Abb. 21: Substrateinsatz in Biogasanlagen 2012 63 Abb. 22: Nachwachsende Rohstoffe in Biogasanlagen 2012 63 Abb. 23: Gasausbeuten von Biogassubstraten 64 Abb. 24: Brutto und Nettoenergieertrag von Biogasanlagen (kwh (el) plus kwh (th) ) 114 Abb. 25: Produktionskosten je kwh (el) von Biogasanlagen 114 Abb. 26: Brutto und Nettotreibhausgasvermeidung von Biogasanlagen 116 Abb. 27: Treibhausgasvermeidungskosten von Biogasanlagen 116 Abb. 28: Subventionszahlungen und Subventionsbedarf von Biogasanlagen (Über (+) und Unter ( )kompensation) 118
FKZ 11NR039 Inhalt VII Abb. 29: Kraftstoffverbrauch im Verkehrssektor in Deutschland im Jahr 2012 119 Abb. 30: Entwicklung Biokraftstoffe in Deutschland seit 2004 120 Abb. 31: Entwicklung von Biodieselabsatz und produktion in Deutschland seit 2004 121 Abb. 32: Entwicklung von Produktion und Absatz von Bioethanol in Deutschland seit 2006 121 Abb. 33: Im und Exporte von Bioethanol (zur Nutzung als Kraftstoff und sonstige Nutzungen) nach/aus Deutschland 2012 122 Abb. 34: Im und Exporte von Biodiesel nach/aus Deutschland 2012 122 Abb. 35: Kraftstoffverbrauch und Fahrzeugbestand im Straßenverkehr in Deutschland in 1996 und 2009 136 Abb. 36: Betriebswirtschaftliche Parameter der Kraftstoffinfrastruktur in Deutschland 148 Abb. 37: Energiebilanz von Biokraftstoffen in kwh je ha unter Berücksichtigung ihrer Wirkungsgrade _ 154 Abb. 38: Produktionskosten von Biokraftstoffen in Euro je kwh 154 Abb. 39: THG Vermeidung von Biokraftstoffen je ha unter Berücksichtigung ihrer Wirkungsgrade 155 Abb. 40: THG Vermeidungskosten von Biokraftstoffen in Euro je t 155 Abb. 41: Subventionen für Biokraftstoffe in Euro je kwh 156 Abb. 42: Brutto und Nettoenergieertrag in kwh je ha sowie Wirkungsgrade für ausgewählte Bioenergielinien 157 Abb. 43: Produktionskosten in Euro je kwh von ausgewählten Bioenergielinien 158 Abb. 44: Brutto und Nettotreibhausgasvermeidung in t he ha sowie Wirkungsgrade von ausgewählten Bioenergielinien 158 Abb. 45: Treibhausgasvermeidungskosten in Euro je t von ausgewählten Bioenergielinien 159 Abb. 46: Subventionszahlungen und Subventionsbedarf in Euro je kwh von ausgewählten Bioenergielinien 160 Abb. 47: Gestehungskosten für Biokraftstoffe 161 Abb. 48: Bandbreite der THG Emissionen für Bio und fossile Kraftstoffe 162
VIII Abkürzungsverzeichnis FKZ 11NR039 Abkürzungsverzeichnis a AF Akh B 100 BGA BHKW BImSchG BMEL anno / Jahr Ackerfläche Arbeitskraftstunden reiner Biodiesel Biogasanlage Biomasseheizkraftwerk Bundes-Immissionsschutzgesetz Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft E 10 E 85 EE EEG EEX einschl. Ottokraftstoff mit einer Beimischung von Bioethanol in Höhe von 5 bis 10% Ottokraftstoff mit einer Beimischung von Bioethanol in Höhe von 85% Erneuerbare Energien Erneuerbare-Energien- Gesetz European Energy Exchange einschließlich BMELV BMU Bundesministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz Bundesministerium für Umwelt EJ el. ETBE ETS Exajoule elektrisch Ethyl-tert-butylether Emissionshandelssystem BMWi bzw. c.p. CaCO 3 cbm Bundesministerium für Wirtschaft und Energie beziehungsweise ceterus paribus Kalk Kubikmeter EU evtl. FKZ FM FNR Europäische Union eventuell Förderkennzeichen Frischmasse Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.v. CNG CO 2 CO 2äq Compressed Natural Gas Kohlenstoffdioxid Kohlenstoffdioxid- Äquivalente Fraunhofer ISE g GJ Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme Gramm Gigajoule ct cent GPS Ganzpflanzensilage CtL coal to liquid ha Hektar d.h. das heißt HVO Hydrotreated Vegetable Oils DBFZ DDGS dgl. DIN dt Deutsches Biomasseforschungszentrum Dried Distillers Grains with Solubles (Trockenschlempe) dergleichen Deutsches Institut für Normung Dezitonne IEA iluc inkl. kg km International Energy Agency indirect land use change (indirekte Landnutzungsänderungen) inklusive Kilogramm Kilometer
FKZ 11NR039 Abkürzungsverzeichnis IX KTBL KUP KW kwh KWK l LCA LF LKW LP LPG LuF m m 3 meth Mio. MJ Mrd. MW MwSt. N N 2 O Nawaro Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft Kurzumtriebsplantagen Kilowatt Kilowattstunden Kraftwärmekopplung Liter Life Cycle Assessment (Lebenszyklusanalyse) Landwirtschaftlich genutzte Fläche Lastkraftwagen linearer Programmierungsansatz Liquefied Petroleum Gas Land- und Forstwirtschaft Meter Kubikmeter Methan Millionen Megajoule Milliarden Megawatt Mehrwertsteuer Stickstoff Distickstoffmonoxid (Lachgas) Nachwachsender Rohstoff Nm 3 OPEC PJ PKW RED Rm RME Sh Sit. Sz. t th THG TS TTW TWh u.a. UN USA WBA WTW Normkubikmeter Organization of the Petroleum Exporting Countries Petajoule Personenkraftwagen Renewable Energy Directive Raummeter Rapsmethylester Schlepperstunde Situation Szenario Tonnen thermisch Treibhausgas Trockensubstanz Tank-To-Wheel Terrawattstunden unter anderen/m United Nations United States of America Wissenschaftliche Beirat für Agrarpolitik Well-To-Wheel z. B. zum Beispiel z. T. zum Teil
FKZ 11NR039 Zusammenfassung Z 1 Zusammenfassung Im vorliegenden Bericht werden die Ergebnisse einer von der FNR im Auftrag des Bundesministeriums für Ernährung und Landwirtschaft geförderten Untersuchung über die Effizienz der Bioenergie präsentiert. Die Schlussfolgerungen aus den quantitativen Ergebnissen werden zu Handlungsoptionen zur Weiterentwicklung der deutschen Bioenergiepolitik im Folgenden zusammengefasst. Das Hauptziel der vorliegenden Studie besteht darin, die begrenzt verfügbare Fläche für nachwachsende Rohstoffe und die flächengebundenen Reststoffe (z.b. Stroh, Gülle) in Deutschland mit höchster Effizienz in Bezug auf das Klimaschutzziel und mit möglichst niedrigen volkswirtschaftlichen Kosten im Kontext des Klimaschutzes zu nutzen, unter Beachtung der gesetzlich maßgeblichen Rahmenbedingungen der Nachhaltigkeit. Weiterhin wird von den bisherigen politischen Rahmenbedingungen im Hinblick auf nationale Förderung und internationalen Außenschutz der Bioenergie ausgegangen. D. h., es erfolgt eine komparativ-statische Analyse der einsetzbaren Ressourcen. Bisher veröffentlichte Studien zu dieser Fragestellung berücksichtigen nicht ausreichend, wie die in Deutschland für Bioenergie verfügbare Biomasse diesbezüglich optimal zu nutzen wäre. Die Vorgehensweise beinhaltet eine kurz gehaltene Einführung in die Bedeutung der Biomasse für das Energiesystem. Darauf folgend werden die Verwendungsoptionen für Biomasse bezüglich Wirtschaftlichkeit auf Unternehmensebene und Effizienz der Energiebereitstellung und des Klimaschutzes analysiert. Die Bewertung der Verwendungsoptionen umfasst auch volkswirtschaftlich relevante Effizienzkriterien wie Transferzahlungen im Rahmen der Förderpolitik und den Subventionsbedarf, um Bioenergielinien auf unternehmerischer Ebene wettbewerbsfähig zu gestalten sowie Kriterien für die Effizienz der Subventionszahlungen, insbesondere gemessen am Klimaschutz in Form der Treibhausgasvermeidungskosten je t/co 2äq. Aus der Vielzahl der in der Praxis verbreiteten Bioenergielinien werden 23 typische Anlagen aus den Bereichen Wärme, Strom-Wärme und Biokraftstoffe hinsichtlich Rohstoffart, Anlagengröße und Technologietyp ausgewählt. Mit Hilfe eines Optimierungsmodells wird der Gesamtbeitrag der Biomasse zum Energiesystem durch Aggregation der Teilbeiträge in den Bereichen Wärme, Strom und Biokraftstoffe für Deutschland abgeschätzt und im Vergleich zu dieser Referenz die Biomassenutzung optimiert. Aus den Ergebnissen werden Handlungsoptionen zur Weiterentwicklung der Politik in Richtung einer effizienzoptimierten Bioenergieproduktion abgeleitet. I. Effizienz der Bioenergielinien Die Ergebnisse zur Bewertung der einzelnen Energielinien zeigen an ausgewählten Beispielen der folgenden Abbildungen, dass Biomasse in der Wärmenutzung und Biogaserzeugung zum Teil sehr hohe Erträge an erneuerbarer Energie hervorbringen, insbesondere Holzhackschnitzel und Biomethananlagen, die bis zu 40.000 kwh je ha (netto) zum Endenergieverbrauch zu liefern vermögen. Biokraftstoffe erreichen die in der Graphik (Abb. Z-1) ausgewiesenen Erträge nur, wenn die durch die Nebenprodukte (Futtermittel) aus der Nahrungs- und Futtermittelproduktion freigesetzte Fläche wiederum zur Bioenergieerzeugung eingesetzt wird. Bei knapper Fläche setzt 1 ha Raps bei Biodieselproduktion durch Rapsschrot etwa 0,51 ha Ackerfläche frei, 1 ha Weizen bei Bioethanolproduktion 1 ha. Da die Konversionsverfahren insbesondere bei Bioethanol und Biodiesel (RME) energieaufwändig sind, fällt der Netto-Energieertrag je ha allerdings deutlich ab, trotz der Zuschreibung der freigesetzten Fläche. Im Hinblick auf das entscheidende Kriterium der nutzbaren Nettoenergie je ha LF sind somit die Hackschnitzelheizung sowie die Biomethaneinspeisung besonders nennenswert. Bei Letzterer
Z 2 Zusammenfassung FKZ 11NR039 sind jedoch noch nicht die weiteren Energiekonversionsprozesse für die Endenergienutzung berücksichtigt. Abb. Z-1: Brutto- und Nettoertrag je ha landwirtschaftlicher Nutzfläche für ausgewählte Bioenergielinien Brutto Energieertrag Netto Energieertrag Wirkungsgrad KWh el bzw.kwh el+th bzw. KWh el+meth /ha 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 Festbrennstoffe 96 74 96 91 80 39 Biogas 72 87 85 82 67 Biokraftstoffe 52 39 88 100 80 60 40 20 Wirkungsgrad (%) 0 Strohheizung 900 Sauen, 700 KW Getreideheizung 24 KW Scheitholzheizung 24 KW Holzhackschnitzel Heizung 400 KW Gülle ohne Wärme 75 KW Mais ohne Wärme 150 KW Mais mit Wärme 500 KW Biomethaneinspeisung 1 MW Biomethaneinspeisung 3 MW Biomethanverstromung 3 MW Pflanzenöl 2.700 t Biodiesel 100.000 t Bioethanol 200.000 t Biogas Biomethan CNG Kraftstoff 0 Quelle: eigene Berechnungen Abb. Z-2: Produktionskosten von ausgewählten Bioenergielinien 0,25 Festbrennstoffe Biogas Biokraftstoffe /KWh el bzw.kwh el+th bzw. KWh el+meth 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00 Strohheizung 900 Sauen, 700 KW Getreideheizung 24 KW Scheitholzheizung 24 KW Holzhackschnitzel Heizung 400 KW Gülle ohne Wärme 75 KW Mais ohne Wärme 150 KW Mais mit Wärme 500 KW Biomethaneinspeisung 1 MW Biomethaneinspeisung 3 MW Biomethanverstromung 3 MW Pflanzenöl 2.700 t Biodiesel 100.000 t Bioethanol 200.000 t Biogas Biomethan CNG Kraftstoff Quelle: eigene Berechnungen Die Produktionskosten (Abb. Z-2) einer Energieeinheit (kwh) liegen bei nicht Biomethan einspeisenden und unzureichend Wärme nutzenden Biogasanlagen vielfach mehr als doppelt so hoch wie die der Festbrennstoffe und Biokraftstoffe. Wenn man die Qualität der Energie in Form von Wärme, Strom und Kraftstoff nicht berücksichtigt, lässt sie sich aus Stroh, Biomethan 1 und Biokraftstoff am 1 Die dargestellten Produktionskosten der Biomethaneinspeiseanlagen (1 u. 3 MW) berücksichtigen nicht die Kosten, die nach Ausspeisung aus dem Gasnetz bei dem Endenergieverbraucher anfallen. Daher sind die Biomethaneinspeisanlagen in den nachfolgenden Grafiken immer schraffiert dargestellt, da sie mit den anderen Anlagen nur bedingt vergleichbar sind. Vergleichbar sind sie mit Erdgaskosten am Ausspeisungsort, wenn Netzdurchleitungskosten hinzu addiert werden.
FKZ 11NR039 Zusammenfassung Z 3 kostengünstigsten bereitstellen. Obwohl die dargestellten Produktionskosten jeweils um die Nebenprodukterlöse bereinigt sind, können solche Vergleiche nur jeweils innerhalb der Energiearten Strom, Wärme und Kraftstoffe vorgenommen werden, ansonsten führen sie oft zu Fehlinterpretationen. Die Produktionskosten der Bioenergielinien werden maßgeblich auch von agrarischen Rohstoffpreisen bestimmt. Den Berechnungen liegen als Basiswerte mittelfristige Preisannahmen (Erzeugerpreise 200 /t Weizen, 425 /t Raps, 34 /t Silomais) zugrunde. Bei variierenden Agrarpreisen gehen beispielsweise die Produktionskosten in Biogasanlagen (100 % Silomais) um bis zu 4 ct/kwh (ca. 25 %) zurück, und sie steigen um bis zu 2,5 ct/kwh (ca. 20 %) bei steigenden Agrarpreisen an. Entsprechend verändern sich auch die Produktionskosten der Biokraftstoffe um -40 % bei fallenden und +25 % bei steigenden Agrarpreisen. Wichtiges Klimaschutzkriterium ist die THG-Einsparung. Da die Rohstoffbereitstellung und die Konversion THG-Emissionen verursachen, muss die Netto-THG-Einsparung betrachtet werden; bei knapper Fläche wiederum je ha (Abb. Z-3). Mit Biogasanlagen lassen sich die höchsten Treibhausgaseinsparungen je Flächeneinheit erreichen. Die Verstromung bringt wegen der hohen CO 2 -Emission der fossilen Stromerzeugung, die aus dem deutschen Strommix (DBFZ, 2014) abgeleitet ist, mehr als doppelt so hohe THG-Vermeidung je ha, wenn bei dem Verfahren Biomethaneinspeisung nicht verstromt sondern nur Wärmenutzung unterstellt wird. Abb. Z-3: Brutto- und Nettotreibhausgasvermeidung in t/ha von ausgewählten Bioenergielinien t/ha 21 18 Festbrennstoffe 96 Brutto THG Vermeidung Netto THG Vermeidung Wirkungsgrad Biogas 109 Biokraftstoffe 96 91 94 88 94 100 15 12 63 67 67 70 69 65 80 60 9 6 3 40 20 Wirkungsgrad (%) 0 Strohheizung 900 Sauen, 700 KW Getreideheizung 24 KW Scheitholzheizung 24 KW Holzhackschnitzel Heizung 400 KW Gülle ohne Wärme 75 KW Mais ohne Wärme 150 KW Mais mit Wärme 500 KW Biomethaneinspeisung 1 MW Biomethaneinspeisung 3 MW Biomethanverstromung 3 MW Pflanzenöl 2.700 t Biodiesel 100.000 t Bioethanol 200.000 t Biogas Biomethan CNG Kraftstoff 0 Quelle: eigene Berechnungen Die Kosten der Treibhausgasvermeidung - netto gerechnet - sind allerdings bei den produktivsten THG-Vermeidungsverfahren sehr hoch (Abb. Z-4). Sie übersteigen 100 bei günstigen Biogasanlagen (Stromproduktion mit Wärmeverwertung) und teilweise 300 /t CO 2äq bei ungünstigen Biogasanlagen teilweise deutlich. Gegenüber einzelnen früheren Berechnungen (z.b. WBA, 2007) sind die THG- Vermeidungskosten der Biokraftstoffe deutlich niedriger, sofern die umstrittenen iluc aus Gründen der bislang schwierigen Quantifizierung vernachlässigt werden. Das vergleichsweise geringere Niveau liegt vor allem an den gestiegenen Preisen für fossile Kraftstoffe und die verbesserte Effizienz moderner Anlagen. Um die Abhängigkeit der TG-Vermeidungskosten verschiedener Biogasanlagen von den Rohstoffkosten bei volatilen Preisen darzustellen, wird der Preise für Silomais in Abhängigkeit vom Getreide- und Rapspreis zwischen 19 und 44 /Tonne variiert. Die THG-Vermeidungskosten einer 75 kw
Z 4 Zusammenfassung FKZ 11NR039 Gülleanlage (127 /Tonne CO 2äq. ) verändern sich nicht, während die der anderen Biogasanlagetypen bei fallenden Raps- und Weizenpreisen um 40 bis zu 90 /t gegenüber dem Ausgangsniveau (425 bzw. 200 /t) zurückgehen. Sie würden um etwa 25 bis 60 /t bei noch höheren Raps- und Weizenpreisen steigen. Auch bei niedrigen Agrarpreisen leisten Biogasanlagen ohne Wärmenutzung die THG-Vermeidung zu unvertretbar hohen Kosten, während Anlagen mit Biomethanaufbereitung und Verstromung auch bei mittlerem Agrarpreisniveau noch im vertretbaren Bereich liegen. Die THG-Vermeidungskosten der Biodieselproduktion variieren vor allem mit den Preisen für Getreide, Raps bzw. Rapsschrot, DDGS und dem Preis für fossilen Kraftstoff. Bei Weizen- bzw. Rapspreisen von weniger als 140 bzw. 300 /Tonne kommt es selbst bei niedrigeren Benzin- und Dieselpreisen zu THG-Vermeidungsgewinnen. Bei Weizen- bzw. Rapspreisen von mehr als 170 bzw. 350 /Tonne liegen die THG-Vermeidungskosten noch in vertretbarem Bereich, übersteigen sie dauerhaft 200 bzw. 450 /Tonne wären Bioethanol und Biodiesel nur gerechtfertigt, wenn Benzin bzw. Diesel über 0,80 /Liter kostet. Abb. Z-4: Treibhausgasvermeidungskosten von ausgewählten Bioenergielinien /t CO 2 äq. Festbrennstoffe Biogas Biokraftstoffe 500 300 100 100 300 500 Strohheizung 900 Sauen, 700 KW Getreideheizung 24 KW Scheitholzheizung 24 KW Holzhackschnitzel Heizung 400 KW Gülle ohne Wärme 75 KW Mais ohne Wärme 150 KW Mais mit Wärme 500 KW Biomethaneinspeisung 1 MW Biomethaneinspeisung 3 MW Biomethanverstromung 3 MW Pflanzenöl 2.700 t Biodiesel 100.000 t Bioethanol 200.000 t Biogas Biomethan CNG Kraftstoff Quelle: eigene Berechnungen Unter dem Begriff Subventionen werden nur direkte und leicht quantifizierbare Transferzahlungen erfasst. Sie umfassen die Umlage nach dem EEG, die Steuerentlastungen für Pflanzenöl und BioErdgas und die Förderbeträge nach dem Marktanreizprogramm. Nicht berücksichtigt sind beispielsweise Steuern auf zusätzliche Einkommen und Vermögen und Minder- und Mehreinnahmen auf Importe und Exporte. Der Subventionsbedarf entspricht der Kostendifferenz zwischen fossilen und erneuerbaren Energielinien auf der Basis der Unternehmen und Haushalte. Die durch das EEG gewährten Subventionen liegen bei Biogasanlagen über 16 Cent je kwh (el) sofern die EEX-Spotmarktpreise unterstellt werden, die jedoch eine umstrittene Basislinie darstellen. Von den Biokraftstoffen erhalten Biodiesel (RME) und Bioethanol neben der preisstützenden Quotenregelung keine Subventionen, wenn man von den Außenschutzregelungen absieht, die nicht Gegenstand dieser Studie sind. CNG-BioErdgas wird extrem hoch gefördert, weil es von Steuern entlastet bzw. befreit ist. Wenn die Subventionszahlungen höher sind als der Subventionsbedarf, der bei den Anlagenbetreibern zur Erzielung von Überschüssen benötigt wird, entsteht eine Überkompensation, und umgekehrt eine Unterkompensation. Bei CNG-BioErdgas wird bei dieser Form der Betrachtung eine Überkompensation ausgewiesen, weil Erdgas anstelle von Biogas verwendet werden könnte. Bei Fest-
FKZ 11NR039 Zusammenfassung Z 5 brennstoffen gibt es außer dem Marktanreizprogramm praktisch keine Subventionierung. Bei Biokraftstoffen besteht eine indirekte Förderung durch die Pönale und die Biokraftstoffquote sowie den Einfuhrzoll bei Bioethanol. Beide Effekte sind in dieser Studie nicht quantifiziert, wären aber in einer erweiterten (internationalen) Betrachtung zu berücksichtigen. Bei Biodiesel und Bioethanol liegt ohne Berücksichtigung der Kraftstoffquoten und internationalen Zölle eine Unterkompensation vor (vgl. Abb. Z-5). Abb. Z-5: Subventionszahlungen und Subventionsbedarf von ausgewählten Bioenergielinien je kwh Subventionszahlung Subventionsbedarf Über(+)/Unterkompensation( ) Festbrennstoffe Biogas Biokraftstoffe /KWh el bzw.kwh el+th bzw. KWh el+meth 0,20 0,16 0,12 0,08 0,04 0,00 0,04 0,08 0,12 Strohheizung 900 Sauen, 700 KW Getreideheizung 24 KW Scheitholzheizung 24 KW Holzhackschnitzel Heizung 400 KW Gülle ohne Wärme 75 KW Mais ohne Wärme 150 KW Mais mit Wärme 500 KW Biomethaneinspeisung 1 MW Biomethaneinspeisung 3 MW Biomethanverstromung 3 MW Pflanzenöl 2.700 t Biodiesel 100.000 t Bioethanol 200.000 t Biogas Biomethan CNG Kraftstoff Quelle: eigene Berechnungen II. Gegebene und optimale Nutzung der Biomasse für Bioenergie In der Politikgestaltung und somit auch in der vorliegenden Studie geht es darum, die Bioenergielinien so zu kombinieren, dass die verfügbaren Biomasseressourcen (in Deutschland) möglichst optimal oder zielorientiert genutzt werden. Welche Biomassen zukünftig in Deutschland für Bioenergie zur Verfügung stehen könnten, wurde in einer Potenzialstudie abgeschätzt (Zeddies et al., 2012) 2. Danach wird in dieser Untersuchung davon ausgegangen, dass derzeit gut 2,145 Mio. ha bereits für nachwachsende Rohstoffe für Bioenergie verwendet werden. Davon entfallen ca. 615.000 ha auf Flächen, die durch Futternebenprodukte der Biokraftstofferzeugung durch Verdrängung herkömmlicher Futtermittel freigesetzt wurden. Nach den Ergebnissen der Potenzialstudie (Zeddies et al., 2012), reduziert sich der Flächenanspruch bis zum Jahr 2050 für inländisch bereitgestellte Nahrungsmittel bei gegebenen Agrarimporten auf 6,8 Mio. ha. Gleichzeitig steigt der Bedarf an Fläche für Agrarexporte (anteilige Sicherung der Welternährung) auf ca. 2,4 Mio. ha, sodass im Jahr 2050 maximal bis zu 7,5 Mio. ha für nachwachsende Rohstoffe zur Verfügung stehen könnten. Für 2020 kann mit 4,7 Mio. und für 2030 mit 5,5 Mio. ha gerechnet werden (Tabelle Z-1). Da von diesen Flächenpotenzialen auch andere Nutzungen Gebrauch machen, wie beispielsweise Industrie, Naturschutz u.a., steht nur ein Teil dieses Potenzials für Bioenergie zur Verfügung. Allerdings wird davon ausgegangen, dass es derzeit schon ca. 2,4 Mio. ha Anbauflächen gibt, wovon ca. 285.000 ha auf Industriepflanzen und ca. 2.145.000 ha auf Bioenergie 2 https://www.uni-hohenheim.de/i410b/download/publikationen/globale%20biomassepotenziale%20_%20 FNR%2022003911%20Zwischenbericht%202012.pdf
Z 6 Zusammenfassung FKZ 11NR039 entfallen. Nach der Marktanalyse für Nachwachsende Rohstoffe der kürzlich veröffentlichten Studie (meó Carbon Solutions, 2014) wird die Nutzung durch Industriepflanzen bis 2020 mit großer Wahrscheinlichkeit moderat zunehmen. Der Trend könnte bis 2050 anhalten. Gleichwohl werden wahrscheinlich zunehmende Flächen für Bioenergie verfügbar werden. Für die Nutzung dieser Bioenergieflächen ist letztlich nicht entscheidend, in dass es derzeit schon Anbauflächen gibt, die zum Teil ohne, zum Teil aber mit erheblicher Förderung für Bioenergie verwendet werden und diese Flächen zukünftig eher zunehmend zur Verfügung stehen werden. Für die Nutzung dieser Flächen ist nicht entscheidend, in welchem Umfang sie zur Verfügung stehen, sondern dass sie mit höchster Flächeneffizienz genutzt werden sollten, wenn sie überhaupt genutzt werden. Tabelle Z-1: Flächen- bzw. Bioenergiepotenziale in Deutschland und der EU-27 Basis 2007 Deutschland 2020 2030 2050 Basis 2007 EU-27 2020 2030 2050 Bevölkerung Mio. 82,5 81,0 79,5 74,8 496,0 511,2 516,1 511,9 Landw. Genutzte Fläche (LF) Mio. ha 17,0 16,8 16,8 16,7 191,0 187,0 185,0 182,2 Flächenbedarf für inländische Nahrungsmittelnachfrage bei gegebenen Agrarimund -exporten Fläche für Agrarexporte zur Sicherung der Welternährung Mio. ha 12,7 10,6 9,3 6,8 171,6 161,7 154,5 140,5 Mio. ha 1,4 2,0 2,4 5,6 7,6 10,1 bereits genutzte Fläche für Nawaro Mio. ha 2,0 9,0 Zusätzliches Potenzial für Nawaro (bei Ernährungssicherung) (LF) theoretisch nutzbare Fläche für Nawaro insgesamt (LF) Mio. ha 1,6 2,7 3,5 5,5 7,5 10,7 13,8 22,6 Mio. ha 3,6 4,7 5,5 7,5 16,5 19,7 22,8 31,6 ges. Nawaro-Fläche in % der LF % 21,1 28,1 32,8 44,9 8,6 10,5 12,3 17,3 Energie aus dem zusätzlichen Potenzial für Nawaro EJ 0,2 0,8 1,0 1,3 1,1 3,7 4,1 5,3 In % vom Primärenergieverbrauch 2010 % 1,3 5,1 6,5 8,9 1,4 4,6 5,1 6,5 Quelle: eigene Berechnungen Mit Hilfe eines Linearen Optimierungsmodells wird die optimale Kombination der Bioenergielinien nach verschiedenen politischen oder ökonomischen Zielhierarchien ermittelt (vgl. Tabelle Z-2 - Z-4). Dieser methodische Ansatz ist neu. Bisher wurden Bioenergielinien immer nur separat und überwiegend nur nach der THG-Vermeidung, z.b. in g je MJ fossilen Kraftstoff betrachtet. Das führt zu Fehlentscheidungen und falschen politischen Signalen. Ausgegangen wird von einer Fläche von gut 2,145 Mio. ha, die im Jahr 2013 in Deutschland für Bioenergie genutzt wurde. Die verfügbare Strohfläche für Bioenergie wird unter Berücksichtigung von Nachhaltigkeitsrestriktionen bei dem derzeit gegebenen Anbauverhältnis bei 1,7 Mio. ha, ca. 20 % der Strohfläche, gesehen. Sie verändert sich, wenn mehr oder weniger humusmehrende Kulturen angebaut werden bis auf maximal 3 Mio. ha. Nur etwa 4.000 ha wurden bislang für Bioenergie genutzt. Für die KUP-Fläche (12.000 ha in 2013) ergibt sich die engste Begrenzung für eine weitere Ausdehnung wegen Akzeptanzbarrieren. Potenzielle Anbauer scheuen die langfristige Festlegung der Produktionsrichtung. Obwohl KUP, Miscanthus u.a. Dauerkulturen schon seit Jahren aus wirtschaftlichen und klimatechnischen Gründen effizient genutzt werden könnten, bleibt der Anbau weit hinter den Erwartungen zurück. Bei der gegebenen IST-Struktur der Bioenergieerzeugung (Tabelle Z-2), bei der die Energie- und Biomassepreise des Jahres 2012 unterstellt sind, werden aus der hier betrachteten Fraktion der Biomasse von den agrarischen Potenzialen und Scheitholz aus dem Wirtschaftswald 73 TWh (brutto)
FKZ 11NR039 Zusammenfassung Z 7 bzw. 3% zum Endenergieverbrauch bereitgestellt. Das sind etwa 25 % der Endenergie aus der erneuerbaren Energie. Die Produktionskosten betragen insgesamt 8,26 Mrd., das entspricht 0,1135 /kwh. Die Bereitstellung der Bioenergie erfordert für den Anbau und die Konversion erhebliche Energieaufwendungen, so dass netto nur 52 TWh zur Verfügung gestellt werden. Die Mehrkosten gegenüber der jeweils relevanten fossilen Referenzenergie betragen in der Summe 2,42 Mrd. im Jahr. Darauf bezogen entstehen CO 2 -Vermeidungskosten im Durchschnitt von 92 /t. Es werden etwa 25,5 Mio. t THG-Emissionen vermieden. Die anfallenden Futter-Nebenprodukte ersetzen 1,74 Mio. t Sojaschrotimporte und darüber hinaus 0,6 Mio. t Weizen aus dem Futterbereich. Allerdings ist diese Nutzungsstruktur der Biomasse für Bioenergielinien nur dadurch realisiert worden, dass ca. 3,9 Mrd. /Jahr an Transferzahlungen durch das EEG und andere Fördermaßnahmen gewährt wurden. 2,42 Mrd. (Subventionsbedarf) wären zum Ausgleich der wirtschaftlichen Verluste notwendig gewesen, d.h. es werden Mitnahmerenten von 1,45 Mrd. gewährt, die in gewisser Höhe zum Anreiz von Investitionen notwendig sind, deren Höhe in Teilbereichen aber zu überhitzten Investitionen in einigen Bioenergiebranchen geführt hat. Die Ergebnisse zur bestehenden Nutzungsstruktur der Bioenergiekapazitäten zeigen, dass es sich um eine Struktur handelt, die sehr hohe Fördermittel benötigt. Dies hat zu der bekannten Kritik in den jüngsten Debatten und zu ersten politischen Konsequenzen geführt. Die Verzerrungen der bisher sektorspezifischen unsystematischen Förderung der erneuerbaren Energieträger soll in den ökonomisch ausgerichteten Szenarien aufgehoben werden, indem vergleichbare Wettbewerbsbedingungen für erneuerbare Energie bezüglich ihres Beitrages zum Klimaschutz gewährleistet werden. Dabei wird unterstellt, dass die Förderung der erneuerbaren Energien in das Emissionshandelssystem (ETS) voll (theoretisch) integriert und ausgeweitet werden kann. Das wird in dem Ansatz dieser Studie als funktionierendes Instrument angenommen. Wo Effizienz und Machbarkeit das ETS nicht gestatten, werden ergänzende Instrumente wie Kohlenstoffsteuer auf fossile Energieträger sowie Subventionen- gegebenenfalls auch Steuerermäßigungenin Höhe der THG-Einsparungen gemäß notwendiger ETS-Preise eingesetzt. Mit diesem Ansatz sind die hier gewählten Gutschriften auf THG-Einsparungen, auf Netto-Einsparungen fossiler Energieträger (z.b. Kohlenstoffsteuer) sowie Ermäßigungen der Mineralölsteuer auf Biokraftstoffe konsistent. In dieser Untersuchung werden einzelne nicht internalisierte volkswirtschaftliche Nutzen der Bioenergie, wie zum Beispiel die THG-Vermeidung, mit berücksichtigt. Es ist weitgehend unbestritten, dass der THG-Vermeidung in Deutschland Einsparungen durch vermiedene Schäden gegenüberstehen. Auch kann man begründen, dass die allen Berechnungen zu Grunde liegende Annahme des Strombörsenpreises als Referenz für Bioenergie zu niedrig ist, zumal die langfristig abgeleiteten Stromgestehungskosten erneuerbarer und einiger fossiler Strombereitstellungstechnologien höher eingeschätzt werden als der Grenzpreis an der Strombörse. Deshalb werden den Bioenergielinien Gutschriften für die THG-Vermeidung (netto) von 70 /t (zentraler Wert zahlreicher Schadensschätzungen (UBA 2013) und 4 ct/kwh (Stromeinspeisung) zugewiesen. Letzteres ist eine Gutschrift, die die Annahme des sehr niedrigen Strombörsenpreises (auf Basis der Grenzkosten) korrigiert, die als Referenz für Bioenergie weder den langfristig abgeleiteten Stromgestehungskosten erneuerbarer und einiger fossiler Strombereitstellungstechnologien entspricht.
Z 8 Zusammenfassung FKZ 11NR039 Tabelle Z-2: Ökonomische Optimierung der IST-Struktur der Bioenergieerzeugung (SZ 1-3) Szenario 1 Szenario 2 Szenario 3 Szenario IST-Situation, Anlagen müssen realisiert werden, ohne Gutschriften (Strom, THG etc.) IST-Situation, Anlagen müssen realisiert werden, Biomethan begrenzt, mit Gutschriften (Strom, THG etc.) Ökonomische Optimierung, Anlagen müssen nicht zwingend realisiert werden, mit Gutschriften (Strom, THG etc.) ha Anzahl der Anlagen ha Anzahl der Anlagen ha Anzahl der Anlagen Anbau und Produktion Festbrennstofflinien Hackschnitzel-Heizung 400 kw 12.000 1.229 12.000 1.229 12.000 1.229 Getreide-Heizung 24 kw 0 0 0 0 0 0 Strohpellets-Heizung 24 kw 128 100 128 100 2.492.430 1.947.211 Strohballen-Heizung 700 kw 3.628 20 3.628 20 50.000 276 Scheitholz-Heizung 24 kw 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 1.000.000 Biogaslinien jeweils mit/ohne Gülle und mit/ohne Wärme Biogasanlagen < 1 MW 969.884 6.565 969.884 6.565 0 0 Biomethanaufbereitungsanlagen Einspeisung 1 MW 9.278 20 9.278 20 0 0 Einspeisung + Verstromung 1 MW 28.080 60 28.080 60 0 0 Einspeisung 3 MW 25.840 20 25.840 20 0 0 Einspeisung + Verstromung 3 MW 77.520 60 77.520 60 0 0 Biokraftstoffe der 1. Generation Dezenrale Pflanzenölkaltpressung 2.700 t 18.750 10 18.750 10 0 0 Biodiesel RME 100.000 t 781.250 13 781.250 13 1.000.000 17 Bioethanol Getreide 200.000 t 213.608 2,5 993.696 11,6 1.708.861 20 CNG BioErdgas 1 MW=1,8 Mio m 3 9.278 20 9.278 20 0 0 Summe Anbauflächen Energiepflanzen realisiert (Futtermittelersatz) 2.145.488 2.925.577 2.720.861 Energiepflanzen Potenzial 1.873.735 2.145.488 2.145.500 Strohfläche 3.756 3.756 2.542.430 Energieproduktion Brutto-Energie kwh Netto-Energie kwh Strom brutto kwh Pflanzenöl brutto t Biodiesel brutto m 3 Bioethanol brutto m 3 Substitution Benzin & Diesel m 3 Substitution Heizöl Erdgas brutto Wärme brutto Substitution Sojaimporte Freisetzung für Weizenexporte t kwh kwh t t 72.807.848.383 52.349.232.022 19.648.751.216 27.000 1.477.273 632.911 1.820.566 2.448.405 2.973.886.040 27.680.045.991 1.738.812 607.492 91.454.092.445 138.157.851.440 59.661.889.171 94.035.106.114 19.648.751.216 0 27.000 0 1.477.273 1.890.909 2.944.284 5.063.291 3.322.958 5.011.867 2.448.405 7.106.806 2.973.886.040 0 27.680.045.991 75.447.731.372 3.559.401 5.536.328 980.657 1.448.190 Effizienzkriterien Produktionskosten insgesamt Produktionskosten je kwh Unternehmensgewinn (+) / -verlust (-) Kapitalbedarf für Neuanlagen CO 2äq. -Vermeidung CO 2äq. -Vermeidungskosten Kosten je t CO 2äq. -Vermeidung Mehrkosten gegenüber fossiler Energie Einheit /kwh t /t THG 8.261.155.581 0,1135 1.002.394.184 24.369.743.413 25.454.820 2.339.826.840 91,92 2.421.607.591 9.775.437.612 0,1069 1.106.073.027 25.266.956.670 29.381.169 2.521.515.842 85,82-239.335.270 13.032.238.419 0,0943 1.505.357.566 52.011.176.315 30.578.578-772.042.290-25,25-2.364.228.032 Mehrkosten ohne Gutschriften für ext. Kosten 0 2.842.631.862 2.140.500.460 Subventionszahlungen Subventionsbedarf für Kostendeckung 3.877.201.842 2.421.607.591 3.877.201.842 2.603.296.593 564.946.266-223.727.571 Quelle: eigene Berechnungen Mit solchen Gutschriften verbessert sich das Ergebnis der bestehenden Bioenergienutzung deutlich (Tabelle Z-2, Szenario 2). Zunächst zeigen die Ergebnisse, dass die Biomassenutzer mehr Bioenergie
FKZ 11NR039 Zusammenfassung Z 9 produzieren, weil angenommen wird, dass die Gutschriften ihnen zufließen. Ausgedehnt wird die Bioethanolerzeugung, die Futterflächen freisetzt, die wiederum zur Bioethanolproduktion genutzt werden. So können bei gegebener Basisfläche von 2,145 Mio. ha 2,92 Mio. ha für Bioenergie genutzt werden. Die Mehrkosten der gesamten Biomassenutzung zu Bioenergie, die in Szenario 1 ca. 2,42 Mrd. (Szenario 1) betragen, haben fallen auf -0,24 Mrd. zurück. Das heißt, es wird ein Gewinn erzielt. Ohne Gutschriften hätten die Mehrkosten in Szenario wegen der höheren Produktion rund 2,8 Mrd. betragen. Den Mehrkosten der gesamten Biomassenutzung zu Bioenergie von 2,42 Mrd. (Sz. 1) werden rund 3 Mrd. Gutschriften aus dem Nutzen der Vermeidung externer Kosten gegengerechnet. Dann ergibt sich ein positives Ergebnis in Höhe von 0,24 Mrd. (Sz. 2). Damit trägt die derzeitige Bioenergienutzung aus agrarischen Ressourcen (inkl. Scheitholz) zwar keine volkswirtschaftlichen Verluste ein, aber sie erbringt den Klimaschutz zu Kosten, die im Durchschnitt immer noch bei 86 /t CO 2äq. liegen. Sie sind damit so hoch, dass wirtschaftlich keine eindeutigen Vorteile aus der Bioenergieproduktion entstehen. Die Aussagefähigkeit so einfacher Kalkulationen ist begrenzt. Zusätzlich zu berücksichtigen wären Beschäftigungseffekte, Steuerzu- und abflüsse aus Einkommen und Vermögen, Einnahmen und Abgaben auf Im- und Exporte und weitere Effekte (vgl. Schöpe und Britschkat, 2006), die allerdings bei dem Vergleich inländisch erzeugter Bioenergie zu Importen fossiler Energie ein Übergewicht positiver Effekte für heimische Bioenergie bewirken. Die Ergebnisse der ersten zwei Szenarien der bestehenden Bioenergienutzung lassen sich verbessern. Das zeigen Berechnungen unter der Zielsetzung einer streng ökonomisch ausgerichteten Biomassenutzung, bei der wie in den vorausgegangenen Szenarien wiederum eine Basisfläche von max. 2,145 Mio. ha für die Bioenergienutzung in Deutschland unterstellt werden (Tabelle Z-2, Szenario 3). Dabei wird das Reststroh in vollem Umfang (2,54 Mio. ha, ca.12,5 Mio. t) für die Verbrennung genutzt. Die genutzte Strohfläche liegt 0,84 Mio. ha über der maximalen Basisfläche (1,7 Mio. ha), weil der humuszehrende Silomaisanbau durch mehr Raps und Getreide ersetzt wird. Alle realisierten Verbrennungsverfahren (Hackschnitzel, Stroh, Scheitholz) rechnen sich betriebswirtschaftlich unter den gegebenen Annahmen, d.h. aus Sicht der Unternehmen und Haushalte. Diese Bioenergielinien sind auch bereits ohne Gutschriften günstiger als die fossilen Alternativen. Demgegenüber fallen Biogasanlagen zur Verstromung (mit oder ohne Wärme) aus dem ökonomisch ausgerichteten Produktionsprogramm heraus, weil sie nur dank der EEG- Vergütung betriebswirtschaftlich rentabel sind. Auch die Gutschriften - wenn sie denn den Anlagenbetreibern zugutekommen würden - reichen nicht aus, die Biogasanlagen rentabel zu betreiben. Das könnte sich ändern, wenn Biogasanlagen Regelenergie anbieten und auf Grund dieser Vorteile einen wesentlich höheren Strompreis und ggf. weitere volkswirtschaftliche Vorteile erzielen. Bioethanol erweist sich als wirtschaftlicher als Biodiesel. Mit 20 Bioethanolanlagen (je 200.000 t/jahr) würde Getreide von 1,7 Mio. ha benötigt. CNG- BioErdgas verwertet die begrenzt verfügbare Maisfläche zwar besser als alle kommerziellen Biogasanlagen der Kraft-Wärmekopplung, aber es unterliegt den anderen Biokraftstoffen in der Konkurrenz um die Fläche, weil letztere mit dem Futternebenprodukt Fläche aus dem Nahrungs- und Futtermittelbereich freisetzen. Eine Umstrukturierung der Biogasanlagen von der bestehenden Struktur zu Biokraftstoffanlagen würde natürlich nur in einem längeren Umstellungsprozess erfolgen, der Jahrzehnte dauern kann. Insofern sind die Kennzahlen in der Ergebnistabelle zu Szenario 3 nur von theoretischem Interesse. Sie zeigen aber, dass eine streng ökonomisch ausgerichtete Biomassenutzung auf Reststroh, Scheitholz und Biokraftstoffe 5 Mio. m 3 Benzin und Diesel, 7 Mio. t Heizöl und 5,5 Mio. t Sojaimporte substituieren könnte. Die CO 2äq. Vermeidung könnte auf über 30 Mio. t (netto) steigen, während die Subventionszahlungen durch Verzicht auf Biogas von knapp 3,9 Mrd. auf gut 0,5 Mrd. zurückginge.