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Erstellt im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie
Wissenschaftlicher Bericht
Vorbereitung und Begleitung bei der
Erstellung eines Erfahrungsberichts gemäß
§ 97 Erneuerbare-Energien-Gesetz
Teilvorhaben II a: Biomasse
Zwischenbericht
Erstellt durch:
Fraunhofer IEE
Königstor 59, 34119 Kassel
0561 7294 438
Autoren:
Uwe Hoffstede, Manuel Stelzer, Dr. Henning Hahn, Michael Beil, Dr.-Ing. Bernd Krautkremer, Julia
Kasten, Wiebke Beyrich
Prof. Dr.-Ing. Uwe Holzhammer (Unterauftrag)
Arbeitspakete:
Entwicklung des Anlagenbestandes und der Stromerzeugung aus Biomasse im
Rahmen des EEG [AP 1]
Entwicklung der Anlagentechnik zur Stromerzeugung aus Biomasse, Stand der Technik [AP 2]
Zur Stromerzeugung in EEG-Anlagen eingesetzte Biomasse [AP 3]
Auswirkungen des sich abzeichnenden Endes der EEG-Förderung [AP 4]
Flexibilisierung von Biomasseanlagen und Anlagen zur Stromerzeugung aus Gasen [AP 5]
Kraft-Wärme-Kopplung bei Biomasseanlagen und Anlagen zur Stromerzeugung [AP 6]
aus Gasen
Kosten der Stromerzeugung aus Biomasse [AP 7]
Ausschreibungsdesign für Bioenergieanlagen [AP 8]
Stromerzeugung aus Biomasse außerhalb des EEG [AP 9]
Stromerzeugung aus Klär-, Deponie- und Grubengas [AP 10]
22.03.2018
I
Inhaltsverzeichnis
ABBILDUNGSVERZEICHNIS............................................................................................................................. III
TABELLENVERZEICHNIS ................................................................................................................................... X
ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS .......................................................................................................................... XII
1. ZUSAMMENFASSUNG ................................................................................................................... 14
1.1. Biogas, Biomethan .................................................................................................................................. 14
1.2. Feste Biomasse......................................................................................................................................... 15
1.3. Flüssige Biomasse ................................................................................................................................... 15
1.4. Klär-, Gruben- und Deponiegas .......................................................................................................... 15
1.5. Direktvermarktung ................................................................................................................................. 16
1.6. Flexibilisierung ......................................................................................................................................... 16
1.7. Stromgestehungskosten ....................................................................................................................... 17
1.8. Ausschreibung ......................................................................................................................................... 18
2. EINLEITUNG .................................................................................................................................. 20
3. STAND DER MARKTEINFÜHRUNG / MARKTENTWICKLUNG......................................................... 21
3.1. Entwicklung des Anlagenbestandes und der Stromerzeugung aus Biomasse im Rahmen
des EEG ...................................................................................................................................................... 21
3.1.1. Gesamtübersicht ...................................................................................................................................................... 21
3.1.2. Zubau von Biomasseanlagen seit Inkrafttreten des EEG 2014 .............................................................. 23
3.1.3. Entwicklung des Anlagenbestandes nach Art der Biomasse ................................................................. 24
3.1.4. Stromerzeugung nach Biomasseart ................................................................................................................. 41
3.2. Entwicklung der Anlagentechnik zur Stromerzeugung aus Biomasse, Stand der Technik .. 42
3.2.1. Feste Biomasse ......................................................................................................................................................... 43
3.2.2. Biogas........................................................................................................................................................................... 45
3.2.3. Flüssige Biomasse ................................................................................................................................................... 48
3.3. Zur Stromerzeugung in EEG-Anlagen eingesetzte Biomasse ...................................................... 49
3.3.1. Feste Biomasse ......................................................................................................................................................... 49
3.3.2. Biogas........................................................................................................................................................................... 50
3.3.3. Biomethan .................................................................................................................................................................. 58
3.3.4. Flüssige Biomasse ................................................................................................................................................... 60
3.4. Auswirkungen des sich abzeichnenden Endes der EEG-Förderung ........................................... 63
3.5. Flexibilisierung von Biomasseanlagen und Anlagen zur Stromerzeugung aus Gasen ......... 65
3.5.1. Stand der Direktvermarktung (DV)................................................................................................................... 65
3.5.2. Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie...................................................................................................... 67
II
3.5.3. Technische Fähigkeit für eine flexible Stromerzeugung von Anlagen mit Inanspruchnahme
der Flexibilitätsprämie ........................................................................................................................................... 69
3.5.4. Berechtigte Anlagen zur Inanspruchnahme des Flexibilitätszuschlags.............................................. 75
3.5.5. Tatsächlich am Strombedarf orientierte Betriebsweise von Anlagen mit Inanspruchnahme der
Flexibilitätsprämie und Flexibilitätszuschlag................................................................................................. 77
3.5.6. Flexibilisierungsanreize für weitere Anlagen zur Stromerzeugung aus Biomasse und Gasen . 78
3.6. Kraft-Wärme-Kopplung bei Biomasseanlagen und Anlagen zur Stromerzeugung aus Gasen
..................................................................................................................................................................... 79
3.6.1. Biogas........................................................................................................................................................................... 79
3.7. Stromerzeugung aus Biomasse außerhalb des EEG ....................................................................... 82
3.8. Stromerzeugung aus Klär-, Deponie- und Grubengas – Bestandsentwicklung...................... 84
3.8.1. Klärgas: Darstellung der Bestandsentwicklung und der Stromproduktion ...................................... 84
3.8.2. Deponiegas: Darstellung der Bestandsentwicklung und der Stromproduktion ............................ 86
3.8.3. Grubengas: Darstellung der Bestandsentwicklung und der Stromproduktion............................... 89
4. STEUERUNGS- BZW. ANREIZMÖGLICHKEITEN ............................................................................. 94
4.1. Ausschreibungsdesign für Bioenergieanlagen ................................................................................ 94
4.1.1. Ausgangslage............................................................................................................................................................ 94
4.1.2. Ergebnisse der ersten Ausschreibung ............................................................................................................. 94
5. ÖKONOMISCHE ASPEKTE ............................................................................................................. 97
5.1. Kosten der Stromerzeugung aus Biomasse...................................................................................... 97
5.1.1. Neuanlagen ............................................................................................................................................................... 99
5.1.2. Bestandsanlagen: Analyse der Auswirkung einer Anschlussförderung auf die Kosten der
Stromproduktion ................................................................................................................................................... 117
5.2. Stromerzeugung aus Klär-, Deponie- und Grubengas - ökonomische Aspekte .................. 133
5.2.1. Klärgas ....................................................................................................................................................................... 134
5.2.2. Deponiegas: Analyse der Kostenentwicklung der Stromproduktion (inkl.
Netzanschlusskosten) .......................................................................................................................................... 137
5.2.3. Grubengas: Analyse der Kostenentwicklung der Stromproduktion (inkl. Netzanschlusskosten)
...................................................................................................................................................................................... 140
6. LITERATURVERZEICHNIS ............................................................................................................. 144
III
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 3-1: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung und
Bruttostromerzeugung von Biomasseanlagen und Anlagen zur
Stromerzeugung aus Gasen in Deutschland (inkl. Klär-, Gruben- und
Deponiegas); nach [2] .............................................................................................................. 22
Abbildung 3-2: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung und Stromerzeugung
EEG-förderfähiger Biomasseanlagen; Aufteilung nach Vergütungsform;
nach [6], [7] .................................................................................................................................. 23
Abbildung 3-3: Entwicklung des Brutto-Zubaus neu installierter Biomasseanlagen von
August 2014 bis April 2017; im Hinblick auf einen maximal zulässigen
Ausbaupfad; nach [8] ............................................................................................................... 24
Abbildung 3-4: Entwicklung des Anlagenbestands von Biogasanlagen mit Vor-Ort-
Verstromung von 2000 bis 2016, differenziert nach Anlagenanzahl und
Leistungsklasse; [8], [9], [10] .................................................................................................. 25
Abbildung 3-5: Biogasanlagen - aktuelle Größenverteilung und Anteil an der
installierten elektrischen Leistung aller Biogasanlagen [11] ..................................... 26
Abbildung 3-6: Entwicklung der Anzahl und Aufbereitungskapazität von
Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer
Abschätzung für 2017 und 2018. Darstellung Fraunhofer IEE auf
Datenbasis von [14], [13] ........................................................................................................ 28
Abbildung 3-7: Jährlicher Zubau an Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von
2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017/2018. Darstellung
Fraunhofer IEE auf Datenbasis von [14], [13] .................................................................. 29
Abbildung 3-8: Jährlicher Kapazitätszubau von Biogasaufbereitungsanlagen in
Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017/2018.
Darstellung Fraunhofer IEE auf Datenbasis von [14], [13] ......................................... 29
Abbildung 3-9: Verteilung der Biogasaufbereitungsanlagen Ende 2016 in Deutschland.
Fraunhofer IEE auf Basis von [14], [13] .............................................................................. 30
Abbildung 3-10: Entwicklung der Anzahl an Biogasaufbereitungsanlagen (kumuliert) in
Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017 und
2018 unterteilt nach Aufbereitungsverfahren. [14], [13] ............................................ 32
Abbildung 3-11: Entwicklung der Aufbereitungskapazität (Rohgas) unterteilt nach
Aufbereitungsverfahren bei Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland
von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017 und 2018. [14], [13] ............ 33
IV
Abbildung 3-12: Entwicklung der Anlagenanzahl und elektrischer Leistung von
Biomethan-BHKW-Standorten mit Stromeinspeisung nach EEG in
Deutschland von 2014 bis 2016 [Eigene Auswertung auf Basis von [11],
[8] und [12]]. ................................................................................................................................ 34
Abbildung 3-13: Verteilung der Leistungsklassen von Biomethan-BHKW-Standorten in
Deutschland in 2016. [Eigene Auswertungen auf Basis von [11]] ........................... 34
Abbildung 3-14: Entwicklung der eingespeisten Biomethanmenge und der Biomethan-
Nutzung im EEG in Deutschland von 2011-2016. [16], [15], [17] und
eigene Auswertung auf Basis von [11], [8] und [12] .................................................... 35
Abbildung 3-15: Entwicklung der Biomethanvermarktung in unterschiedlichen
Einsatzbereichen in Deutschland von 2012 bis 2015 mit einem Ausblick
auf 2017. [17] .............................................................................................................................. 36
Abbildung 3-16 Entwicklung des Anlagenbestands von Biomasseheizkraftwerken
einschließlich Anlagen zur thermochemischer Holzvergasung von 2000
bis 2016, ohne Kleinst-KWK-Anlagen < 10 kWel, Kraftwerke mit
Biomasse-Mitverbrennung und den nicht nach EEG vergüteten Anteil; in
Anlehnung an [8], [10] ............................................................................................................. 37
Abbildung 3-17: Jährlicher Zubau verschiedener Turbinentypen (Anzahl) in
Biomasseheizkraftwerken mit naturbelassenen Hölzern in Deutschland
[18]. ................................................................................................................................................. 38
Abbildung 3-18: Jährlicher Zubau verschiedener Turbinentypen (Leistung) in BMHKW
mit naturbelassenen Hölzern in Deutschland [18]. ...................................................... 38
Abbildung 3-19: Jährlich zugebaute BMHKW (durchschnittliche Leistung) mit
naturbelassenen Hölzern in Deutschland, unterschieden nach Turbinen
Typen [18]. ................................................................................................................................... 39
Abbildung 3-20: Heizkraftwerke - aktuelle Größenverteilung und Anteil an der
installierten elektrischen Leistung aller Heizkraftwerke; [11].................................... 40
Abbildung 3-21: Holzvergasungsanlagen - aktuelle Größenverteilung und Anteil an der
installierten elektrischen Leistung aller Holzvergaser; [11] ....................................... 40
Abbildung 3-22: Entwicklung des Anlagenbestands von Pflanzenöl BHKW von 2006 bis
2016, differenziert nach Anlagenanzahl und Leistungsklasse; in
Anlehnung an [8], [10] ............................................................................................................. 41
Abbildung 3-23: Stromerzeugung durch EEG-förderfähige Biomasseanlagen von 2009
bis 2016, aufgeteilt nach Bioenergieträger; nach [10] (von 2009 bis
einschließlich 2013) und [11] (ab 2014) ............................................................................ 42
V
Abbildung 3-24: Anbaufläche Silomais für die Biogasproduktion im Zeitraum 2011 bis
2016 mit einer Prognose für 2017. [Eigene Darstellung auf Basis von [25]]....... 51
Abbildung 3-25: Erntemengen Silomais für die Biogasproduktion im Zeitraum 2012 bis
2016. [Grafik auf Basis [25]] ................................................................................................... 52
Abbildung 3-26: Verteilung des massebezogenen Einsatzes von Nachwachsenden
Rohstoffen an Biogasanlagen mit VOV. [IEE Betreiberbefragung
Biogasanlagen 2016, Stand 02/2018] ................................................................................ 53
Abbildung 3-27: Darstellung der mittleren, sowie minimalen und maximalen
Transportentfernungen für Substratlieferungen an Biogasanlagen mit
VOV in Deutschland. [IEE Betreiberbefragung Biogasanlagen 2016, Stand
02/2018]........................................................................................................................................ 53
Abbildung 3-28: Verteilung des massebezogenen Einsatzes von Wirtschaftsdünger an
Biogasanlagen mit VOV. [IEE Betreiberbefragung Biogasanlagen 2016,
Stand 02/2018] ........................................................................................................................... 54
Abbildung 3-29: Einsatz von Gülle und Mist in Biogasanlagen in Niedersachsen 2012/13
bis 2015/16 .................................................................................................................................. 55
Abbildung 3-30: Entwicklung des massebezogenen Substrateinsatzes zur
Biomethanproduktion im Zeitraum 2011 bis 2015 (relative Darstellung).
[17] .................................................................................................................................................. 59
Abbildung 3-31: Entwicklung des energiebezogenen Substrateinsatzes zur
Biomethanproduktion im Zeitraum 2011 bis 2015 (relative Darstellung).
[17] .................................................................................................................................................. 60
Abbildung 3-32: Jährliche Energiemengen der Ausgangsstoffe für Pflanzenöle als
Biobrennstoffe, welche zur Verstromung und Einspeisung nach dem EEG
im Zeitraum 2013 – 2016 bei der BLE angemeldet wurden [Eigene
Darstellung nach [39]] ............................................................................................................. 61
Abbildung 3-33: Jährliche Energiemengen der Biobrennstoffe (ohne Pflanzenöle und
Dicklauge), welche zur Verstromung und Einspeisung nach dem EEG im
Zeitraum 2013 – 2015 bei der BLE angemeldet wurden [Eigene
Darstellung nach [39]] ............................................................................................................. 62
Abbildung 3-34: Jährliche Energiemengen der Biobrennstoffgruppe „Dicklaugen aus der
Zellstoffindustrie“, welche zur Verstromung und Einspeisung nach dem
EEG im Zeitraum 2013 – 2016 bei der BLE angemeldet wurden [Eigene
Darstellung nach [39]] ............................................................................................................. 62
Abbildung 3-35: Preisentwicklung Pflanzenöle Großhandelspreise [40] ........................................... 63
VI
Abbildung 3-36: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung des durch das EEG
geförderten Biomasse-Anlagenparks ................................................................................ 65
Abbildung 3-37: Entwicklung der gemeldeten installierten elektrischen Leistung in der
Direktvermarktung (DV) von Strom aus Biomasse-, sowie Deponie-, Klär-
und Grubengasanlagen im Jahr 2017 (MP=Marktprämie, sDV= sonstige
Direktvermarktung); nach [5] ................................................................................................ 66
Abbildung 3-38:Aufteilung der elektrischen Anlagenleistung von Klär-, Deponie- und
Grubengasanlagen in der Direktvermarktung im Jahr 2017 (links:
Marktprämienmodell, rechts: sonstige Direktvermarktung); nach [5] .................. 67
Abbildung 3-39: Entwicklung der Anlagenleistung von Biogas- und Biomethan-KWK-
Anlagen, welche die Flexibilitätsprämie nach § 33 i EEG 2012, § 54 EEG
2014 und § 50 b EEG 2017 mindestens einmal beansprucht haben bzw.
sich zwischen Januar 2016 und November 2017 hierfür angemeldet
haben; nach [8], [43], [41] ....................................................................................................... 68
Abbildung 3-40: Anlagenanzahl und -leistung nach Leistungsgruppen mit
Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie nach § 54 EEG 2014 und § 50b
EEG 2017 von August 2014 bis November 2017. Darstellung Fraunhofer
IEE in Anlehnung an [8] ........................................................................................................... 69
Abbildung 3-41: Monatlicher und kumulierter Umfang der Leistungserhöhung und
Anteil der Anlagenanzahl mit Leistungserhöhung im Rahmen der
Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie (§ 54 EEG 2014 und § 50 b EEG
2017) von August 2014 bis einschließlich November 2017. Darstellung
Fraunhofer IEE in Anlehnung an [8] ................................................................................... 70
Abbildung 3-42: Leistungserhöhung von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung und
Biomethan-KWK-Anlagen mit Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie
nach Umfang der Leistungserhöhung in Prozent der ursprünglich
installierten elektrischen Leistung (Stand November 2017); nach [8] ................... 71
Abbildung 3-43: Betreiberangaben zur maximalen Dauer der Gasspeicherung bei
Stillstand der Stromerzeugung (Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung
und Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie) ............................................................. 74
Abbildung 3-44: Betreiberangaben zur Leistungserhöhung nach Umfang der
Leistungserhöhung in Prozent der ursprünglich installierten elektrischen
Leistung (Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung und
Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie) ...................................................................... 75
Abbildung 3-45: Aufteilung neuer Biogasanlagen von August 2014 bis einschließlich
November 2017 nach Anlagenleistungsgruppen; nach [8] ....................................... 76
VII
Abbildung 3-46: Aufteilung neuer Biomethan-BHKW von August 2014 bis einschließlich
November 2017 nach Anlagenleistungsgruppen; Darstellung Fraunhofer
IEE in Anlehnung an [8] ........................................................................................................... 76
Abbildung 3-47: Kumulierte Häufigkeit der Auslastung von Biogasanlagen mit Vor-Ort-
Verstromung mit und ohne Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie
bzw. Flexibilitätszuschlag anhand der nach EEG vergüteten
Strommengen im Jahr 2016; nach [11] ............................................................................. 77
Abbildung 3-48: Anteil verschiedener Wärmenutzungen von Biogasanlagen [45] ...................... 80
Abbildung 3-49: Bedeutung verschiedener Wärmenutzungen von Biogasanlagen [45] ............ 80
Abbildung 3-50: Vergütungshöhe bei externer Wärmenutzung aus Biogasanlagen [45] .......... 81
Abbildung 3-51: Gründe für geringe Wärmenutzung an Biogasanlagen [45] ................................ 81
Abbildung 3-52: Entwicklung der Anzahl an Kläranlagen mit Stromerzeugung und
Entwicklung der Stromerzeugung aus Klärgas in Deutschland von 1998
bis 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [48]] ......................................................... 84
Abbildung 3-53: Entwicklung der Anzahl und installierten elektrischen Leistung von
Kläranlagen mit Stromeinspeisung nach EEG in Deutschland von 2014 bis
2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [11]] ................................................................ 85
Abbildung 3-54: Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an
Kläranlagen mit EEG-Einspeisung in Deutschland 2016. [Eigene
Darstellung auf Basis von [11]]............................................................................................. 86
Abbildung 3-55: Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Deponiegas in
Deutschland von 1990 bis 2016. [2] ................................................................................... 87
Abbildung 3-56: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung von Deponiegas in
Deutschland von 1990 bis 2016. [2] ................................................................................... 87
Abbildung 3-57: Entwicklung der Anzahl und installierten elektrischen Leistung von
Deponien mit Stromeinspeisung nach EEG in Deutschland von 2014 bis
2016. [11] ...................................................................................................................................... 88
Abbildung 3-58: Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an
Deponie-Standorten mit EEG-Einspeisung in Deutschland 2016. [11] ................. 89
Abbildung 3-59: Entwicklung der Stromproduktion aus Grubengas in Nordrhein-
Westfalen und im Saarland von 2007 bis 2016. [Eigene Darstellung auf
Basis von [4] und [3]] ............................................................................................................... 90
Abbildung 3-60: Entwicklung der installierten Leistung aus Grubengas in Nordrhein-
Westfalen differenziert nach aktiven und inaktiven Steinkohlenbergbau
von 2007 bis 2017. [Eigene Darstellung auf Basis von [50]] ..................................... 90
VIII
Abbildung 3-61: Entwicklung der Stromproduktion aus Grubengas in Nordrhein-
Westfalen von 2007 bis 2017 differenziert nach aktiven und inaktiven
Steinkohlebergbau. [Eigene Darstellung auf Basis von [50]] .................................... 91
Abbildung 3-62: Entwicklung der Anzahl und installierten elektrischen Leistung von
Grubengas-BHKW-Standorten mit Stromeinspeisung nach EEG in
Deutschland von 2014 bis 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [11]] ........... 92
Abbildung 3-63: Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an
Grubengas-BHKW-Standorten mit EEG-Einspeisung in Deutschland 2016.
[Eigene Darstellung auf Basis von [11]] ............................................................................ 92
Abbildung 4-1: Räumliche Verteilung der bezuschlagten Biomasseanlagen .................................. 95
Abbildung 5-1: Übersicht der Methodik zur Ermittlung der Stromgestehungskosten von
Biogas- und Festbrennstoffanlagen. .................................................................................. 98
Abbildung 5-2: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Gülle-BGA 75“ ......................................... 110
Abbildung 5-3: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 1.000“ ............................. 111
Abbildung 5-4: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Abfall-BGA 1.200“ .................................. 112
Abbildung 5-5: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „BVG-BHKW“ ............................................. 113
Abbildung 5-6: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage “BM-HKW“.................................................. 114
Abbildung 5-7: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „AH-HKW“ .................................................. 115
Abbildung 5-8: Darstellung der Stromgestehungskosten mit Gutschriften der
analysierten Modellanlagen (Neuanlagen) .................................................................. 116
Abbildung 5-9: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Gülle-BGA 75 B“ ..................................... 127
Abbildung 5-10: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 600 B“ .......................... 128
Abbildung 5-11: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 300 B“ .......................... 129
Abbildung 5-12: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 300 B opt.“ ................. 130
Abbildung 5-13: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Abfall-BGA 1.200 B“ ............................ 131
Abbildung 5-14: Darstellung der Stromgestehungskosten mit Gutschriften der
analysierten Modellanlagen (Bestandsanlagen) ......................................................... 132
Abbildung 5-15: Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten von Klärgas. ....................... 135
Abbildung 5-16: Entwicklung der Stromerzeugung und des Eigenstromverbrauchs an
Kläranlagen in Deutschland von 1998 bis 2016. Darstellung Fraunhofer
IEE auf Basis von [48] ............................................................................................................ 137
Abbildung 5-17: Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten von Deponiegas. .............. 139
IX
Abbildung 5-18: Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten von Grubengas. ................ 141
X
Tabellenverzeichnis
Tabelle 3-1: Übersicht über die Anzahl und Aufbereitungskapazität der bis Ende 2016 in
Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungsanlagen nach
Aufbereitungsverfahren. [14], [13] ...................................................................................... 31
Tabelle 3-2: Clusterung der deutschen HKWs nach Brennstoffen und Energiekonvertern,
Stand 2015, Betrachtung der gängigen Anlagengrößen sowie deren
extreme Ausprägungen .......................................................................................................... 49
Tabelle 3-3: Massebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen in Deutschland von
2015 bis 29. [Eigene Darstellung auf Basis von [10], [28] und IEE
Betreiberbefragung Biogasanlagen 2016, Stand 02/2018] ....................................... 52
Tabelle 3-4: Übersicht von Biomasse-HWK der Papier- und Zellstoffindustrie sortiert
nach elektrischer Nennleistung (Fraunhofer IEE in Anlehnung an [10], [11]
und [46] ......................................................................................................................................... 82
Tabelle 4-1: Übersicht über die Ergebnisse der ersten EEG-Ausschreibung für die
Lieferung elektrischer Energie durch Biomasseanlagen [52] .................................... 94
Tabelle 5-1: Übersicht über die analysierten Modellbiogas- und Festbrennstoffanlagen
(Neuanlagen) .............................................................................................................................. 98
Tabelle 5-2: Übersicht über die analysierten Modellbiogasanlagen (Bestandsanlagen) ............. 99
Tabelle 5-3: Rahmenbedingungen der Stromerzeugung aus Biogasanlagen
(Neuanlagen) ........................................................................................................................... 100
Tabelle 5-4: Eingangsparameter für die Stromerzeugung aus Festbrennstoffanlagen
(Neuanlagen) ........................................................................................................................... 101
Tabelle 5-5: Übersicht Stromgestehungskosten der Kleingüllebiogasanlage „Gülle-BGA
75“ ................................................................................................................................................ 102
Tabelle 5-6: Übersicht Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage (Flex) ................... 103
Tabelle 5-7: Übersicht Stromgestehungskosten der Abfall-Biogasanlage (Flex)......................... 104
Tabelle 5-8: Übersicht Stromgestehungskosten der Biomassevergasungsanlage mit
BHKW .......................................................................................................................................... 106
Tabelle 5-9: Übersicht Stromgestehungskosten des Biomasse-Heizkraftwerkes........................ 107
Tabelle 5-10: Übersicht Stromgestehungskosten des Altholz-Heizkraftwerkes .......................... 108
Tabelle 5-11: Eingangsparameter der Stromerzeugung aus Bestands-Biogasanlagen ............ 118
XI
Tabelle 5-12: Übersicht Stromgestehungskosten der Kleingüllebiogasanlage „Gülle-BGA
75 B“ ............................................................................................................................................ 119
Tabelle 5-13: Übersicht Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage „NawaRo-
BGA 600 B“................................................................................................................................ 120
Tabelle 5-14: Übersicht Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage „NawaRo-
BGA 300 B“................................................................................................................................ 122
Tabelle 5-15: Übersicht Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage „NawaRo-
BGA 300 B“ (Optimiert) ....................................................................................................... 123
Tabelle 5-16: Übersicht Stromgestehungskosten der Abfall-Biogasanlage „Abfall-BGA
1.200 B“ ...................................................................................................................................... 125
Tabelle 5-17: Übersicht der Annahmen zur Ermittlung der mittleren
Stromgestehungskosten für Klärgas. .............................................................................. 135
Tabelle 5-18: Übersicht der Annahmen zur Ermittlung der mittleren
Stromgestehungskosten für Deponiegas. .................................................................... 139
Tabelle 5-19: Übersicht der Annahmen zur Ermittlung der mittleren
Stromgestehungskosten für Grubengas. ...................................................................... 142
XII
Abkürzungsverzeichnis
BGA Biogasanlage
BGAA Biogasaufbereitungsanlage
BGEA Biogaseinspeisungsanlage
BHKW Blockheizkraftwerk
BMHKW Biomasse-Heizkraftwerk
BNetzA Bundesnetzagentur
BVG-BHKW Biomassevergasungs-Blockheizkraftwerk
DV Direktvermarktung
DWW Druckwasserwäsche
EEG Erneuerbare Energien Gesetz
EKT Entnahme Kondensationsturbine
el elektrisch
EW Einwohnergleichwert
FAME Fatty acid methyl ester (Fettsäuremethylester)
FlexP Flexibilitätsprämie
FlexZ Flexibilitätszuschlag
FNR Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V.
FM Frischmasse [kg, to]
FvB Fachverband Biogas e.V.
GPS Ganzpflanzensilage
HKW Heizkraftwerk
IKT Informations- und Kommunikationstechnik
KA Kläranlage
KWK Kraft-Wärme-Kopplung
LCOE Levelized Costs of Electricity
MP Marktprämie
NawaRo Nachwachsende Rohstoffe
ORC Organic Rankine Cycle
oTS Organischer Trockensubstanzgehalt [% TS]
NRW Nordrhein-Westfalen
PSA Druckwechseladsorption
XIII
sDV sonstige Direktvermarktung
th Thermisch
TS Trockensubstanzanteil [% FM]
UCO Used cooking oil (Altspeisefette und -öle)
ÜNB Übertragungsnetzbetreiber
VNB Verteilnetzbetreiber
VNNE Vermiedene Netznutzungsentgelte
VOV Vor-Ort-Verstromung
14
1. Zusammenfassung
Die installierte elektrische Leistung von Biomasseanlagen zur Stromerzeugung nach dem EEG
beträgt Ende 2017 rund 7,5 GW, aufgeteilt auf 12.400 Standorte. Im Jahr 2015 betrug die
Stromerzeugung 42,3 TWhel und in 2016 42,6 TWhel. Etwa 76 % dieser Strommenge wurden in 2016
im Rahmen der Direktvermarktung mittels Marktprämie veräußert, während 24 % auf EEG-
Festvergütung entfielen. Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung produzierten im Jahr 2016 ca.
29,9 TWhel, Biomethan-KWK-Anlagen 2,4 TWhel, Anlagen, welche biogene Festbrennstoffe
einsetzen, rund 8,7 TWhel und Pflanzenöl-BHKW 0,19 TWhel.
Der Brutto-Zubau lag seit Inkrafttreten des EEG 2014 am 01.08.2014 bis einschließlich April 2017 bei
insgesamt 520 neuen Biomasseanlagen mit einer installierten Leistung von knapp 120 MWel. Der im
EEG 2014 festgelegte Ausbaukorridor in Höhe von 100 MWel/a installierter Leistung sowie die im
EEG 2017 festgelegte jährliche Ausschreibungsmenge von 150 MWel wurden bislang wenig
ausgeschöpft. Im selben Zeitraum (August 2014 bis April 2017) erfolgten Anlagenerweiterungen im
Rahmen von Flexibilisierungsmaßnahmen bei Bestands-Biogas- und Biomethan-KWK-Anlagen in
Höhe von rund 343 MWel. Der leistungsbezogene Biomasse-Anlagenzubau wird maßgeblich durch
Flexibilisierungsmaßnahmen an Bestandsanlagen getragen.
1.1. Biogas, Biomethan
Ende 2017 wurden rund 8.600 Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung mit einer kumulierten
elektrischen Leistung von ca. 4.500 MW betrieben. 2014 waren es noch 8.000 Anlagen mit einer
elektrischen Leistung von ca. 3.500 MW; 2016 dann 8.300 Biogasanlagen mit einer installierten
Leistung von 3.820 MWel. Von August 2014 bis Dezember 2016 wurden 323 Biogasanlagen neu
hinzugebaut; am häufigsten finden sich hier Kleingülleanlagen bis 75 kWel.
Ende 2016 waren in Deutschland 205 Biogasaufbereitungsanlagen mit einer Kapazität von
232.939 mN³/h in Betrieb. Der jährliche Zubau an Biogasaufbereitungsanlagen und -kapazität war in
den Jahren 2011-2013 am größten und sinkt seit 2014; 2016 wurden nur 8 Anlagen mit einer Rohgas-
aufbereitungskapazität von 10.450 mN³/h zugebaut. Fast alle Anlagen speisen das produzierte
Biomethan ins Gasnetz ein. Von den Ende 2015 eingespeisten 9,2 TWhHs Biomethan wurden 89 % an
rund 1.400 Biomethan-BHKW-Standorten mit einer installierten Leistung von 566 MWel nach EEG
verstromt. Ca. 36 % - und damit der größte Anteil dieser Anlagen - haben eine Leistung unter
100 kWel.
Für Biogasanlagen stellen Energiepflanzen die wichtigste Substratgruppe dar. Bei der
landwirtschaftlichen Biogasproduktion bleibt die Maisganzpflanzensilage das wichtigste
Einzelsubstrat. Hier variieren die Erntemengen zwischen 32 Mio. tFM in 2013 und 41 Mio. tFM in 2016.
Der Einsatz von Zuckerrüben hat in den letzten Jahren zugenommen, stabilisiert sich aber derzeit.
Bei dem Einsatz von Gülle/Mist zur Biogasproduktion zeigen sich bundeslandspezifische
Unterschiede. In den meisten der betrachteten Bundesländer und nach aktuellem Stand der
Betreiberbefragung dominieren Rinder- und Schweinegülle vor Mist. In Abhängigkeit der Region
15
findet auch ein Import von Wirtschaftsdüngern aus dem Ausland zur Nutzung in Biogasanlagen
statt.
Bezogen auf den Anteil der externen Wärmenutzung an Biogasanlagen ist die am weitesten
verbreitete Anwendungsart die Beheizung von Wohngebäuden, gefolgt von der Holztrocknung, der
Beheizung gewerblicher Gebäude und der Getreidetrocknung. Geringen Anteil an der
Wärmenutzung hat die Beheizung von Stallungen, Gewächshäusern sowie die
Gärprodukttrocknung. Im Wesentlichen werden Preise zwischen 1 und 4 ct/kWhth erzielt.
1.2. Feste Biomasse
Der Zubau von Anlagen, welche feste Biomasse zur EEG-Stromerzeugung einsetzen, lag in den
letzten Jahren auf einem vergleichsweise niedrigen Niveau. Ende 2017 waren knapp 600
Biomasseheizkraftwerke einschließlich thermochemischer Holzvergaser mit einer kumulierten
installierten elektrischen Leistung von 1.500 MW in Betrieb. Von August 2014 bis Ende 2016 sind 21
Anlagen mit einer installierten Leistung von ca. 26 MWel neu in Betrieb genommen worden,
während vier Anlagen (ca. 2,4 MWel) stillgelegt wurden. Neben 14 neuen Kleinanlagen im
Leistungsbereich unter 500 kWel finden sich sechs Anlagen der Leistungsgruppe 500 bis 5.000 kWel
und ein Biomasse-HKW über 5 MWel. Bezogen auf die Gesamtanlagenanzahl überwiegen die
kleineren Anlagen im Leistungssegment unter 500 kWel, welche jedoch nur einen Bruchteil der
kumulierten Gesamtleistung bei den Biomasse(heiz)kraftwerken ausmachen.
1.3. Flüssige Biomasse
Seit der Novellierung des EEG 2012 werden neue Pflanzenöl-BHKW (nach dem 31.12.2011 in Betrieb
gegangen) nicht mehr gefördert. Während in den Jahren 2007 bis 2010 noch bis zu 2.300 Pflanzenöl-
BHKW (ca. 400 MWel) betrieben wurden, waren es Ende 2017 etwa 800 Anlagen mit einer
kumulierten elektrischen Leistung von rund 100 MWel. Diese Entwicklung ging mit einem stetigen
Preisanstieg von börsennotiertem Palmöl seit September 2014 bis Februar 2017 um bis zu 60 %
einher. Ein Großteil des ursprünglichen Anlagenbestandes wurde stillgelegt bzw. für die Nutzung
anderer Energieträger umgerüstet.
Für den Betrieb von Pflanzenöl-BHKW kamen im Zeitraum von 2013 bis 2014 pflanzliche
Brennstoffe aus Palmöl, Raps und Soja zum Einsatz – in 2015 und 2016 ausschließlich Pflanzenöle
aus Palmöl und Raps. Neben Pflanzenölen werden Fettsäuremethylester (FAME), Altspeisefette und
–öle (UCO) sowie hydrierte Pflanzenöle (HVO) verwendet.
1.4. Klär-, Gruben- und Deponiegas
Bei der Betrachtung der Stromerzeugung aus Klär-, Deponie- und Grubengas zeigen sich über die
letzten Jahre folgende Entwicklungen:
Während sich bei Kläranlagen, welche über eigene Stromerzeugung aus Klärgas verfügen, von 1998
bis 2016 ein relativ konstantes Wachstum sowohl hinsichtlich der Anlagenzahl, als auch der
Stromerzeugung zeigt, sinkt in den letzten Jahren die Anlagenzahl und installierte elektrische
Leistung der Kläranlagen, die eine gesetzliche EEG-Vergütung in Anspruch nehmen. Von den
insgesamt 1.061 Ende 2015 in Betrieb befindlichen Kläranlagen mit Stromerzeugung beanspruchten
16
lediglich 17 % mit einer installierten Leistung von knapp 70 MWel eine EEG-Vergütung. Dieser
geringe Anteil resultiert aus einem hohen Eigenstrombedarf der Anlagen (2016: 92 % des erzeugten
Stromes werden selbst verbraucht) in Verbindung mit Strombezugskosten, die sich i.d.R. oberhalb
der EEG-Vergütung bewegen.
Die Entwicklung der Stromerzeugung aus Deponiegas sank in den Jahren 2006 bis 2016 von
1.092 GWhel auf 360 GWhel, was auf das Verbot der Ablagerung unbehandelter organischer Abfälle
seit Juli 2005 zurückzuführen ist. Seit 2008 ist auch die installierte elektrische Leistung rückläufig,
Ende 2016 waren noch 207 MW an rund 300 Deponiestandorten installiert. Im Gegensatz zu
Kläranlagen wird die erzeugte elektrische Energie von Deponiegasanlagen nicht zur Deckung des
Eigenstrombedarfs, sondern nahezu vollständig zur Netzeinspeisung mit Vergütung nach EEG
genutzt.
Die Stromproduktion aus Grubengas zeigt seit 2007 eine Abnahme von knapp 1.600 GWh auf
1.050 GWh in 2016, was auf den Rückgang des Steinkohlebergbaus in Deutschland zurückzuführen
ist. Sowohl die Anzahl der als auch die installierte elektrische Leistung der nach EEG vergüteten
Grubengasanlagen geht seit 2014 leicht zurück; 2016 speisten rund 40 Standorte mit einer Leistung
von ca. 288 MWel Strom ins Netz ein.
1.5. Direktvermarktung
Zur Förderung der Markt- und Systemintegration Erneuerbarer Energieanlagen stehen seit der
Neufassung des EEG im Jahr 2012 auch den Betreibern von Biomasseanlagen umfassende
Möglichkeiten zur Verfügung, ihren erzeugten Strom im Rahmen der Direktvermarktung zu
marktüblichen Preisen an Dritte zu veräußern. Mit dem EEG 2014 wurde eine verpflichtende
Direktvermarktung für Neuanlagen ab 100 kWel eingeführt. Im Jahr 2016 wurden etwa drei Viertel
der durch Biomasseanlagen erzeugten Strommenge im Zuge der Direktvermarktung mittels
Marktprämie veräußert, während ein Viertel auf die EEG-Festvergütung entfiel. Somit ist ein
Großteil der Biomasseanlagen am Markt integriert. Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung stellen
den überwiegenden Anteil der direktvermarkteten Leistung bereit (70 %), gefolgt von Anlagen,
welche feste Biomasse einsetzen (24 %). EEG-Anlagen mit Festvergütung finden sich vor allem in
kleineren Leistungssegmenten wieder.
1.6. Flexibilisierung
Bestandsanlagen
Im Zuge der Stromdirektvermarktung ist es Betreibern von Biogas- und Biomethan-KWK-Anlagen
seit dem Jahr 2012 möglich, die Flexibilitätsprämie als Anreizinstrument für eine bedarfsorientierte
Stromerzeugung zu nutzen. Bis einschließlich November 2017 haben sich solche Anlagen mit einer
kumulierten installierten elektrischen Leistung von etwa 2,8 GW für den Bezug der
Flexibilitätsprämie angemeldet. Bezogen auf die gesamte installierte Biogas- und Biomethan-KWK-
Anlagenleistung entspricht dies einem Anteil von über 60 %. Demnach hat sich das Instrument der
Flexibilitätsprämie etabliert; künftig ist von einer weiteren Inanspruchnahme auszugehen. Durch
zusätzlich installierte Stromerzeugungskapazitäten steigt die technische Fähigkeit dieser Anlagen
zur bedarfsorientierten Stromproduktion. Seit dem EEG 2014 werden Leistungserweiterungen von
Bestandsanlagen auf eine gesetzliche Fördergrenze von 1.350 MWel angerechnet, welche zu ca. 37 %
17
ausgeschöpft ist (Stand November 2017). Etwa 60 % der Betreiber, welche die Flexibilitätsprämie
beziehen, haben eine zusätzliche Erweiterung ihrer Stromerzeugungskapazitäten vorgenommen;
im Durchschnitt wurde die ursprünglich installierte Leistung verdoppelt.
Die Anlagenauslastung, gemessen an den jährlichen Volllaststunden ist ein Indikator dafür, in
welchem Ausmaß gezielt Strom in das Netz eingespeist wird. Anlagen ohne Inanspruchnahme der
Flexibilitätsprämie oder den -zuschlag wiesen im Jahr 2016 mit durchschnittlich 7.680 jährlichen
Volllaststunden erwartungsgemäß die höchste Auslastung bzw. die geringste Flexibilität auf.
Anlagen, welche die Flexibilitätsprämie nutzen, zeigten 2016 eine Auslastung von durchschnittlich
5.330 Volllaststunden. Bei diesen Anlagen kann davon ausgegangen werden, dass sich im Zuge einer
Erlösoptimierung die Stromproduktion weitestgehend an den Erfordernissen des Strommarkts
ausrichtet.
Neuanlagen
Mit dem EEG 2014 wurde der Flexibilitätszuschlag für Neuanlagen ab einer installierten Leistung von
100 kWel eingeführt. Bis Ende November 2017 wurden ca. 70 Biogasanlagen mit Vor-Ort-
Verstromung (ca. 54 MWel) und 35 Biomethan-KWK-Anlagen (ca. 28 MWel) neu hinzu gebaut, welche
für die Inanspruchnahme des Flexibilitätszuschlags berechtigt sind. Anlagen, welche den Flexi-
bilitätszuschlag beanspruchen, wurden im Jahr 2016 im Mittel mit jährlich 3.070 Volllaststunden
betrieben und weisen gegenüber den Bestandsanlagen die höchste Flexibilität auf.
1.7. Stromgestehungskosten
Die Analyse der Stromgestehungskosten verschiedener Biogas- und Festbrennstoffanlagen basiert
auf der Annuitätsmethode nach VDI 2067. Berücksichtigt werden alle anfallenden Kosten über eine
kalkulatorische Nutzungsdauer von 20 Jahren, bei Neuanlagen, und 10 Jahren, bei Bestandsanlagen
mit Folgeförderung. Die Erlöse durch die Vermarktung von Wärme, als Koppelprodukt der Strom-
produktion, reduzieren die Gestehungskosten.
Die Untersuchung der Stromgestehungskosten von Neuanlagen zeigt, dass kleine Biogasanlagen
mit einer installierten Leistung von 75 kWel Gestehungskosten in Höhe von ca. 24,7 bis 27,9 ct/kWhel
erzielen. Demzufolge ist ein wirtschaftlicher Betrieb nur unter vorzüglichen Rahmenbedingungen
möglich. Positiv wirken sich dabei ein hoher Einsatz von Rindergülle und landwirtschaftlichen
Reststoffen sowie die Integration bereits vorhandener Infrastruktur (Behälter, Pumpen etc.) aus. Die
untersuchte Abfallanlage im mittleren Leistungsbereich (Bemessungsleistung 600 kWel) weist
Gestehungskosten in Höhe von 14,6 bis 21,6 ct/kWhel auf. Dies zeigt auf, dass auch für den Betrieb
neuer Abfall-Biogasanlagen optimale wirtschaftliche Rahmenbedingungen, wie hohe
Entsorgungserlöse für die verwertete Biomasse sowie bereits vorhandene Infrastruktur (z.B.
Nachrüstung laufender Kompostanlagen) den wirtschaftlichen Betrieb begünstigen. Ein
ökonomischer Betrieb von NawaRo-Anlagen im mittleren Leistungsbereich (Bemessungsleistung
500 kWel) mit Gestehungskosten in Höhe von ca. 19,3 ct/kWhel bis 23,5 ct/kWhel erscheint unter den
Erlösbedingungen des EEG 2014 unwahrscheinlich. Ebenfalls vorzügliche wirtschaftliche
Rahmenbedingungen (günstige Brennstoffpreise, gutes Wärmekonzept mit hohen Wärmeerlösen)
benötigen neu zu errichtende Biomasseheizkraftwerke. Näher betrachtet wurde hier ein
Heizkraftwerk mit einer Nennleistung von 4.800 kWel, für das Gestehungskosten von ca.
18
13,6 ct/kWhel bis 16,7 ct/kWhel analysiert wurden. Biomassevergasungsanlagen mit einer
Nennleistung im Bereich von 30 kWel können mit den Erlösbedingungen, die das EEG 2014 bietet,
bei Gestehungskosten von ca. 17 bis 21,7 ct/kWhel, in der Regel nicht wirtschaftlich betrieben
werden. Zusammenfassend zeigen die Ergebnisse der Sensitivitätsanalysen bei den betrachteten,
Reststoffe verwertenden, Anlagen einen hohen Einfluss der Investitionskosten auf die
Stromgestehungskosten. Eine Änderung der Substratkosten dagegen hat einen höheren Einfluss
auf die Stromgestehungskosten von NawaRo-Anlagen. Die Erschließung von Wärmesenken zur
Generierung ausreichender Wärmeerlöse ist bei allen untersuchten Anlagen eine grundlegende
Voraussetzung, ohne die ein wirtschaftlicher Betrieb nicht möglich ist.
Die Ergebnisse der Analyse einer Folgeförderung von Bestandsbiogasanlagen verdeutlichen, dass
die Teilnahme am Ausschreibungsverfahren für Betreiber von Abfallbiogasanlagen mit Gestehungs-
kosten in Höhe von ca. 7,7 bis 13 ct/kWhel eine wirtschaftliche Perspektive darstellt. Für Betreiber
von NawaRo-Biogasanlagen ist dies vor allem dann der Fall, wenn die Anlage für die
Folgeförderperiode nicht komplett saniert werden muss (kein Sanierungsstau) und bereits die
Voraussetzungen für einen flexiblen Verstromungsbetrieb geschaffen wurden. Die analysierten
Stromgestehungskosten liegen bei der NawaRo-Anlage mit 600 kWel zwischen 16 und 19,7 ct/kWhel.
Anlagen, die die geforderte Verstromungsflexibilität durch eine Reduktion der elektrischen
Bemessungsleistung (Downsizing) erreichen, haben im Vergleich dazu höhere
Stromgestehungskosten.
Für Klärgas wurden mittlere spezifische Stromerzeugungskosten in Höhe von 6,96 ct/kWhel
ermittelt, für Deponiegas 8,51 ct/kWhel und für Grubengas 6,37 ct/kWhel. Die Sensitivitätsanalysen
zeigen für alle drei Energieträger, dass sich eine Variation der Jahresvolllaststunden am stärksten
auf die Höhe der Stromgestehungskosten auswirkt.
1.8. Ausschreibung
Die BNetzA führte im September 2017 erstmalig ein Ausschreibungsverfahren auf der Grundlage
des EEG 2017 für Biomasseanlagen durch. An dieser Ausschreibung durften sich neue, EEG-
konforme Anlagen, aber auch Bestandsanlagen, beteiligen. Die Dauer der weiteren Förderung für
Bestandsanlagen beträgt zehn Jahre. Die maximal möglichen Zuschläge pro Jahr sind durch die
Ausschreibungsvolumina (Brutto-Ausbaukorridor; derzeit 150 MWel/a) begrenzt. Sie vermindern sich
um die Kapazität der im vergangenen Jahr angemeldeten Neuanlagen mit gesetzlicher Förderung.
Dem Ausschreibungsvolumen von 122 MWel standen im September 2017 33 Angebote mit einer
Kapazität von 41 MWel gegenüber, von denen 24 gültige mit insgesamt 28 MWel bezuschlagt werden
konnten. Das nicht ausgeschöpfte Volumen von knapp 100 MWel wird auf die nächste Ausschreibung
im September 2018 übertragen. Dann werden knapp 250 MWel – vermindert um die Kapazität neuer
Anlagen in gesetzlicher Vergütung – ausgeschrieben werden.
Drei Viertel der bezuschlagten Leistung wird von Bestandsanlagen bereitgestellt; die Mehrheit
dieser Anlagen war in den Jahren 2000 und 2001 in Betrieb genommen worden. Die Hälfte der
Zuschläge entfiel auf Anlagen in Bayern. Die bezuschlagten Anlagen sind mehrheitlich
Biogasanlagen (21); zusätzlich haben sich zwei Heizkraftwerke und eine Biomethananlage
erfolgreich beworben. Der mengengewichtete Durchschnitt der Zuschlagswerte betrug 14,30
ct/kWhel; das geringste bezuschlagte Gebot lag bei 9,86 ct/kWhel und das höchste bei 16,90 ct/kWhel.
19
Das Wettbewerbsniveau der ersten Ausschreibung für Biomasseanlagen war wegen der geringen
Beteiligung und der Gebote nahe den Höchstwerten verhältnismäßig gering.
Es ist zu erwarten, dass die Zahl der Gebote in den nächsten Ausschreibungen steigt, da sich
vermehrt bestehende Biomasseanlagen, deren gesetzliche Förderung für 20 Jahre in wenigen
Jahren auslaufen wird, um eine Anschlussförderung bemühen werden. Auch neue Anlagen werden
sich um eine gesetzliche EEG-Vergütung bzw. eine Förderung über eine Ausschreibung bewerben.
Die erwartete steigende Beteiligung wird die durchschnittlichen Zuschlagswerte sinken lassen.
20
2. Einleitung
Mit der Novelle des EEG im Sommer 2014 wurde das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2014) [1]
grundlegend geändert: Für Biomasseanlagen wurden Fördersätze gekürzt, Boni gestrichen und
Einsatzstoffklassen nicht weiter berücksichtigt; die Direktvermarktung wurde verpflichtend
eingeführt. Die Förderung wurde auf Wind an Land und Photovoltaik konzentriert. Weiterhin wurde
umgesetzt, dass die Marktprämie ab 2017 mittels Ausschreibungen wettbewerblich ermittelt wird.
Fünf Prozent der Ausschreibungsvolumina sollen für Anbieter aus EU Nachbarländern offen sein.
Das EEG 2014 hatte das Ziel, den Anteil von Strom aus erneuerbaren Energien am Brutto-
stromverbrauch stetig und kosteneffizient im Jahr 2025 auf 40 bis 45 Prozent zu erhöhen, im Jahr
2035 auf 55 bis 60 Prozent und im Jahr 2050 auf mindestens 80 Prozent. Das EEG 2014 setzte die
instrumentellen und rechtlichen Rahmenbedingungen, um diese Ziele zu erreichen. Das EEG 2017
führt dies fort und erweitert die Brutto-Ausbaupfade für Biomasseanlagen von 100 MWel pro Jahr
auf 150 MWel – 200 MWel pro Jahr bis 2022.
Um zu gewährleisten, dass diese Ziele erreicht und die Grundsätze des EEG wie Kosteneffizienz und
verbesserte Markt- und Netzintegration der erneuerbaren Energien berücksichtigt werden, wird das
EEG regelmäßig evaluiert. So kann etwaiger Änderungsbedarf frühzeitig erkannt und umgesetzt
werden. Deshalb muss die Bundesregierung nach § 97 EEG 2014 und 2017 das EEG evaluieren und
dem Bundestag bis zum 30. Juni 2018 - und dann alle vier Jahre - einen Erfahrungsbericht vorlegen.
Die Evaluation von Gesetzesvorhaben ist außerdem ein wichtiger Teil des Arbeitsprogramms
Bessere Rechtsetzung der Bundesregierung. Der Staatssekretärsausschuss Bürokratieabbau hat mit
Beschluss vom 23.01.2013 ein Konzept zur Evaluierung neuer Regelungsvorhaben vorgelegt. Der
EEG-Erfahrungsbericht über die Auswirkungen der gesetzlichen Regelungen dient der Selbst-
kontrolle des Gesetzgebers. Zu diesem Zweck benötigen die Bundesregierung sowie der
Gesetzgeber fundierte und umfassende wissenschaftliche Informationen, die als Ausgangspunkt für
den Entwurf des Erfahrungsberichts verwendet werden können.
Der vorliegende 3. Zwischenbericht „Vorbereitung und Begleitung bei der Erstellung eines
Erfahrungsberichts gemäß § 97 Erneuerbare-Energien-Gesetz“ des „Teilvorhabens II a: Biomasse“
adressiert sowohl die energetische Biomassenutzung als auch die energetische Nutzung von Klär-,
Deponie- und Grubengasen im Rahmen des EEG in Deutschland.
21
3. Stand der Markteinführung / Marktentwicklung
3.1. Entwicklung des Anlagenbestandes und der Stromerzeugung
aus Biomasse im Rahmen des EEG
Gegenstand dieses Abschnittes ist die Erhebung, Analyse und Dokumentation des
Anlagenbestandes und der Stromerzeugung aus Biomasse in seiner zeitlichen Entwicklung. Es wird
eine Unterscheidung getroffen zwischen Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung, Biomethan,
fester und flüssiger Biomasse.
3.1.1. Gesamtübersicht
Laut der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat) [2] betrug der Anteil der
Stromerzeugung aus Biomasse am Brutto-Stromverbrauch im Jahr 2017 rund 8,6 % (inkl. Klärgas,
Deponiegas und dem biogenen Anteil des Abfalls). Insgesamt machte die Stromerzeugung aus
Biomasse etwa 24 % der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien aus. [2] Der Großteil dieser
Strommengen wird über das EEG gefördert. Die energetische Biomassenutzung findet zudem
außerhalb des EEG, zum Beispiel mittels Stromerzeugung aus den biogenen Anteilen des Abfalls,
der Verbrennung von Schwarzlauge oder Klärschlamm statt.
Seit dem Jahr 2000 hat sich die Bruttostromerzeugung aus Biomasse und Gasen (mit und ohne EEG-
Förderanspruch) von 4,7 TWh auf 51,4 TWh im Jahr 2017 mehr als verzehnfacht [2]. Hinzu kommt
die Stromerzeugung aus Grubengas, welche, bei einer installierten Leistung von ca. 220 MWel (Stand
2015), im Jahr 2016 ca. 1 TWh betrug [3], [4]. Die installierte elektrische Biomasseleistung (inkl. Klär-
und Deponiegas, ohne die installierte Leistung thermischer Abfallverbrennungskapazitäten) beträgt
Ende 2017 knapp 8 GWel [2]. In den ersten Jahren seit Inkrafttreten des EEG im Jahr 2000
dominierten beim Zubau Anlagen, welche feste Biomasse einsetzten. Ab dem Jahr 2005 leistete die
Stromerzeugung aus Biogas den größten Beitrag. Der Zubau von Pflanzenöl-BHKW (flüssige
Biomasse) erfolgte vor allem in einer kurzen Periode zwischen 2005 und 2008. Der wesentliche
Zubau von Biomasseanlagen erfolgte nach den EEG-Novellen in den Jahren 2004 bzw. 2009. Damals
kam es zu einem schnellen Wachstum der Bioenergiebranche, welches in den Jahren bis 2017
deutlich abgebremst wurde. In diesen Zeitraum fielen drei Novellierungen des EEG (2012, 2014,
2017). Die Entwicklung und Veränderung des Anlagenbestands ist auf veränderte Förderstrukturen
und zunehmend strengere gesetzliche Anforderungen zurückzuführen.
Die aktuelle Zeitreihe der Entwicklung der installierten Leistung und Bruttostromerzeugung von
Biomasseanlagen und Anlagen zur Stromerzeugung aus Gasen in Deutschland mit und ohne
Förderanspruch nach EEG zeigt Abbildung 3-1. Informationen zu Grubengasanlagen werden in den
zur Verfügung gestellten Daten der AGEE-Stat [2] nicht ausgewiesen (siehe dazu Kapitel 3.8).
Die Bundesnetzagentur (BNetzA) überwacht den Ablauf des bundesweiten EEG-Ausgleichs-
mechanismus zwischen den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB), den Verteilernetzbetreibern (VNB)
und den Stromlieferanten (EVU). Auf Grundlage der zur Verfügung gestellten Basisdaten [5] werden
entsprechende Kennzahlen aufbereitet, welche im Folgenden ausgewertet werden.
22
Abbildung 3-1: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung und Bruttostromerzeugung von Biomasseanlagen und Anlagen zur Stromerzeugung aus Gasen in Deutschland (inkl. Klär-, Gruben- und Deponiegas); nach [2]
Abbildung 3-2 zeigt die Entwicklung der installierten Biomasseleistung und die Stromerzeugung
EEG-förderfähiger Biomasseanlagen seit dem Jahr 2000. Die installierte elektrische Leistung der
Biomasseanlagen innerhalb des EEG beträgt nach Angaben der BNetzA mit Stand Ende 2016 ca.
7,2 GWel [6]. Im selben Jahr lag die eingespeiste Jahresarbeit nach dem EEG bei ca. 41 TWhel. Mit
einem Anteil von 76 % wurde der Großteil dieser Strommenge in 2016 im Rahmen der
Direktvermarktung veräußert, wohingegen die sogenannte sonstige Direktvermarktung keine
nennenswerte Rolle spielt. 24 % der EEG-Stromeinspeisung erfolgte durch Anlagen, welche unter
den ursprünglichen Fördermechanismus der festen Einspeisevergütung fallen [5].
Abbildung 3-2 macht ebenfalls deutlich, dass die jährlich zugebaute installierte Leistung, sowie die
damit zusätzlich produzierte elektrische Energie aus der energetischen Nutzung von Biomasse
insbesondere ab dem Jahr 2012 deutlich geringer ausfällt und zunehmend stagniert. Während der
Zubau neuer Biomasseanlagen im Rahmen des EEG 2004 bzw. 2009 bei ca. 2,9 GWel bzw. 1,7 GWel
betrug, so kamen während des Zeitraums des EEG 2012 etwa 1,2 GWel Anlagenleistung hinzu [6].
Die Entwicklung des Zubaus neuer Biomasseanlagen seit Inkrafttreten des EEG 2014 soll in
folgendem Kapitel näher beschrieben werden.
23
Abbildung 3-2: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung und Stromerzeugung EEG-förderfähiger Biomasseanlagen; Aufteilung nach Vergütungsform; nach [6], [7]
3.1.2. Zubau von Biomasseanlagen seit Inkrafttreten des EEG 2014
Vor dem Hintergrund begrenzter Ressourcen und steigender EEG-Umlagekosten wurde mit dem
EEG 2014 die Zielsetzung verfolgt, unter anderem den Brutto-Zubau von Anlagen zur Erzeugung
von Strom aus Biomasse auf 100 MWel (installierte Leistung) jährlich zu begrenzen. Von dem
genannten Ausbaupfad sind Anlagenerweiterungen und Flexibilisierungen von Bestandsanlagen
ausgenommen. Das EEG 2017 führt den Gedanken des EEG 2014 hinsichtlich eines begrenzten
Zubaus grundsätzlich fort und sieht weitere Brutto-Ausbaupfade für die installierte elektrische
Leistung sowohl für neue als auch Bestandsbiomasseanlagen vor: zwischen 2017 und 2019 jährlich
150 MWel und zwischen 2020 und 2022 jährlich 200 MWel. Hierzu führt die Bundesnetzagentur
einmal jährlich seit September 2017 ein Ausschreibungsverfahren zur wettbewerblichen Ermittlung
der individuellen Vergütungshöhe durch.
Sämtliche Anlagen, welche seit August 2014 neu in Betrieb genommen wurden, werden im Zuge des
EEG 2014 im Anlagenregister der BNetzA aufgeführt [8]. Dieses Register wird zu weiteren Analysen
für den Zeitraum ab August 2014 herangezogen. Der Großteil des Zubaus der
Biomasseanlagenleistung ist seither der Überbauung elektrischer Kapazitäten von Biogas- bzw.
Biomethan-KWK-Anlagen im Zuge der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie zuzurechnen (siehe
Kapitel 3.5). Ohne Berücksichtigung von Anlagenerweiterungen hatten sich von August 2014 bis
Ende April 2017 insgesamt ca. 520 Biomasse-Neuanlagen mit einer installierten Leistung von knapp
120 MWel gemeldet (Brutto-Zubau). Abbildung 3-3 veranschaulicht diese Entwicklung seit
Inkrafttreten des EEG 2014. Der überwiegende Teil der Anlagenleistung entfällt auf Biogasanlagen
mit Vor-Ort-Verstromung, gefolgt von Biomethan-KWK-Anlagen und Anlagen, welche feste
Biomasse einsetzen.
24
Abbildung 3-3: Entwicklung des Brutto-Zubaus neu installierter Biomasseanlagen von August 2014 bis April 2017; im Hinblick auf einen maximal zulässigen Ausbaupfad; nach [8]
Werden die genannten gesetzlichen Beschränkungen mit den tatsächlichen Zubau-Zahlen
verglichen, so zeigt sich, dass der Ausbaupfad von jährlich 100 MWel (EEG 2014) unterschritten
wurde. Im Jahr 2014 wurden ca. 43 MWel (44 Anlagen von August bis einschließlich Dezember), 2015
ca. 33 MWel (145 Anlagen) und 2016 knapp 31 MWel (249 Anlagen) als Neuanlagen hinzugemeldet.
Auch im Jahr 2017 wurde die aktuelle Grenze von 150 MWel/a des Ausbaupfades nicht erreicht.
Biomasseanlagen mit rund 50 MWel erhielten eine Festvergütung bzw. waren in der ersten
Ausschreibung für Biomasseanlagen erfolgreich. Die nicht ausgeschöpften Kapazitäten der
Ausschreibung werden nur einmal ins Folgejahr verschoben und verfallen ggf. anschließend.
3.1.3. Entwicklung des Anlagenbestandes nach Art der Biomasse
Die nachfolgenden Abschnitte stellen die Entwicklungen des Anlagenbestandes, sowie die
Stromerzeugung seit Inkrafttreten des EEG im Jahr 2000 nach Art der Biomasse vor. Für die
Biomassearten Biogas-Vor-Ort-Verstromung, biogene Festbrennstoffe und flüssige Biomasse
erfolgt - aufbauend auf den historischen Daten aus [9] und [10] - die Ergänzung aktueller
Entwicklungen ab August 2014 auf Grundlage des Anlagenregisters der BNetzA [8]. Für Biomethan
als Brennstoff für (wärmegeführte) BHKW erfolgt eine Analyse auf Basis des Anlagenregisters,
Stammdaten der BNetzA [11] und Angaben der DENA [12]. Um den Anlagenbestand an
Biogasaufbereitungsanlagen zu erfassen, wird durch das Fraunhofer IEE jährlich im Frühjahr eine
Abfrage bei den Herstellern von Biogasaufbereitungsanlagen durchgeführt, bei der der aktuelle und
erwartete Anlagenbestand, das Inbetriebnahmejahr, das Aufbereitungsverfahren und die
Aufbereitungskapazität abgefragt werden. Die Abfrage für 2016 ist abgeschlossen, die Abfrage für
2017 wurde gestartet.
25
3.1.3.1. Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung
Ende des Jahres 2014 waren nach [10] knapp 8.000 Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung (inkl.
zusätzlich erfasster Satelliten-BHKW) mit einer kumulierten elektrischen Leistung von rund
3.500 MWel in Betrieb. Die Entwicklung des Netto-Zubaus neuer Biogasanlagen seit dem Jahr 2000 -
differenziert nach Anlagenleistungsgruppen - zeigt die Abbildung 3-4. Unter Beachtung von
Erweiterungen bereits bestehender Stromerzeugungskapazitäten mit Inanspruchnahme der
Flexibilitätsprämie waren mit Stand Ende 2016 ca. 8.300 Biogasanlagen mit einer installierten
elektrischen Leistung von ca. 3.820 MWel in Betrieb. Mit Inkrafttreten des EEG 2014 am 01.08.2014
sind bis Ende des Jahres 2016 ca. 320 Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung mit einer
kumulierten Leistung von ca. 56 MWel neu installiert worden. Exklusive der Leistungserhöhungen
von Bestandsanlagen für eine bedarfsorientierte Stromproduktion (von August 2014 bis Dezember
2016 in Höhe von ca. 280 MWel) würde die gesamte installierte Biogasanlagenleistung bei etwa
3.540 MWel liegen.
Abbildung 3-4: Entwicklung des Anlagenbestands von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung von 2000 bis 2016, differenziert nach Anlagenanzahl und Leistungsklasse; [8], [9], [10]
Im Vorfeld fand bereits seit dem Jahr 2012 ein Zubau von zusätzlichen Erzeugungskapazitäten bei
Bestandsanlagen („Überbauung“) zur Flexibilisierung der Stromerzeugung statt (siehe Kapitel 3.5).
Bei Betrachtung von Abbildung 3-4 wird deutlich, dass der leistungsbezogene Zubau vor allem durch
Flexibilisierungsmaßnahmen des Biogasanlagenparks getragen wird. Zu erkennen ist auch, dass der
Bestand kleiner Anlagen (bis 70 kWel) seit 2004 zugunsten größerer Einheiten abnimmt. Nach 2009
wächst das Interesse an kleineren Biogasanlagen (bis 70 kWel bzw. 150 kWel) wieder. Insbesondere
seit der Novellierung des EEG im Jahr 2012 wurden verstärkt gesetzliche Anreize zur Nutzung von
Reststoffen (Bioabfälle und Gülle) gesetzt, welche mit dem EEG 2014 und 2017 fortgeführt werden.
26
Bei genauerer Betrachtung der Anlagengrößenstruktur zeigt sich, dass mit 257 von 323 Neuanlagen
in den vergangenen Jahren (August 2014 bis Dezember 2016) vorzugsweise Güllekleinanlagen bis
75 kWel installiert wurden, welche seit dem EEG 2012 besondere gesetzliche Anreize hinsichtlich der
verstärkten Nutzung von Reststoffen erfahren haben.
Abbildung 3-5 bestätigt, dass seit 2014 nur die Anzahl der kleineren Biogasanlagen (≤ 75 kWel)
nennenswert gestiegen ist. Der überwiegende Beitrag zur installierten elektrischen Leistung von
Biogasanlagen wird durch größere Anlagen (500 – 2.000 MWel) beigesteuert. Hier sind die
Auswirkungen der Flexibilisierung und Überbauung von BHKW-Kapazitäten zu erkennen. Näheres
dazu in Abschnitt 3.5.
Abbildung 3-5: Biogasanlagen - aktuelle Größenverteilung und Anteil an der installierten elektrischen Leistung aller Biogasanlagen [11]
3.1.3.2. Biogasaufbereitungsanlagen
Die aktuellen Daten für den Bestand an Biogasaufbereitungsanlagen wurden im Frühjahr 2017 im
Rahmen einer Herstellerbefragung von Fraunhofer IEE direkt bei den Herstellern von
Biogasaufbereitungsanlagen abgefragt. Dabei wurde der Anlagenstandort, das verwendete
Aufbereitungsverfahren, das Jahr der Inbetriebnahme, die Aufbereitungskapazität (Rohgas) und der
Substrateinsatz des Biomethans erfasst und ausgewertet.
Anlagenbestand und Zubau an Biogasaufbereitungsanlagen
Aktuell befinden sich in Deutschland Biogasaufbereitungsanlagen von 20 verschiedenen Herstellern
in Betrieb. Von diesen Herstellern ist mittlerweile einer insolvent, ein Hersteller hat sich aus dem
Geschäftsfeld „Biogasaufbereitung“ zurückgezogen, genauso wie fünf weitere Hersteller, die jedoch
nur vereinzelte Anlagen in Betrieb hatten. Zur Aktualisierung des Datenbestandes wurden 17
Hersteller angefragt - von 12 Herstellern wurde eine Rückmeldung erhalten und in die Auswertung
einbezogen. Zwei der angefragten Hersteller haben bisher nur Projekte im Ausland realisiert.
Vorab ist zu beachten, dass im Folgenden bei Biomethanprojekten, bei welchen im Rahmen einer
Anlagenerweiterung eine zweite Aufbereitungsanlage ergänzt wurde, von zwei Biogasauf-
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2014 2015 2016
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2014 2015 2016
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stu
ng
> 2000 kW
> 500 - 2000kW
> 150 - 500 kW
> 75 - 150 kW
0 - 75 kW
27
bereitungsanlagen ausgegangen wird und diese als separate Anlagen gewertet werden. Dies betrifft
maßgeblich die Anlagen Darmstadt-Wixhausen (2008, Erweiterung 2011), Burgrieden-Laupheim
(2008, Erweiterung 2012), Sachsendorf (2012, Erweiterung 2013), Satuelle (2011, 2. Anlage 2013),
Zernin (2012, 2013) und Badeleben (2013, Erweiterung geplant 2015). Es existieren ebenso Anlagen,
an denen zwei verschiedene Aufbereitungsverfahren zum Einsatz kommen, wie Seelow (2011: DWW
und 2014: PSA) und Oebisfelde (2013: DWW und 2014: Polyglykolwäsche) oder an denen zwar das
gleiche Aufbereitungsverfahren, jedoch von einem anderen Hersteller verwendet wird (Schwedt
2010 und 2011: Aminwäsche). [13]
Im Jahr 2013 wurde die PSA in Werlte außer Betrieb genommen und durch eine Aminwäsche
ersetzt. Seit 2012 ist die Biogasaufbereitungsanlage Jameln außer Betrieb, ebenso seit Anfang 2017
die BGAA Zülpich-Geich aufgrund der Insolvenz der Biogasanlage. Sollte sich ein neuer Investor
gefunden haben, wird eine Wiederaufnahme der Biogasaufbereitung für Ende 2018 angestrebt. [13]
In den kommenden Darstellungen sind die Anlagenzahl und die Aufbereitungskapazität in den
entsprechenden Jahren bereits um diese Anlagen reduziert.
Nach Rückmeldung der Hersteller waren bis zum 31.12.2016 205 Anlagen zur Aufbereitung von
Biogas und Klärgas in Betrieb. Bei einigen Anlagen wurde das Inbetriebnahmedatum der Hersteller
korrigiert, wenn aufgrund von Betreiberaussagen die Anlage zu diesem Zeitpunkt noch nicht in
Betrieb war.
Die folgende Abbildung zeigt die kumulierte Entwicklung der Anzahl und Aufbereitungskapazität
(Rohgas) von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland im Zeitraum 2006 bis 2016 (inklusive
einer Abschätzung für 2017 und 2018) bezogen auf die Inbetriebnahme der
Biogasaufbereitungsanlage. Bis Ende 2016 befanden sich demnach in Deutschland 205
Aufbereitungsanlagen mit einer Aufbereitungskapazität von 232.939 mn³/h Rohgas in Betrieb. [13]
Bei den Angaben zu Anlagen in Bau und Planung 2017/2018 ist zu beachten, dass nicht für alle
Verfahren Rückmeldungen der Hersteller vorlagen.
In Abbildung 3-6ist der jährliche Zubau der Anzahl an Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland
im Zeitraum 01.01.2006 bis zum 31.12.2016 bezogen auf die Inbetriebnahme der Biogas-
aufbereitungsanlagen dargestellt. Die Grafik weist zudem die Anzahl der Anlagen aus, die sich nach
Angaben der Hersteller für 2017 und 2018 in Bau und Planung befinden.
Nach den Anfangsjahren 2006 und 2007, in denen jeweils 3 Anlagen in Betrieb genommen wurden,
stieg der Zubau über 8 Anlagen in 2008 und 19 Anlagen in 2009 und 2010 auf durchschnittlich 35
Anlagen in den Jahren 2011 bis 2013 an. Deutlich erkennbar ist hier der Rückgang der
Neuinbetriebnahmen mit jeweils 20 Anlagen in 2014 und 2015 auf 8 Anlagen in 2016. Nach
Herstellerangaben wird für 2017 kaum Zubau erwartet – 4 Anlagen, abzüglich einer
Außerbetriebnahme – wobei für 2018 wieder ein Anstieg des Anlagenzubaus auf 8 Anlagen wie in
2016 erwartet wird. [14], [13]
28
Abbildung 3-6: Entwicklung der Anzahl und Aufbereitungskapazität von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017 und 2018. Darstellung Fraunhofer IEE auf Datenbasis von [14], [13]
Abbildung 3-7 zeigt den jährlichen Zubau der Biogasaufbereitungskapazität in Deutschland im
Zeitraum 01.01.2006 bis zum 31.12.2016 bezogen auf die Inbetriebnahme der Biogasaufbereitungs-
anlage. Darüber hinaus wird die Aufbereitungskapazität der Anlagen angegeben, die sich nach
Angaben der Hersteller für 2017 und 2018 in Bau und Planung befinden. Wie auch bei der Anzahl der
Aufbereitungsanlagen steigt der Zubau an Rohgasaufbereitungskapazität von 2006 stetig bis auf
40.000 mn³/h in 2013 an – mit einer Ausnahme in 2010, während ab 2014 und 2015 nur noch die
Hälfte an Aufbereitungskapazität mit ca. 20.000 mn³/h zugebaut wurde. Diese halbiert sich in 2016
noch einmal auf 10.450 mn³/h. Für 2017 wurde nach Herstellerangaben in Deutschland kaum ein
Zubau an Aufbereitungskapazität erwartet. Für 2018 befinden sich jedoch wieder mehrere Anlagen
in Bau/Planung, was auch eine Zunahme an Aufbereitungskapazität im Vergleich zum Vorjahr zur
Folge hätte. [14], [13]
29
Abbildung 3-7: Jährlicher Zubau an Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017/2018. Darstellung Fraunhofer IEE auf Datenbasis von [14], [13]
Abbildung 3-8: Jährlicher Kapazitätszubau von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017/2018. Darstellung Fraunhofer IEE auf Datenbasis von [14], [13]
Abbildung 3-9 zeigt die Verteilung der Standorte von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland.
30
Abbildung 3-9: Verteilung der Biogasaufbereitungsanlagen Ende 2016 in Deutschland. Fraunhofer IEE auf Basis von [14], [13]
Eingesetzte Verfahren und Anlagentechnik zur Biogasaufbereitung
Ende 2016 befanden sich in Deutschland sieben verschiedene Verfahren, bzw. Verfahrenskom-
binationen mit einer Gesamtaufbereitungskapazität von 232.939 mn3/h Rohgas zur Biogas-
aufbereitung von insgesamt 20 verschiedenen Herstellern in Betrieb. [13] Die Summe der Anbieter
der jeweiligen Technologie ergibt 21, da ein Hersteller mehrere Verfahren anbietet und diese auch
schon auf dem deutschen Markt implementiert hat. Mehrfachnennungen sind daher möglich.
© Fraunhofer IEE 02/2018 (Status 2016)
© GeoBasis-DE / BKG 2017
Biogasaufbereitungsanlagen
31
Tabelle 3-1: Übersicht über die Anzahl und Aufbereitungskapazität der bis Ende 2016 in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungsanlagen nach Aufbereitungsverfahren. [14], [13]
Aufbereitungsverfahren Anzahl BGAA
[mn³/h] Rohgas
Anzahl Hersteller
Aminwäsche 59 63.480 6
Druckwasserwäsche 56 82.300 3
Druckwechseladsorption 44 46.390 3
Polyglykolwäsche 31 31.210 2
Membrantrennverfahren 12 7.300 5
Membran- & Kryogentrennverfahren 2 2.250 1
Kombination Membran/Absorption 1 9 1
Gesamt 205 232.939 20
Abbildung 3-10 zeigt die kumulierte Entwicklung an Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland im
Zeitraum 2006 bis zum 31.12.2016 unterteilt nach Aufbereitungsverfahren und bezogen auf die
Inbetriebnahme der Biogasaufbereitungsanlage. Für 2017 und 2018 wird der von den Herstellern als
in Bau und Planung genannte Zubau angegeben.
Insgesamt zu erkennen ist das deutliche Wachstum bei den Verfahren der Druckwechseladsorption
(PSA), der Druckwasserwäsche und der Aminwäsche bis 2013 und die Verringerung von ebendiesem
ab 2014 bis fast zur Stagnation ab 2016. Die Abschätzung für die Jahre 2017 und 2018 zeigt einen
lediglich moderaten Zubau an Biogasaufbereitungsanlagen. Nach aktuellem Stand der
Herstellerbefragung werden sich im Jahr 2018 insgesamt 216 Anlagen im Betrieb befinden, was
einer Differenz von 11 Anlagen gegenüber dem Jahr 2016 entspricht. Diese 11 Anlagen gliedern sich
aktuell auf in sechs Polyglykolwäschen, zwei Membrantrennverfahren, zwei Aminwäschen und eine
Druckwechseladsorption.
Mit dem Bau der beiden Biogasaufbereitungsanlagen mit Druckwechseladsorptionsverfahren in
2006 wächst der Zubau der Anlagen mit diesem Verfahren kontinuierlich um 2-5 Anlagen bis auf 44
Anlagen in 2016 mit einem Peak von 9 Anlagen in 2012. Diese Anlagen wurden von drei
verschiedenen Herstellern realisiert.
Die Anzahl der Anlagen mit dem Aufbereitungsverfahren Druckwasserwäsche steigt besonders in
den Jahren 2011-2013 um jeweils 11 Anlagen pro Jahr auf insgesamt 56 Anlagen in 2016. Diese
Anlagen wurden von drei verschiedenen Herstellern umgesetzt, wobei ein Hersteller mittlerweile
keine Aufbereitungsanlagen mehr anbietet.
Deutlich zu erkennen ist auch die Marktdurchdringung der Aminwäschen ab 2009 mit einem starken
Wachstum von jährlich ca. 10 Anlagen bis auf 52 Anlagen im Jahr 2013. Diese in Betrieb befindlichen
Anlagen wurden von sechs verschiedenen Herstellern realisiert, von denen sich jedoch einige aus
dem Geschäftsfeld „Biogasaufbereitung“ wieder zurückgezogen haben. In den Jahren 2014 und
2015 sinkt der Anlagenzubau der Aminwäschen auf 3, bzw. 4 Anlagen pro Jahr und stagniert in 2016
bei insgesamt 59 Anlagen. Für die Jahre 2017/2018 wird von den Herstellern mit einem Zubau von
jeweils einer Anlage pro Jahr gerechnet.
32
Die Anlagen mit einer Polyglykolwäsche zeigen von 2006 bis 2010 ein kontinuierliches Wachstum
um je eine Anlage und von 2011 bis 2016 um jeweils 4 bis 6 Anlagen pro Jahr auf, sodass Ende 2016
insgesamt 31 Anlagen mit dem Aufbereitungsverfahren der Polyglykolwäsche in Betrieb waren.
Diese wurden von zwei Herstellern realisiert. Während nach Herstellerangaben in 2017 nur eine
weitere Anlage zur Inbetriebnahme erwartet wird, sind für 2018 fünf weitere Anlagen in Planung.
Im Jahr 2010 wurde die erste großtechnische Biogasaufbereitungsanlage mit
Membrantrennverfahren in Betrieb genommen. Von 2012 bis 2015 erfolgt hier ein Wachstum von
jährlich 2-4 Anlagen, welches jedoch in 2016 stagniert. Mittlerweile befinden sich Anlagen von fünf
verschiedenen Herstellern auf dem Markt. Von diesen Herstellern haben sich zwei aus dem
Geschäftsfeld „Biogasaufbereitung“ wieder zurückgezogen. Für die Jahre 2017/2018 wird von den
Herstellern mit einem Zubau von jeweils einer Anlage pro Jahr gerechnet.
Seit 2013 befindet sich das erste Membran- und Kryogentrennverfahren in Deutschland in Betrieb,
eine 2. Anlage läuft seit 2015. [14], [13]
Abbildung 3-10: Entwicklung der Anzahl an Biogasaufbereitungsanlagen (kumuliert) in Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017 und 2018 unterteilt nach Aufbereitungsverfahren. [14], [13]
Abbildung 3-11 zeigt die kumulierte Entwicklung der Aufbereitungskapazität der in Betrieb
befindlichen Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland unterteilt in die unterschiedlichen
Aufbereitungsverfahren.
Im Vergleich zur Abbildung 3-10 „Anzahl an Biogasaufbereitungsanlagen“ ist deutlich zu erkennen,
dass aktuell in Deutschland die Anlagen mit dem Aufbereitungsverfahren der Aminwäsche von der
Anzahl betrachtet die meisten Anlagen stellen, die größte Aufbereitungskapazität jedoch von den
Druckwasserwäschen bereitgestellt wird.
33
Abbildung 3-11: Entwicklung der Aufbereitungskapazität (Rohgas) unterteilt nach Aufbereitungs-verfahren bei Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2016 mit einer Abschätzung für 2017 und 2018. [14], [13]
Nach bisherigem Kenntnisstand speisten Ende 2016 alle Biogasaufbereitungsanlagen mit Ausnahme
von zwei Anlagen das Biomethan ins Erdgasnetz ein. [14], [13] Damit stehen verschiedene
Nutzungswege (Einsatz in der KWK (EEG), als Kraftstoff, im Wärmemarkt, die stoffliche Nutzung
und der Export) offen, sodass nicht die gesamte produzierte Biomethanmenge der BGAA in EEG-
Anlagen eingesetzt wird.
3.1.3.3. Biomethan-BHKW
Die Datensätze der Stamm- und Bewegungsdaten der Bundesnetzagentur lassen nicht in allen
Fällen eine eindeutige Zuordnung der EEG-Anlagen zum eingesetzten Energieträger zu. Die
Ermittlung der nachstehend dargestellten Ergebnisse erfolgte in einem ersten Schritt durch die
Analyse der Stamm- und Bewegungsdaten, sowie des Anlagenregisters der BNetzA. Ergänzend
hierzu wurde ein Datensatz von Biomethan-BHKW-Anlagen der Deutschen Energie Agentur
ausgewertet und mit den Datensätzen der Bundesnetzagentur verschnitten. Hierbei konnten für das
Betriebsjahr 2016 1.233 Standorte von Biomethan-BHKW mit einer installierten elektrischen
Leistung von 518 MWel zugeordnet werden.
Durch eine Hochrechnung der von der BNetzA nicht spezifizierten Anlagen ergibt sich für 2016 eine
Gesamtanzahl von ca. 1.400 Biomethan-BHKW-Standorten mit einer installierten elektrischen
Leistung von 566 MWel, welche unter Inanspruchnahme der EEG-Vergütung Strom ins Stromnetz
einspeisen.
Abbildung 3-12 zeigt die Entwicklung des Anlagenbestandes von Biomethan-BHKW-Standorten und
der installierten elektrischen Leistung in Deutschland von 2014 bis 2016.
34
Abbildung 3-12: Entwicklung der Anlagenanzahl und elektrischer Leistung von Biomethan-BHKW-Standorten mit Stromeinspeisung nach EEG in Deutschland von 2014 bis 2016 [Eigene Auswertung auf Basis von [11], [8] und [12]].
Abbildung 3-13: Verteilung der Leistungsklassen von Biomethan-BHKW-Standorten in Deutschland in 2016. [Eigene Auswertungen auf Basis von [11]]
Abbildung 3-13 zeigt die Verteilung die Größenklassenverteilung der installierten elektrischen
Leistung an 1.233 Standorten von Biomethan-BHKW. Es zeigt sich, dass 445 und damit 36 % der
1.233 ausgewerteten Biomethan-BHKW-Standorte über eine elektrische Leistung in der
Größenklasse von ≤ 100 kWel verfügen. Es folgen die Leistungsklassen > 100-200 kWel und > 200-
0
5
10
15
20
25
30
35
40
[%]
installierte elektrische Leistung n = 1.233
35
300 kWel mit 150 und 159 Biomethan-BHKW-Standorten und anteilig 12 % bzw. 13 %. Bis auf die
Größenklassen > 300-400 kW, > 500-600 kW und > 1.000-2.000 kW in welchen anteilig 8 % bzw. 9 %
der Anlagen zu finden sind, weisen die anderen Größenklassen einen Anteil von 1-3 % bezogen auf
die Anzahl der Biomethan-BHKW-Standorte auf.
Abbildung 3-14 zeigt die Entwicklung der eingespeisten Biomethanmengen sowie der Biomethan-
Verwertung im Nutzungspfad EEG-KWK in Deutschland von 2011 bis 2016. Nach Angaben der
BNetzA [15] ist die in Erdgasnetze eingespeiste Biomethanmenge von 2,7 TWhHs in 2011 auf
9,2 TWhHs in 2016 angestiegen.
Neben der jährlich gestiegenen Menge an eingespeistem Biomethan konnte parallel hierzu auch ein
signifikant gesteigerter Bedarf an Biomethan im Nutzungspfad Biomethan-KWK verzeichnet
werden. Nach Angaben der dena lag die in 2015 im Nutzungspfad EEG vermarktete
Biomethanmenge bei 7,9 TWhHs. Nach eigenen Berechnungen betrug der Biomethanbedarf für den
Nutzungspfad EEG-KWK in 2015 8,2 TWhHs (2,8 TWhel auf Basis von [11], [8], und [12] unter
Annahme eines durchschnittlichen elektrischen Wirkungsgrades von 38 %). Hieraus ergibt sich ein
Bedarf von 94-98 % der in 2015 eingespeisten Biomethanmengen für die Versorgung der
Biomethan-BHKW. Eigene Berechnungen für das Jahr 2016 ergeben einen nahezu gleichbleibenden
Bedarf von 8,2 TWhHs für die Versorgung der Biomethan-BHKW. Dies entspricht, bedingt durch eine
gestiegene eingespeiste Biomethanmenge, einem relativen Anteil des Biomethanbedarfs der
Biomethan-BHKW im Verhältnis zur insgesamt eingespeisten Biomethanmenge von 89 %.
Abbildung 3-14: Entwicklung der eingespeisten Biomethanmenge und der Biomethan-Nutzung im EEG in Deutschland von 2011-2016. [16], [15], [17] und eigene Auswertung auf Basis von [11], [8] und [12]
Abbildung 3-15 zeigt die Entwicklung der Biomethanvermarktung in Deutschland in
unterschiedlichen Nutzungssektoren von 2012 bis 2015 mit einem Ausblick auf 2017 auf Basis von
Analysen der dena [17]. Deutlich erkennbar ist, dass die Biomethanmenge, welche über das EEG
36
vermarktet wird den Großteil ausmacht. Diese bewegte sich im Jahr 2015 bei einem Jahresbedarf
von ca. 8 TWhHs. Demgegenüber liegen die anderen Nutzungsbereiche Kraftstoffmarkt,
Wärmemarkt sowie der Export in ausländische Märkte jeweils deutlich unter 1 TWhHs pro Jahr,
wobei im Verwendungspfad der stofflichen Nutzung von Biomethan bisher keine nennenswerten
Mengen vermarktet wurden. Zu beachten ist, dass in der Analyse der dena für das Jahr 2015 für
insgesamt 8,8 TWhHs Biomethan der Vermarktungsweg ermittelt werden konnte. Demgegenüber
steht jedoch eine Biomethaneinspeisung von nur 8,4 TWhHs. Hierbei besteht die Möglichkeit, dass
im Jahr 2015 auch Biomethanmengen zum Einsatz kamen, welche bereits vor 2015 produziert und
zwischengespeichert wurden.
Für 2017 wurde nach [17] ein leichter Rückgang bei der Vermarktung des Biomethans im
Nutzungspfad EEG prognostiziert. Dies kann aufgrund bisher noch nicht vorliegender Zahlen weder
bestätigt noch dementiert werden. Darüber hinaus wurde nach [17] jedoch ein deutlich steigender
Marktbedarf an Biomethan vor allem in den Sektoren Wärmemarkt, Kraftstoffmarkt und Export von
> 2 TWhHs in 2017 prognostiziert. In Verbindung mit einem im Vergleich zu den Vorjahren (vor 2015)
hohen Niveau von ca. 8 TWhHs für die Versorgung der Biomethan-BHKW lässt sich hieraus der zwar
auf niedrigem Niveau, jedoch fortwährend zu verzeichnende Zubau an Biogasaufbereitungsanlagen,
plausibilisieren.
Abbildung 3-15: Entwicklung der Biomethanvermarktung in unterschiedlichen Einsatzbereichen in Deutschland von 2012 bis 2015 mit einem Ausblick auf 2017. [17]
3.1.3.4. Feste Biomasse
Nach der Einführung des EEG im Jahr 2000 kam es insbesondere ab der Novelle des Gesetzes im
Jahr 2004 zu einem dynamischen Wachstum bei der Nutzung fester Biomasse zur Stromerzeugung
in Verbrennungsanlagen. Wie auch bei anderen Biomassearten hat sich für Biomasseheizkraftwerke
37
die Zahl neu in Betrieb genommener Anlagen seit dem Jahr 2014 vergleichsweise geringfügig
erhöht. Ohne Kleinst-KWK-Anlagen, bis 10 kWel, Kraftwerken mit Biomasse-Mitverbrennung und
dem nicht nach EEG vergüteten Anteil der Papier- und Zellstoffindustrie waren nach aktuellem
Stand (2017) 707 Biomasseheizkraftwerke einschließlich thermochemischer Holzvergaser mit einer
kumulierten installierten elektrischen Leistung von 1.516 MWel in Betrieb [8], [10]. Seit Inkrafttreten
des EEG 2014 sind 21 Anlagen mit einer installierten Leistung von ca. 26 MWel neu in Betrieb
genommen worden, während vier (ca. 2,4 MWel) stillgelegt wurden. Abbildung 3-16 verdeutlicht die
Entwicklung seit dem Jahr 2000 bis 2016.
Abbildung 3-16 Entwicklung des Anlagenbestands von Biomasseheizkraftwerken einschließlich Anlagen zur thermochemischer Holzvergasung von 2000 bis 2016, ohne Kleinst-KWK-Anlagen < 10 kWel, Kraftwerke mit Biomasse-Mitverbrennung und den nicht nach EEG vergüteten Anteil; in Anlehnung an [8], [10]
In den Jahren 2000 bis 2011 hat zunächst der Zubau neuer Biomasseheizkraftwerke im
Leistungsbereich größer 500 kWel dominiert; jährlich gingen zwischen 10 und 25 Anlagen in dieser
Größenklasse in Betrieb [9]. Seit dem Jahr 2009 werden zunehmend kleinere Anlagen der
Leistungssegmente unter 500 kWel neu installiert, was auf die Technologieentwicklung der
thermochemischen Holzvergasung zurückzuführen ist.
2013 wurden rund 126 Holzvergasungsanlagen mit einer kumulierten elektrischen Leistung von
knapp 13 MWel zugebaut, wobei eine Anlage im Leistungsbereich von 5 MWel zu finden ist [9], [11].
Im Jahr 2014 wurden weitere 61 Holzvergasungsanlagen mit einer kumulierten Leistung von etwa
2,4 MWel hinzugebaut [10]. Dieser Trend relativiert sich jedoch. Seit der Einführung des EEG 2014
wurden lediglich 14 neue Kleinanlagen mit einer kumulierten Leistung von ca. 1,7 MWel im
Leistungsbereich kleiner 500 kWel in Betrieb genommen (unberücksichtigt bleiben drei Anlagen
kleiner 10 kWel). Weiterhin wurden seit August 2014 sechs Anlagen bzw. Biomasseheizkraftwerke
der Leistungsgruppe 500 kWel bis 5.000 kWel und ein Biomasse-HKW größer 5 MWel installiert.
38
Die nachfolgenden Diagramme (Abbildung 3-17 bis Abbildung 3-19) zeigen spezifiziert die zeitliche
Entwicklung des Zubaus der in den Biomasse-HKW, mit naturbelassenen Hölzern als Rohstoff,
verwendeten Energiekonverter [18]. Altholz-Anlagen und Anlagen mit Holzvergaser werden hierbei
nicht betrachtet; Altholz-HKWs umfassen rund 80 Anlagen mit einer installierten elektrischen
Kapazität von insgesamt 800 MWel.
Abbildung 3-17: Jährlicher Zubau verschiedener Turbinentypen (Anzahl) in Biomasseheizkraftwerken mit naturbelassenen Hölzern in Deutschland [18].
Abbildung 3-18: Jährlicher Zubau verschiedener Turbinentypen (Leistung) in BMHKW mit naturbelassenen Hölzern in Deutschland [18].
Im Zeitraum von 1996 bis 2014 wurde die größte elektrische Kapazität mit Entnahme-
Kondensations-Turbinen (EKT) aufgebaut. Die höchsten Stückzahlen wiesen jedoch die –
vergleichsweise kleinen – ORC-Turbinen auf. Der größte Zubau ist im Jahr 2009 mit 16 neuen ORC-
Einheiten zu verzeichnen. Auffällig ist, dass nach 2012 keine weiteren ORC-Anlagen in Deutschland
02468
10121416
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
An
zah
l
Heizturbine Gegendruckturbine Entnahme Kondensationsturbine ORC
0
10
20
30
40
50
1996
1997
1998
1999
2000
200
1
20
02
200
3
200
4
200
5
200
6
2007
20
08
2009
2010
2011
2012
2013
2014
[MW
el]
Heizturbine Gegendruckturbine ORC Entnahme Kondensationsturbine
39
gebaut wurden. Dies ist dem damals geänderten EEG (Technologie-/Innovationsbonus) geschuldet
(Abbildung 3-17); ohne diesen Bonus waren ORC-Turbinen in HKWs wirtschaftlich nicht mehr
darstellbar.
Bezogen auf die jährliche installierte Anlagenleistung ist in Abbildung 3-18 zu sehen, dass mit den
EKT Turbinen der größte Leistungszuwachs stattfand. Dies ist auf die größere Leistung im Vergleich
zu den ORC-Anlagen zurückzuführen.
In Abbildung 3-19 wird die durchschnittliche Größe der neu installierten BMHKWs (unterschieden
nach eigesetzten Turbinen) im Zeitraum 1996 – 2014 dargestellt. Die größten Anlagen sind
diejenigen mit Entnahme-Kondensation-Turbinen (abgesehen von einer Gegendruckturbinenanlage
im Jahr 2010); auch die wenigen Heizturbinen sind im Schnitt wesentlich größer als die in den Jahren
2004 bis 2012 sehr gefragten ORC-Aggregate.
Abbildung 3-19: Jährlich zugebaute BMHKW (durchschnittliche Leistung) mit naturbelassenen Hölzern in Deutschland, unterschieden nach Turbinen Typen [18].
Die durchschnittliche Anlagengröße von ORC-Anlagen ist über die Jahre gleichbleibend auf
niedrigerem Leistungsniveau, da aufgrund spez. Investitionskosten für Leistungen nur bis ca.
1,2 MWel interessant. Größere Anlagen waren als Dampfturbinenanlagen wirtschaftlicher. ORC-
Anlagen wurden insbesondere aufgrund des Innovationsbonus zugebaut (Jahre 2004 – 2012). Die
durchschnittliche Anlagengröße von EKT-Anlagen betrug typischerweise ca. 5-8 MWel (installierte
elektrische Leistung).
Abbildung 3-20 bestätigt, dass seit 2014 keine wesentliche Änderung des Anlagenbestandes
stattgefunden hat. Mehr als die Hälfte der Anlagen haben eine installierte elektrische Kapazität von
mehr als 500 kWel. Auch der Beitrag der unterschiedlichen Größenklassen zur gesamten elektrischen
Kapazität der HKWs ist konstant geblieben. Anders als im Bereich der Biogasanlagen findet eine
Überbauung mit Turbinenkapazitäten nicht statt. Dies ist technisch und wirtschaftlich derzeit nicht
sinnvoll.
02468
1012
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
[MW
el]
ORC Heizturbine Gegendruckturbine Entnahme Kondensationsturbine
40
Abbildung 3-20: Heizkraftwerke - aktuelle Größenverteilung und Anteil an der installierten elektrischen Leistung aller Heizkraftwerke; [11]
Die Zusammensetzung des Holzvergaserbestandes hat sich mit dem EEG 2014 ebenfalls nicht
nennenswert verändert. Die überwiegende Mehrheit der Installationen hat eine elektrische Leistung
von unter 75 kWel. Daneben existieren aber auch große Anlagen mit elektrischen Kapazitäten bis
5 MWel (Abbildung 3-21).
Abbildung 3-21: Holzvergasungsanlagen - aktuelle Größenverteilung und Anteil an der installierten elektrischen Leistung aller Holzvergaser; [11]
3.1.3.5. Flüssige Biomasse
Mit der Novellierung des EEG im Jahr 2004 wurden zunehmend Anreize für die Nutzung von
flüssiger Biomasse wie Pflanzenöl geschaffen. Entsprechend war in den darauffolgenden Jahren, vor
allem in den Jahren 2006 und 2007, ein verstärkter Zubau von Pflanzenöl-BHKW zu beobachten. Mit
41
dem EEG 2009 erfolgte eine Begrenzung des NawaRo-Bonus für Neuanlagen, so dass sich die
Grundvergütung für mittlere und größere Leistungsklassen deutlich verringert hat. Weiterhin haben
neue Regelungen durch die Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) im Jahr 2009
zu zahlreichen Außerbetriebnahmen geführt. Mit Inkrafttreten des EEG 2012 wird Strom aus
Pflanzenöl-BHKW, welche nach dem 31.12.2011 in Betrieb gegangen sind, nicht mehr nach dem EEG
gefördert. Im EEG 2014 ist Pflanzenölmethylester jedoch in dem Umfang als Biomasse anzusehen,
der zur Anfahr-, Zünd- und Stützfeuerung notwendig ist. Abbildung 3-22 verdeutlicht die
Entwicklung des Anlagenbestands Pflanzenöl-BHKW. Unberücksichtigt bleiben Anlagen, welche
mögliche Optionen für eine Umstellung auf einen anderen Energieträger wie Biomethan oder
vereinzelt auch Holzgas genutzt haben.
Während 2007 bis 2010 noch bis zu 2.300 Pflanzenöl-BHKW (ca. 400 MWel) in Betrieb waren, so
waren Ende 2016 etwa 880 Anlagen mit einer kumulierten elektrischen Leistung von rund 120 MWel
in Betrieb.
Abbildung 3-22: Entwicklung des Anlagenbestands von Pflanzenöl BHKW von 2006 bis 2016, differenziert nach Anlagenanzahl und Leistungsklasse; in Anlehnung an [8], [10]
3.1.4. Stromerzeugung nach Biomasseart
Im Folgenden wird die Entwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse, nach Art der
Bioenergieträger (Abbildung 3-23) dargestellt. Während die Stromproduktion aus EEG-
förderfähigen Biomasseanlagen im Jahr 2009 knapp 23 TWhel [10] betrug, so lag diese Ende 2016 bei
rund 41 TWhel [10], [11].
42
Abbildung 3-23: Stromerzeugung durch EEG-förderfähige Biomasseanlagen von 2009 bis 2016, aufgeteilt nach Bioenergieträger; nach [10] (von 2009 bis einschließlich 2013) und [11] (ab 2014)
Die Stromerzeugung belief sich im Jahr 2016 auf knapp 29 TWhel bei Biogas-Vor-Ort-Verstromungs-
anlagen, auf etwa 8,6 TWhel für Anlagen welche feste Biomasse einsetzen, auf ca. 2,8 TWhel bei
Biomethan-KWK-Anlagen und auf rund ca. 0,2 TWhel bei Pflanzenöl-BHKW.
3.2. Entwicklung der Anlagentechnik zur Stromerzeugung aus
Biomasse, Stand der Technik
Vorbemerkung:
Dieses Arbeitspaket verteilt sich über den gesamten Projektzeitraum und soll die Entwicklung der
Anlagentechnik zur Stromerzeugung aus Biomasse mit dem Stand der Technik beschreiben.
Die quantitative Basis des Arbeitspaketes stellt die Auswertung der verwendeten Quellen dar. Die
qualitative Bewertung der Entwicklung wird durch die Befragung verschiedener Akteure
sichergestellt.
Zum derzeitigen Stand der Projektbearbeitung liegt der Fokus auf der qualitativen Betrachtung der
Entwicklung auf Basis von Befragungen und Expertengesprächen, da sich hiermit auch schon
Tendenzen ablesen lassen, die sich derzeit noch nicht in den quantifizierbaren Quellen abbilden.
Die Betrachtung erfolgt getrennt nach den verschiedenen zum Einsatz kommenden
Technologiegruppen.
43
3.2.1. Feste Biomasse
3.2.1.1. Verbrennung fester Biomasse
Die Verbrennung fester Biomasse mit dem (Teil)ziel der Verstromung erfolgt in Biomasse
Heizkraftwerken (BMHKW). Die Verbrennungswärme erwärmt zunächst ein Medium (oft Wasser) in
einem Kessel. Zur Bereitstellung elektrischer Energie muss ein Wärmekraftprozess genutzt werden.
Dies sind meist Dampfprozesse (im englischen Sprachgebrauch Rankine Prozesse) auf Basis von
Wasser oder organischen Lösemitteln (dann Organic Rankine Cycle genannt). Aufgrund der
Tatsache, dass dem Arbeitsmedium über einen Wärmetauscher (Kessel) die Wärmeenergie
zugeführt werden muss, ist die obere Prozesstemperatur durch die maximal zulässige
Materialtemperatur begrenzt und damit erheblich geringer, als dies bei Kreisprozessen mit innerer
Wärmezufuhr (Verbrennungskraftmaschine) der Fall ist. Dies führt bei gleichen Größenklassen zu
deutlich geringeren elektrischen Wirkungsgraden. Solche Anlagen sollten daher nur mit einer
sinnvollen Wärmenutzung betrieben werden. Viele Anlagen wurden aus diesem Grund auch im
Kontext von wärmeintensiven Produktionsprozessen gebaut und werden häufig wärmegeführt
betrieben. Es wurden jedoch in den vergangenen Jahren aufgrund lukrativer EEG-Vergütungen
Anlagen errichtet, die auf eine Wärmenutzung verzichteten.
Derzeit vermarkten über 80% der in einer Studie von trend:research befragten Anlagenbetreibern
ihre Strommengen über das EEG [19]. Aufgrund der aktuellen Regelungen des EEG ist der Neubau
von Anlagen praktisch zum Erliegen gekommen. Es wurden aber in den frühen 2000er Jahren viele
Anlagen in Betrieb genommen, deren EEG-Vergütung somit bald ausläuft. Verfügen diese Anlagen
über gute Wärmenutzungskonzepte und günstige Einsatzstoffe, können sie zu Stromgestehungs-
kosten von 6-7 ct/kWh anbieten. Es ist daher von einer regen Beteiligung dieser Anlagen an den
Ausschreibungen auszugehen.
Mit der Hoffnung auf höhere elektrische Wirkungsgrade und geringerem Wartungsaufwand wurden
in den letzten Jahren einige ORC-Anlagen gebaut. Die erhofften Vorteile konnten jedoch nicht
vollständig erreicht werden, so dass der Technologiebonus für die ORC-Technologie dann auch
wegfiel. Daher wurde diese Technologie bei neueren Anlagen wieder durch auf Wasserdampf
basierende Technologien ersetz.
Das Fraunhofer IEE hat ein Forschungsprojekt zum Thema Flexibilisierung von BMHKW
durchgeführt. Hier zeigte sich, dass Flexibilisierungspotenziale vorhanden sind, die sich aber je nach
vorhandener Technologie stark unterscheiden. Das Interesse der Betreiber von Anlagen, die ein
Flexibilisierungspotenzial besitzen, war hoch.
Als besonders geeignet für eine Flexibilisierung zeigten sich ORC-Anlagen oder Entnahme-
kondensationsturbinen.
Die Betrachtung möglicher Geschäftsmodelle eines flexiblen Anlagenbetriebes zeigte jedoch auch,
dass die derzeitigen Vermarktungsmöglichkeiten zur flexiblen Energiebereitstellung nicht
ausreichend sind um hinreichende Erlöse erzielen zu können. Erst durch die Kombination
verschiedener Systemdienstleistung kann dies funktionieren.
44
Aufgrund der Dominanz der Wärmeenergie bei diesen Technologien ist es von entscheidender
Bedeutung, dass eine Flexibilisierung auf der Stromseite nicht zu Lasten der Wärmenutzung geht.
Ein Wärmespeicher ist daher meist unumgänglich. Als sehr interessante Nebenerkenntnis zeigte
sich jedoch, dass ein Wärmespeicher einen kostengünstigen Weg darstellt, neben der
Flexibilisierung der Strombereitstellung auch die Einsatzzeiten der typischerweise vorhandenen,
fossil betriebenen Spitzenlastkessel zu minimieren. Dies ist vor Allem dann der Fall, wenn die Zahl
der Wärmeabnehmer steigt [18].
3.2.1.2. Sonderfall Altholzverbrennung
Es existieren derzeit ca. 75 Altholzanlagen mit einer elektrischen Leistung von etwa 800 MW.
(Anlagenbestand bis 2016 von 800 MW; Quelle BAV).
Als Ergebnis eines Expertenworkshops, der am 18.08.2017 zum Thema Altholz am Fraunhofer IEE
durchgeführt wurde, lassen sich folgende Tendenzen ableiten:
- Es wird von leicht steigenden bis stabilen Altholzmengen ausgegangen
- Es wird angenommen, dass Preise für Altholz zunächst leicht sinken werden
- Die Betreiber haben die Hoffnung, dass nach Schließung einiger Kraftwerke die Situation
bereinigt wird.
- Trotz einem dann zu erwartenden leichten Rückgang der Zahl der
Altholzverbrennungsanlagen wird davon ausgegangen, dass der größte Teil erhalten bleibt,
weil die noch weiterhin bestehende Entsorgungsaufgabe zu steigenden Preisen für die
Altholzabnahme führt.
- Klare Prognose ist aber schwierig, weil teilweise unklare Wege der Altholzstoffströme
Technologische Konsequenzen daraus:
Es wird davon ausgegangen, dass Altholzanlagen weiterbestehen werden und sie damit ihrer
Entsorgungsaufgabe unter Einhaltung der geforderten Emissionsgrenzen nachkommen können. Es
ist davon auszugehen, dass sich vermehrt bestehende Anlagen, die aus dem EEG laufen, sich an den
Ausschreibungen beteiligen werden, da sie günstig anbieten können. In der Szene ist allerdings
unklar, ob sie hierzu eine neue Betriebsgenehmigung benötigen. [20]
Es stellt sich daher die Frage, ob diese Umstände auch dazu führen können, Innovationsprozesse zu
bremsen, weil kaum noch Neuanlagen errichtet werden.
3.2.1.3. Thermochemische Vergasung:
Die thermochemische Vergasung fester Biomasse ist seit vielen Jahren Gegenstand intensiver
Forschungsarbeiten. Dabei kann man hinsichtlich der Nutzung des produzierten Gases prinzipiell
zwei Wege unterscheiden: Nutzung als Chemierohstoff oder Nutzung zur Verstromung in einer
Verbrennungskraftmaschine. Zentrale Großanlagen z.B. in Skandinavien verfügen über sehr viel
Betriebserfahrung, zielen aber meist nicht auf die Stromerzeugung.
Zur Vermeidung von Nutzungskonkurrenzen zwischen Nahrung und Energie wird schon seit
Langem der Einsatz kleiner, dezentraler thermochemischer Vergasungsanlagen diskutiert, die
unkritische Stoffmengen wie z.B. Stroh, Spelzen u. ä. vergasen und anschließend sehr effizient
45
verstromen könnten, weil das produzierte Gas in einer Verbrennungskraftmaschine mit deutlich
höherem Wirkungsgrad als in einem BMHKW nutzbar ist.
In jüngster Zeit wurden einige 100 Anlagen mit diesem Konzept gebaut, die auch recht zuverlässig
funktionieren, jedoch die hohe Verfügbarkeit neuere Biogasanalgen nicht erreichen. Es sind auch
noch einige technologische Probleme auszuräumen:
- Hinsichtlich der nutzbaren Substrate müssen für einen reibungslosen Betrieb enge
Qualitätsgrenzen eingehalten werden. So werden diese Anlagen oftmals ausschließlich mit
genormten Holzpellets betrieben. Die Möglichkeit der Verwertung sonst nur schwer
nutzbarer Substrate ist somit meist nicht gegeben.
- Zur Kompensation der Engineeringkosten haben die Hersteller sich zunächst auf
Standardgrößen beschränkt. Da sich diese nicht immer passgenau in die betrieblichen
Energieflüsse integrieren lassen, ist bei einigen Anlagen die Wärmenutzung unbefriedigend.
Hier zeichnet sich jedoch ab, dass die Markterfolge auch zu weiteren Entwicklungen geführt
haben und die verfügbare Zahl der Leistungsklassen steigt.
- Eine Flexibilisierung der nachgeschalteten BHKW ist zwar prinzipiell möglich, jedoch
gestaltet sich die Speicherung der Produzierten Gase aufwändiger, als dies bei Biogas der
Fall ist und ein flexibilisierter Betrieb der Vergasungsanlage selbst führt zu schwankenden
Gasqualitäten bzw. auch zu Teerproblemen und wird daher vermieden.
Da die meisten der installierten Anlagen zu Zeiten in Betrieb gegangen sind, die zu einer günstigen
EEG-Vergütung führten, ist davon auszugehen, dass sie bis zum Auslaufen ihrer Vergütungsgarantie
in der gewohnten Art in Betrieb bleiben.
Neuanlagen sind kaum noch zu verzeichnen. Hierzu trägt sicher auch der Wegfall des
Technologiebonus für diese Anlagen bei.
Die Hersteller haben jedoch die Chance erkannt, die in einem flexiblen Anlagenbetrieb liegen kann
und arbeiten an Lösungen. Durch die nachlassende Neubautätigkeit stellt sich jedoch die Frage, wie
diese recht kleine Sparte dann noch die notwendigen Mittel zur Entwicklung aufbringen kann.
3.2.2. Biogas
3.2.2.1. Vor Ort verstromende Biogasanlagen
Dominierendes Thema im Bereich der vor Ort verstromenden Biogasanlagen ist derzeit das Thema
Flexibilisierung. Viele Anlagenbetreiber denken darüber nach bzw. sind schon hierzu tätig. Das zeigt
sich insbesondere auch durch die intensive Wahrnehmung von Schulungsangeboten z.B. seitens des
Fachverband Biogas e.V. (FvB).
Es zeigt sich, dass eine Flexibilisierung insbesondere für Anlagen größer 200kW interessant sein
kann, da hier die zusätzlichen Kosten, welche größenunabhängig sind, besser kompensiert werden
können.
Insgesamt sind es besonders die Effekte der Größendegression, die den Betreibern kleinerer
Anlagen zu schaffen machen. Neben den zusätzlichen Investitionen für eine Flexibilisierung des
Betriebes gilt es, die zunehmend verschärften Anforderungen des Umweltschutzes und der
Arbeitssicherheit zu erfüllen. Hierzu notwendige Investitionen können von größeren Anlagen mit
46
entsprechend höheren Umsätzen besser kompensiert werden. Auch ist es an größeren Anlagen oft
einfacher Optimierungen durchzuführen, die zur Kostensenkung bzw. -kompensation und/oder
Erlössteigerung beitragen. Bei kleineren Anlagen gelingt dies oft nicht. Hier verzeichnet man die
Tendenz, dass „auf Verschleiß“ gefahren wird und es zu einer vorzeitigen Außerbetriebnahme
kommen kann, falls eine größere Reparatur oder Ersatzinvestition anstehen sollte, die nicht
finanziert werden kann.
3.2.2.2. Ausschreibungsverfahren
Nach der Einschätzung des FvB werden sich am Ausschreibungsverfahren zunächst nur recht
wenige Biogasanlagen beteiligen. Man geht davon aus, dass sich etwa 50-100 Anlagen beteiligen
werden. (von einem für die Ausschreibung relevanten Bestand von ca. 1000 Anlagen). Hier verhält
sich die Branche noch sehr abwartend.
Es zeichnet sich aber ab, dass besonders Abfallanlagen hier einen guten Stand haben könnten, da
sich hier besonders interessante Möglichkeiten wie z.B. Satelliten-BHKW darstellen lassen. Die
ursprüngliche Befürchtung der Betreiber von Abfallbiogasanlagen, dass nun auch vermehrt
ehemalige NawaRo-Anlagen Abfallstoffe aufnehmen werden, scheint sich nicht bewahrheitet zu
haben; die genehmigungsrechtlichen Hürden sind hier offenbar zu hoch. Weiterhin ist eine für
NawaRo ausgelegte Biogasanlagentechnik nicht unbedingt für ein größeres Substratspektrum
geeignet (Lagerkapazität, Einbringtechnik, Störstoffhandling usw.).
3.2.2.3. Konsequenzen auf die technologische Entwicklung
Bei den technologischen Entwicklungen lasen sich prinzipiell zwei Tendenzen unterscheiden.
Reaktion auf die schärferen Umwelt- und Sicherheitsanforderungen und Ausrichtung auf einen
flexiblen oder auch Post-EEG-Betrieb.
Bei der ersten Tendenz sind folgende Entwicklungen zu erwähnen:
- Nachrüstung von Abgasnachbehandlungssystemen
- Maßnahmen zur Vermeidung unerwünschter Methanemissionen
- Umsetzung von Havariekonzepten
Im Vordergrund der hierzu notwendigen technologischen Entwicklung stehen sicher die
Abgasnachbehandlungssysteme. Es zeichnet sich weiterhin ab, dass es für Zündstrahldieselmotoren
zunehmend schwierig wird die Grenzwerte einhalten zu können. Es wird davon ausgegangen, dass
diese Technologie mittelfristig im Kontext der Biogasnutzung verschwinden wird.
Zur Vermeidung unerwünschter Methanemissionen bedarf es einer Überwachung der Anlagen mit
geeigneter Messtechnik zunehmend auch besserer Regelungsverfahren bis hin zu modelprädiktiven
Regelungen. Nur so lassen sich flexibilisierte Betriebsweisen mit geringen Methanemissionen in
Einklang bringen.
Bei der zweiten Tendenz stehen folgende Entwicklungen im Vordergrund:
- Erhöhung der installierten BHKW-Kapazität
- Vergrößerung des Nutzbaren Gasspeichers
- Flexibilisierung der Gasproduktion
47
Der flexible Betrieb von BHKW ist technisch recht problemlos möglich, es stellen sich jedoch Fragen
bezüglich der Auslegung. Aus Gründen eines höheren Wirkungsgrades und der spezifischen
Investitionskosten ist die Errichtung eines größeren BHKW die bessere Wahl. Hinsichtlich der
Flexibilität und Ausfallsicherheit ist es ggf. besser, ein vorhandenes BHKW um ein weiteres zu
ergänzen. Eine Strategie des Ein- und Ausschaltens in hinreichend langen Zeitblöcken hat sich
aufgrund der Wirkungsgradvorteile gegenüber einer Teillastfahrweise als vorteilhaft erwiesen.
Weiterhin ist zu beachten, dass die in den letzten Jahren erfolgte stetige Steigerung des
Wirkungsgrades der BHKW dazu geführt hat, dass die verwendeten Gasmotoren aufgrund der meist
angewendeten Magerverbrennung mit hohen Verdichtungsverhältnissen eher zu Startproblem
neigen, als konservativ ausgelegte Aggregate oder Zündstrahldiesel.
Bezüglich der Flexibilisierung der Gasproduktion laufen derzeit einige Projekte, die bis zum
Demonstrationsstadium durchgeführt werden. Dabei ist zwischen der Flexibilisierung der
Gasproduktion an bestehenden Biogasanlagen ohne Umbaumaßnahmen und dem Neubau bzw. der
Nachrüstung flexibilisierender Technologien zu unterscheiden.
Erstere Maßnahmen werden im Feld von den Akteuren teilweise in Eigenregie durchgeführt. Die
wissenschaftlich begleiteten Projekte zeigen jedoch, dass hier ein großes Potenzial besteht, die
Umsetzung jedoch wohl überlegt sein muss, um die Betriebssicherheit der Anlage nicht zu
gefährden oder verstärkte Emissionen zu verhindern.
Neubau bzw. Nachrüstung von Technologien zur flexiblen Gasproduktion befinden sich noch in der
Erprobung und kommen nur vereinzelt im Feld zum Einsatz. Erste Untersuchungen haben ein
großes Potenzial solcher Technologien aufgezeigt, besonders, wenn sich mit steigendem Anteil der
EE am Gesamtbeitrag die Strommärkte noch deutlich ändern werden. Es gilt jedoch die Konzepte so
weit zu entwickeln, dass ihre spezifischen Investitionskosten auch durch den Mehrwert der
Flexibilisierung kompensiert werden und die Technologie für den Feldeinsatz gereift ist.
Insgesamt sind die notwendigen Entwicklungsarbeiten durch die derzeit schlechte wirtschaftliche
Lage vieler Akteure eher gehemmt. Bedenkt man, dass gerade der flexible Betrieb von
Biogasanlagen diese Technologie besonders für sich stark entwickelnde Märkte im Ausland
interessant macht, wirkt sich diese Situation in Deutschland auch hemmend auf die Exportchancen
aus.
In diesen Abschnitt flossen Inhalte eines Expertengespräches ein. [21]
3.2.2.4. Biomethan BHKW
Ende 2016 befanden sich an knapp 1.400 Standorten Biomethan-BHKW in Betrieb. Aufgrund derzeit
unklarere Regelungen zu der Auswirkung von Ersatzinvestitionen bzw. umfangreicheren
Reparaturen bezüglich der Einstufung der EEG Vergütung ist davon auszugehen, dass sich der
Analgenbestand technologisch nicht wandelt und damit auch nicht an Effizienzsteigerungen neuer
Technologie partizipiert.
Ein flexibler Betrieb von Biomethan-BHKW ist ebenso möglich wie bei Vor-Ort verstromenden
Biogasanlagen. Da über das Erdgasnetz quasi ein unbegrenzter Speicher zur Verfügung steht, sind
die Freiheitsgrade inputseitig deutlich größer. Durch die Forderung eines ausschließlichen Betriebes
48
in Kraft-Wärme-Kopplung stellt jedoch die jeweilige Wärmeabnahmestruktur des zu versorgenden
Objektes das limitierende Element dar.
3.2.3. Flüssige Biomasse
Seit dem 01.01.2012 werden Neuanlagen, die ausschließlich mit flüssiger Biomasse betrieben
werden, nicht mehr gefördert. Es existiert jedoch noch ein Anlagenbestand, der eine EEG-
Vergütung bezieht. Zur Erfassung wurden sowohl die Bewegungsdaten als auch die
Zertifizierungsdaten der BLE ausgewertet. Vereinzelte Informationen lassen sich auch über
Ölmühlen erhalten, die Lieferverträge für Pflanzenöl BHKW haben. Dies ist aber aufgrund des
dezentralen Charakters dieser Geschäftsbeziehung sehr arbeitsintensiv.
Unter Zuhilfenahme der Informationen eines Experteninterviews mit [22] ergaben sich folgende
Trends:
3.2.3.1. Für Anlagen, die eine EEG-Vergütung erhalten
- Die noch im Betrieb befindlichen Anlagen leiden aufgrund der geringen Zahl unter Service-
und Ersatzteilproblemen. Es wurden aufgrund solcher Probleme Anlagen schon vorzeitig
außer Betrieb genommen.
- Vornehmlich für Anlagen ohne hinreichende Wärmenutzungskonzepte ist ein
wirtschaftlicher Betrieb nicht mehr darstellbar. Es wurden auch solche Anlagen vorzeitig
außer Betrieb genommen.
- Ein längerfristiger Weiterbetrieb besonders von kleineren, älteren Anlagen dürfte aufgrund
ihres Emissionsverhaltens schwierig werden, da sich die Nachrüstung entsprechender
Abgasnachbehandlungen nicht lohnen würde.
3.2.3.2. Für Anlagen, die keine EEG-Vergütung erhalten
- Es existiert noch ein kleiner Neuanlagenmarkt für Pflanzenölbetriebene BHKW im Sektor
der Versorgung entlegener Liegenschaften in Gewässerschutzgebieten. Hierzu zählen
beispielsweise Hütten des Alpenvereins.
- Weitere Aufträge dürften sich nach Einschätzung der Experten auch auf solche oder
ähnliche Nischenanwendungen beziehen.
3.2.3.3. Rohstoffbasis
Nach Einschätzung der Experten stützt sich die Rohstoffbasis der heute in Betrieb befindlichen
Anlagen auf existierende Lieferverträge. Hierbei handelt es sich um Öl aus zentralen und
dezentralen Ölmühlen aber durchaus auch um zertifiziertes Palmöl. Vereinzelte
Analysennachfragen für das Öl kleinerer, dezentraler Ölmühlen deuten auf eine geringe, aber noch
vorhandene Bewegung im Markt.
3.2.3.4. Konsequenzen für die Technologische Entwicklung
Es ist aufgrund der derzeitigen Marktlage nicht davon auszugehen, dass eine ausgeprägte
technologische Entwicklung erfolgt. Wenn auch die Anwendung in Alpenhütten nicht unter das EEG
fällt, trägt die besonders sensible Umgebung sicherlich dazu bei kleiner Entwicklung hinsichtlich des
Emissionsverhaltens dieser Anlagen zu bewirken. Da es sich in der Regel auch um Inselanlagen
49
handelt, werden weitere Entwicklungen erwartet, die ggf. im Kontext eines Exports in Länder mit
schwachen elektrischen Netzen Anwendung finden können.
In der Branche wurde vor einiger Zeit noch sehr heftig das Thema Flexibilisierung diskutiert. Hier
könnten Pflanzenöl basierende BHKW mit deutlich weniger Aufwand Bedarfsspitzen abdecken, als
dies mit Biogasanlagen der Fall ist. Es ist durchaus vorstellbar, dass dies künftig relevant werden
könnte, wenn es im Zuge eines weiteren EE-Ausbaus nicht gelingt rechtzeitige alternative
Maßnahmen wie Netzausbau durchzuführen bzw. wenn alternative Speichertechnologien nicht zur
Verfügung stehen. Wenn dann die Rohstoffversorgung auf einer nachhaltigen Basis steht und
möglichst in landwirtschaftliche Systeme z.B. im Zuge der Eiweißstrategie integriert ist, spricht
lediglich die Überlegung dagegen, dass diese Stoffmengen in anderen Sektoren (Verkehr) nötiger
gebraucht werden.
3.3. Zur Stromerzeugung in EEG-Anlagen eingesetzte Biomasse
3.3.1. Feste Biomasse
In Tabelle 3-2 erfolgt ein Überblick über die in deutschen Heizkraftwerken (HKWs) eingesetzten
Brennstoffe, favorisierte elektrische Energiekonverter und über den für HKWs im Vergleich zu
anderen Bioenergieanlagen typischen Trend zu größeren Anlagenkapazitäten.
Tabelle 3-2: Clusterung der deutschen HKWs nach Brennstoffen und Energiekonvertern, Stand 2015, Betrachtung der gängigen Anlagengrößen sowie deren extreme Ausprägungen
Rund 300 Heizkraftwerke verarbeiten feste Brennstoffe zu Strom und Wärme. Nicht alle jedoch
werden nach dem EEG für die Stromproduktion vergütet, wegen des Brennstoffes Abfall bzw. weil
ihre Größe über 20 MWel hinausgeht.
Den größten Beitrag (44%) an installierter elektrischer Leistung stellen Reststoffe verarbeitende
Anlagen dar (31,4 % bereinigt um nicht durch das EEG geförderte Anteile), gefolgt von NawaRo-
HKWs (35,1 %). Die höchste Anzahl an Anlagen findet sich in den Sektoren NawaRo (55,2 %) und
Brennstoff/Konverter Anzahl Anlagen Summe kWel Min. kWel Max. kWel Mittel. kWel 25% bis kWel 75% bis kWel
Altholz 33,6% 30,3% 43 18.560 3.655 5.695 22.500
EKT 32,0% 29,0% 43 18.560 3.711 554 5.000
GT 0,8% 0,7% 2.910 2.910 2.910
HeizT 0,8% 0,6% 2.590 2.590 2.590
Landschaftspflegeholz 4,0% 3,2% 500 5.550 2.619 554 5.000
EKT 0,8% 1,4% 5.550 5.550 5.550
HeizT 1,6% 1,4% 2.500 3.145 2.823
ORC 1,6% 0,5% 500 1.400 950
NawaRo 55,2% 35,1% 200 11.440 2.086 700 2.000
EKT 9,6% 19,7% 3.044 11.440 6.739 5.135 8.005
GT 0,8% 0,5% 2.200 2.200 2.200
ORC 44,8% 14,8% 200 2.436 1.087 600 1.500
Reststoffe 7,2% 31,4% 625 31.000 14.312 5.135 8.005
EKT 4,8% 22,3% 625 31.000 15.251
GT 2,4% 9,1% 9.280 16.000 12.433
Gesamtergebnis 100,0% 100,0% 43 31.000 3.505 725 5.605
50
Altholz (33,6 %). Hauptsächlich Landschaftspflegeholz verarbeitende Anlagen spielen kaum eine
Rolle.
3.3.2. Biogas
Der im Bericht verwendete Begriff „Wirtschaftsdünger“ ist in § 2 des Düngegesetzes definiert und
wird ebenso verwendet. Wirtschaftsdünger ist demnach:
„Düngemittel, die
1. als tierische Ausscheidungen
a. bei der Haltung von Tieren zur Erzeugung von Lebensmitteln oder
b. bei der sonstigen Haltung von Tieren in der Landwirtschaft oder
2. als pflanzliche Stoffe im Rahmen der pflanzlichen Erzeugung oder in der Landwirtschaft,
auch in Mischungen untereinander oder nach aerober oder anaerober Behandlung, anfallen
oder erzeugt werden;
3. ist Festmist: Wirtschaftsdünger aus tierischen Ausscheidungen, auch mit Einstreu,
insbesondere Stroh, Sägemehl, Torf oder anderes pflanzliches Material, das im Rahmen der
Tierhaltung zugefügt worden ist, oder mit Futterresten vermischt, dessen
Trockensubstanzgehalt 15 vom Hundert übersteigt;
4. ist Gülle: Wirtschaftsdünger aus allen tierischen Ausscheidungen, auch mit geringen
Mengen Einstreu oder Futterresten oder Zugabe von Wasser, dessen
Trockensubstanzgehalt 15 vom Hundert nicht übersteigt;
5. ist Jauche: Wirtschaftsdünger aus tierischen Ausscheidungen, bei dem es sich um ein
Gemisch aus Harn und ausgeschwemmten feinen Bestandteilen des Kotes oder der Einstreu
sowie von Wasser handelt; Jauche kann in geringem Umfang Futterreste sowie Reinigungs-
und Niederschlagswasser enthalten;[23]“
3.3.2.1. Welche Substrate werden eingesetzt? Welche Veränderungen hat es in
den letzten Jahren gegeben?
Energiepflanzen stellen die wichtigste Substratgruppe zur Biogasproduktion dar. Gemäß
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (FNR) erfolgte in 2014 auf 1,35 Mio. ha ein Anbau von
Pflanzen für die Biogasproduktion. Für 2015 weist die FNR einen vorläufigen Wert von 1,40 Mio. ha
aus und schätzt die Gesamtanbaufläche für Biogassubstrate in 2016 auf 1,45 Mio. ha. [24]
Maisganzpflanzensilage (Silomais) stellt weiterhin das wichtigste Einzel-Substrat für die
landwirtschaftliche Biogasproduktion dar. Die Entwicklung der Anbaufläche zwischen 2011 und
2016 sowie eine Abschätzung für 2017 wird in Abbildung 3-24 dargestellt. Der Datenbestand basiert
auf Angaben des Deutschen Maiskomitee e.V. (DMK). [25]
Die Anbaufläche für Silomais zur Biogasproduktion hat sich zwischen 2011 und 2015 um 250.000 ha
erhöht und ist in 2016 nochmals um 50.000 ha auf 950.000 ha angestiegen.
Für 2017 wird ein gleichbleibender Wert prognostiziert, sodass in diesem Jahr erstmals seit
mehreren Jahren kein weiterer Anstieg der Anbaufläche erwartet wird. Anders als bei der
Anbaufläche zu beobachten, unterliegt die Entwicklung der Erntemengen von Silomais keinem so
eindeutigen Progressionsprofil wie die der Entwicklung der Anbaufläche. Abbildung 3-25 stellt die
Entwicklung der Erntemengen von Silomais zur Verwendung als Biogassubstrat im Zeitraum 2012
51
bis 2016 grafisch dar. Die Zahlenwerte basieren auf Anbauflächen gemäß Abbildung 3-24,
Gesamtanbauflächen für Silomais in Deutschland sowie ausgewiesenen Gesamterträgen von
Silomais (inkl. Lieschkolbenschrot) für das jeweilige Erntejahr. Die Zahlen basieren auf kumulierten
Werten für Deutschland und wurden noch keiner regionalen Wichtung unterzogen.
Abbildung 3-24: Anbaufläche Silomais für die Biogasproduktion im Zeitraum 2011 bis 2016 mit einer Prognose für 2017. [Eigene Darstellung auf Basis von [25]]
Die Zahlen variieren zwischen 32 Mio. t in 2013 und 41 Mio. t in 2016. Hierbei ist zu beachten, dass
die Verwendung dieser Erntemengen als Biogassubstrat zum weit überwiegenden Teil im Folgejahr
stattfindet. D.h., dass die für 2016 ausgewiesene Erntemenge von 41 Mio. t reduziert um Lager- und
Silierverluste frühestens ab Oktober/November 2016 zur Biogasproduktion eingesetzt wurde aber
zum größten Teil erst in 2017 verbraucht wird.
Nach Branchenschätzungen hat der Einsatz von Zuckerrüben als Biogassubstrat in den letzten
Jahren zugenommen, stabilisiert sich zurzeit jedoch. Für 2016 wird von einer Anbaufläche von ca.
15.000 ha Zuckerrüben für die Biogaserzeugung ausgegangen [26]. Die Anbaufläche der
Dauerkultur Durchwachsene Silphie als Biogassubstrat hat sich in 2016 auf 800 ha erhöht. [24]. Die
Anbaufläche für Wildpflanzenmischungen betrug 2016 > 1.000 ha. [27]
Die folgende Tabelle stellt die Ergebnisse von aktuell und in den letzten Jahren durchgeführten
Befragungen von Biogasanlagenbetreibern mit Vor-Ort-Verstromung zum massebezogenen
Substrateinsatz in der Entwicklung von 2014 bis 2016 nebeneinander. Hier wird deutlich, dass ca. die
Hälfte des Substratinputs in Biogasanlagen aus Nachwachsenden Rohstoffen besteht, gefolgt von
tierischen Exkrementen wie Gülle und Festmist. Damit machen NawaRo und Wirtschaftsdünger mit
ca. 95 % den Großteil des Substrateinsatzes in Biogasanlagen aus. Bei der Betrachtung des
650.000
810.000 829.000 850.000
900.000 950.000 950.000
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
900.000
1.000.000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Fläc
he
[h
a]
Zeit [a]
52
Bioabfalls ist anzumerken, dass die Betreiberbefragungen des DBFZ in den Jahren 2014 – 2016 nur
von kommunalen Bioabfällen ausgehen, in der Auswertung von IEE sowohl die kommunalen, als
auch die gewerblichen Bioabfälle enthalten sind.
Abbildung 3-25: Erntemengen Silomais für die Biogasproduktion im Zeitraum 2012 bis 2016. [Grafik auf Basis [25]]
Tabelle 3-3: Massebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen in Deutschland von 2015 bis 29. [Eigene Darstellung auf Basis von [10], [28] und IEE Betreiberbefragung Biogasanlagen 2016, Stand 02/2018]
37.674
32.382
40.296
37.372
40.926
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
2012 2013 2014 2015 2016
Fris
chm
asse
[Tsd
. t]
Zeit [a]
53
Abbildung 3-26: Verteilung des massebezogenen Einsatzes von Nachwachsenden Rohstoffen an Biogasanlagen mit VOV. [IEE Betreiberbefragung Biogasanlagen 2016, Stand 02/2018]
Die Abbildung 3-26 zeigt die Verteilung des Einsatzes von nachwachsenden Rohstoffen an
Biogasanlagen mit VOV. Hier wird deutlich, dass beim massebezogenen Einsatz von
nachwachsenden Rohstoffen Maissilage mit einem Anteil von 74 % klar dominiert. Daneben haben
Getreide-GPS und Grassilage mit 11 % bzw. 8 % Anteile am Substrateinsatz der NawaRo. Sonstige
NawaRo, wie z.B. Zwischenfrüchte, Zuckerrüben, etc. machen anteilig 7 % aus.
3.3.2.2. Herkunft Substrate: betrieblich, regional, überregional, importiert
Abbildung 3-27: Darstellung der mittleren, sowie minimalen und maximalen Transportentfernungen für Substratlieferungen an Biogasanlagen mit VOV in Deutschland. [IEE Betreiberbefragung Biogasanlagen 2016, Stand 02/2018]
54
Die Herkunft der eingesetzten Substrate zur Biogasproduktion ist u.a. abhängig von der Art der
Biogasanlage (z.B. NawaRo-basierte-BGA, Wirtschaftsdünger-basierte-BGA, Abfall-BGA getrennte
Sammlung, etc.), der Anlagenkapazität, der Betreiberstruktur aber auch der Lage der Anlage (z.B.
Grenznähe, regionale Viehdichten, ländlich/städtisch bei Abfall-BGA).
Bei der Betreiberbefragung der Biogasanlagenbetreiber zum Status 2016 haben 123 Betreiber eine
Rückmeldung zu Substratimporten gegeben. Demnach erfolgt bei 97 % kein Import, 3 % der
Anlagenbetreiber importieren ihre Substrate oder einen Teil der Substrate aus den Niederlanden
bzw. Dänemark.
3.3.2.3. Gülleeinsatz
In den nachfolgenden Unterkapiteln wird der Einsatz von Wirtschaftsdüngern für die
Biogasproduktion dargestellt.
Es wird darauf hingewiesen, dass keine bundeseinheitliche und zentrale Erfassung des
Wirtschaftsdüngereinsatzes in Biogasanlagen vorliegt. Um eine möglichst hohe Grundgesamtheit
erfasster Anlagen und damit eine maximale Repräsentativität zu erzielen, wird der Ansatz gewählt,
in einem ersten Schritt Datenbestände, welche innerhalb der Bundeländer erfasst werden mit
möglichst hoher Aktualität darzustellen.
Ergänzend hierzu fliessen die ersten Ergebnisse der Betreiberbefragung ein.
3.3.2.3.1. Umfang Einsatz: Gülle, Mist, HTK
Abbildung 3-28: Verteilung des massebezogenen Einsatzes von Wirtschaftsdünger an Biogasanlagen mit VOV. [IEE Betreiberbefragung Biogasanlagen 2016, Stand 02/2018]
Abbildung 3-28 zeigt die Verteilung des Einsatzes von Wirtschaftsdüngern an landwirtschaftlichen
Biogasanlagen mit VOV. Hier dominiert die Rindergülle mit anteilig 58 % am Gesamtsubstrateinsatz
von Wirtschaftsdüngern. Schweinegülle und sonstige Wirtschaftsdünger, wie z.B.
Hühnertrockenkot, Festmist oder Geflügelmist haben jeweils Anteile von 19 % bzw. 23 %.
55
Nachstehend erfolgt eine Darstellung des Wirtschaftsdüngereinsatzes nach Bundesländern für die
Bundesländer, für welche bis zum Redaktionsschluss dieses Berichtes Informationen vorlagen.
Bayern:
Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft gibt für 2011 folgende eingesetzte Massen (gerechnet
als Frischmasse) an Wirtschaftsdüngern in Bayerischen Biogasanlagen an:
Rindergülle/-mist: 5,4 Mio. t
Schweinegülle/-mist: 1,2 %
Geflügeltrockenkot/-mist: 0,3 %
Die Daten basieren auf einer Stichprobe mit einer Grundgesamtheit von Biogasanlagen mit einem
elektrischen Leistungsäquivalent von 358 MW und wurden einer Hochrechnung auf den gesamten
Bayerischen Biogasanlagenbestand (Stand 31.12.2011) unterzogen und beziehen sich somit auf ein
elektrisches Leistungsäquivalent von 674 MW. [29]
Niedersachsen:
Abbildung 3-29 stellt die Entwicklung des Einsatzes von Gülle und Mist in Biogasanlagen in
Niedersachsen grafisch dar. Wurden in 2012/13 noch 6,2 Mio. t/a Frischmasse an Gülle und Mist in
Biogasanlagen eingesetzt, stieg der Einsatz in 2015/16 auf 7,9 Mio. t/a. Dies entspricht einer
Steigerung von 27 %.
Abbildung 3-29: Einsatz von Gülle und Mist in Biogasanlagen in Niedersachsen 2012/13 bis 2015/16
6,2
7,0
7,6 7,9
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
7,0
8,0
9,0
2012/2013 2013/2014 2014/2015 2015/2016
Mas
se [
t]
Zeit [a]
56
Nordrhein-Westfalen:
In Nordrhein-Westfalen wurden nach Angaben der Landwirtschaftskammer Nordrhein-Westfalen
folgende relativen Massenanteile an Wirtschaftsdüngern zur Biogasproduktion genutzt:
Schweinegülle: 18,9 %
Rindergülle: 12,8 %
Rindermist: 6,1 %
Hähnchenmist: 1,6 %
Schweinemist: 0,5 %
Pferdemist: 0,8 %
Legehennenkot: 0,7 %
Putenmist 0,9 %
Sonstige Wirtschaftsdünger: 0,4 %
Die Angaben beziehen sich auf eine Grundgesamtheit von 219 Biogasanlagen. [30]
Rheinland-Pfalz
Insgesamt wurden in 2014 in 393.200 t Gülle und 66.300 t Festmist eingesetzt. Der jährliche
Masseanteil an Wirtschaftsdünger in den einzelnen Anlagen beträgt i. d. R. über 30 %. [31]
Saarland:
Im Saarland wurden für das Jahr 2015 Substrateinsätze von 7 Vor-Ort-Verstromungs-Biogasanlagen
ermittelt. Diese 7 BGA setzten in 2015 ca. 40 Tsd. t Wirtschaftsdünger als Biogassubstrat ein, die sich
auf 17 % Rinderfestmist und 83 % Rindergülle aufteilen (Masseanteil). [32]
Sachsen:
Der massenbezogene Wirtschaftsdüngeranteil der Sächsischen Biogasanlagen beträgt nach
Angaben des Landesamtes für Umwelt, Landwirtschaft und Geologie des Freistaates Sachsen
mindestens 70 % und setzt sich überwiegend aus Rindergülle zusammen. [33]
Sachsen-Anhalt:
Auf Basis einer Auswertung von 57 Biogasanlagen in Sachsen-Anhalt wurden in 2016 folgende
Anteile an Wirtschaftsdüngern in diesen Anlagen eingesetzt:
Gülle: 72,4 %
Mist: 8,2 %
Geflügelmist/-kot: 0,8 % [34]
57
Thüringen:
Der Wirtschaftsdüngeranteil am Substratmix für die Biogasproduktion beträgt in Thüringen mehr
als 71,3 %. Von den im Bundesland erzeugten Wirtschaftsdüngerarten werden folgende Anteile für
die Biogasproduktion genutzt:
Rindergülle: > 87 %
Schweinegülle 43,5 %
Stallmist: 37,8 %
Bilanziell werden in Thüringen 16 % mehr Hühnerkot in Biogasanlagen eingesetzt als im Bundesland
erzeugt wird. D.h. für diese Wirtschaftsdüngerart findet rechnerisch ein Import nach Thüringen
statt.
Der gesamte Wirtschaftsdüngereinsatz zur Biogasproduktion in Thüringen betrug in 2015 ca.
3,6 Mio. t Frischmasse und gliedert wie folgt auf:
Rindergülle: 69 %
Schweinegülle: 19 %
Stallmist: 10 %
Hühnertrockenkot: 2 %
Jauche: <1 % [35]
3.3.2.3.2. Herkunft
Nachstehend erfolgt eine Darstellung der Herkunft von Wirtschaftsdüngern beispielhaft für die
beiden Bundesländer Niedersachsen und Thüringen.
Niedersachsen:
In 2015 wurden 152.885 t Wirtschaftsdünger aus den Niederlanden nach Niedersachsen importiert.
Im Zeitraum 2012/13 bis 2014/15 lag die jährlich importierte Menge noch bei 91.000 t/a bis
100.000 t/a. Gegenüber dem vorherigen Berichtszeitraum hat sich die Menge um 55.097 t erhöht.
Die importierten Wirtschaftsdünger wiesen hohe Phosphatfrachten auf, die einen Indikator dafür
darstellen, dass es sich bei den Lieferungen verstärkt um aufbereitete Wirtschaftsdünger
(Separation und Herstellung von Mischungen) gehandelt hat. [36]
Von den importierten Wirtschaftsdüngern aus den Niederlanden nach Niedersachsen wurden in
2015 ca. 1/3 der Mengen (52.245 t) direkt an Biogasanlagen geliefert.
Thüringen:
Im Bundesland Thüringen findet kaum Substrathandel statt. Mehr als 90 % der Biogasanlagen
befinden sich in den Landwirtschaftsbetrieben selbst. Daher werden Wirtschaftsdünger in der Regel
direkt aus viehhaltenden Betrieben, die sich an der Biogasanlage befinden, eingesetzt. Lediglich bei
Hühnertrockenkot wird ein Import in das Bundesland verzeichnet. [37]
58
Nach Thüringen wurden in den Jahren 2011 bis 2013 aus den Niederlanden in Summe 12.206 Tonnen
Frischmasse an Hühnertrockenkot, Hähnchenmist, Hühnerkot, Geflügeltrockenkot, Putenmist und
Pelztierkot importiert. Gülle wurde aus den Niederlanden in diesem Zeitraum nicht importiert. [38]
3.3.3. Biomethan
Nachfolgend findet eine Darstellung der Entwicklung des masse- (
Abbildung 3-30) und energiebezogenen (Abbildung 3-31) Substrateinsatzes zur Produktion von
Biomethan statt. Der Datenbestand basiert auf einer Betreiberbefragung auf Basis von [17].
Besonderheit bei Biomethan stellt die Möglichkeit des Einsatzes des aufbereiteten Rohbiogases in
verschiedenen Nutzungssektoren neben der Anwendung im EEG, der Export des Biomethans ins
Ausland sowie die Speicherung des Gases und somit die zeitliche Entkopplung (zum Teil > 1 Jahr)
von Substrateinsatz zur Biogasproduktion und Konversion des Biomethans dar.
Die nachfolgenden Darstellungen zeigen ausschließlich den Substrateinsatz zur
Biomethanproduktion und stellen alleinstehend noch keinen eindeutigen Bezug zur anteiligen
Nutzung in EEG-Anlagen dar.
Die eingesetzten Substrate werden in 4 Gruppen kategorisiert:
Mais
Sonstige NawaRo
Gülle
Abfälle und Reststoffe
Sowohl masse- als auch energiebezogen dominiert der Einsatz nachwachsender Rohstoffe, wobei
Mais das wichtigste Biomethansubstrat darstellt. Der massebezogene NawaRo-Einsatz reduzierte
sich zwischen 2011 und 2015 geringfügig von 81 % auf 77 %. Der massebezogene Einsatz von Mais
fiel geringfügig von 57 % in 2011 auf 53 % in 2015. Der massebezogene Einsatz sonstiger NawaRo lag
2011 als auch 2015 konstant bei 24 %, fiel jedoch in 2012 und 2013 geringer aus, als in den anderen
Jahren. Der energiebezogene NawaRo-Einsatz variierte im Zeitraum 2011 bis 2014 zwischen 85 %
und 92 % und betrug 2015 87 %. Der energiebezogene Einsatz von Mais fiel von 64 % in 2011 auf 60
% in 2015, variierte aber innerhalb der Zeitspanne zwischen 57 % und 71 %. Der energiebezogene
Einsatz sonstiger NawaRo lag in 2011 bei 24 % und in 2015 bei 27 %, schwankte aber in den
dazwischenliegenden Jahren sehr stark zwischen 20 % und 30 %
Der massebezogene Gülleeinsatz schwankte im Zeitraum 2011 und 2015 zwischen 7 % und 15 % und
betrug 2015 12 %. Beim energiebezogenen Gülleeinsatz stieg der Anteil von Gülle von 2 % in 2011
auf 5 % in 2015. Der massebezogene Einsatz von Abfällen und Reststoffen variierte im
Betrachtungszeitraum zwischen 7 % und 11 % und lag in 2015 bei 10 %. Energiebezogen lag im
Betrachtungszeitraum eine Schwankungsbreite von 5 % bis 11 % vor. In 2015 lag der
energiebezogene Anteil von Abfällen und Reststoffen bei 8 %.
59
Auf Basis dieser Quelle lassen sich im Wesentlichen Trends zu einem geringeren relativen
energiebezogenen Einsatz von Mais und einem höheren relativen Einsatz von Gülle ableiten.
Abbildung 3-30: Entwicklung des massebezogenen Substrateinsatzes zur Biomethanproduktion im Zeitraum 2011 bis 2015 (relative Darstellung). [17]
60
Abbildung 3-31: Entwicklung des energiebezogenen Substrateinsatzes zur Biomethanproduktion im Zeitraum 2011 bis 2015 (relative Darstellung). [17]
3.3.4. Flüssige Biomasse
Mit der Änderung des EEG zum 01.01.2012 besteht für neu in Betrieb genommene Anlagen zur
Stromerzeugung aus flüssiger Biomasse nur für den Stromanteil aus flüssiger Biomasse ein
Vergütungsanspruch nach EGG, der zur Anfahr-, Zünd-und Stützfeuerung notwendig ist.
Die Daten der folgenden beiden Unterkapitel basieren auf Angaben der Bundesanstalt für
Landwirtschaft und Ernährung (BLE). Die nachstehend genannten Energiemengen beziehen sich auf
die Mengen an Biobrennstoffen, welche zur Verstromung und Einspeisung nach dem EEG bei der
BLE angemeldet wurden.
3.3.4.1. Welche Pflanzenöle werden eingesetzt?
Im Zeitraum 2013 bis 2014 kamen Pflanzenöle aus Palmöl, Raps und Soja zum Einsatz – in 2015 und
2016 ausschließlich Pflanzenöle aus Palmöl und Raps.
Nach einem moderaten Anstieg des Palmöleinsatzes zwischen 2013 und 2014 ist ein sehr starker
Anstieg von > 200 GWh zwischen 2014 und 2015 zu verzeichnen der 2016 nochmals um > 40 GWh
zugenommen hat. Der Einsatz von Raps unterlag im Zeitraum 2013 bis 2015 einer Steigerung von
>100 GWh, reduzierte sich jedoch in 2016 um rund 90 GWh. Der Einsatz von Soja ist zwischen 2013
und 2014 von einem bereits sehr geringen Niveau bis auf 0,02 GWh gesunken und entfiel in 2015 und
2016 vollständig.
61
Abbildung 3-32: Jährliche Energiemengen der Ausgangsstoffe für Pflanzenöle als Biobrennstoffe, welche zur Verstromung und Einspeisung nach dem EEG im Zeitraum 2013 – 2016 bei der BLE angemeldet wurden [Eigene Darstellung nach [39]]
3.3.4.2. Welche weiteren flüssigen BM werden neben Pflanzenölen noch
eingesetzt?
Neben Pflanzenölen kommen Fettsäuremethylester (FAME), Altspeisefette und –öle (UCO = Used
Cooking Oil) sowie hydrierte Pflanzenöle (HVO = Hydrotreated Vegetable Oils) zum Einsatz.
Fettsäuremethylester wurden im Zeitraum 2013 – 2016 in einer Größenordnung von ca. 10 – 21
GWh/a eingesetzt - Altspeisefette und –öle sowie hydrierte Pflanzenöle hingegen nur in einer
Größenordnung von < 1 - 6 GWh/a, wobei UCO in 2016 nicht und HVO im Betrachtungszeitraum
2013-1016 ausschließlich in 2016 in geringer Menge ausgewiesen wurden.
Gesondert ausgewiesen, da diese Energieträgerfraktionen nicht zur direkten Konversion in BHKW
eingesetzt werden, wird die Biobrennstoffgruppe „Dicklaugen aus der Zellstoffindustrie“, die
ebenfalls, wie die oben aufgeführten Brennstoffe, zur Verstromung und Einspeisung nach dem EEG
bei der BLE angemeldet wurden.
Eine Übersicht der bei der BLE im Betrachtungszeitraum angemeldeten Dicklaugemengen wird in
Abbildung 3-34 dargestellt. Dicklaugen wurden im Zeitraum 2013 – 2016 in einer Größenordnung
von ca. 7,4 – 8,1 TWh/a eingesetzt. Nach einem Anstieg zwischen 2013 und 2015 wurde in 2016 eine
Abnahme der ausgewiesenen Energiemengen um ca. 0,2 TWh verzeichnet.
62
Abbildung 3-33: Jährliche Energiemengen der Biobrennstoffe (ohne Pflanzenöle und Dicklauge), welche zur Verstromung und Einspeisung nach dem EEG im Zeitraum 2013 – 2015 bei der BLE angemeldet wurden [Eigene Darstellung nach [39]]
Abbildung 3-34: Jährliche Energiemengen der Biobrennstoffgruppe „Dicklaugen aus der Zellstoffindustrie“, welche zur Verstromung und Einspeisung nach dem EEG im Zeitraum 2013 – 2016 bei der BLE angemeldet wurden [Eigene Darstellung nach [39]]
3.3.4.3. Preisentwicklung Pflanzenöle
63
Abbildung 3-35: Preisentwicklung Pflanzenöle Großhandelspreise [40]
Abbildung 3-35 stellt die Preisentwicklung für Pflanzenöle als Großhandelspreise im Zeitraum
Februar bis August 2017 für Palmöl, Rapsöl, Sojaöl und Sonnenblumenöl grafisch dar.
Innerhalb des Betrachtungszeitraums zeigt der Preischart für alle vier Pflanzenöle eine fallende
Tendenz, wobei die Preisdegression des für die Stromproduktion in EEG-Anlagen relevantesten
Pflanzenöls Palmöl am stärksten ausgeprägt ist. Weiterhin bildet sich im Betrachtungszeitraum die
Spreizung zwischen Rapsöl mit den spezifisch höchsten massebezogenen Preisen und Palmöl mit
den spezifisch niedrigsten massebezogenen Preisen weiter aus.
3.4. Auswirkungen des sich abzeichnenden Endes der EEG-
Förderung
Ab dem Jahr 2020 endet der Förderanspruch aus dem EEG für die ersten Biomasseanlagen, welche
bereits vor 2000 in Betrieb waren. Seit Inkrafttreten des EEG war der Zubau bzw. die Entwicklung
des Anlagenbestandes und der Stromerzeugung aufgrund sich ändernder Rahmenbedingungen
über die Jahre sehr unterschiedlich (siehe Kapitel 3.1). Das betrifft die jeweils zugebauten
Technologien, Größenklassen und Einsatzstoffe. Das dynamische Wachstum neu installierter
Kapazitäten wurde mit dem EEG 2012 kontrollierbarer. Die EEG Novelle 2014 senkte die
gesetzlichen Vergütungen für Biomasseanlagen und legte damit einen weiteren Grundstein für die
direkte Finanzierung der Biomasseanlagen über die Strommärkte. Ferner wurde ein verstärkter
Fokus auf die Nutzung von Reststoffen sowie auf die Flexibilisierung der Stromerzeugung im
Anlagenbestand gelegt. Zur weiteren Minimierung der Gesamtkosten der Stromerzeugung aus
Biomasse wird mit dem EEG 2017 die künftige Vergütungshöhe (gestaffelt nach Bestands- und
Neuanlagen sowie Leistungsklassen) wettbewerblich ermittelt.
Eine Untersuchung zur voraussichtlichen Entwicklung des Anlagenbestands berücksichtigt:
Die Bestandsentwicklung von Biomasseanlagen in den Jahren 2000 bis 2017
Maximale Ausschreibungsvolumina des EEG 2017
Anschlussförderungen für Bestandsanlagen über erfolgreiche Teilnahmen an EEG-
Ausschreibungen
Neuanlagen mit gesetzlicher EEG-Vergütung (Festvergütung)
Neuanlagen, welche sich erfolgreich an den EEG-Ausschreibungen beteiligen
Leistungserhöhung von Bestandsanlagen zum Zwecke der Flexibilisierung der Strom-
produktion
vorzeitige Stilllegungen
Bestandsanlagen, welche nach 20 Jahren keine weitere Förderung anstreben oder in
Ausschreibungen keinen Zuschlag erhalten
Altholz-Heizkraftwerke sind in den EEG-Ausschreibungen nicht zugelassen.
Der Entwicklung des Biomasse-Anlagenparks sind Stamm- und Bewegungsdaten der
Bundesnetzagentur [11], das Anlagenregister der BNetzA [8] und Zeitreihen des DBFZ [10]
zugrunde gelegt.
64
Die maximalen Ausschreibungsvolumina (Brutto-Ausbaukorridor) im EEG 2017 betragen 150 MWel
pro Jahr (2017-2019) und 200 MWel pro Jahr in den Jahren 2020 bis 2022. Diese vermindern sich um
die Leistung, welche von Neuanlagen mit gesetzlicher Vergütung beansprucht wird. Die aktuellen
Regelungen im EEG 2017 bedeuten die verstärkte Teilnahme an einem Wettbewerb der Anlagen
untereinander und eine zunehmende Konkurrenz um den günstigsten Angebotspreis.
Bestandsanlagen können sich ab 2017 an den EEG-Ausschreibungen für Biomasseanlagen beteiligen
und haben die Möglichkeit ihren (am Strombedarf orientierten) Anlagenbetrieb längstens 10 Jahre
weiter fördern zu lassen. Aufgrund verhältnismäßig hoher Stromerzeugungskosten - im Vergleich
zu anderen erneuerbaren Energieträgern - und gleichzeitig relativ geringer Einnahmen durch den
direkten Stromhandel (Händler, EEX, Stadtwerke etc.) ist ohne Anschlussförderung davon
auszugehen, dass in Zukunft der überwiegende Teil der Biomasseanlagen stillgelegt werden wird.
Ausgehend von einer installierten Gesamtleistung von rund 7,5 GWel im Jahre 2017 (Abbildung 3-36)
würden ohne Anschlussförderung im Jahr 2034 die letzten Bestandsanlagen aus der EEG-Förderung
fallen. Unter Zugrundelegung der derzeit gültigen maximalen Ausschreibungsvolumina und der
Beteiligung von Bestandsanlagen mit einer Anschlussförderung über 10 Jahre würde die installierte
elektrische Leistung im Jahre 2020 7,7 GWel betragen. Danach senkt sich Kapazität rasch auf ein
Niveau von 7 GWel, welches über fünf Jahre konstant bleiben wird, in denen sich Zubau und
Außerbetriebnahmen (bzw. Ende der EEG-Förderung) die Waage halten. Anschließend sinkt die
gesamte installierte Leistung bis zum Jahr 2035 auf ca. 500 MWel. Dies jedoch unter der
Voraussetzung, dass nach 2022 keine weiteren Ausschreibungen für Biomasseanlagen erfolgen. Im
EEG 2017 ist jedoch vorgesehen, dass rechtzeitig weitere Ausschreibungsvolumina aufgerufen
werden.
65
Abbildung 3-36: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung des durch das EEG geförderten Biomasse-Anlagenparks
3.5. Flexibilisierung von Biomasseanlagen und Anlagen zur
Stromerzeugung aus Gasen
Die Flexibilisierung bzw. bedarfsorientierte Stromproduktion von Biomasseanlagen wird derzeit für
Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung sowie für Biomethan-KWK-Anlagen durch die
Flexibilitätsprämie für Bestandsanlagen bzw. durch einen Flexibilitätszuschlag für Neuanlagen
angereizt. Nachfolgend wird aufgezeigt, in welchem Rahmen Biomasseanlagen und Anlagen zur
Stromerzeugung aus Gasen im Markt bzw. im Rahmen der Stromdirektvermarktung integriert sind,
da dies die Voraussetzung für eine bedarfsorientierte Betriebsweise ist. Weiter wird der Stand der
Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie analysiert, sowie der Zubau von Neuanlagen welche für die
Nutzung des Flexibilitätszuschlags berechtigt sind. Um Rückschlüsse auf die tatsächlich praktizierte
Fahrweise zu ziehen, werden Informationen der Übertragungsnetzbetreiber, der BNetzA und auch
Betreiberbefragungen ausgewertet.
3.5.1. Stand der Direktvermarktung (DV)
Mit der Novellierung des EEG im Jahr 2012 wurde der Schwerpunkt auf die Markt-, Netz- und
Systemintegration von EE-Anlagen gelegt. Die Direktvermarktung von Strom ist dabei ein
wesentliches Instrument und gleichzeitig die Grundvoraussetzung dafür um am
Regelleistungsmarkt teilzunehmen. Seit 01.01.2016 gilt eine verpflichtende Direktvermarktung für
alle Neuanlagen über 100 kWel (§21 EEG 2017, zuvor §37 EEG 2014).
66
Abbildung 3-37: Entwicklung der gemeldeten installierten elektrischen Leistung in der Direktvermarktung (DV) von Strom aus Biomasse-, sowie Deponie-, Klär- und Grubengasanlagen im Jahr 2017 (MP=Marktprämie, sDV= sonstige Direktvermarktung); nach [5]
Durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) werden regelmäßig Informationen zur
Direktvermarktung nach § 20 Abs. 1 EEG 2014 bzw. § 21b Abs. 1 EEG 2017 bereitgestellt, welche die
Auswertung der aktuellen Entwicklung der gemeldeten installierten Leistung von EE-Anlagen in der
Direktvermarktung (DV) ermöglichen [5]. Seit Januar 2012 steigt die elektrische Leistung,
insbesondere der Biomasseanlagen, welche den Strom direkt vermarkten, kontinuierlich an.
Abbildung 3-37 zeigt die dynamische Entwicklung für das Jahr 2017. Im Dezember 2017 befanden
sich in Deutschland knapp 5,5 GWel Biomasseanlagenleistung, fast ausschließlich unter
Inanspruchnahme des Marktprämienmodells (MP) in der Direktvermarktung. Ein sehr geringer
Anteil von knapp 3 MWel entfällt unter die sonstige Direktvermarktung (sDV) [5].
Knapp 70 % der in der Direktvermarktung gemeldeten Biomasseanlagenleistung entfiel im
Dezember 2017 auf Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung; gefolgt von Anlagen welche feste
Biomasse als Brennstoff einsetzen (ca. 24 %). Der verbleibende Anteil der installierten Leistung
innerhalb der Direktvermarktung lässt sich Anlagen zuordnen, welche Biomethan oder flüssige
Biomasse nutzen. [5].
Das Leistungsniveau der Deponie-, Klär-, und Grubengasanlagen innerhalb der Direktvermarktung
blieb seit Anfang 2017 konstant auf einem Niveau von ca. 263 MWel, während davon 253 MWel der
Nutzung der Marktprämie zuzuordnen ist [5]. Die leistungsbezogene Aufteilung dieser Anlagen,
welche mindestens einmal die Marktprämie oder die sonstige Direktvermarktung im Jahr 2017 in
Anspruch genommen hatten, zeigt Abbildung 3-38.
67
Abbildung 3-38:Aufteilung der elektrischen Anlagenleistung von Klär-, Deponie- und Grubengasanlagen in der Direktvermarktung im Jahr 2017 (links: Marktprämienmodell, rechts: sonstige Direktvermarktung); nach [5]
Mit ca. 88 %, bezogen auf die installierte elektrische Leistung mit Marktprämienanspruch,
vermarkteten Grubengasanlagen ihren Strom über das Marktprämienmodell, gefolgt von
Deponiegasanlagen mit 11 % und Klärgasanlagen mit 1 %. Innerhalb der sonstigen
Direktvermarktung teilt sich die Anlagenleistung mit jeweils etwa zur Hälfte auf Klär- und
Deponiegasanlagen auf. Grund für die geringen Anteile von Grubengas in der sonstigen
Direktvermarktung könnte das Fehlen der erneuerbaren Eigenschaft sein, da das Gas aus Gruben
zum Abbau fossiler Steinkohle stammt. Die erneuerbare Eigenschaft ist ein wichtiger Beweggrund
für den Absatz der Strommengen über die sonstige Direktvermarktung.
Werden die Anlagen, welche ihren Strom direkt vermarkten mit dem Gesamtanlagenbestand
verglichen, so befinden sich etwa drei Viertel der installierten Biomasseanlagenleistung und in
Summe ca. 50 % der installierten Deponie-, Klär- und Deponiegasanlagenleistung innerhalb der DV
(MP und sDV). Entsprechend ist der Großteil der zu betrachtenden Anlagen bereits im Markt
integriert und erfüllt – zumindest diesbezüglich – die Voraussetzungen für einen am Strompreis
orientierten flexiblen Anlagenbetrieb.
3.5.2. Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie
Mit Inkrafttreten des EEG im Jahr 2012 wurde die Flexibilitätsprämie (§ 33i EEG 2012) eingeführt, um
Anreize für eine stärker am Bedarf orientierte Stromproduktion durch Biogas- und Biomethan-
BHKW zu setzen. Das EEG 2014 (§ 54) sowie das EEG 2017 (§ 50 b) führt den Fördermechanismus der
Flexibilitätsprämie für diese Bestandsanlagen fort.
Seit August 2014 müssen sich die Anlagenbetreiber, welche die Flexibilitätsprämie beziehen über
das Anlagenregister der Bundesnetzagentur (BNetzA) anmelden [8]. Diese Daten dienen als
Grundlage für die weiteren Analysen zum EEG 2014 bzw. EEG 2017. Erfasst werden in den folgenden
Darstellungen Anlagen, deren Leistungserhöhung bis einschließlich November 2017 gemeldet
wurde. In den Jahren zuvor meldeten sich im Rahmen des EEG 2012 ca. 2.200 Biogas- und
Biomethan-Stromerzeugungsanlagen mit einer Gesamtleistung von rund 1,2 GWel für die
Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie an [41]. Der Fachverband Biogas e.V. schätzt, dass etwa
ein Drittel (entspricht ca. 400 MWel) dieser Anlagenleistung im engeren Sinne flexibel betrieben
68
werden [42]. Die Entwicklung der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie zwischen Januar 2016
und November 2017 zeigt Abbildung 3-39.
Abbildung 3-39: Entwicklung der Anlagenleistung von Biogas- und Biomethan-KWK-Anlagen, welche die Flexibilitätsprämie nach § 33 i EEG 2012, § 54 EEG 2014 und § 50 b EEG 2017 mindestens einmal beansprucht haben bzw. sich zwischen Januar 2016 und November 2017 hierfür angemeldet haben; nach [8], [43], [41]
Im Zuge des eingeführten EEG 2014 bzw. EEG 2017 sind bisher rund 1,6 GWel (ca. 2.000 Anlagen),
welche sich zur Nutzung der Flexibilitätsprämie entschieden haben, hinzugekommen. Bis November
2017 wurden insgesamt etwa 4.200 EEG-Anlagen mit einer installierten Leistung von etwa 2,8 GWel
mindestens einmal für das Instrument der Flexibilitätsprämie gemeldet. Der überwiegende Anteil
der flexibilisierten Stromerzeugungskapazitäten bzw. derjenigen Anlagen, welche die
Flexibilitätsprämie in Anspruch nehmen, entfällt auf Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung. So
befinden sich im Rahmen des EEG 2014 und EEG 2017 von den genannten ca. 2.000 Anlagen
insgesamt etwa 1.900 (ca. 1.530 MWel) Biogasanlagen und rund 100 (ca. 70 MWel) Anlagen zur
Verstromung von Biomethan (Stand November 2017) [8].
Die zusätzlich installierte Leistung, welche seit dem 1. August 2014 (EEG 2014) auf eine
Fördergrenze mit max. 1350 MWel angerechnet wird, beträgt Ende Dezember 2017 ca. 570 MWel [8].
Entsprechend werden bisher ca. 44 % des Förderdeckels ausgeschöpft. Hinsichtlich der genannten
kumulierten elektrischen Leistung von 2,8 GWel, welche zur Nutzung der Flexibilitätsprämie
angemeldet wurde, richten, verglichen mit der installierten elektrischen Leistung der Biogasanlagen
(inkl. Biomethan-KWK), über 60 % dieser Anlagen ihre bereitgestellte Leistung in unterschiedlicher
Ausprägung nach dem Strombedarf aus.
Abbildung 3-40 zeigt die Aufteilung der Leistungskategorien derjenigen Anlagen, welche sich für die
Flexibilitätsprämie in dem Zeitraum zwischen August 2014 bis November 2017 angemeldet hatten.
69
Abbildung 3-40: Anlagenanzahl und -leistung nach Leistungsgruppen mit Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie nach § 54 EEG 2014 und § 50b EEG 2017 von August 2014 bis November 2017. Darstellung Fraunhofer IEE in Anlehnung an [8]
Es wird deutlich, dass sich leistungsbezogen der Großteil der für die Flexibilitätsprämie gemeldeten
Anlagen zwischen 500 kWel und 1000 kWel wiederfindet. Gefolgt von Anlagen, zwischen 1000 und
2000 kWel. Diejenigen Anlagen zwischen 100 und 500 kWel machen mit rund 180 MWel den
drittgrößten Anteil aus.
3.5.3. Technische Fähigkeit für eine flexible Stromerzeugung von Anlagen mit
Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie
Prinzipiell haben die Betreiber von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung und Biomethan-KWK-
Anlagen zwei grundsätzliche Möglichkeiten, um zusätzliche Leistung für eine bedarfsorientierte
Fahrweise zur Verfügung zu stellen:
a) Die installierte elektrische Leistung am Standort wird erhöht, die
Bemessungsleistung bleibt konstant.
b) Die Stromproduktion (Bemessungsleistung) wird gesenkt, die installierte elektrische
Leistung bleibt konstant.
In welcher Höhe eine zusätzliche Leistung (Pzusatz) für eine am Strombedarf orientierte Betriebsweise
bei den einzelnen Anlagen zur Verfügung steht, ist abhängig von der technisch-wirtschaftlichen
Anlagenkonstellation und je nach Standort sehr unterschiedlich zu bewerten. Zur Beurteilung der
technischen Fähigkeiten von Biogas- bzw. Biomethan-KWK-Anlagen werden zunächst weitere
Analysen mit Hilfe des Anlagenregisters der BNetzA durchgeführt [8]. Darauf aufbauend werden im
Anschluss relevante Ergebnisse aus der Befragung von Biogasanlagenbetreibern aufgezeigt.
70
3.5.3.1. Analyse des Anlagenregisters der BNetzA
Abbildung 3-41: Monatlicher und kumulierter Umfang der Leistungserhöhung und Anteil der Anlagenanzahl mit Leistungserhöhung im Rahmen der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie (§ 54 EEG 2014 und § 50 b EEG 2017) von August 2014 bis einschließlich November 2017. Darstellung Fraunhofer IEE in Anlehnung an [8]
Anhand der zur Verfügung stehenden Daten aus dem Anlagenregister der BNetzA (Stand November
2017) [8] kann für den Zeitraum ab August 2014 eine Aussage dazu getroffen werden, wie häufig
und in welcher Größenordnung eine Leistungserhöhung der Stromerzeugungskapazitäten
(„Überbauung“) vorgenommen bzw. nicht vorgenommen wurde. Von etwa 2.000 Anlagen nahmen
ca. 60 Prozent, bezogen auf die Anlagenanzahl, welche sich für die Inanspruchnahme der
Flexibilitätsprämie gemeldet hatten, einen Zubau der elektrischen Kapazitäten gegenüber Ihrer
Höchstbemessungsleistung am Stichtag des 31.07.2014 vor. Betreiber, welche sich für eine
Leistungserhöhung entschieden haben, erweiterten ihre Anlage hinsichtlich der ursprünglichen
installierten Leistung um 90 %. Das heißt im Durchschnitt fand bei diesen Anlagen knapp eine
Verdopplung der bereits bestehenden elektrischen Anlagenleistung statt.
Abbildung 3-41 stellt zunächst den monatlichen und kumulierten Umfang der Leistungserhöhung im
Rahmen der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie dar. Weiterhin wird ebenfalls derjenige Anteil
der Anlagen dargestellt, bei dem eine Leistungserhöhung durchgeführt wurde.
Die monatlich hinzukommende elektrische Anlagenleistung bei den Bestandsanlagen beträgt im
aufgezeigten Zeitraum zwischen ca. 1 MWel (2 Anlagen, September 2014) und knapp 33 MWel (65
Anlagen, Dezember 2016). Im Mittel lag der monatliche Umfang der Leistungserhöhung seit August
71
2014 bei ca. 12,5 MWel, aufgeteilt auf jeweils durchschnittlich 30 Anlagen welche eine Überbauung
vorhandener Kapazitäten vorgenommen hatten.
Abbildung 3-42: Leistungserhöhung von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung und Biomethan-KWK-Anlagen mit Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie nach Umfang der Leistungserhöhung in Prozent der ursprünglich installierten elektrischen Leistung (Stand November 2017); nach [8]
Durch die zusätzlich installierten BHKW-Kapazitäten bei den Bestandsanlagen steigt die technische
Fähigkeit für eine bedarfsorientierte Stromerzeugung mit dem Umfang der Leistungserhöhungen
an. Im November 2017 wurde beispielsweise bei 58 von 72 Anlagen ein Zubau elektrischer
Kapazitäten vorgenommen; das heißt etwa 80 Prozent der Betreiber hatten sich in genanntem
Monat für eine Leistungserweiterung und für den Bezug der Flexibilitätsprämie entschieden. Bei
weiterer Betrachtung des zeitlichen Verlaufs in Abbildung 3-41 kann die Tendenz gesehen werden,
dass die Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie zunehmend häufiger mit einer Vergrößerung der
Anlagenkapazitäten einhergeht. Auffällig ist der Dezember 2016. Hier hatten 65 von 136 Anlagen
(knapp 50 Prozent) eine Überbauung der BHKW-Kapazitäten vorgenommen. Dieses Verhalten lässt
vermuten, dass sich eine Vielzahl der Anlagenbetreiber unter hohem Zeitdruck und aufgrund von
Unsicherheiten hinsichtlich der weiteren gesetzlichen Gestaltung des EEG 2017 für die
Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie nach dem EEG 2014 entschieden hatte.
Eine detailliertere Übersicht der Leistungserhöhung von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung
und Biomethan-KWK-Anlagen mit Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie nach Umfang der
Leistungserhöhung in Prozent der ursprünglich installierten elektrischen Leistung zeigt Abbildung
3-42.
Der Großteil der Anlagen, welche eine Leistungserhöhung vorgenommen haben, hat die
ursprüngliche installierte Leistung im Zuge der in Anspruch genommenen Flexibilitätsprämie um
100 % bis 200 % erhöht; das heißt verdoppelt oder verdreifacht. Insgesamt kann somit bei den
gezeigten Anlagen aus Abbildung 3-42 von einer relevanten technischen Fähigkeit für eine flexible
72
Stromproduktion ausgegangen werden, insbesondere da diese bei allen Anlagen durch einen
Umweltgutachter entsprechend bestätigt werden muss.
Grundsätzlich lässt die Regelung im EEG den Spielraum, dass trotz Bezug der Flexibilitätsprämie
und der vorhandenen technischen Voraussetzung (welche durch Umweltgutachter bestätigt wurde)
die Anlagen im Jahresverlauf vom Strommarkt unbeeinflusst und somit unflexibel betrieben
werden. Das heißt, die Fähigkeit für einen flexiblen Anlagenbetrieb bedeutet nicht zwangsläufig,
dass eine bedarfsorientierte Stromproduktion praktiziert wird. Für die aus Sicht des Strommarktes
zum Teil geringe eingebrachte Flexibilität (bezogen auf die technischen Möglichkeiten) werden
folgende Gründe genannt:
- Erlöspotentiale über den Preisspread wurden über die Jahre immer geringer und
verharren aktuell auf niedrigen Niveau, welches die Risiken (z.B. Ausgleichsenergie-
kosten) für viele Betreiber nicht ausreichend abbilden
- Der Wärmemarkt hat einen hohen Einfluss auf den Fahrplanbetrieb (höhere Erlöse am
Wärmemarkt als am Strommarkt).
- Die technische Verfügbarkeit der Anlagen ist zum Teil niedriger ist als geplant. Eine
technische Optimierung – welche möglich ist – wird nur dann vorgenommen, wenn die
Erlöspotentiale am Spotmarkt wieder steigen
- Das Gesamtverständnis ist bei einigen Anlagenbetreiber/innen noch nicht vollständig
ausgereift, was hohe Berührungsängste verursacht (z.B. uneingeschränkter Zugriff des
Direktvermarkters zur Fahrplanerstellung auf die Anlage).
Die bisherigen Analysen zeigen, dass sich das Instrument der Flexibilitätsprämie dennoch etabliert
hat, während der überwiegende Anteil der Betreiber sich für eine Leistungserhöhung entschieden
hat um die Flexibilitätsprämie zu beziehen. Es ist mit einer weiteren Inanspruchnahme dieses
Anreizinstruments zu rechnen, da eine bestimmte Fähigkeit für eine bedarfsorientierte
Betriebsweise u. a. auch die Voraussetzung für eine Anschlussförderung („Ausschreibungen“) für
Bestandsanlagen darstellt (§ 39f Abs. 4 EEG 2017) und dadurch als Investition in die Zukunft
angesehen wird. Bei Erreichen der genannten Fördergrenze von 1.350 MWel entfällt für die Betreiber
jedoch der Anspruch auf die Flexibilitätsprämie. Ende 2015 betrug die Ausschöpfung dieser
Deckelung noch ca. 10 %, Ende 2016 ca. 22 % und November 2017 etwa 37 %. Insgesamt nimmt die
Dynamik der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie zu. Mit dem Zubau weiterer BHKW-
Leistungskapazitäten, bei einer gleichzeitig zum Teil mehrjährigen Planungs-, Genehmigungs- und
Umsetzungsphase wird die Finanzierung für die Betreiber zunehmend schwieriger und hemmt die
Anlagenerweiterung für eine bedarfsorientierte Stromerzeugung, so berichten es
Branchenteilnehmer. Das heißt Investitionsunsicherheiten nehmen zu, was zunehmend zu
Anlagenkonzepten führt, welche ein geringeres Risiko bedeuten, z.B. mit geringerer Zusatzleistung,
geringen Veränderungen an Speicherkapazitäten und Netzanschluss.
3.5.3.2. Ergebnisse aus der Befragung von Biogasanlagenbetreibern mit Vor-
Ort-Verstromung
Als Datenquellen für das Monitoring wurden, ergänzend zu den bereits erfassten Daten, direkte
Befragungen von Marktakteuern vorgenommen, um weitere und detailliertere Analysen
durchzuführen. Dazu sind Online-Fragebögen an verschiedene Akteure versandt worden, um
73
individuelle Sichtwiesen und spezifische Kenntnisse abzufragen. Die Befragung der
Anlagenbetreiber fokussiert die Verfahrens- und Anlagentechnik, die Betriebsweise und -erfahrung
sowie Hemmnisse insbesondere für einen flexiblen Anlagenbetrieb. Nachfolgend dargestellte
Analysen zeigen die Ergebnisse der Befragung von Biogasanlagenbetreibern mit Vor-Ort-
Verstromung im Dezember 2017, welche die Flexibilitätsprämie in Anspruch nehmen. Als Referenz
der Angaben dient das Jahr 2016. Bei bisher insgesamt 127 beendeten Fragebögen (Stand
12.02.2017) liegen Rückmeldungen von 51 Befragten mit Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie
vor. Aufgrund der bisher verhaltenen Rücklaufzahl sind die folgenden Auswertungen nicht als
repräsentativ für den Anlagenbestand anzusehen. Gleichwohl werden wichtige Hinweise zum Stand
der technischen Fähigkeiten gegeben.
Ein wesentliches technisches Merkmal von Biogasanlagen für eine bedarfsorientierte
Stromproduktion ist die am Standort vorhandene Gasspeicherkapazität. Um die in der
Vergangenheit praktizierte Grundlastfahrweise anzupassen, ist in der Regel die Ausweitung
bisheriger Gasspeichervolumina erforderlich. Bestehende Gasspeicher, die keinen ausreichenden
Gasspeicherraum bieten, können hierfür intern (z. B. Vergrößerung der vorhandenen Gasmembran)
und/oder extern (z. B. durch einen ergänzenden Kugelspeicher) erweitert werden. Je größer der
Gasspeicher dimensioniert wird, umso höher ist das Potential die Stromproduktion zeitlich zu
variieren, um Zusatzerlöse am Strommarkt zu generieren. In der Praxis haben sich
Doppelmembrangasspeicher bewährt. Zwei Drittel der Befragten geben an, diese Technik zu
nutzen. Im Zuge der Anlagenerweiterung (Repowering) hat etwa die Hälfte der Betreiber ebenfalls
zusätzliche Gasspeicherkapazitäten installiert. Abbildung 3-43 zeigt die Betreiberangaben zur
maximalen Speicherdauer bei Stillstand der Stromerzeugung. Mit 54 % besitzt die überwiegende
Anzahl der Anlagen (= Anzahl der Nennungen) die technische Fähigkeit, mindestens 8 Stunden
Biogas zwischen zu speichern, während die Angaben bis zu 32 Stunden reichen. 46 % der Befragten
geben an, dass eine maximale Speicherdauer bis zu 8 Stunden möglich ist.
Auswertungen zur Höhe des Brutto-Gasspeichervolumens zeigen, dass die Tendenz in Richtung
immer größerer Gasspeichervorrichtungen bis hin zu 45.000 m³ geht. Gemessen an den zur
Verfügung stehenden Angaben ist davon auszugehen, dass die vorhandenen
Gasspeicherkapazitäten eine solide Basis zur Flexibilisierung der Stromerzeugung bieten.
74
Abbildung 3-43: Betreiberangaben zur maximalen Dauer der Gasspeicherung bei Stillstand der Stromerzeugung (Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung und Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie)
Im Rahmen von Repowering-Maßnahmen haben 43 Betreiber angegeben, die installierte elektrische
Leistung am Standort erhöht zu haben (inklusive Satelliten-BHKW). Die Bemessungsleistung wurde
dabei in der Regel unverändert gelassen (36 Angaben); zwölf bzw. zwei Betreiber geben an, diese
erhöht bzw. reduziert zu haben.
Die kumulierte Leistung vor bzw. nach Umbaumaßnahmen betrug ca. 27 MWel (90 BHKW) bzw.
53 MWel (129 BHKW), sodass im Durchschnitt die ursprüngliche Nennleistung knapp verdoppelt
wurde. Während die Anlagenleistungsgruppe vor dem Zubau zusätzlicher BHKW-Kapazitäten
zwischen 500 kWel bis 1000 kWel am häufigsten vertreten war, so befand sich im Anschluss der
Großteil der Anlagen in der Leistungsgruppe zwischen 1.000 bis 2.000 kWel. Abbildung 3-44 zeigt,
dass die ursprünglich installierte Leistung am häufigsten verdoppelt oder verdreifacht wurde (vgl.
auch Abbildung 3-42). Gleichzeitig hat eine kleine Betreibergruppe (ca. 20 %) die bisherige
Anlagenleistung nur geringfügig um bis zu 50 % erhöht und/ oder alte BHKW ersetzt. Auf der
anderen Seite finden sich Betreiber, welche die ursprünglich vorhandene Leistung knapp
vervierfacht haben.
Bei Betrachtung der bisherigen Auswertungen zu den Repowering-Maßnahmen wird deutlich, dass
der Umfang der Leistungserhöhung in Abhängigkeit der jeweiligen Standortbedingungen und –
konzepte zum Teil sehr unterschiedlich ausfällt. Entsprechend variiert die technische Fähigkeit der
aufgezeigten Anlagen, die Stromproduktion am Bedarf auszurichten. Dies haben ebenfalls die
Auswertungen der Daten aus dem Anlagenregister der BNetzA gezeigt, wobei bei dem größeren
Anteil der Anlagen von einem hohen technischen Potential ausgegangen werden kann.
75
Abbildung 3-44: Betreiberangaben zur Leistungserhöhung nach Umfang der Leistungserhöhung in Prozent der ursprünglich installierten elektrischen Leistung (Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung und Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie)
3.5.4. Berechtigte Anlagen zur Inanspruchnahme des Flexibilitätszuschlags
Mit Einführung des EEG 2014 wird Neuanlagen (Biogas mit Vor-Ort-Verstromung und Biomethan-
BHKW), welche ab dem 01. August 2014 in Betrieb genommen wurden und deren Nennleistung
100 kWel übersteigt, ein Flexibilitätszuschlag (FlexZ) gewährt. Eine wesentliche Regel zur
finanziellen Förderung ist, dass maximal 50 Prozent der mit der installierten Leistung erzielbaren
Arbeit vergütet wird und die Anlage somit eine festgelegte „Überkapazität“ aufweisen sollte (siehe
§ 47 Abs. 1 EEG 2014). Aus genannter Regelung ergibt sich eine Vergütung für die Strommengen
welche während jährlich max. 4.380 Vollbenutzungsstunden erzeugt wurden. Entsprechend besteht
im Rahmen der Direktvermarktung ein hoher Anreiz für eine strompreisorientierte Fahrweise.
Eine Übersicht der neuen Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung seit Inkrafttreten des EEG 2014,
aufgeteilt nach Leistungsgruppen, zeigt Abbildung 3-45. Zwischen August 2014 und November 2017
wurden gemäß Anlagenregister der BNetzA [8] insgesamt ca. 460 Biogasanlagen mit Vor-Ort-
Verstromung mit einer Stromerzeugungskapazität von ca. 82 MWel neu hinzugebaut. Hiervon lassen
sich etwa 28 MWel kleinen Biogasanlagen der Größenklasse bzw. Nennleistung kleiner 100 kWel
zuordnen, aufgeteilt auf ca. 390 Anlagen. Das entspricht knapp 35 % der gesamten neu installierten
Biogas-Erzeugungskapazitäten mit Vor-Ort-Verstromung. Bezogen auf die Anlagenanzahl macht
diese Leistungsklasse ca. 85 % aus. Der weitaus größte Teil sind Gülle-Kleinanlagen mit einer
installierten Leistung von 75 kWel. Da für die Berechtigung der Inanspruchnahme des
Flexibilitätszuschlags eine installierte Leistung von 100 kWel Voraussetzung ist, sind die genannten
Kleinanlagen hiervon ausgenommen und haben auch keine Anreize für eine flexible
Stromerzeugung bzw. sind von der Teilnahme an der verpflichtenden Direktvermarktung
entbunden.
76
Abbildung 3-45: Aufteilung neuer Biogasanlagen von August 2014 bis einschließlich November 2017 nach Anlagenleistungsgruppen; nach [8]
Seit Inkrafttreten des EEG 2014 wurden etwa 70 Biogasanlagen (ca. 54 MWel) neu hinzugebaut,
welche eine Leistung über 100 kWel aufweisen. Hiervon liegt der Hauptanteil der installierten
Leistung zwischen 500 – 1000 kWel, aufgeteilt auf 34 Anlagen. Bemerkenswert ist, dass etwa 30 %
der gesamten installierten Leistung auf 13 Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung auf die
Anlagenleistungsgruppen ab 1000 kWel entfällt. Die größte neu in Betrieb genommene Anlage seit
August 2014 besitzt eine Nennleistung von ca. 4,4 MWel.
Abbildung 3-46: Aufteilung neuer Biomethan-BHKW von August 2014 bis einschließlich November 2017 nach Anlagenleistungsgruppen; Darstellung Fraunhofer IEE in Anlehnung an [8]
Die neu installierte Leistung von Anlagen, welche Biomethan als Brennstoff einsetzen beträgt nach
Angaben der BNetzA [8] knapp 30 MWel, bei insgesamt 95 Anlagen (Stand November 2017). Die
Aufteilung der neuen Biomethan-KWK-Anlagen nach Leistungskategorien zeigt Abbildung 3-46. Es
fällt auf, dass bezüglich einer Anlagenanzahl von 60 (ca. 2 MWel) die Leistungsgruppen unter
77
100 kWel überproportional vertreten sind. 35 Anlagen ab einer installierten Leistung von 100 kWel
besitzen eine kumulierte elektrische Leistung von ca. 28 MWel, welche prinzipiell für die
Inanspruchnahme des Flexibilitätszuschlags berechtigt sind.
Werden die Leistungen der Biogas- und Biomethan-KWK-Anlagen ab 100 kWel zusammengefasst,
so ergibt sich eine installierte Leistung von knapp 82 MWel, welche durch etwa 100 Anlagen flexibel
bereitgestellt werden. Bei einer Betriebsauslastung von angenommen 50 Prozent ergibt sich eine
Bemessungsleistung von etwa 40 MWel.
3.5.5. Tatsächlich am Strombedarf orientierte Betriebsweise von Anlagen mit
Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie und Flexibilitätszuschlag
Um die tatsächlich am Strombedarf orientierte Betriebsweise von Anlagen mit Inanspruchnahme
der Flexibilitätsprämie zu beschreiben, wird nachfolgend die Anlagenauslastung von Biogasanlagen
mit Vor-Ort-Verstromung ermittelt. Die Anlagenauslastung, gemessen an den jährlichen
Volllaststunden, als Quotient zwischen produzierter Strommenge und elektrischer Leistung, ist ein
Indikator dafür, in welchem Ausmaß gezielt Strom in das Netz eingespeist wird. Je geringer die
Volllaststunden einer Anlage ausfallen, umso größer ist die Flexibilität, um auf
Bedarfsschwankungen zu reagieren. Hinsichtlich der Betriebsweise spielen, neben gesetzlichen
Vorgaben und Vergütungsstrukturen, Preisentwicklungen auf relevanten Märkten (Strom- und
Regelleistungsmärkte sowie Wärmemarkt) eine wichtige Rolle, welche wesentlichen Einfluss auf die
Wirtschaftlichkeit besitzen.
Abbildung 3-47: Kumulierte Häufigkeit der Auslastung von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung mit und ohne Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie bzw. Flexibilitätszuschlag anhand der nach EEG vergüteten Strommengen im Jahr 2016; nach [11]
Anhand der verfügbaren Stamm- und Bewegungsdaten, welche von den Übertragungsnetz-
betreibern bzw. von der BNetzA zur Verfügung gestellt werden [11], lassen sich die nach EEG
vergüteten Strommengen zur Ermittlung der jährlichen Volllaststunden heranziehen. Zu beachten
ist, dass diese Anlagenauslastung während des tatsächlichen Betriebs höher ausfällt, wenn der
78
produzierte Strom selbst verbraucht (Eigenstromnutzung) und/oder außerhalb des EEG vermarktet
wird. Diese Angaben finden sich nicht in den Abrechnungen der Übertragungsnetzbetreiber wieder
[11]. Abbildung 3-47 zeigt die Auslastung des Biogasanlagenbestands im Jahr 2016 mit und ohne
Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie (FlexP) bzw. des Flexibilitätszuschlags (FlexZ).
Die jährlichen Volllaststunden fallen bei denjenigen Anlagen am höchsten aus, welche keine der
Anreizinstrumente für eine bedarfsorientierte Stromproduktion in Anspruch nehmen. Bei einem
Median von ca. 7.680 jährlichen Volllaststunden wird der relevante Teil der Biogasanlagen ohne
Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie bzw. des Flexibilitätszuschlags jährlich zwischen etwa
6.050 (1. Quartil, 25 %) und 8.250 Volllaststunden (3. Quartil, 75 %) betrieben. Anlagen mit
Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie weisen bei Untersuchung der kumulierten Häufigkeit
zwischen dem 1. bzw. 3. Quartil ca. 4.220 bzw. 6.570 Volllaststunden auf, während der Median bei
etwa 5.330 jährlichen Volllaststunden liegt. Die geringsten jährlichen Volllaststunden ergeben sich
für Anlagen, welche den Flexibilitätszuschlag in Anspruch nehmen. Der Median liegt bei diesen
Anlagen bei ca. 3.070 Volllaststunden, während am häufigsten eine Anlagenauslastung zwischen
830 und 4.670 jährlichen (1. bis 3. Quartil) Volllaststunden vorzufinden ist. Eine stark reduzierte
Anzahl jährlicher Volllaststunden ist dabei unter anderem auf Inbetriebnahmen während des
Jahresverlaufs zurück zu führen.
Die Auswertung aus Abbildung 3-47 zeigt deutliche Unterschiede, während bei neu in Betrieb
genommenen Anlagen mit Inanspruchnahme des Flexibilitätszuschlags mit der höchsten
Bedarfsorientierung zu rechnen ist. Aber auch diejenigen Biogasanlagen, welche die
Flexibilitätsprämie nutzen, weisen eine deutliche reduzierte Anzahl an jährlichen Volllaststunden
auf. Ergebnisse aus der durchgeführten Betreiberbefragung weisen ebenfalls darauf hin, dass
Anlagen mit Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie meist zwischen 4.000 und 5.000
Vollbenutzungsstunden betrieben werden. Dabei passen die Anlagen ihre Leistung zum Teil
mehrfach täglich den Gegebenheiten des Strommarktes an. Als wesentliches Hemmnis für eine
bedarfsorientierte Stromproduktion sehen die Biogasanlagenbetreiber in erster Linie die mangelnde
Wirtschaftlichkeit von Flexibilisierungsmaßnahmen. Weiterhin wird ebenfalls die hohe Komplexität
rechtlich-regulatorischer Rahmenbedingungen als Hindernis genannt.
3.5.6. Flexibilisierungsanreize für weitere Anlagen zur Stromerzeugung aus
Biomasse und Gasen
Bisher werden förderpolitische Anreize hinsichtlich einer bedarfsorientierten Stromproduktion für
die Betreiber von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung und Biomethan-KWK-Anlagen gesetzt.
Für die verbleibenden Anlagentechnologien zur Stromerzeugung aus Biomasse und Gasen existiert
außer den (eingeschränkten) marktwirtschaftlichen Anreizen am Strom- und Regelleistungsmarkt
keine direkte Förderung zur Flexibilisierung der Stromerzeugung. Nachfolgend sollen Ansätze
vorgestellt werden, ob und inwieweit Flexibilisierungsanreize ebenfalls für Klär-, Deponie- und
Grubengasanlagen sinnvoll sein könnten.
Aufgrund unterschiedlicher Anlagentechnik und Standortbedingungen haben Klär-, Deponie- und
Grubengasanlagen einen anderen Fokus. Kläranlagen besitzen primär die Aufgabe der
Abwasserbehandlung und sind regelmäßig die größten Stromverbraucher in Kommunen [44]. Die
Möglichkeiten dieser Anlagen, als Flexibilitätsoption im zukünftigen Energieversorgungssystem zu
79
agieren, ist aktuell noch Gegenstand der Forschung (siehe BMBF-Fördermaßnahme ERWAS [44]).
Zum Ausgleich der fluktuierenden Stromerzeugung aus Windkraft und Photovoltaik ist der
Anlagenbetrieb bisher nicht optimiert. Das heißt Stromproduktion und –verbrauch am
Anlagenstandort wird, aufgrund der Eigenstromoptimierung, nur bedingt den Erfordernissen des
(zukünftigen) Energieversorgungssystems angepasst. Zukünftige Förderanreize könnten einerseits
darauf abzielen, die technische Ausstattung von Kläranlagen für eine bedarfsorientierte
Stromproduktion anzupassen. Auf der anderen Seite wäre es möglich den Eigenstrombedarf
zunehmend in Zeiten geringer Börsenstrompreise (geringer allgemeiner Strombedarf) zu verlagern.
Der Fokus bei Deponie- und Grubengasanlagen liegt darauf, austretende Methangase energetisch
zu nutzen bzw. Treibhausgasemissionen zu minimieren. Überkapazitäten ergeben sich bei diesen
Anlagentypen durch die mit der Zeit reduzierten austretenden Gasmengen. Aus dieser Hinsicht
ergibt sich über den zeitlichen Verlauf und aus Perspektive der Betreiber bereits ein
marktwirtschaftlicher Anreiz, die energetische Verwertung der Gase in Zeiten hohen Bedarfs zu
verschieben, wenn die Anlagen nicht mehr voll ausgelastet sind. Voraussetzung für einen
wirtschaftlichen flexiblen Betrieb sind jedoch hinreichende Erlösmöglichkeiten an den relevanten
Märkten (insbesondere Spotmarkt).
3.6. Kraft-Wärme-Kopplung bei Biomasseanlagen und Anlagen zur
Stromerzeugung aus Gasen
3.6.1. Biogas
Folgende Auswertungen basieren auf einem gemeinsamen Projekt des Fachverband Biogas e.V. und
der Hochschule für Wirtschaft und Umwelt Nürtingen-Geislingen.
Die Daten basieren auf einer Grundgesamtheit von 602 Betreiberantworten zu Wärmenutzungen an
Biogasanlagen in Deutschland. Hierbei ist zu beachten, dass die Beheizung der Fermenter als
Wärmenutzung mit aufgeführt ist, diese jedoch nicht als tatsächliche externe Nutzung der
Prozesswärme des BHKW zu bewerten ist. Grundsätzlich mindert die benötigte Wärme für die
notwendige Fermenterheizung die Menge der extern nutzbaren Wärme.
Die Fermenterheizung ausgenommen, ist die am weitesten verbreitete Anwendungsart der
Wärmenutzung in 81 % der Nennungen die Beheizung von Wohngebäuden. Auch die Verwendung
zur Holztrocknung mit 47 % und die Beheizung von Firmengebäuden mit 45 % gehören zu den
relevantesten Anwendungsfällen. Anschließend folgt die Getreidetrocknung mit 36 % vor allen
weiteren Verwendungsarten, deren Anteil an der Nutzung zwischen ca. 6,5 % und 27 % liegt.
Die Liste der Mengenverteilung wird (abgesehen von der Fermenterheizung) mit 33 % von der
Beheizung öffentlicher Gebäude angeführt. Weitere 14 % werden für die Holztrocknung genutzt. Zu
den restlichen 11 % zählen die Wärmeversorgung von Schulen, Kindergärten, Wohn- und
Firmengebäuden sowie der Betrieb von Getreidetrocknungen.
80
Abbildung 3-48: Anteil verschiedener Wärmenutzungen von Biogasanlagen [45]
Abbildung 3-49: Bedeutung verschiedener Wärmenutzungen von Biogasanlagen [45]
Die Verteilung der Arbeitspreise bei externer Wärmenutzung wird bei ca. einem Viertel der
Nennungen von dem Minimum zwischen 0 und 1 Ct/kWh angeführt. Den nächsten Block bildet mit
einer Häufigkeit von 20 % eine Vergütung zwischen 3-4 Ct/kWh, die knapp über dem Mittelwert von
0% 20% 40% 60% 80% 100%
Fermenterheizung
Wohngebäude
Holztrocknung
Firmengebäude
Getreidetrocknung
Öffentliche Gebäude
Schule oder Kindergarten
Sonstige
Öffentliches Schwimmbad
Stallungen
Gärprodukttrocknung
Gewächshaus
Krankenhaus oder Seniorenheim
n = 602
42%
33%
14%
5%
3% 2% 1%
Fermenterheizung
Öffentliche Gebäude
Holztrocknung
Schulen oder Kindergarten
Wohngebäude
Firmengebäude
Getreidetrocknung
n = 602
81
2,6 Ct/kWh liegt. Die Spitzenpreise von 6-7 Ct/kWh und über 7 Ct/kWh sind dagegen nur mit 3 % und
2 % vertreten.
Abbildung 3-50: Vergütungshöhe bei externer Wärmenutzung aus Biogasanlagen [45]
Abbildung 3-51: Gründe für geringe Wärmenutzung an Biogasanlagen [45]
Als Hauptgrund für die geringfügige Wärmenutzung wurde in über 80 Fällen (21 %) der
Bedarfsunterschied zwischen Sommer und Winter angeführt. An zweiter Stelle steht beispielsweise
das Auslaufen der EEG-Förderung mit über 50 Nennungen (14 %).
82
3.7. Stromerzeugung aus Biomasse außerhalb des EEG
Nicht alle erneuerbaren Energieträger sind nach dem EEG förderberechtigt, sodass eine
Unterscheidung vorgenommen werden muss. Laut Monitoringbericht 2016 [16] der
Bundesnetzagentur ist eine EE-Anlagenleistung in Höhe von 4,9 GW nicht nach dem EEG
förderberechtigt (Stand Ende 2015). Der Großteil dieser Leistung entfällt auf Anlagen, welche
Laufwasser (2,5 GW), Speicherwasser (1,5 GW) und Abfall (0,9 GW) zur Stromerzeugung nutzen.
Beim Energieträger Abfall wird der biogene Anteil des Abfalls den nicht förderberechtigten
Erneuerbaren Energieträgern zugerechnet, während weitere 0,9 GW Erzeugungsleistung den
konventionellen Energien zugeschrieben werden. Insgesamt erzeugten die nicht nach dem EEG
förderberechtigten Anlagen im Jahr 2015, welche mit (u. a. biogenem) Abfall befeuert wurden,
3,9 TWh Strom. [16]
Im Folgenden werden Auswertungen der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur (Stand 31.03.2017)
[46] vorgenommen, in welcher Bestandskraftwerke in Deutschland mit einer elektrischen Netto-
Nennleistung von mindestens 10 MWel einzeln aufgeführt sind, sowie Nicht-EEG-Anlagen kleiner
10 MWel. Hinsichtlich der Bioenergieanlagen außerhalb des EEG liegt der Schwerpunkt der
Betrachtung bei Biomasse-HKW in Unternehmen der Papier- und Zellstoffindustrie, welche in
Tabelle 3-4 aufgezeigt werden. Hier erfolgte ein Abgleich vergangener Arbeiten von Scheftelowitz
et al. 2016 [10] und den Anlagenstamm- bzw. Bewegungsdaten der BNetzA [11].
Tabelle 3-4: Übersicht von Biomasse-HWK der Papier- und Zellstoffindustrie sortiert nach elektrischer Nennleistung (Fraunhofer IEE in Anlehnung an [10], [11] und [46]
Unternehmen/ Kraftwerks-betreiber
Inbetrieb-nahme (EEG-Ver-gütung seit)*
Haupt-brennstoff
Zusatz- / Ersatz-brennstoffe (EBS)
Vergütungs-fähig nach EEG (ja/nein)
Elektrische Nennleistung (nach EEG vergütet)* in MW
Zellstoff Stendal GmbH
2004 (2009)
Ablauge aus Zellstoff-
produktion, Rinde/Holzreste
Heizöl, Erdgas ja 135** (40)
Stora Enso Maxau GmbH
2010 Biomasse Steinkohle (bei zu feuchter
Biomasse), Schlämme,
Ersatzbrennstoff, Erdgas i.d.R. zur Stützfeuerung
nein 78,0 (-)
Stora Enso Sachsen GmbH
1993 Erdgas Biogas, Papierfaser-
schlamm, EBS
nein 46,6
SCA Hygiene Products GmbH
1966 / 2000 (2003)
Sulfitablauge Erdgas / Biomasse ja 28** (20)
Zellstoff- und Papierfabrik Rosenthal GmbH
1999 (2009)
k. A. k. A. ja 28** (20)
Sappi Stockstadt GmbH
2003 (2003)
Ablauge aus Zellstoff-
herstellung
Heizöl als Stützfeuerung
ja 18,9** (14)
83
Unternehmen/ Kraftwerks-betreiber
Inbetrieb-nahme (EEG-Ver-gütung seit)*
Haupt-brennstoff
Zusatz- / Ersatz-brennstoffe (EBS)
Vergütungs-fähig nach EEG (ja/nein)
Elektrische Nennleistung (nach EEG vergütet)* in MW
Sappi Alfeld GmbH 1988 (2003)
k. A. k. A. ja 16,8 (16,8)
UPM GmbH, Werk Schwedt
2009 Biomasse Reststoffe aus der Papierherstellung, Altholz; alt. HEL,
Erdgas
nein 13,3
Sappi Ehingen GmbH
1990 (2000)
Biomasse Erdgas (Stützfeuerung)
ja 13,2 (13,2)
WEPA-Papierfabrik, Werk Marsberg-Giershagen*
1996 k. A. Biomasse nein 7,5
UPM GmbH, Werk Schongau
1989 Reststoffe aus Altpapierauf-
bereitung
k. A. nein 6,0
* Quelle [10] , ** Quelle [11]
Als Hauptenergieträger kommen neben Biomasse-Brennstoffen aus der Holzaufbereitung
(Holzreste und Rinde) im Wesentlichen Ablauge aus der Zellstoffproduktion oder Reststoffe aus der
Altpapieraufbereitung (Faserschlamm und Spuckstoffe) zum Einsatz. Auch wird Biomasse, neben
weiteren Energieträgern wie Heizöl, Erdgas, Steinkohle, Papierfaserschlamm oder Reststoffen, zum
Teil als Zusatz- bzw. Ersatzbrennstoff genutzt. Je nach Anteil der Biomasse-Mitverbrennung und
Leistungsgröße sind einige dieser Biomasse-HKW nach dem EEG – zumindest teilweise –
förderberechtigt. Bei Stromerzeugungskapazitäten im Leistungsbereich größer 20 MWel verringert
sich dieser Anspruch jedoch.
Insgesamt werden elf Anlagen mit einer Gesamtleistung von ca. 391 MWel in Tabelle 3-4 aufgelistet.
Sechs dieser Anlagen sind förderberechtigt, wobei die nach EEG vergütete Biomasse-
Kraftwerksleistung 124 MWel (von ca. 240 MWel) beträgt (vgl. [10]). Auf Grundlage der
Bewegungsdaten der Übertragungsnetzbetreiber ergibt sich für die nach EEG (teilweise)
vergütungsfähigen Anlagen eine Stromerzeugung für das Jahr 2015 in Höhe von ca. 1,07 TWhel [11].
Deren Auslastung lag in der Bandbreite zwischen ca. 3.700 und 6.870 Vollbenutzungsstunden
jährlich. Unter der Annahme einer Betriebsweise mit 6.000 Volllaststunden ergibt sich für die nicht
nach EEG förderfähigen Biomasse-HKW der Papier- und Zellstoffindustrie eine jährliche
Stromerzeugung von insgesamt etwa 0,91 TWhel.
In der Kraftwerksliste der BNetzA [46] werden weiterhin Biomasseanlagen, welche nicht nach dem
EEG förderberechtigt sind und eine Erzeugungskapazität kleiner 10 MWel aufweisen, in Summe mit
31,6 MWel beziffert. Zusätzlich finden sich ebenfalls 18 Anlagen bzw. konventionelle
Kraftwerkseinheiten mit einer installierten Leistung von rund 705 MWel, bei denen Biomasse
(Biogas, Holzpellets, Holz, etc.) in nicht bekanntem Anteil als Zusatz- bzw. Ersatzbrennstoff
ausgewiesen werden. Diese Nicht-EEG-Anlagen verwenden als Hauptbrennstoff Stein-, Braunkohle,
Erdgas oder Abfall (EBS). Schließlich werden 14 nicht EEG-berechtigte Anlagen mit einer
kumulierten Kraftwerksleistung von 275 MWel der thermischen Abfallverwertung aufgelistet, welche
84
als Hauptbrennstoff Abfall sowie den biologisch abbaubaren Anteil von Abfällen aus Haushalten und
Industrie nutzen.
3.8. Stromerzeugung aus Klär-, Deponie- und Grubengas –
Bestandsentwicklung
Die Ermittlung der Daten für die Stromerzeugung unter Inanspruchnahme der EEG-Vergütung aus
Klär-, Deponie- und Grubengas erfolgte auf Basis der Stamm- und Bewegungsdaten der
Bundesnetzagentur. [11]
3.8.1. Klärgas: Darstellung der Bestandsentwicklung und der Stromproduktion
Insgesamt befanden sich 2016 in Deutschland über 10.000 Kläranlagen in Betrieb. In 1.258 dieser
Anlagen wurde mittels einer anaeroben Stufe Klärgas gewonnen. [47] Von diesen verstromte ein
Großteil der Anlagen (in 2015 waren es knapp 85 % der Anlagen) das Klärgas. Bei weiteren Anlagen
scheitert die Ausrüstung mit BHKW oft aus Kostengründen. Dies gilt insbesondere für kleinere
Kläranlagen mit einer Ausbaugröße von < 30.000 EW. Langfristig ist daher mit einer Ausstattung
von rund 1.500 Kläranlagen mit BHKW zu rechnen; die durchschnittliche Ausbaugröße wird jedoch
sinken.
Stromerzeugung aus Klärgas
Abbildung 3-52: Entwicklung der Anzahl an Kläranlagen mit Stromerzeugung und Entwicklung der Stromerzeugung aus Klärgas in Deutschland von 1998 bis 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [48]]
Ende 2015 waren in Deutschland 1.061 Kläranlagen mit einer Stromerzeugung von 1.395 GWh [48]
und einer installierten Leistung von 253 MW [2] in Betrieb. Die folgende Abbildung 3-52 zeigt die
Entwicklung der Anzahl an Kläranlagen mit einer Stromerzeugung und die Stromerzeugung aus
85
Klärgas in Deutschland von 1998 bis 2016. Hier zeigt sich ein stetiger Zubau an Kläranlagen von 558
KA in 1998 auf 840 in 2008 und 1061 in 2015. Der durchschnittliche Anlagenzubau von 30
Kläranlagen pro Jahr war in 2015 mit 13 Anlagen am kleinsten und 2011 mit 58 Anlagen am größten.
[48]
Auch die Stromerzeugung aus Klärgas zeigt eine relativ konstante Steigerung von 633 GWhel in 1998
auf 1.021 GWhel in 2008 und 1.450 GWhel in 2016. Dabei lag der jährliche Zuwachs mit einer
Ausnahme von 108 GWhel in 2011 zwischen 24 (2005) und 56 GWhel (2014). [48]
Da der aktuellen EEG-Vergütung von ca. 6 Cent/kWh für Klärgas Strombezugskosten in Höhe von
ca. 13 Cent/kWh und ein hoher Eigenstrombedarf der Kläranlagen (siehe Abbildung 5-16) gegenüber
stehen, speisten Ende 2015 ca. 14 % [11] der insgesamt 1.061 in Deutschland in Betrieb befindlichen
Kläranlagen mit Stromerzeugung Strom ins Stromnetz ein und beanspruchten die EEG-Vergütung.
Dies könnten z.B. Kläranlagen sein, die aufgrund der „Nähe“ zu Stadtwerken günstigere
Einkaufskonditionen für Strom bekommen, oder beispielsweise eigene Windkraft- oder PV-Anlagen
betreiben und damit kostengünstiger Strom erzeugen können.
Abbildung 3-53: Entwicklung der Anzahl und installierten elektrischen Leistung von Kläranlagen mit Stromeinspeisung nach EEG in Deutschland von 2014 bis 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [11]]
Wie in Abbildung 3-53 erkennbar, ist sowohl die Anzahl, als auch die installierte Leistung der
Kläranlagen mit EEG-Stromeinspeisung von 2014 bis 2016 rückläufig. Während in 2014 noch an 187
Kläranlagen-Standorten mit einer installierten elektrischen Leistung von rund 77 MWel und einer
Jahresarbeit von ca. 73 GWhel Strom nach EEG ins Stromnetz eingespeist wurde, waren es 2016 noch
137 Kläranlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von ca. 60 MWel und einer Jahresarbeit
von 49 GWhel. [11]
86
Abbildung 3-54: Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an Kläranlagen mit EEG-Einspeisung in Deutschland 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [11]]
Abbildung 3-54 zeigt die Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an 137
Kläranlagen mit EEG-Einspeisung in Deutschland im Jahr 2016. Hier zeigt sich, dass 40 % der
Kläranlagen eine installierte Leistung von ≤ 100 kWel besitzen. Bei 20 % der Kläranlagen ist eine
elektrische Leistung von > 100-200 kWel, bei 11 % eine elektrische Leistung von > 200-300 kWel
installiert. Ca. 30 % der Kläranlagen, die Strom mit Inanspruchnahme der EEG-Vergütung
einspeisen, weisen eine größere Leistung als 300 kW auf.
3.8.2. Deponiegas: Darstellung der Bestandsentwicklung und der
Stromproduktion
Deponiegas entsteht in Deponien aufgrund biologischer Abbauprozesse bei der Ablagerung von
biogenen Abfällen. Mit dem Verbot der Ablagerung von unbehandelten organischen Abfällen seit
Juli 2005 sinkt das Deponiegasaufkommen stetig. [49]
Stromerzeugung aus Deponiegas
Die folgende Abbildung 3-55 zeigt die Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Deponiegas in
Deutschland von 1990 bis 2016. Hier zeigt sich von 188 GWhel in 1990 bis 812 GWhel in 2000 ein
stetiges Wachstum von jährlich mindestens 35 GWhel (1995) bis zu 113 GWhel (1993, 1994). In 2001
sinkt die Stromproduktion auf 748 GWhel, steigt bis zum Jahr 2003 auf 793 GWhel wieder leicht an
und erreicht ihr Maximum in 2006 mit 1.092 GWhel. Nach 2006 sinkt die Bruttosstromproduktion
deutlich ab, sodass in 2016 insgesamt noch 360 GWhel Strom aus Deponiegas erzeugt wurden.
87
Abbildung 3-55: Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Deponiegas in Deutschland von 1990 bis 2016. [2]
Abbildung 3-56: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung von Deponiegas in Deutschland von 1990 bis 2016. [2]
Abbildung 3-56 zeigt die Entwicklung der installierten elektrischen Leistung von Deponiegas in
Deutschland im Zeitraum von 1990 bis 2016. Ähnlich der Entwicklung der Stromerzeugung steigt
die installierte elektrische Leistung von 59 MWel in 1990 über 200 MWel in 2002 auf ihr Maximum mit
88
268 MWel in 2008. Seit 2008 ist die installierte elektrische Leistung rückläufig und sinkt bis 2016 auf
207 MWel. [2]
In Abbildung 3-57 ist die Entwicklung der Anzahl und installierten elektrischen Leistung von
Deponie-Standorten mit Stromeinspeisung nach EEG in Deutschland von 2014 bis 2016 aufgezeigt.
Hier bleibt die installierte elektrische Leistung der EEG-Anlagen von 2014 bis 2015 mit ca. 210 MWel
relativ konstant, sinkt jedoch in 2016 auf rund 196 MWel ab. Die Anzahl der Deponien steigt von 2014
bis 2015 leicht an und sinkt bis 2016 wieder leicht ab. In 2016 speisten ca. 290 Deponien mit einer
installierten elektrischen Leistung von insgesamt 196 MWel Strom mit Inanspruchnahme der EEG-
Vergütung ins Stromnetz ein.
Abbildung 3-57: Entwicklung der Anzahl und installierten elektrischen Leistung von Deponien mit Stromeinspeisung nach EEG in Deutschland von 2014 bis 2016. [11]
In Abbildung 3-58 wird die Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an 291
Deponie-Standorten mit Stromerzeugung und EEG-Einspeisung in Deutschland im Jahr 2016
aufgezeigt. Hier zeigt sich, dass ca. 41 % der Deponien eine installierte Leistung von ≤ 200 kW
besitzen. Bei 14 % der Deponien ist eine elektrische Leistung von > 1.000-2.000 kWel installiert.
Jeweils 10 % bzw. 9 % der Deponien sind in den Leistungsgrößenklassen >200-300 kWel und > 400-
500 kWel zu finden. 7 % bzw. 6 % der Deponien weisen eine Leistung in der Größenklasse > 300-
400 kWel bzw. > 2.000 kWel auf, alle anderen Leistungsklassen sind mit anteilig ≥ 4 % vertreten.
89
Abbildung 3-58: Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an Deponie-Standorten mit EEG-Einspeisung in Deutschland 2016. [11]
3.8.3. Grubengas: Darstellung der Bestandsentwicklung und der
Stromproduktion
Grubengas entsteht bei der untertägigen Gewinnung von Steinkohle und ist eine unvermeidbare
Begleiterscheinung sowohl beim aktiven als auch beim stillgelegten Steinkohlebergbau. [50]
Grubengas fällt nur in den Bundesländern Nordrhein-Westfalen und Saarland an [49], wobei im
Saarland seit der Schließung des letzten Bergwerks Saar in Ensdorf am 30.06.2012 [51] Grubengas
nur noch aus inaktivem Bergbau anfällt. Mit dem zukünftigen Ende der aktiven
Steinkohlenförderung in Deutschland Ende 2018 wird Grubengas auch in Nordrhein-Westfalen nur
noch aus inaktivem Bergbau anfallen.
Stromerzeugung aus Grubengas
Abbildung 3-59 zeigt die Entwicklung der Stromproduktion aus Grubengas für Nordrhein-Westfalen
und das Saarland in den Jahren 2007 bis 2016. Hier zeigt sich, dass die höchste Strommenge mit
knapp 1,6 TWh im Jahr 2007 erreicht wurde. Nach einem kontinuierlichen Rückgang bis auf 1,1 TWh
in 2011, stieg die Stromerzeugung in 2012 und 2013 wieder leicht auf ca. 1,2 TWh an. Mit 2014 sinkt
die Stromproduktion wieder bis sie in 2016 den geringsten Wert seit 2007 in Höhe von 1,05 TWh
erreicht hat.
90
Abbildung 3-59: Entwicklung der Stromproduktion aus Grubengas in Nordrhein-Westfalen und im Saarland von 2007 bis 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [4] und [3]]
Abbildung 3-60: Entwicklung der installierten Leistung aus Grubengas in Nordrhein-Westfalen differenziert nach aktiven und inaktiven Steinkohlenbergbau von 2007 bis 2017. [Eigene Darstellung auf Basis von [50]]
Die Entwicklung der installierten elektrischen Leistung von Grubengas-BHKW in Nordrhein-
Westfalen von 2007 bis 2017 ist in Abbildung 3-60 differenziert nach aktiven und inaktiven
Steinkohlebergbau dargestellt. Erkennbar wird, dass die installierte Gesamtleistung, die im
91
Betrachtungszeitraum 2007 – 2017 im Jahr 2008 mit 196 MWel am höchsten war, seitdem langsam
aber stetig bis 2015 auf 167 MWel fällt und hier bis 2017 konstant bleibt.
Abbildung 3-61 zeigt die Entwicklung der Stromproduktion aus Grubengas in Nordrhein-Westfalen
von 2007 bis 2017 differenziert nach aktiven und inaktiven Steinkohlenbergbau. Deutlich erkennbar
ist, dass der aktive Steinkohlenbergbau nur 26-44 % der gesamten Stromproduktion ausmacht und
der größte Anteil auf den inaktiven Steinkohlenbergbau entfällt.
Abbildung 3-61: Entwicklung der Stromproduktion aus Grubengas in Nordrhein-Westfalen von 2007 bis 2017 differenziert nach aktiven und inaktiven Steinkohlebergbau. [Eigene Darstellung auf Basis von [50]]
Nach Angaben des Gesamtverband Steinkohle e.V. waren in 2015 in Nordrhein-Westfalen und im
Saarland insgesamt 124 Grubengas-BHKW mit einer elektrischen Leistung von 222 MW installiert.
[3] Nach Auswertung der Stamm- und Bewegungsdaten der ÜNB [11] waren 2015 an 41 Standorten
Grubengas-BHKW mit einer installierten elektrischen Leistung von ca. 224 MWel in der EEG-
Vergütung.
Abbildung 3-62 zeigt die Entwicklung der Anzahl und die installierte elektrische Leistung von
Standorten mit Grubengas-BHKW, die unter Inanspruchnahme der EEG-Vergütung in Deutschland
in den Jahren 2014 bis 2016 Strom einspeisen. Zu erkennen ist hier, dass sowohl die Standorte als
auch die installierte elektrische Leistung von 2014 auf 2015 leicht zurückgehen, dann aber konstant
bleiben. In 2016 wurde an 41 Grubengas-BHKW-Standorten mit einer installierten elektrischen
Leistung von 226 MWel und einer Jahresarbeit von 1 TWhel Strom unter Inanspruchnahme der EEG-
Vergütung ins Netz eingespeist. Diese Zahlen stimmen weitgehend mit der gesamten installierten
Leistung und Stromerzeugung aus Grubengas überein, sodass davon ausgegangen werden kann,
dass sich der Großteil, wenn nicht sogar alle Grubengas-BHKW in der EEG-Vergütung befinden.
92
Abbildung 3-62: Entwicklung der Anzahl und installierten elektrischen Leistung von Grubengas-BHKW-Standorten mit Stromeinspeisung nach EEG in Deutschland von 2014 bis 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [11]]
Abbildung 3-63: Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an Grubengas-BHKW-Standorten mit EEG-Einspeisung in Deutschland 2016. [Eigene Darstellung auf Basis von [11]]
Abbildung 3-63 zeigt die Größenklassenverteilung der installierten elektrischen Leistung an 41
Grubengas-BHKW-Standorten mit Stromerzeugung und EEG-Einspeisung in Deutschland im Jahr
2016. 27 % der Standorte weisen eine elektrische Leistung von > 2.000-3.000 kWel, 24 % der
93
Standorte > 4.000-5.000 kWel und 17 % der Standorte > 5.000-6.000 kWel auf. In den Größenklassen
>6.000-7.000 kWel und >7.000-8.000 kWel finden sich je nur 2 % der Grubengas-BHKW-Standorte
und überhaupt keine in der Größenklasse von > 8.000-10.000 kWel. Alle anderen Größenklassen
liegen bei 5 % bzw. 7 % anteilig an den Grubengas-BHKW-Standorten.
94
4. Steuerungs- bzw. Anreizmöglichkeiten
4.1. Ausschreibungsdesign für Bioenergieanlagen
4.1.1. Ausgangslage
Die BNetzA führte im September 2017 erstmalig ein Ausschreibungsverfahren auf der Grundlage
des EEG für Biomasseanlagen durch. Ausschreibungen für Wind- und Photovoltaikanlagen erfolgen
bereits seit 2015. Dem (reduzierten) Ausschreibungsvolumen von 122 MWel standen Angebote in der
Summe von lediglich 41 MWel gegenüber, von denen nur 28 MWel gültig waren und bezuschlagt
werden konnten. Dies bedeutet, dass das nicht ausgeschöpfte Volumen von knapp 100 MWel
einmalig in das nächste Jahr übertragen wird und dann rund 250 MWel – abzüglich der Kapazität
neuer Anlagen mit gesetzlicher Vergütung – ausgeschrieben werden.
An der Ausschreibung für Biomasseanlagen dürfen sich neue, EEG-konforme Anlagen sowie –
abweichend zu den Bereichen Wind- und Sonnenenergie – auch Bestandsanlagen beteiligen, deren
restliche Dauer der Förderung durch das EEG acht Jahre nicht übersteigt. Die maximal möglichen
Zuschläge pro Jahr sind durch die Ausschreibungsvolumina (Brutto-Ausbaukorridor; derzeit 150
MWel/a) begrenzt. Die Dauer der Förderung für erfolgreiche Bestandsanlagen beträgt weitere zehn
Jahre.
4.1.2. Ergebnisse der ersten Ausschreibung
Tabelle 4-1: Übersicht über die Ergebnisse der ersten EEG-Ausschreibung für die Lieferung elektrischer Energie durch Biomasseanlagen [52]
Bedingungen Ergebnisse
Ausschreibungsvolumen 122 MW Volumen der 33 abgegebenen Gebote
41 MW (33%)
Zugelassene Größe Neuanlagen
150 kW – 20 MW Volumen der 24 bezuschlagten Gebote
28 MW (23%)
Zugelassene Größe Bestandsanalagen
Max. 20 MW Niedrigster bezu-schlagter Gebotswert
9,86 ct/kWh
Höchstwert für Neuanlagen
14,88 ct/kWh Höchster bezuschlagter Gebotswert
16,90 ct/kWh
Höchstwert für Bestandsanlagen
16,90 ct/kWh Durchschn., mengen-gew. Zuschlagswert
14,20 ct/kWh
Die bezuschlagten Gebotspreise lagen recht dicht an den Höchstwerten für Neu- bzw. Altanlagen.
Im mengengewichteten Mittel betrug der Gebotspreis 14,2 ct/kWhel. Ein Preiswettbewerb fand nicht
statt.
Unerwartet hoch war die Zahl der unzulässigen Gebote mit 33% des gebotenen Volumens. Gründe
für den Ausschluss waren fehlende Angaben in Formularen und nicht erfüllte Teilnahme-
voraussetzungen (Genehmigung vor 2017).
95
Abbildung 4-1: Räumliche Verteilung der bezuschlagten Biomasseanlagen
Abbildung 4-1 zeigt die räumliche Verteilung der Biomasseanlagen, welche erfolgreich an der ersten
Ausschreibung teilgenommen haben. Auffallend ist hier die hohe Aktivität der Betreiber in Bayern.
Die Hälfte der Zuschläge – sowohl die Anzahl der Anlagen als auch die angebotene Menge
betreffend – wurden in Bayern erzielt.
Bei den 24 erfolgreichen Biomasseanlagen handelt es sich um vier Neu- und 20 Bestandsanlagen.
Die vier Neuanlagen sind Reststoffbasierte Biogasanlagen, von denen eine ein Biomethan-BHKW
angeboten hat. Von den 20 Bestandsanlagen sind 18 Biogasanlagen; lediglich zwei
Holzheizkraftwerke haben erfolgreich geboten. Die Mehrzahl dieser Anlagen wurde in den Jahren
2000 und 2001 in Betrieb genommen.
96
Eine Befragung mehrerer Anbieter ergab einige signifikante Gemeinsamkeiten:
Der Substrateinsatz wird sich kaum verändern,
Ausbau der vorhandenen Wärmenutzung,
Zusätzliche BHKW-Kapazität vorhanden oder eingeplant,
Frühe Beteiligung an Ausschreibungen ermöglicht höhere Gebote.
Festzuhalten ist aber die insgesamt geringe Beteiligung an dieser Ausschreibung. Nur ein Drittel des
ausgeschriebenen Volumens von gut 120 MWel wurde durch Angebote abgedeckt. Nicht für alle
Neuanlagen ist der Höchstgebotswert von 14,88 ct/kWhel auskömmlich, daher deren geringe
Beteiligung (vier Anlagen, zusammen sechs MWel) an der Ausschreibung. Die geringe Zahl
bestehender Biomasseanlagen, welche sich an der ersten Ausschreibung beteiligten, hängt
wesentlich damit zusammen, dass die Mehrheit der Betreiber die 20 Jahre der gesetzlichen EEG-
Förderung ausschöpfen und die gesamte Zeit der EEG-Förderung (inkl. Folgeförderung) möglichst
auf 30 Jahre ausdehnen möchte. Daher ist in den folgenden Jahren mit einer wachsenden
Beteiligung und einem stärkeren preislichen Wettbewerb zu rechnen.
97
5. Ökonomische Aspekte
Die nachfolgenden Kapitel befassen sich in Kapitel 5.1 mit der Analyse der Stromgestehungskosten
aus Biomasse (Biogas und Festbrennstoffen) sowie in Kapitel 5.2 aus Klär-, Deponie- und
Grubengas.
5.1. Kosten der Stromerzeugung aus Biomasse
Die Analyse der Stromgestehungskosten aus Biomasse, auf Basis der VDI 2067, ist eine
Aktualisierung der Kosten früherer Berichte zum „Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des
EEG-Erfahrungsberichts 2014 : Vorhaben IIa Stromerzeugung aus Biomasse (2014)“ [9]. Hierfür
wurden die dem vergangenen EEG-Monitoringbericht zugrunde gelegten Kostenstrukturen,
insbesondere für bisher nicht berücksichtigte Anlagentypen/-größenklassen, durch KTBL-
Kostendaten [53], die ASUE 2014/15 [54], aktuelle Biomassepreise aus veröffentlichten Marktdaten
in Fachzeitschriften, wie z.B. EUWID, Biogas Journal und der C.A.R.M.E.N e.V. Infothek [55][56][57]
ergänzt, aktualisiert und stetig verifiziert. Darüber hinaus wurden die Ergebnisse der Aktualisierung
der Stromgestehungskosten im Beauftragungszeitraum in Fachgesprächen mit unterschiedlichen,
thematischen Schwerpunkten, ausgewählten Experten aus der Biogasbranche (Finanzinstituten,
Anlagenbetreibern, -herstellern, Experten aus der Wissenschaft, sowie freien und staatlichen
Beratern von Biogasanlagenbetreibern) vorgestellt, diskutiert und verifiziert. Hierdurch wurden
einzelne Kostenpositionen über den Berichtszeitraum stetig aktualisiert und Annahmen
entsprechend der aktuellen ökonomischen Rahmenbedingungen angepasst.
Eine Übersicht zur angewendeten Methodik der Ermittlung der Stromgestehungskosten zeigt
Abbildung 5-1.
Im vorliegenden Bericht werden Neuanlagen mit einer Inbetriebnahme im Jahr 2016 (Kapitel 5.1.1)
und Bestandsanlagen mit einer Inbetriebnahme im Jahr 2000, für eine Anschlussförderung nach EEG
2017 um 10 Jahre (Kapitel 5.1.2), betrachtet. Die analysierten Modellanlagen sind in Tabelle 5-1 und
Tabelle 5-2 übersichtlich dargestellt. Bestandsanlagen sind mit dem Index „B“ gekennzeichnet. Um
den Einfluss unterschiedlicher Kostenparameter auf die ermittelten Stromgestehungskosten zu
bestimmen, wurden Sensitivitätsanalysen durchgeführt. Die Ergebnisse dieser Analysen sind in den
Kapiteln 5.1.1.7 und 5.1.2.5 dargestellt.
98
Abbildung 5-1: Übersicht der Methodik zur Ermittlung der Stromgestehungskosten von Biogas- und Festbrennstoffanlagen.
Tabelle 5-1: Übersicht über die analysierten Modellbiogas- und Festbrennstoffanlagen (Neuanlagen)
Installierte Leistung Abkürzung
[kWel]
Kleingüllebiogasanlage 75 Gülle-BGA 75
NawaRo Biogasanlage 1.000 NawaRo-BGA 1.000
Abfallbiogasanlage 1.200 Abfall-BGA 1.200
Biomassevergasungs-BHKW 30 BVG-BHKW
Biomasse Heizkraftwerk (NawaRo) 4.800 BM-HKW
Biomasse Heizkraftwerk (Altholz) 12.000 AH-HKW
99
Tabelle 5-2: Übersicht über die analysierten Modellbiogasanlagen (Bestandsanlagen)
Installierte Leistung Abkürzung
[kWel]
Kleingüllebiogasanlage 75 Gülle-BGA 75 B
NawaRo Biogasanlage 600 NawaRo-BGA 600 B
NawaRo Biogasanlage 300 NawaRo-BGA 300 B
Abfallbiogasanlage 1.200 Abfall-BGA 1.200 B
Bei den ausgewiesenen Stromgestehungskosten wird zwischen den betriebswirtschaftlichen Strom-
gestehungskosten und den Stromgestehungskosten nach Verrechnung der Erlöse aus dem Verkauf
des, mit der Stromproduktion zusammenhängenden, Koppelprodukts „Wärme“ unterschieden.
Letztere können insbesondere zur Bestimmung der, für einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen,
erforderlichen Höhe der Einnahmen aus dem Stromverkauf herangezogen werden.
Folgende Rahmenbedingungen liegen der Analyse der betrachteten Biomasseanlagen zugrunde:
Die Neuinbetriebnahme findet im Jahr 2016 statt.
Die kalkulatorische Nutzungsdauer beträgt 20 Jahre.
Die Preissteigerungsrate beträgt 1 % auf Kapitalkosten und 2 % auf alle anderen Kosten,
sowie Erlöse aus der Vermarktung des Koppelprodukts Wärme [9] [58].
Die Investitionskosten für Biogasanlagen und Biomassevergasungsanlagen beruhen auf
vorherigen Berichten zur Evaluierung des EEG [9].
Wärmeerlöse werden mit 2 ct/kWhth für die Betreiber von Biogasanlagen [59], 3 ct/kWh für
Heizkraftwerke [60] und, aufgrund des wärmegeführten Betriebs am Ort der Wärmesenke,
5 ct/kWhth für die Betreiber eines Biomassevergasungs-BHKWs [61] berücksichtigt. Die
Kosten für die Errichtung und Aufrechterhaltung des jeweiligen Wärmenetzes sind nicht
Bestandteil der Stromgestehungskosten.
Für die Lagerung der Gärrückstände sind je standortspezifischen Voraussetzungen 6-9
Monate Lagerkapazität vorzuhalten [62]. In den Analysen sind 7 Monate Lagerkapazität
berücksichtigt.
Die Kosten für die eingesetzte Biomasse wurden aktuellen Marktberichten entnommen [55],
[56], [57]. Die Angabe der Kosten erfolgt „frei Eintrag“ in den Fermenter.
Die Bezeichnung der analysierten Anlagen im Bericht bezieht sich jeweils auf die an der
Anlage installierte Verstromungskapazität.
Die elektrischen und thermischen Wirkungsgrade sowie Investitionskosten der BHKW (inkl.
Installation und Transport) sind der ASUE 2014/15 entnommen [63], die sich auf
Herstellerangaben bezieht. Die elektrischen Wirkungsgrade wurden daher um 1 %-Punkt
reduziert [64].
5.1.1. Neuanlagen
Die Rahmenbedingungen, die der Analyse der Stromgestehungskosten zugrunde gelegt wurden,
sind in Tabelle 5-3 für Biogasanlagen und in
100
Tabelle 5-4 für Festbrennstoffanlagen übersichtlich dargestellt.
Tabelle 5-3: Rahmenbedingungen der Stromerzeugung aus Biogasanlagen (Neuanlagen)
Eingangsparameter Einheit Gülle-BGA 75 NawaRo-
BGA Abfall-BGA
Allgemeine Angaben
Inbetriebnahmejahr 2016 2016 2016
kalk. Nutzungsdauer a 20 20 20
Technische Parameter
Nennleistung kWel 75 1.000 1.200
Wirkungsgrad elektrisch % 36 40 41
Wirkungsgrad thermisch % 44 44 44
Betriebsstunden h/a 7.800 4.380 4.380
Wärmeauskopplung, extern1 % 20 30 35
Eigenwärmebedarf, intern % 60 20 30
Kapitalkosten
Eigenkapitalanteil % von Invest. 10 20 20
Fremdkapitalanteil % von Invest. 90 80 80
Eigenkapitalzins % 6 8 8
Fremdkapitalzins % 5 5 5
Kalkulatorischer Mischzinssatz % 5,1 5,6 5,6
Preissteigerung2 %/a 2 2 2
Spezifische Investition €/kWel 6.845 5.773 13.381
Bedarfsgebundene Kosten
Maissilage3 €/t FM 40,4 40,4 -
Rindergülle €/t FM 0,0 0,0 -
Getreide-GPS3 €/t FM - 39,6 -
Bioabfall €/t FM - - -34
Eigenstrombedarf % von Stromprod. 8 9 25
Betriebsgebundene Kosten
Wartung und Instandhaltung % von Invest. 1-10 1-10 1-10
Personalkosten €/a 21.900 54.750 65.700 Sonstige Kosten Versicherung und Verwaltung % von Invest. 1,5 1,5 1,5 Erlöse Koppelprodukte
Wärmevergütung ct/kWhth 2 2 2
Legende: 1 von verfügbarer, ausgekoppelter Wärmemenge
2 Preissteigerung Kapitalkosten 1% alle anderen Kosten, sowie Erlöse Koppelprodukte 2%
3 Frei Eintrag in den Fermenter
101
Tabelle 5-4: Eingangsparameter für die Stromerzeugung aus Festbrennstoffanlagen (Neuanlagen)
Eingangsparameter Einheit BVG-BHKW BM-HKW AH-HKW
Allgemeine Angaben
Inbetriebnahmejahr 2016 2016 2016
kalk. Nutzungsdauer a 20 20 20
Technische Parameter
Nennleistung kWel 30 4.800 12.000
Wirkungsgrad elektrisch % 23 23 21
Wirkungsgrad thermisch* % 49 35 35
Betriebsstunden h/a 6.500 8000 7800
Wärmeauskopplung, extern % 90 ** **
Kapitalkosten
Eigenkapitalanteil % von Invest. 20 20 30
Fremdkapitalanteil % von Invest. 80 80 70
Eigenkapitalzins % 8 10 10
Fremdkapitalzins % 5 4 4
Kalkulatorischer Mischzinssatz % 5,6 5,2 5,8
Preissteigerung*** %/a 2 2 2
Spezifische Investition €/kWel 5.243 4.673 4.552
Bedarfsgebundene Kosten Brennstoffkosten ct/KWh Hi 2,3 1,5 1,3 Eigenstrombedarf % von Stromprod. 8 11 10
Betriebsgebundene Kosten
Wartung und Instandhaltung % von Invest. 1-10 2,0 2,5
Personalkosten €/a 3.900 400.000 600.000
Sonstige Kosten Versicherung und Verwaltung % von Invest. 1 1 1 Erlöse Koppelprodukte
Wärmevergütung ct/kWhth 5 3 3
Legende: * Thermischer Nutzungsgrad ** Wärme geführter Betrieb
*** Preissteigerung Kapitalkosten 1% alle anderen Kosten, sowie Erlöse Koppelprodukte 2%
5.1.1.1. Kleingüllebiogasanlage 75 kW
Die Kleingüllebiogasanlage „Gülle-BGA 75“ wird im Grundlastbetrieb mit 7.800 h/a betrieben. Das
eingesetzte Substrat besteht aus Maissilage (15 Massen-%) und Rindergülle. Die Maissilage aus der
landwirtschaftlichen Eigenproduktion, wird mit Kosten in Höhe von 40,4€/tFM frei Eintrag berechnet.
Keine Kosten entstehen durch den Einsatz von Rindergülle.
102
Tabelle 5-5: Übersicht Stromgestehungskosten der Kleingüllebiogasanlage „Gülle-BGA 75“
Stromerzeugungskosten für Biogas - 75 kWel Kleingüllebiogasanlage
Eingangsparameter
Inbetriebnahmejahr 2016
kalk. Nutzungsdauer 20 Jahre
Nennleistung 75 kWel
Wirkungsgrad elektrisch 36 %
Wirkungsgrad thermisch 44 %
Volllaststunden 7.800 h/a
Wärmeauskopplung 20 % von verfügbarer, ausgekoppelter Wärme
Art der Biomasse 15 Massen-% Maissilage
85 Massen-% Rindergülle
Biomassekosten 40,4 €/t FM frei Eintrag für Maissilage
0 €/t FM frei Eintrag für Rindergülle
Preissteigerung 2 %/a (1% auf Kapitalkosten)
Anlegbare Wärmevergütung 2 ct/kWhth
Kapitalkosten
Eigenkapitalanteil 10 %
Fremdkapitalanteil 90 %
Eigenkapitalzins 6 %
Fremdkapitalzins 5 %
Kalkulatorischer Mischzinssatz 5,1 %
Spezifische Investition 6.845 €/kWel
Kapitalgebundene Kosten 8,00 ct/kWhel
Verbrauchsgebundene Kosten 10,72 ct/kWhel
Betriebsgebundene Kosten 6,64 ct/kWhel
Sonstige Kosten 1,47 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten 26,84 ct/kWhel
Erlöse aus dem Verkauf von Wärme 0,52 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten mit Gutschriften 26,32 ct/kWhel
Die ermittelten Stromgestehungskosten von 26,84 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapital-
gebundene, verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sowie den Erlösen aus
103
dem Verkauf von Wärme sind in Tabelle 5-5 dargestellt. Die erlösbereinigten
Stromgestehungskosten für diese Anlage betragen 26,32 ct/kWhel.
5.1.1.2. NawaRo-Biogasanlage
Die NawaRo-Biogasanlage („NawaRo-BGA“) hat eine installierte Leistung von 1.000 kW und
verstromt in 4.380 h/a Biogas. Die Biogasproduktion der Anlage erfolgt auf Basis von, für
landwirtschaftliche Biogasanlagen typischen, Substraten: Mais, Getreide-GPS und Rindergülle. 30 %
der auskoppelbaren Wärme werden einer externen Nutzung zugeführt und mit 2 ct/kWh vergütet.
Die ermittelten Stromgestehungskosten von 23,72 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapital-
gebundene, verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sowie den Erlösen aus
dem Verkauf von Wärme sind in Tabelle 5-6 dargestellt. Die analysierten, erlösbereinigten
Stromgestehungskosten für diese Anlage betragen 21,41 ct/kWhel.
Tabelle 5-6: Übersicht Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage (Flex)
Stromerzeugungskosten für Biogas - 1000 kWel NawaRo-Biogasanlage (Flex)
Eingangsparameter
Inbetriebnahmejahr 2016
kalk. Nutzungsdauer 20 Jahre
Nennleistung 1.000 kWel (500 kW Bemessungsleistung)
Wirkungsgrad elektrisch 40 %
Wirkungsgrad thermisch 44 %
Volllaststunden 4.380 h/a
Wärmeauskopplung 30 % von verfügbarer, ausgekoppelter Wärmemenge
Art der Biomasse 50 Massen-% Getreide-GPS
40 Massen-% Maissilage
10 Massen-% Rindergülle
Biomassekosten 40,4 €/t FM frei Eintrag für Maissilage
0 €/t FM frei Eintrag für Rindergülle
39,6 €/t FM frei Eintrag für Getreide-GPS
Preissteigerung 2 %/a (1% auf Kapitalkosten)
Anlegbare Wärmevergütung 2 ct/kWhth
Kapitalkosten
Eigenkapitalanteil 20 %
Fremdkapitalanteil 80 %
Eigenkapitalzins 8 %
Fremdkapitalzins 5 %
104
Stromerzeugungskosten für Biogas - 1000 kWel NawaRo-Biogasanlage (Flex)
Kalkulatorischer Mischzinssatz 5,6 %
Spezifische Investition 5.773 €/kWel
Kapitalgebundene Kosten 6,82 ct/kWhel
Verbrauchsgebundene Kosten 12,43 ct/kWhel
Betriebsgebundene Kosten 3,38 ct/kWhel
Sonstige Kosten 1,09 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten 23,72 ct/kWhel
Erlöse aus dem Verkauf von Wärme 1,39 ct/kWhel
Flexzuschlag 0,91 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten mit Gutschriften 21,41 ct/kWhel
5.1.1.3. Abfall-Biogasanlage
In der Bioabfallanlage („Abfall-BGA“) mit einer installierten Leistung von 1.200 kW wird Biogas aus
Bioabfall aus der Getrenntsammlung produziert und in 4.380 h/a verstromt. Gegenüber den anderen
betrachteten Biogasanlagen erhält der Betreiber dieser Anlagen einen durchschnittlichen Erlös für
die Verwertung des organischen Reststoffmaterials von 34 €/t FM [9]. 35 % der auskoppelbaren
Wärme werden einer externen Nutzung zugeführt und mit 2 ct/kWh vermarktet.
Die ermittelten Stromgestehungskosten von 19,52 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapital-
gebundene, verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sowie die Erlöse aus
dem Verkauf von Wärme in Höhe von 0,53 ct/kWhel und der Flexzuschlag in Höhe von 0,91 ct/kWhel
sind in Tabelle 5-7 dargestellt. Die erlösbereinigten Stromgestehungskosten für diese Anlage
betragen 18,08 ct/kWhel.
Tabelle 5-7: Übersicht Stromgestehungskosten der Abfall-Biogasanlage (Flex)
Stromerzeugungskosten für Biogas - 1200 kWel Abfall-Biogasanlage (Flex)
Eingangsparameter
Inbetriebnahmejahr 2016
kalk. Nutzungsdauer 20 Jahre
Nennleistung 1.200 kWel (571 kWel Bemessungsleistung)
Technologie Trockenfermentation, Vor-Ort Verstromung mit Gas-Otto Motor und KWK Nutzung
Wirkungsgrad elektrisch 41 %
Wirkungsgrad thermisch 44 %
Volllaststunden 4.380 h/a
Wärmeauskopplung 35 % von verfügbarer, ausgekoppelter Wärmemenge
105
Stromerzeugungskosten für Biogas - 1200 kWel Abfall-Biogasanlage (Flex)
Art der Biomasse 100 % Bioabfall aus der Getrenntsammlung
Biomassekosten -34 €/t FM Erlös für Bioabfall
Preissteigerung 2 %/a (1% auf Kapitalkosten)
Anlegbare Wärmevergütung 2 ct/kWth
Kapitalkosten
Eigenkapitalanteil 20 %
Fremdkapitalanteil 80 %
Eigenkapitalzins 8 %
Fremdkapitalzins 5 %
Kalkulatorischer Mischzinssatz 5,6 %
Spezifische Investition 13.381 €/kWel
Kapitalgebundene Kosten 17,62 ct/kWhel
Verbrauchsgebundene Kosten -8,85 ct/kWhel
Betriebsgebundene Kosten 9,17 ct/kWhel
Sonstige Kosten 1,58 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten 19,52 ct/kWhel
Erlöse aus dem Verkauf von Wärme 0,53 ct/kWhel
Flexzuschlag 0,91 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten mit Gutschriften 18,08 ct/kWhel
5.1.1.4. Biomassevergasung mit BHKW
Das Biomassevergasungs-BHKW (BVG-BHKW) hat eine installierte Leistung von 30 kWel und wird
mit 6.500 Vollbetriebsstunden pro Jahr betrieben. Der elektrische Wirkungsgrad ist gegenüber den
anderen betrachteten BHKW aufgrund der wärmegeführten Fahrweise hier geringer [54]. Die
Wärmeauskopplung und der anzusetzende Wärmeerlös sind jedoch höher als bei den mit Biogas
betriebenen BHKW [61]. Als Brennstoff werden qualitativ hochwertige Hackschnitzel aus
Waldrestholz eingesetzt.
Die ermittelten Stromgestehungskosten von 30,64 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapital-
gebundene, verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sowie die Erlöse aus
dem Verkauf von Wärme in Höhe von 11,24 ct/kWhel sind in Tabelle 5-8 dargestellt. Die
erlösbereinigten Stromgestehungskosten für diese Anlage betragen 19,40 ct/kWhel.
106
Tabelle 5-8: Übersicht Stromgestehungskosten der Biomassevergasungsanlage mit BHKW
Stromerzeugungskosten für feste Biomasse - 30 kWel Biomassevergasung mit BHKW
Eingangsparameter
Inbetriebnahmejahr 2016
kalk. Nutzungsdauer 20 Jahre
Nennleistung 30 kWel
Technologie Biomassevergaser + BHKW (Gasmotor)
Wirkungsgrad elektrisch 23 %
Wirkungsgrad thermisch 49 %
Volllaststunden 6.500 h/a
Wärmeauskopplung 90 %
Brennstoffart 100 % Hackschnitzel Waldrestholz
Brennstoffkosten 2,4 ct/kWh Hi
Preissteigerung 2 %/a (1% auf Kapitalkosten)
Anlegbare Wärmevergütung 5 ct/kWhth
Kapitalkosten
Eigenkapitalanteil 20 %
Fremdkapitalanteil 80 %
Eigenkapitalzins 8 %
Fremdkapitalzins 5 %
Kalkulatorischer Mischzinssatz 5,6 %
Spezifische Investition 5.243 €/kWel
Kapitalgebundene Kosten 9,26 ct/kWhel
Verbrauchsgebundene Kosten 13,78 ct/kWhel
Betriebsgebundene Kosten 6,70 ct/kWhel
Sonstige Kosten 0,90 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten 30,64 ct/kWhel
Erlöse aus dem Verkauf von Wärme 11,24 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten mit Gutschriften 19,40 ct/kWhel
5.1.1.5. Biomasse Heizkraftwerk
Das Biomasse Heizkraftwerk (BM-HKW) hat eine installierte Leistung von 4,8 MWel (max.) und wird
mit einer Entnahmekondensationsturbine mit einer Vollaststundenzahl von 8.000 h/a, bezogen auf
107
die Feuerwärmeleistung von 17,6 MW, betrieben. Der thermische Nutzungsgrad liegt bei 35 %, der
elektrische bei 23 %. Als Brennstoff werden Hackschnitzel aus Waldrestholz, Landschaftspflege-
material und Rinde eingesetzt.
Die ermittelten Stromgestehungskosten von 20,63 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapital-
gebundene, verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sowie die Erlöse aus
dem Verkauf von Wärme in Höhe von 5,45 ct/kWhel sind in Tabelle 5-9 dargestellt. Die erlös-
bereinigten Stromgestehungskosten für diese Anlage betragen 15,17 ct/kWhel.
Tabelle 5-9: Übersicht Stromgestehungskosten des Biomasse-Heizkraftwerkes
Stromerzeugungskosten für feste Biomasse – BMHKW 4,8 MWel
Eingangsparameter
Inbetriebnahmejahr 2016
kalk. Nutzungsdauer 20 Jahre
Nennleistung 4.800 kWel
Technologie Entnahmekondensationsturbine mit KWK
Wirkungsgrad elektrisch 23 %
Wirkungsgrad thermisch 35 %
Betriebsstunden 8.000 h/a
Volllaststunden (elektrisch) 6.596 h/a
Volllaststunden (thermisch) 5.465 h/a
Brennstoffart
Gemischtholz (Holzhackschnitzel)
Brennstoffkosten 1,5 €ct/kWh Hi
Preissteigerung 2 %/a (1% auf Kapitalkosten)
Anlegbare Wärmevergütung 3 ct/kWhth
Kapitalkosten
Eigenkapitalanteil 20 %
Fremdkapitalanteil 80 %
Eigenkapitalzins 10 %
Fremdkapitalzins 4 %
Kalkulatorischer Mischzinssatz 5,2 %
Spezifische Investition 4.673 €/kWel
Kapitalgebundene Kosten 6,18 ct/kWhel
Verbrauchsgebundene Kosten 10,04 ct/kWhel
Betriebsgebundene Kosten 3,14 ct/kWhel
108
Stromerzeugungskosten für feste Biomasse – BMHKW 4,8 MWel
Sonstige Kosten 1,27 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten 20,63 ct/kWhel
Erlöse aus dem Verkauf von Wärme 5,45 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten mit Gutschriften 15,17 ct/kWhel
5.1.1.6. Altholz Heizkraftwerk
Das Altholz Heizkraftwerk (AH-HKW) hat eine installierte Leistung von 12 MW (max.) und wird mit
einer Entnahmekondensationsturbine mit einer Vollaststundenzahl von 7.800 h/a, bezogen auf die
Feuerwärmeleistung von 47,7 MW, betrieben. Der thermische Nutzungsgrad liegt bei 35 %, der
elektrische bei 21 %. Als Brennstoff wird Altholz der Klassen AI und AII eingesetzt.
Die ermittelten Stromgestehungskosten von 12,71 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapital-
gebundene, verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sowie die Erlöse aus
dem Verkauf von Wärme in Höhe von 5,88 ct/kWhel sind in Tabelle 5-10 dargestellt. Die
erlösbereinigten Stromgestehungskosten für diese Anlage betragen 6,83 ct/kWhel.
Tabelle 5-10: Übersicht Stromgestehungskosten des Altholz-Heizkraftwerkes
Stromerzeugungskosten für feste Biomasse – AH-HKW 12 MWel
Eingangsparameter
Inbetriebnahmejahr 2016
kalk. Nutzungsdauer 20 Jahre
Nennleistung 12.000 kWel
Technologie Entnahmekondensationsturbine mit KWK
Wirkungsgrad elektrisch 21 %
Wirkungsgrad thermisch 35 %
Betriebsstunden 7.800 h/a
Volllaststunden (elektrisch) 6.462 h/a
Volllaststunden (thermisch) 5.149 h/a
Brennstoffart
Altholz (20% AI, 80% AII)
Brennstoffkosten -0,08 €ct/kWh Hi
Preissteigerung 2 %/a (1% auf Kapitalkosten)
Anlegbare Wärmevergütung 3 ct/kWhth
Kapitalkosten
Eigenkapitalanteil 30 %
Fremdkapitalanteil 70 %
109
Stromerzeugungskosten für feste Biomasse – AH-HKW 12 MWel
Eigenkapitalzins 10 %
Fremdkapitalzins 4 %
Kalkulatorischer Mischzinssatz 6 %
Spezifische Investition 4.552 €/kWel
Kapitalgebundene Kosten 6,39 ct/kWhel
Verbrauchsgebundene Kosten 1,83 ct/kWhel
Betriebsgebundene Kosten 2,96 ct/kWhel
Sonstige Kosten 1,53 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten 12,71 ct/kWhel
Erlöse aus dem Verkauf von Wärme 5,88 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten mit Gutschriften 6,83 ct/kWhel
5.1.1.7. Sensitivitätsanalyse Neuanlagen
In den vorangegangenen Kapiteln wurden die Stromgestehungskosten von Modellanlagen
untersucht. Den Einfluss einzelner Kostenparameter auf die Stromgestehungskosten der
Neuanlagen zeigen die Ergebnisse der folgenden Sensitivitätsanalysen. Es wurden dabei folgende
Parameter betrachtet:
Investitionskosten
Substratkosten
Kalkulatorischer Mischzinssatz (Zins)
Wärmeerlös
Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten (Substrate, Hilfsstoffe und -energien)
Unter sonst gleichen Bedingungen (c.p.) wurden die genannten Parameter jeweils um +/-10 % sowie
um +/-20 % variiert. Die Höhe des Einflusses auf die Stromgestehungskosten kann der Steigung der
Geraden entnommen werden.
Modellanlage „Gülle-BGA 75“
Wie in nachfolgender Grafik zu sehen ist, haben die Investitionskosten den größten Einfluss auf die
Stromgestehungskosten der 75 kWel Kleingüllebiogasanlage, gefolgt von den Substratkosten. Bei
einer Verringerung der Investitionskosten um 20 % ergibt sich eine Reduktion der Strom-
gestehungskosten von 26,32 ct/kWhel auf unter 25 ct/kWhel. Einen ebenfalls hohen Einfluss weisen
die Substratkosten auf. Reduziert man diese um 20 %, führt dies zu Stromgestehungskosten von
knapp über 25 ct/kWhel. Eine Änderung des kalkulatorischen Mischzinssatzes, der Wärmeerlöse
sowie der Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten zeigen nur vergleichsweise geringe
Auswirkungen.
110
Abbildung 5-2: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Gülle-BGA 75“
Modellanlage „NawaRo-BGA 1.000“
Abbildung 5-3 zeigt das Ergebnis der Sensitivitätsanalyse der NawaRo-Biogasanlage mit einer
installierten Leistung von 1.000 kWel. Es ist zu erkennen, dass auch hier die Investitions- und die
Substratkosten den größten Einfluss auf die Stromgestehungskosten aufweisen. Vermindert man
die Substratkosten bei dieser Modellanlage um 20 %, ergeben sich Stromgestehungskosten in Höhe
von 19,31 ct/kWhel, während der Ausgangswert bei 21,41 ct/kWhel liegt. Eine Erhöhung dieses
Parameters um 20 % führt zu Stromgestehungskosten in Höhe von 23,52 ct/kWhel. Eine etwas
geringere Steigung zeigt die Gerade der Investitionskosten mit einem Minimum von 20,05 ct/kWhel
und einem Maximum von 22,78 ct/kWhel. Eine Reduktion des Wärmeerlöses um 20 % führt bei dieser
Anlage zu Stromgestehungskosten von 21,69 ct/kWhel, während eine Erhöhung dieser Erlöse Strom-
gestehungskosten in Höhe von 21,13 ct/kWhel ergibt.
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80% 90% 100% 110% 120%
Str
om
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teh
un
gsk
ost
en [c
t/kW
hel
]
Investitionskosten Substratkosten
Zins Wärmeerlös
Preissteigerung verbrauchsgebundene Kosten
111
Abbildung 5-3: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 1.000“
Modellanlage „Abfall-BGA 1.200“
Die Abbildung 5-4 zeigt die Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse für die Stromgestehungskosten der
„Abfall-BGA 1.200“ mit einer installierten Leistung von 1.200 kWel. Den stärksten Einfluss auf die
Stromgestehungskosten haben neben den Investitionskosten die Erlöse aus der Verwertung der
organischen Reststoffe (negative Substratkosten), die bei einer Verringerung um 20 % eine
Steigerung der Stromgestehungskosten auf 20,90 ct/kWhel und bei einer Erhöhung um 20 % eine
Senkung der Stromgestehungskosten auf 15,25 ct/kWhel zur Folge haben. Die Variation der
Wärmeerlöse, der EK- und FK- Verzinsung und der Preissteigerung der verbrauchsgebundenen
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80% 90% 100% 110% 120%
Str
om
ges
teh
un
gsk
ost
en [c
t/kW
hel
]
Investitionskosten Substratkosten
Zins Wärmeerlös
Preissteigerung verbrauchsgebundene Kosten
112
Kosten führt bei der hier dargestellten 1.200 kW Abfall-Biogasanlage lediglich zu moderaten
Änderungen der Stromgestehungskosten.
Abbildung 5-4: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Abfall-BGA 1.200“
Modellanlage „BVG-BHKW“
Abbildung 5-5 zeigt, dass bei der 30 kWel Biomassevergasungsanlage zwar der Einfluss der
Substratkosten auf die Stromgestehungskosten am größten ist, jedoch ist hier im Gegensatz zu den
Biogasanlagen zu erkennen, dass auch der Wärmeerlös einen erheblichen Einfluss hat. Dies ist auf
den wärmegeführten Betrieb der Anlagen zurück zu führen. Reduziert man diese Wärmeerlöse um
20 %, führt das zu Stromgestehungskosten von 21,65 ct/kWhel, während bei einer Erhöhung um
20 % der Basiswert von 19,40 ct/kWhel auf 17,15 ct/kWhel verringert wird. Die Variation der
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80% 90% 100% 110% 120%
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om
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teh
un
gsk
ost
en [c
t/kW
hel
]
Investitionskosten Substratkosten
Zins Wärmeerlös
Preissteigerung verbrauchsgebundene Kosten
113
Parameter kalkulatorischer Mischzinssatz und Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten
führt bei dem hier dargestellten 30 kW Biomassevergasungsheizkraftwerk lediglich zu moderaten
Änderungen der Stromgestehungskosten.
Abbildung 5-5: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „BVG-BHKW“
Modellanlage “BM-HKW“
Auch in Abbildung 5-6 lässt sich erkennen, dass sich neben Substrat- und Investitionskosten
insbesondere die Wärmeerlöse stark auf die Stromgestehungskosten des betrachteten
Biomasseheizkraftwerkes (BM-HKW) auswirken. Den stärksten Einfluss weisen dennoch die
Substratkosten auf, die bei einer Verringerung um 20 % eine Reduktion der Stromgestehungskosten
auf 13,62 ct/kWhel und bei einer Erhöhung um 20 % eine Steigerung auf 16,73 ct/kWhel zur Folge
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80% 90% 100% 110% 120%
Str
om
ges
teh
un
gsk
ost
en [c
t/kW
hel
]
Investitionskosten Substratkosten
Zins Wärmeerlös
Preissteigerung verbrauchsgebundene Kosten
114
haben. Die ursprünglichen Stromgestehungskosten betragen 15,17 ct/kWhel. Die Variation der
Parameter kalkulatorischer Mischzinssatz sowie Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten
führt bei dem hier dargestellten 4.800 kWel Biomasseheizkraftwerk lediglich zu geringen
Änderungen der Stromgestehungskosten.
Abbildung 5-6: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage “BM-HKW“
Modellanlage „AH-HKW“
In der in Abbildung 5-7 dargestellten Sensitivitätsanalyse des 12.000 kW Altholzheizkraftwerks
lassen sich Basisstromgestehungskosten in Höhe von 6,83 ct/kWhel erkennen. Diese werden am
stärksten durch die Wärmeerlöse beeinflusst, die bei einer Verringerung um 20 % eine Steigerung
der Stromgestehungskosten auf 8,01 ct/kWhel und bei einer Erhöhung um 20 % eine Verringerung
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80% 90% 100% 110% 120%
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om
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ost
en [c
t/kW
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]
Investitionskosten Substratkosten
Zins Wärmeerlös
Preissteigerung verbrauchsgebundene Kosten
115
auf 5,66 ct/kWhel zur Folge haben. Durch die Variation der Investitionskosten ergibt sich auch hier
ebenfalls ein starker Einfluss. Reduziert man diese um 20 %, führt dies zu Stromgestehungskosten
von 5,55 ct/kWhel, während bei einer Erhöhung um 20 % die Kosten auf 8,11 ct/kWhel steigen. Am
wenigsten ändern sich die Stromgestehungskosten durch die Variation des Parameters
Substratkosten, was dadurch zu erklären ist, dass durch das hier eingesetzte Altholz zum Teil Erlöse
erzielt werden und die gemittelten Kosten für den Substratmix der Anlage „AH-HKW“ infolgedessen
sehr gering sind.
Abbildung 5-7: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „AH-HKW“
5.1.1.8. Zusammenfassung Stromgestehungskosten Neuanlagen
In Abbildung 5-8 sind die Stromgestehungskosten der analysierten Modellanlagen abgebildet. Die
einzelnen Kosten- und Erlöspositionen, aus denen sich die Stromgestehungskosten ergeben, sind
5
6
7
8
9
80% 90% 100% 110% 120%
Str
om
ges
teh
un
gsk
ost
en [c
t/kW
hel
]
Investitionskosten Substratkosten
Zins Wärmeerlös
Preissteigerung verbrauchsgebundene Kosten
116
durch gestapelte Säulen dargestellt, während die kumulierten Stromerzeugungskosten abzüglich
der Gutschriften in Form schmaler, durchgehender Säulen im Vordergrund erkennbar sind.
Abbildung 5-8: Darstellung der Stromgestehungskosten mit Gutschriften der analysierten Modellanlagen (Neuanlagen)
Wie in den vorangegangenen Kapiteln beschrieben und in Abbildung 5-8 übersichtlich dargestellt,
betragen die erlösbereinigten Stromgestehungskosten der Kleingülle-Biogasanlage „Gülle-BGA 75“
26,32 ct/kWhel. Die erlösbereinigten Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage betragen
21,41 ct/kWhel und die der Abfall-Biogasanlage 18,08 ct/kWhel. Der anzulegende Wert für Strom aus
Kleingüllebiogasanlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von bis zu 75 kW im
Grundlastbetrieb liegt gemäß des EEG 2014 bei 23,14 ct/kWhel. Ein wirtschaftlicher Betrieb wäre
demzufolge nur möglich bei einem hohen Einsatz von Gülle und landwirtschaftlichen Reststoffen
(günstigen Substraten) sowie vorhandener Infrastruktur (Behälter, Pumpen, etc.), die die
erforderlichen Investitionskosten reduzieren. Die NawaRo- und die Abfall-Biogasanlage, die beide
flexibel verstromen, könnten im Ausschreibungsverfahren einen maximalen Gebotswert in Höhe
von 14,88 ct/kWhel erzielen. Für einen wirtschaftlichen Betrieb der Abfallbiogasanlage sind
ausreichend hohe Erlöse aus der Verwertung der Reststoffe sowie Anlagenkonzepte mit geringen
Investitionskosten erforderlich. Ein weiterer Zubau von NawaRo-Anlage erscheint dagegen
unwahrscheinlich.
Abbildung 5-8 zeigt ferner die Ergebnisse der Stromgestehungskosten für die analysierten
Festbrennstoffanlagen und veranschaulicht die im Vergleich zu den Biogasanlagen deutlich höheren
Erlösanteile aus dem Verkauf von Wärme. Wie anhand der drei rechten gestapelten Säulen zu
erkennen, betragen die Stromgestehungskosten unter Berücksichtigung der Erlöse aus dem Verkauf
von Wärme bei der Biomassevergasung mit BHKW 19,40 ct/kWhel, bei dem Biomasse-Heizkraftwerk
117
15,17 ct/kWhel und bei dem Altholz-Heizkraftwerk 6,83 ct/kWhel. Vor dem Hintergrund des
maximalen Gebotswertes in Höhe von 14,88 ct/kWh ist für die hier dargestellte Biomasse-
vergasungsanlage kein wirtschaftlicher Betrieb möglich. Die Stromgestehungskosten des Biomasse-
heizkraftwerkes liegen nur geringfügig oberhalb des maximalen Gebotswertes, sodass unter etwas
optimistischeren, als den hier angenommenen Bedingungen (z.B. geringere spezifische
Investitionskosten, höhere Wärmeerlöse oder günstiger Brennstoffpreise) eine erfolgreiche
Teilnahme an den Ausschreibungen möglich wäre. Die mit Abstand günstigsten
Stromgestehungskosten weist das Altholz-Heizkraftwerk auf, allerdings entfällt für neue Altholz-
Verbrennungsanlagen mit dem EEG 2017 jeglicher Anspruch auf eine EEG-Förderung.
5.1.2. Bestandsanlagen: Analyse der Auswirkung einer Anschlussförderung auf
die Kosten der Stromproduktion
In diesem Kapitel werden die Stromgestehungskosten ausgewählter Bestandsbiogasanlagen für den
Fall einer Anschlussförderung, vor dem Hintergrund des bevorstehenden Auslaufens der 20-jährigen
Mindestlaufzeit der EEG-Vergütung für Anlagen, die im Jahr 2000 oder den darauffolgenden Jahren
in Betrieb genommen wurden, ermittelt. Gemäß EEG 2017 können diese Bestandsanlagen unter
bestimmten Bedingungen einmalig eine Förderung für weitere 10 Jahre erhalten. Voraussetzungen
für Anlagen ab einer installierten Leistung von 100 kWel sind unter anderem die Verdopplung der
Bemessungsleistung der Anlage zur Einhaltung der Flexibilitätsanforderungen und eine
bedarfsgerechte, flexible Stromproduktion.
Nachfolgend werden drei typische, in der Zeit zwischen 2000 und 2004 in Betrieb genommene,
Modell-Anlagen hinsichtlich ihrer Stromgestehungskosten während einer 10-jährigen Anschluss-
förderung betrachtet:
Eine Kleingüllebiogasanlage mit einer installierten Leistung von 75 kWel,
eine NawaRo-Biogasanlage mit einer installierten Leistung von 300 kWel und
eine Abfall-Biogasanlage mit einer installierten Leistung von 1.200 kWel.
Die Kleingüllebiogasanlage wurde vor der Anschlussförderung mit Grundlastverstromung betrieben.
Für die NawaRo-Anlage werden nachfolgend zwei unterschiedliche Szenarien bezüglich der Zeit vor
Beginn der Folgeförderung berücksichtigt. Einerseits eine bereits flexible Betriebsweise (NawaRo-
BGA 600 B), bei der die Investitionskosten in den flexiblen Betrieb bereits getätigt wurden.
Andererseits eine Anlage mit Betrieb zur Grundlastversorgung (NawaRo-BGA 300 B), deren
Bemessungsleistung für die Folgeförderperiode auf 150 kWel reduziert wird.
Zu Beginn der Anschlussförderung wird jeweils eine vollständig abgeschriebene Anlage betrachtet.
Der Instandhaltungsfaktor für die baulichen Anlagen wird von 1 % auf 2 % erhöht [64]. Die betriebs-
wirtschaftliche Nutzungsdauer, bezogen auf die Laufzeitverlängerung, beträgt 10 Jahre. Der
Rückbau nach Betriebsende wird mit 5 % der Investition in eine Neuanlage berücksichtigt [58], [64].
Die Investition und der Betrieb des Nahwärmenetzes ist ein getrennt vom Betrieb der
Biomasseanlage zu behandelnder Betriebszweig und wird daher in der Analyse nicht weiter
berücksichtigt. Die Wärme wird mit 2 ct/kWhth vergütet [59], [64], [58]. Wurde die betrachtete
Biogasanlage bereits flexibel, mit Verstromungsüberkapazitäten betrieben, wird eine
Generalüberholung mit 1/5 einer BHKW-Neuinvestition angenommen [58], [64]. Am Ende der
118
Nutzungsdauer wird von einer vollständigen Abschreibung der Anlage (Restwert = 0) ausgegangen
[64], [58].
Eine Übersicht der Rahmenbedingungen für die Analyse der Stromgestehungskosten ist in
Tabelle 5-11 dargestellt.
Tabelle 5-11: Eingangsparameter der Stromerzeugung aus Bestands-Biogasanlagen
Eingangsparameter Einheit
NawaRo-BGA 300 B
NawaRo-BGA 600 B
Abfall-BGA B
Gülle-BGA 75B
Allgemeine Angaben
Inbetriebnahmejahr 2000 2000 2000 2000
kalk. Nutzungsdauer a 10 10 10 10
Technische Parameter
Nennleistung kWel 75 300 600 1.200
Wirkungsgrad elektrisch % 36 38 39 41
Wirkungsgrad thermisch % 44 46 44 44
Betriebsstunden h/a 7.800 4.380 4.380 4.380 Wärmeauskopplung, extern1 % 20 50 30 35
Eigenwärmebedarf, intern % 60 25 25 30
Kapitalkosten
Eigenkapitalanteil % von Invest. 10 20 20 20
Fremdkapitalanteil % von Invest. 90 80 80 80
Eigenkapitalzins % 6 8 8 8
Fremdkapitalzins % 2 2 2 2 Kalkulatorischer Mischzinssatz % 2,4 3,2 3,2 3,2
Preissteigerung2 %/a 2 2 2 2
Spezifische Investition €/kWel 1.758 3.095 2.999 7.532
Bedarfsgebundene Kosten Maissilage3 €/t FM 40,4 40,4 40,4 - Rindergülle €/t FM 0,0 0,0 0,0 - Getreide-GPS3 €/t FM - 39,6 39,6 - Bioabfall €/t FM - - - -34,0 Eigenstrombedarf % von
Stromprod. 8
9 9 25
Betriebsgebundene Kosten Wartung und Instandhaltung % von Invest. 2-7 2-7 2-7 2-7
Personalkosten €/h 30 30 30 30 Sonstige Kosten Versicherung und Verwaltung
% von Invest. 1,5 1,5 1,5 1,5
Erlöse Koppelprodukte
Wärmevergütung ct/kWhth 2 2 2 2
119
Eingangsparameter Einheit
NawaRo-BGA 300 B
NawaRo-BGA 600 B
Abfall-BGA B
Gülle-BGA 75B
Legende: 1 von verfügbarer, ausgekoppelter Wärmemenge 2 Preissteigerung Kapitalkosten 1% alle anderen Kosten, sowie Erlöse Koppelprodukte 2%
3 Frei Eintrag
5.1.2.1. Anschlussförderung der Kleingülle-Biogasanlage 75 B
Die „Gülle-BGA 75 B“ ist eine Kleingüllebiogasanlage mit einer installierten Leistung von 75 kWel, die
sowohl während der ersten, zwanzigjährigen Förderperiode, als auch für die Dauer der zehnjährigen
Anschlussförderung Biogas im Grundlastbetrieb in 7.800 h/a verstromt. Die Anlage setzt zur
Biogasproduktion 85 Massen-% Rindergülle und 15 Massen-% Maissilage ein. Das vorhandene
BHKW wird erneuert. Investitionskosten für ein neues BHKW werden um den vorhandenen
Netzanschluss und die Einhausung, etc. bereinigt. Die Anlagentechnik wird neu beschafft.
Aufgrund einer unveränderten Wärmesenke am Ort der Anlage bei Weiterbetrieb werden weiterhin
20 % der auskoppelbaren Wärme mit 2 ct/kWh vergütet. Die ermittelten Stromgestehungskosten
von 18,01 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapitalgebundene, verbrauchsgebundene,
betriebsgebundene und sonstige Kosten sind in Tabelle 5-12 dargestellt. Die erlösbereinigten
Stromgestehungskosten betragen bei diesem Anlagentyp 17,53 ct/kWhel.
Tabelle 5-12: Übersicht Stromgestehungskosten der Kleingüllebiogasanlage „Gülle-BGA 75 B“
Stromerzeugungskosten für Biogas - 75 kWel Kleingüllebiogasanlage
Eingangsparameter
Inbetriebnahmejahr 2000
kalk. Nutzungsdauer 10 Jahre
Nennleistung 75 kWel
Wirkungsgrad elektrisch 36 %
Wirkungsgrad thermisch 44 %
Volllaststunden 7.800 h/a
Wärmeauskopplung 20 % von verfügbarer, ausgekoppelter Wärmemenge
Art der Biomasse 15 Massen-% Maissilage
85 Massen-% Rindergülle
Biomassekosten 40,4 €/t FM frei Eintrag für Maissilage
0,0 €/t FM frei Eintrag für Rindergülle
Preissteigerung 2 %/a (1% auf Kapitalkosten)
Anlegbare Wärmevergütung 2 ct/kWhth
120
Stromerzeugungskosten für Biogas - 75 kWel Kleingüllebiogasanlage
Kapitalkosten
Eigenkapitalanteil 10 %
Fremdkapitalanteil 90 %
Eigenkapitalzins 6 %
Fremdkapitalzins 2 %
Kalkulatorischer Mischzinssatz 2,4 %
Spezifische Investition 1.938 €/kWel
Kapitalgebundene Kosten 2,40 ct/kWhel
Verbrauchsgebundene Kosten 9,94 ct/kWhel
Betriebsgebundene Kosten 5,33 ct/kWhel
Sonstige Kosten 0,34 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten 18,01 ct/kWhel
Erlöse aus dem Verkauf von Wärme 0,48 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten mit Gutschriften 17,53 ct/kWhel
5.1.2.2. Anschlussförderung der NawaRo-Biogasanlage 600 B
Die NawaRo-Biogasanlage „NawaRo-BGA 600 B“ hat eine installierte Leistung von 600 kWel und
produziert Strom in 4.380 Stunden pro Jahr. Es werden Maissilage, Getreide-GPS und Rindergülle
zur Biogasproduktion eingesetzt. Diese Modell-Biogasanlage hatte vor Beginn der
Anschlussförderung bereits eine doppelte Verstromungskapazität vorgehalten und verstromte das
Biogas bereits flexibel. Die Nenn- und die Bemessungsleistung bleiben in diesem Fall unverändert
bei 600 kWel bzw. 300 kWel.
Es werden 30 % der auskoppelbaren Wärme einer externen Nutzung zugeführt und mit 2 ct/kWhth,
vergütet. Die ermittelten Stromgestehungskosten von 19,51 ct/kWhel und deren Aufteilung in
kapitalgebundene, verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sind in
Tabelle 5-13 dargestellt. Die erlösbereinigten Stromgestehungskosten betragen 17,86ct/kWhel.
Tabelle 5-13: Übersicht Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage „NawaRo-BGA 600 B“
Stromerzeugungskosten für Biogas – 600 kWel NawaRo-Biogasanlage mit flexibler Verstromung
Eingangsparameter
Inbetriebnahmejahr 2000
kalk. Nutzungsdauer 10 Jahre
Nennleistung 600 kWel (300 kW Bemessungsleistung)
121
Stromerzeugungskosten für Biogas – 600 kWel NawaRo-Biogasanlage mit flexibler Verstromung
Wirkungsgrad elektrisch 39 %
Wirkungsgrad thermisch 44 %
Volllaststunden 4.380 h/a
Wärmeauskopplung 30 % von verfügbarer, ausgekoppelter Wärme
Art der Biomasse 30 Massen-% Getreide-GPS
30 Massen-% Maissilage
40 Massen-% Rindergülle
Biomassekosten 40,4 €/t FM frei Eintrag für Maissilage
0,0 €/t FM frei Eintrag für Rindergülle
39,6 €/t FM frei Eintrag für Getreide-GPS
Preissteigerung 2 %/a (1% auf Kapitalkosten)
Anlegbare Wärmevergütung 2 ct/kWhth
Kapitalkosten
Eigenkapitalanteil 20 %
Fremdkapitalanteil 80 %
Eigenkapitalzins 8 %
Fremdkapitalzins 2 %
Kalkulatorischer Mischzinssatz 3,2 %
Spezifische Investition 2.999 €/kWel
Kapitalgebundene Kosten 4,05 ct/kWhel
Verbrauchsgebundene Kosten 11,04 ct/kWhel
Betriebsgebundene Kosten 4,03 ct/kWhel
Sonstige Kosten 0,39 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten 19,51 ct/kWhel
Erlöse aus dem Verkauf von Wärme 0,74 ct/kWhel
Flexzuschlag 0,91 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten mit Gutschriften 17,86 ct/kWhel
5.1.2.3. Anschlussförderung der NawaRo-Biogasanlage 300 B
Die NawaRo-Biogasanlage „NawaRo-BGA 300 B“ hat eine installierte Leistung von 300 kWel bei
einer Stromproduktion in 4.380 Stunden pro Jahr. Es werden Maissilage, Getreide-GPS und
Rindergülle zur Biogasproduktion eingesetzt. Diese Modell-Biogasanlage wurde vor Beginn der
Anschlussförderung nicht flexibel betrieben. Das vorhandene BHKW wird durch ein neues ersetzt,
122
wodurch Kosten von 4/5 einer potentiellen Neuinvestition entstehen. Die Bemessungsleistung der
Biogasanlage wird dadurch für die Periode der Anschlussförderung auf 150 kWel reduziert.
Die externe Wärmesenke der Modell-Biogasanlage bleibt für die Dauer der Laufzeitverlängerung
unverändert. Da jedoch die Bemessungsleistung von 300 auf 150 kWel reduziert wird, steigt der
Anteil der Abwärmenutzung bei gleichbleibender Wärmesenke entsprechend. Von der, nach der
Deckung des Prozesswärmebedarfs der Anlage, übrigbleibenden Wärme werden demzufolge 50 %
einer externen Nutzung zugeführt und mit 2 ct/kWh vergütet. Die ermittelten
Stromgestehungskosten in Höhe von 25,59 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapitalgebundene,
verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sind in Tabelle 5-14 dargestellt. Die
erlösbereinigten Stromgestehungskosten betragen 23,35 ct/kWhel.
Tabelle 5-14: Übersicht Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage „NawaRo-BGA 300 B“
Stromerzeugungskosten für Biogas – 300 kWel NawaRo-Biogasanlage mit flexibler Verstromung
Eingangsparameter
Inbetriebnahmejahr 2000
kalk. Nutzungsdauer 10 Jahre
Nennleistung 300 kWel (150 kW Bemessungsleistung)
Wirkungsgrad elektrisch 38 %
Wirkungsgrad thermisch 46 %
Volllaststunden 4.380 h/a
Wärmeauskopplung 50 % von verfügbarer, ausgekoppelter Wärmemenge
Art der Biomasse 20 Massen-% Getreide-GPS
20 Massen-% Maissilage
60 Massen-% Rindergülle
Biomassekosten 40,4 €/t FM frei Eintrag für Maissilage
0,0 €/t FM frei Eintrag für Rindergülle
39,6 €/t FM frei Eintrag für Getreide-GPS
Preissteigerung 2 %/a (1% auf Kapitalkosten)
Anlegbare Wärmevergütung 2 ct/kWhth
Kapitalkosten
Eigenkapitalanteil 20 %
Fremdkapitalanteil 80 %
Eigenkapitalzins 8 %
Fremdkapitalzins 2 %
Kalkulatorischer Mischzinssatz 3,2 %
123
Stromerzeugungskosten für Biogas – 300 kWel NawaRo-Biogasanlage mit flexibler Verstromung
Spezifische Investition 3.095 €/kWel
Kapitalgebundene Kosten 8,37 ct/kWhel
Verbrauchsgebundene Kosten 10,31 ct/kWhel
Betriebsgebundene Kosten 6,01 ct/kWhel
Sonstige Kosten 0,89 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten 25,59 ct/kWhel
Erlöse aus dem Verkauf von Wärme 1,32 ct/kWhel
Flexzuschlag 0,91 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten mit Gutschriften 23,35 ct/kWhel
Wie zuvor beschrieben, wird die Bemessungsleistung der Biogasanlage in diesem Szenario halbiert,
woraufhin sich der erforderliche Gasbedarf des BHKW reduziert. Die baulichen Anlagen wie das
Substratlager, der Fermenter und das Gärrestlager bleiben hingegen unverändert erhalten, wodurch
eine längere Verweilzeit der Substrate und demzufolge eine effizientere Substratnutzung möglich
erscheint. Wie die Sensitivitätsanalyse in Kapitel 5.1.2.5 zeigt, haben die Kosten der eingesetzten
Substrate einen besonders hohen Einfluss auf die Stromgestehungskosten. Daher wird in einer
weiteren Berechnung eine um 10 % höhere Substrateffizienz ceteris paribus angenommen, woraus
sich eine Reduktion der Stromgestehungskosten um etwa 0,8 ct/kWhel ergibt. Die unter
Berücksichtigung einer erhöhten Substratausnutzung ermittelten Stromgestehungskosten von
24,81 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapitalgebundene, verbrauchsgebundene, betriebs-
gebundene und sonstige Kosten sind in Tabelle 5-15 dargestellt. Die erlösbereinigten Strom-
gestehungskosten betragen 22,58 ct/kWhel.
Tabelle 5-15: Übersicht Stromgestehungskosten der NawaRo-Biogasanlage „NawaRo-BGA 300 B“ (Optimiert)
Stromerzeugungskosten für Biogas – 300 kWel NawaRo-Biogasanlage mit flexibler Verstromung (optimiert)
Eingangsparameter
Inbetriebnahmejahr 2000
kalk. Nutzungsdauer 10 Jahre
Nennleistung 300 kWel (150 kW Bemessungsleistung)
Wirkungsgrad elektrisch 38 %
Wirkungsgrad thermisch 46 %
Volllaststunden 4.380 h/a
Wärmeauskopplung 50 % von verfügbarer, ausgekoppelter Wärmemenge
Art der Biomasse 20 Massen-% Getreide-GPS
124
Stromerzeugungskosten für Biogas – 300 kWel NawaRo-Biogasanlage mit flexibler Verstromung (optimiert)
20 Massen-% Maissilage
60 Massen-% Rindergülle
Biomassekosten 40,4 €/t FM frei Eintrag für Maissilage
0,0 €/t FM frei Eintrag für Rindergülle
39,6 €/t FM frei Eintrag für Getreide-GPS
Preissteigerung 2 %/a (1% auf Kapitalkosten)
Anlegbare Wärmevergütung 2 ct/kWhth
Kapitalkosten
Eigenkapitalanteil 20 %
Fremdkapitalanteil 80 %
Eigenkapitalzins 8 %
Fremdkapitalzins 2 %
Kalkulatorischer Mischzinssatz 3,2 %
Spezifische Investition 3.095 €/kWel
Kapitalgebundene Kosten 8,37 ct/kWhel
Verbrauchsgebundene Kosten 9,53 ct/kWhel
Betriebsgebundene Kosten 6,01 ct/kWhel
Sonstige Kosten 0,89 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten 24,81 ct/kWhel
Erlöse aus dem Verkauf von Wärme 1,32 ct/kWhel
Flexzuschlag 0,91 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten mit Gutschriften 22,58 ct/kWhel
5.1.2.4. Anschlussförderung der Abfall-Biogasanlage 1.200 B
In der Bioabfallanlage „Abfall-BGA 1.200 B“ mit einer installierten Leistung von 1.200 kW wird
Biogas aus Bioabfall aus der Getrenntsammlung produziert und in 4.380 h/a verstromt. Die
Bemessungsleistung der Anlage beträgt für die Dauer der Anschlussförderung unverändert 600 kW.
Gegenüber den anderen betrachteten Biogasanlagen erhält der Betreiber dieser Anlagen einen
durchschnittlichen Erlös für die Verwertung des organischen Materials von 34 €/t FM. Das Bestands-
BHKW bleibt für die Dauer der Anschlussförderung erhalten, wird vor dem Weiterbetrieb allerdings
einer Generalüberholung unterzogen, wodurch Kosten von 1/5 der Investition in ein neues BHKW
entstehen.
125
Die ermittelten Stromgestehungskosten in Höhe von 11,77 ct/kWhel und deren Aufteilung in kapital-
gebundene, verbrauchsgebundene, betriebsgebundene und sonstige Kosten sind in Tabelle 5-16
dargestellt. Die erlösbereinigten Stromgestehungskosten betragen 10,29 ct/kWhel.
Tabelle 5-16: Übersicht Stromgestehungskosten der Abfall-Biogasanlage „Abfall-BGA 1.200 B“
Stromerzeugungskosten für Biogas - 1200 kWel Abfall-Biogasanlage mit flexibler Verstromung
Eingangsparameter
Inbetriebnahmejahr 2000
kalk. Nutzungsdauer 10 Jahre
Nennleistung 1.200 kWel (571 kW Bemessungsleistung)
Technologie Trockenfermentation, Vor-Ort Verstromung mit Gas-Otto Motor und KWK Nutzung
Wirkungsgrad elektrisch 41 %
Wirkungsgrad thermisch 44 %
Volllaststunden 4.380 h/a
Wärmeauskopplung 35 % von verfügbarer, ausgekoppelter Wärmemenge
Art der Biomasse 100 % Bioabfall aus der Getrenntsammlung
Biomassekosten -34 €/t FM Erlös für Bioabfall
Preissteigerung 2 %/a (1% auf Kapitalkosten)
Anlegbare Wärmevergütung 2 ct/kWth
Kapitalkosten
Eigenkapitalanteil 20 %
Fremdkapitalanteil 80 %
Eigenkapitalzins 8 %
Fremdkapitalzins 2 %
Kalkulatorischer Mischzinssatz 3,2 %
Spezifische Investition 7.532 €/kWel
Kapitalgebundene Kosten 10,18 ct/kWhel
Verbrauchsgebundene Kosten -8,22 ct/kWhel
Betriebsgebundene Kosten 9,01 ct/kWhel
Sonstige Kosten 0,79 ct/kWhel
Stromerzeugungskosten 11,77 ct/kWhel
Erlöse aus dem Verkauf von Wärme 0,57 ct/kWhel
Flexzuschlag 0,91 ct/kWhel
126
Stromerzeugungskosten für Biogas - 1200 kWel Abfall-Biogasanlage mit flexibler Verstromung
Stromerzeugungskosten mit Gutschriften 10,29 ct/kWhel
5.1.2.5. Sensitivitätsanalyse Bestandsanlagen
Um den Einfluss einzelner Kostenparameter auf die Stromgestehungskosten der Bestandsanlagen
zu bestimmen, wurden in diesem Kapitel Sensitivitätsanalysen durchgeführt. Es wurden dabei
folgende Parameter betrachtet:
Investitionskosten
Substratkosten
Kalkulatorischer Mischzinssatz (Zins)
Wärmeerlös
Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten (Substrate, Hilfsstoffe und -energien)
Die Ergebnisse der Sensitivitätsanalysen sind nachfolgend in Abbildung 5-9 bis Abbildung 5-13
dargestellt. Unter sonst gleichen Bedingungen wurden die genannten Parameter jeweils um +/-10 %
sowie um +/-20 % variiert. Die Höhe des Einflusses kann der Steigung der Geraden entnommen
werden.
Abbildung 5-9 zeigt die Sensitivitätsanalyse der Bestandsanlage „Gülle-BGA 75 B“. Bei diesem
Anlagentyp haben die Substratkosten den größten Einfluss auf die Stromgestehungskosten. Diese
reichen von 16,40 ct/kWhel bis 18,55 ct/kWhel, bei analysierten Stromgestehungskosten in Höhe von
17,53 ct/kWh. Da ein Weiterbetrieb einer Bestandsanlage nicht so kapitalintensiv wie der Neubau
einer Anlage ist, werden geringere Stromgestehungskosten erzielt (vgl. Abbildung 5-2). Daher
reagieren die Stromgestehungskosten nicht so sensitiv auf die Investitionskosten. Die Variation der
Parameter Zins, Wärmeerlös und Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten zeigt jeweils
lediglich eine geringe Veränderung der Stromgestehungskosten.
127
Modellanlage „Gülle-BGA 75 B“
Abbildung 5-9: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Gülle-BGA 75 B“
Modellanlage „NawaRo-BGA 600 B“
Wie in Abbildung 5-10 zu sehen, führt bei der NawaRo-Biogasanlage mit einer installierten Leistung
von 600 kWel und einer Bemessungsleistung von 300 kWel eine Verminderung der Substratkosten
um 20 % zu einer Reduzierung der Stromgestehungskosten von 17,86 ct/kWhel auf 16,00 ct/kWhel,
während eine Steigerung dieses Parameters um 20 % Stromgestehungskosten in Höhe von
19,71 ct/kWhel zur Folge hat. Variiert man die Investitionskosten dieser Anlage, ergibt sich eine
Veränderung der spezifischen Stromgestehungskosten in Höhe von ± 0,8 ct/kWhel. Der Misch-
kalkulationszins, der Wärmeerlös sowie die Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten
weisen unter den analysierten Parametern den geringsten Einfluss auf die Stromgestehungskosten
auf.
16,00
16,50
17,00
17,50
18,00
18,50
19,00
80% 90% 100% 110% 120%
Str
om
ges
teh
un
gsk
ost
en [c
t/kW
hel
]
Investitionskosten Substratkosten
Zins Wärmeerlös
Preissteigerung verbrauchsgebundene Kosten
128
Abbildung 5-10: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 600 B“
Modellanlagen „NawaRo-BGA 300 B“ und „NawaRo-BGA 300 B opt.“
Abbildung 5-11 zeigt die Sensitivitätsanalysen der flexiblen NawaRo-Biogasanlage mit einer
installierten Leistung von 300 kWel. Es ist zu erkennen, dass auch hier eine Änderung der Substrat-
und Investitionskosten den größten Einfluss auf die Stromgestehungskosten hat. Vermindert man
die Substratkosten bei dieser Modellanlage um 20 %, ergeben sich Stromgestehungskosten in Höhe
von 21,64 ct/kWhel, während der Ausgangswert bei 23,35 ct/kWhel liegt. Eine Erhöhung dieses
Parameters führt zu Stromgestehungskosten in Höhe von 25,06 ct/kWhel. Eine ähnliche Steigung
zeigt die Gerade der Investitionskosten.
15
16
17
18
19
20
21
80% 90% 100% 110% 120%
Str
om
ges
teh
un
gsk
ost
en [c
t/kW
hel
]
Investitionskosten Substratkosten
Zins Wärmeerlös
Preissteigerung verbrauchsgebundene Kosten
129
Wird durch die längere mögliche Verweilzeit höhere Gasausbeute angenommen (vgl. Erläuterungen
Abschnitt 5.1.2.3) ergeben sich für die „NawaRo-BGA 300 B“ die in Abbildung 5-12 zu sehenden
Stromgestehungskosten in Höhe von 22,58 ct/kWhel. Die Gerade der Substrate hat in diesem Fall
eine marginal geringere Steigung, als bei der zuvor beschriebenen Anlage, während die weiteren
Parameter in der Sensitivitätsanalyse ein qualitativ identisches Gesamtbild ergeben.
Abbildung 5-11: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 300 B“
20
21
22
23
24
25
26
80% 90% 100% 110% 120%
Str
om
ges
teh
un
gsk
ost
en [c
t/kW
hel
]
Investitionskosten Substratkosten
Zins Wärmeerlös
Preissteigerung verbrauchsgebundene Kosten
130
Abbildung 5-12: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „NawaRo-BGA 300 B opt.“
Modellanlage „Abfall-BGA 1.200 B“
Den größten Einfluss auf die Stromgestehungskosten der in Abbildung 5-13 dargestellten Abfall-
Biogasanlage weisen die „Substratkosten“ auf. In diesem Fall handelt es sich um Einnahmen aus der
Verwertung der Abfallstoffe. Wie zu erkennen ist, führt eine Reduktion dieses Parameters zu
höheren Stromgestehungskosten in Höhe von 12,91 ct/kWhel, während ein Anstieg der Erlöse zu
Stromgestehungskosten in Höhe von 7,66 ct/kWhel führt. Es ist ebenfalls ersichtlich, dass auch die
Investitionskosten in der Sensitivitätsanalyse einen deutlichen Einfluss in Höhe von maximal
± 2 ct/kWhel auf die Stromgestehungskosten dieser Biogasanlage aufweisen. Die Veränderung der
Parameter Zins, Wärmeerlös sowie Preissteigerung der verbrauchsgebundenen Kosten führt hier zu
vergleichsweise geringen Veränderungen der ursprünglichen Stromgestehungskosten.
20
21
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80% 90% 100% 110% 120%
Str
om
ges
teh
un
gsk
ost
en [c
t/kW
hel
]
Investitionskosten Substratkosten
Zins Wärmeerlös
Preissteigerung verbrauchsgebundene Kosten
131
Abbildung 5-13: Sensitivitätsanalyse der Modellanlage „Abfall-BGA 1.200 B“
5.1.2.6. Zusammenfassung Stromgestehungskosten Bestandsanlagen
In Abbildung 5-14 sind die Stromgestehungskosten der analysierten Modellanlagen abgebildet. Die
einzelnen Kosten- und Erlöspositionen, aus denen sich die Stromgestehungskosten ergeben, sind in
Form gestapelter Säulen dargestellt, während die kumulierten Stromerzeugungskosten abzüglich
der Gutschriften in Form schmaler, durchgehender Säulen im Vordergrund erkennbar sind.
Entsprechend der ersten Säule betragen die erlösbereinigten Stromgestehungskosten der „Gülle-
BGA 75 B“ 17,53 ct/kWhel. Der maximale Gebotswert für Bestandsanlagen liegt gemäß des EEG 2014
bei maximal 16,9 ct/kWhel. Die analysierten Stromgestehungskosten liegen etwas höher, so dass
geringere Substratkosten, z.B. durch den ausschließlichen Einsatz von Gülle und
landwirtschaftlichen Reststoffen (Festmist, etc.) erforderlich sind, um Stromgestehungskosten
unterhalb von 17 ct/kWhel zu erzielen.
7
8
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10
11
12
13
80% 90% 100% 110% 120%
Str
om
ges
teh
un
gsk
ost
en [c
t/kW
hel
]
Investitionskosten Substratkosten
Zins Wärmeerlös
Preissteigerung verbrauchsgebundene Kosten
132
Die Stromgestehungskosten der bereits auf 600 kWel flexibilisierten NawaRo-Bestandsbiogasanlage
„NawaRo-BGA 600 B“ betragen unter Berücksichtigung des Flexzuschlages sowie der Erlöse aus
dem Verkauf von Wärme 17,86 ct/kWhel. Bei der 300 kW NawaRo-Anlage mit reduzierter
Bemessungsleistung werden Stromgestehungskosten in Höhe von 23,35 ct/kWhel, bzw.
22,58 ct/kWhel unter der Annahme einer, durch die Erhöhung der Verweilzeiten gesteigerten
Substratnutzungseffizienz, erzielt
Wie zuvor dargestellt, wird für die Bestands-Abfallbiogasanlage ein Erlös für das Substrat Bioabfall
in Höhe von 34 €/t angenommen und es ergeben sich für diese Anlage, unter Berücksichtigung der
Wärmeerlöse und des Flexzuschlages Stromgestehungskosten in Höhe von 10,29 ct/kWhel.
Abbildung 5-14: Darstellung der Stromgestehungskosten mit Gutschriften der analysierten Modellanlagen (Bestandsanlagen)
Daher ist anzunehmen, dass unter den hier angestellten Rahmenbedingungen, Betreiber von
Abfallbiogasanlagen, bei gleichbleibenden Einnahmen aus der Verwertung der Reststoffe, am
Ausschreibungsverfahren teilnehmen werden und den Anlagenbetrieb nach Auslaufen der ersten
Förderperiode fortführen werden. Für Betreiber von NawaRo-Biogasanlagen wird dies nur möglich
sein, wenn deren Rahmenbedingungen deutlich verbessert werden. Eine Fortführung des
Anlagenbetriebs können z.B. geringere Substratkosten, ein lukrativeres Wärmekonzept, sowie ein
niedrigerer Sanierungsaufwand begünstigen. Darüber hinaus wird ersichtlich, dass
Anlagenbetreiber, die bereits die Flexibilitätsprämie zur Flexibilisierung der Biogasanlage genutzt
haben und keinen Sanierungsstau an Ihrer Anlage haben, besser für die Anschlussförderung
133
vorbereitet sind (siehe NawaRo-BGA 600 B), als Anlagen, die die geforderte Flexibilität durch eine
Reduktion der Bemessungsleistung erzielen.
5.2. Stromerzeugung aus Klär-, Deponie- und Grubengas -
ökonomische Aspekte
Bei den in den Kapiteln 5.2.1.1, 5.2.2 und 5.2.3 folgenden Ermittlungen der Stromgestehungskosten
für Klär-, Deponie- und Grubengas wurde weitgehend an den im EEG-Erfahrungsbericht 2014
bereits angewandten methodischen Ansatz gemäß [49] angeknüpft.
Die durchschnittlichen Stromgestehungskosten (€/kWh) werden als finanzmathematischer
Mittelwert über die kalkulatorische Nutzungsdauer bestimmt (Levelized Cost of Electricity, LCOE).
Folgende Annahmen wurden für alle drei betrachteten Fälle einheitlich angewandt:
Gasfassung befindet sich außerhalb der Systemgrenze in Anlehnung an [49]
Es handelt sich um einen bereits vorentwickelten Standort
Es werden ausschließlich Ersatzinvestitionen getätigt
Die (Neu-)Inbetriebnahme findet in 2016 statt
Die allgemeine Preissteigerungsrate wurde in Abstimmung mit Teilvorhaben I auf 1,5 %
festgelegt
Die Preissteigerungsrate für Strom wurde in Absprache mit Teilvorhaben I auf 4 %
festgelegt
Der Eigenkapitalanteil wurde in Anlehnung an die bisher angewandte Systematik gem.
EEG-Erfahrungsbericht 2014 [49] mit 30 % angenommen
Der Fremdkapitalanteil wurde in Anlehnung an die bisher angewandte Systematik gem.
EEG-Erfahrungsbericht [49] 2014 mit 70 % angenommen
Der Eigenkapitalzins wurde in Anlehnung an die bisher angewandte Systematik gem. EEG-
Erfahrungsbericht 2014 [49] mit 10 % angenommen
Der Fremdkapitalzins wurde in Anlehnung an die bisher angewandte Systematik gem. EEG-
Erfahrungsbericht 2014 [49] mit 5 % angenommen
Für Versicherung wurden 1,2 % der Anfangsinvestition in Anlehnung an [49] angesetzt
Für Verwaltung wurden 1 % der Anfangsinvestition in Anlehnung an [49] angesetzt
Die spezifischen Kosten des Strombezugs für Prozessenergie werden in Anlehnung an [49]
mit 13 cent/kWh [49] angesetzt
Der Eigenstrombedarf wird gemäß [49] mit 4 % der produzierten Strommenge angesetzt
Der Personalbedarf wird mit 0,2 Personen pro Jahr bei spezifischen Personalkosten i.H.v.
ca. 62.000 €/a angesetzt, woraus sich für die drei betrachteten Fälle jeweils unterschiedliche
relative Anteile (bezogen auf die jeweiligen Anfangsinvestitionen) der Personalkosten
ergeben.
Neben den spezifischen Instandhaltungskosten der BHKW nach [63] werden für jeden Modellfall 1 %
Kosten für Instandhaltung sonstiger Komponenten angesetzt.
134
5.2.1. Klärgas
5.2.1.1. Analyse der Kostenentwicklung der Stromproduktion (inkl.
Netzanschlusskosten)
Die ermittelten Stromgestehungskosten des ergänzend zu obigen Annahmen nachstehend
beschriebenen Modellfalls für Klärgas betragen 6,96 cent/kWhel.
Zur Ermittlung der Stromgestehungskosten von Klärgas wurden folgende weitere Annahmen zu
Grunde gelegt:
Kalkulatorische Nutzungsdauer von 20 Jahren in Anlehnung an [49]
Elektrische Leistung (Brutto): 200 kWel
Der elektrische Wirkungsgrad wurde nach [63] mit 36,8 % angesetzt
Die Jahresvolllaststunden wurden nach [49] mit 7.000 h/a angesetzt
Aus den Einzelausgaben für Anschaffungen für BHKW, Gasreinigung, anteiligen
Rückbaukosten, Planung und Projektmanagement sowie einer Pauschale für sonstiges
ergibt sich ein Wert von 1.526 €/kWel für die spezifische Investition.
Neben den oben beschriebenen Betriebskosten werden abweichend von [49] für den
vorliegenden Modellfall sonstige Betriebskosten in Höhe von 3 % (bezogen auf die
Anfangsinvestition) angesetzt. Diese berücksichtigen primär Ausgaben für die
Gasreinigung.
Es findet eine Berücksichtigung von Wärmeerlösen statt. Diese ergeben sich aus einem
Anteil genutzter Wärme i.H.v. 20 % und einem spezifischen Verrechnungspreis von
3 cent/kWhth.
In Abbildung 5-15 findet eine Darstellung der Sensitivitäten der Anschaffungsausgaben, des
Kalkulationszinssatzes, der Jahresvolllaststunden und der Nutzungsdauer für die betrachtete
Modellkonstellation für Klärgas statt. In dieser Parameterkonstellation wirkt sich eine Variation der
Jahresvolllaststunden am stärksten auf die Höhe der Stromgestehungskosten aus. Einen immer
noch deutlichen aber etwas geringeren Einfluss weisen die Anschaffungsausgaben auf. Die
Variationen von Nutzungsdauer und Kalkulationszinssatz üben nur einen geringen Einfluss auf die
Höhe der Stromgestehungskosten aus.
135
Abbildung 5-15: Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten von Klärgas.
Tabelle 5-17: Übersicht der Annahmen zur Ermittlung der mittleren Stromgestehungskosten für Klärgas.
Einheit Klärgas (§ 42 EEG 2014)
Eingangsparameter:
Jahr der Inbetriebnahme 2016
Kalkulatorische Nutzungsdauer a 20
Anlagenparameter / Standortbedingungen:
Elektrische Leistung (brutto) kWel 200
Elektrischer Wirkungsgrad % 37
Gesamtwirkungsgrad % 85
Volllaststunden (Strom)* h/a 7.000
Rückgang der Gasproduktion (pro Jahr) % -
Preissteigerungsrate (allgemein) % 1,5
Preissteigerungsrate (Strom) % 4
136
Einheit Klärgas (§ 42 EEG 2014)
Kapitalkosten:
Eigenkapitalanteil % 30
Fremdkapitalanteil % 70
Eigenkapitalzins % 10
Fremdkapitalzins % 5
Kalkulatorischer Mischzinssatz % 6,5
Spezifische Investition €/kWel 1.526
Betriebskosten:
Instandhaltungskosten BHKW ct/kWhel 1,5
Sonstige Instandhaltungskosten %/a 1,0
Versicherung** %/a 1,2
Verwaltung** %/a 1,0
Personalkosten** %/a 4,1
Spez. Stromkosten (Eigenstrombedarf Anlage) €/kWhel 0,13
Strombezug (relativ zur Stromerzeugung) % 4
Sonstige Betriebskosten** %/a 3
Erlöse:
Anteil genutzter Wärme*** % 20
Spezifische Wärmeerlöse ct/kWhth 3
Mittlere spez. Stromerzeugungskosten**** ct/kWhel 6,96
* Auf Basis 0 % Rückgang der Gasproduktion
**in % der Anfangsinvestition
***In Relation der techn. Nutzbaren Wärmemenge am Beginn der Nutzungsdauer
****incl. Berücksichtigung Erlöse (ohne Erlöse aus EEG)
137
5.2.1.2. Ermittlung Ausmaß des Eigenverbrauchs für die Stromerzeugung und
Analyse der Rolle des Eigenverbrauchs für die Wirtschaftlichkeit der
Projekte
Abbildung 5-16: Entwicklung der Stromerzeugung und des Eigenstromverbrauchs an Kläranlagen in Deutschland von 1998 bis 2016. Darstellung Fraunhofer IEE auf Basis von [48]
Abbildung 5-16 zeigt die Entwicklung der Stromerzeugung und des Eigenstromverbrauchs bei
Kläranlagen in Deutschland von 1998 bis 2016. Hier wird deutlich, dass die meisten Kläranlagen den
Großteil des erzeugten Stromes zur Deckung des Eigenstrombedarfs verwenden: von den 1.450 in
2016 produzierten Gigawattstunden Strom werden 1.338 GWh von den Kläranlagen selbst
verbraucht (92 %)und nur 112 GWh an Dritte, z.B. Elektrizitätsversorgungsunternehmen
weitergegeben.
5.2.2. Deponiegas: Analyse der Kostenentwicklung der Stromproduktion (inkl.
Netzanschlusskosten)
Die ermittelten Stromgestehungskosten des ergänzend zu obigen Annahmen nachstehend
beschriebenen Modellfalls für Deponiegas betragen 8,51 cent/kWhel.
Zur Ermittlung der Stromgestehungskosten von Deponiegas wurden folgende weitere Annahmen
zu Grunde gelegt:
Abweichend von [49] wurde die kalkulatorische Nutzungsdauer von 20 Jahren auf 10 Jahre
reduziert. Dieser Ansatz berücksichtigt das Unterschreiten der für eine motorische Nutzung
des Deponiegases notwendigen Methankonzentration.
In der Kalkulation wurde eine Degression der jährlich zur Verfügung stehenden Gasmenge in
Höhe von 3 % berücksichtigt.
138
Elektrische Leistung (Brutto):500 kWel (als 2 x 250 kWel-Module)
Der elektrische Wirkungsgrad wurde nach [63] mit 40 % angesetzt
Die Jahresvolllaststunden wurden nach [49] mit 5.500 h/a angesetzt
Aus den Einzelausgaben für Anschaffungen für BHKW, Gasreinigung, anteiligen
Rückbaukosten, Planung und Projektmanagement sowie einer Pauschale für sonstiges
ergibt sich ein Wert von 1.369 €/kWel für die spezifische Investition.
Neben den oben beschriebenen Betriebskosten werden abweichend von [49] für den
vorliegenden Modellfall sonstige Betriebskosten in Höhe von 7 % (bezogen auf die
Anfangsinvestition) angesetzt. Diese berücksichtigen primär Ausgaben für die
Gasreinigung.
Es findet eine Berücksichtigung von Wärmeerlösen statt. Diese ergeben sich aus einem
Anteil genutzter Wärme i.H.v. 5 % und einem spezifischen Verrechnungspreis von
3 cent/kWhth.
In nachstehender Grafik findet eine Darstellung der Sensitivitäten der Anschaffungsausgaben, des
Kalkulationszinssatzes, der Jahresvolllaststunden und der Nutzungsdauer für die betrachtete
Modellkonstellation für Deponiegas statt. In dieser Parameterkonstellation wirkt sich eine Variation
der Jahresvolllaststunden sehr deutlich auf die Höhe der Stromgestehungskosten aus. Einen immer
noch deutlichen aber etwas geringeren Einfluss weisen die Anschaffungsausgaben auf. Die
Variationen von Nutzungsdauer und Kalkulationszinssatz üben nur einen geringen Einfluss auf die
Höhe der Stromgestehungskosten aus.
139
Abbildung 5-17: Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten von Deponiegas.
Tabelle 5-18: Übersicht der Annahmen zur Ermittlung der mittleren Stromgestehungskosten für Deponiegas.
Einheit Deponiegas (§ 41 EEG 2014)
Eingangsparameter:
Jahr der Inbetriebnahme 2016
Kalkulatorische Nutzungsdauer a 10
Anlagenparameter / Standortbedingungen:
Elektrische Leistung (brutto) kWel 500 (2 x 250)
Elektrischer Wirkungsgrad % 40
Gesamtwirkungsgrad % 85
Volllaststunden (Strom)* h/a 5.500
Rückgang der Gasproduktion (pro Jahr) % 3
Preissteigerungsrate (allgemein) % 1,5
Preissteigerungsrate (Strom) % 4
140
Einheit Deponiegas (§ 41 EEG 2014)
Kapitalkosten:
Eigenkapitalanteil % 30
Fremdkapitalanteil % 70
Eigenkapitalzins % 10
Fremdkapitalzins % 5
Kalkulatorischer Mischzinssatz % 6,5
Spezifische Investition €/kWel 1.369
Betriebskosten:
Instandhaltungskosten BHKW ct/kWhel 1,4
Sonstige Instandhaltungskosten %/a 1,0
Versicherung** %/a 1,2
Verwaltung** %/a 1,0
Personalkosten** %/a 1,8
Spez. Stromkosten (Eigenstrombedarf Anlage) €/kWhel 0,13
Strombezug (relativ zur Stromerzeugung) % 4
Sonstige Betriebskosten** %/a 7,3
Erlöse:
Anteil genutzter Wärme*** % 5
Spezifische Wärmeerlöse ct/kWhth 3
Mittlere spez. Stromerzeugungskosten**** ct/kWhel 8,51
* Auf Basis 0 % Rückgang der Gasproduktion
**in % der Anfangsinvestition
***In Relation der techn. Nutzbaren Wärmemenge am Beginn der Nutzungsdauer
****incl. Berücksichtigung Erlöse (ohne Erlöse aus EEG)
5.2.3. Grubengas: Analyse der Kostenentwicklung der Stromproduktion (inkl.
Netzanschlusskosten)
Die ermittelten Stromgestehungskosten des ergänzend zu obigen Annahmen nachstehend
beschriebenen Modellfalls für Grubengas betragen 6,37 cent/kWhel.
Zur Ermittlung der Stromgestehungskosten von Grubengas wurden folgende weitere Annahmen zu
Grunde gelegt:
141
In Anlehnung an [49] wurde die kalkulatorische Nutzungsdauer auf 20 Jahre angesetzt
Elektrische Leistung (Brutto):500 kWel (als 2 x 250 kWel-Module)
Der elektrische Wirkungsgrad wurde nach [63] mit 40 % angesetzt
Die Jahresvolllaststunden wurden nach [49] mit 7.000 h/a angesetzt
Aus den Einzelausgaben für Anschaffungen für BHKW, Gasreinigung, anteiligen
Rückbaukosten, Planung und Projektmanagement sowie einer Pauschale für sonstiges
ergibt sich ein Wert von 1.296 €/kWel für die spezifische Investition.
Neben den oben beschriebenen Betriebskosten werden in Anlehnung an [49] für den
vorliegenden Modellfall sonstige Betriebskosten in Höhe von 2 % (bezogen auf die
Anfangsinvestition) angesetzt.
Es findet keine Berücksichtigung von Wärmeerlösen statt.
In nachstehender Grafik findet eine Darstellung der Sensitivitäten der Anschaffungsausgaben, des
Kalkulationszinssatzes, der Jahresvolllaststunden und der Nutzungsdauer für die betrachtete
Modellkonstellation für Grubengas statt. Auch bei Grubengas wirkt sich in dieser Parameter-
konstellation eine Variation der Jahresvolllaststunden am stärksten auf die Höhe der Strom-
gestehungskosten aus. Einen immer noch deutlichen aber etwas geringeren Einfluss weisen die
Anschaffungsausgaben auf. Die Variationen von Nutzungsdauer und Kalkulationszinssatz üben nur
einen geringen Einfluss auf die Höhe der Stromgestehungskosten aus.
Abbildung 5-18: Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten von Grubengas.
142
Tabelle 5-19: Übersicht der Annahmen zur Ermittlung der mittleren Stromgestehungskosten für Grubengas.
Einheit Grubengas (§ 43 EEG 2014)
Eingangsparameter:
Jahr der Inbetriebnahme 2016
Kalkulatorische Nutzungsdauer a 20
Anlagenparameter / Standortbedingungen:
Elektrische Leistung (brutto) kWel 500 (2 x 250)
Elektrischer Wirkungsgrad % 40
Gesamtwirkungsgrad % 85
Volllaststunden (Strom)* h/a 7.000
Rückgang der Gasproduktion (pro Jahr) % -
Preissteigerungsrate (allgemein) % 1,5
Preissteigerungsrate (Strom) % 4
Kapitalkosten:
Eigenkapitalanteil % 30
Fremdkapitalanteil % 70
Eigenkapitalzins % 10
Fremdkapitalzins % 5
Kalkulatorischer Mischzinssatz % 6,5
Spezifische Investition €/kWel 1.296
Betriebskosten:
Instandhaltungskosten BHKW ct/kWhel 1,4
Sonstige Instandhaltungskosten %/a 1,0
Versicherung** %/a 1,2
Verwaltung** %/a 1,0
Personalkosten** %/a 1,9
Spez. Stromkosten (Eigenstrombedarf Anlage) €/kWhel 0,13
Strombezug (relativ zur Stromerzeugung) % 4
Sonstige Betriebskosten** %/a 2
Erlöse:
143
Einheit Grubengas (§ 43 EEG 2014)
Anteil genutzter Wärme*** % -
Spezifische Wärmeerlöse ct/kWhth -
Mittlere spez. Stromerzeugungskosten**** ct/kWhel 6,37
* Auf Basis 0 % Rückgang der Gasproduktion
**in % der Anfangsinvestition
***In Relation der techn. Nutzbaren Wärmemenge am Beginn der Nutzungsdauer
****incl. Berücksichtigung Erlöse (ohne Erlöse aus EEG)
144
6. Literaturverzeichnis
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Arbeitsausgabe der Clearingstelle EEG Gesetzesfassung vom 22. Dezember 2014 In Kraft ab 31.
Dezember 2014
[2] ARBEITSGRUPPE ERNEUERBARE ENERGIEN-STATISTIK (AGEE-Stat) (Hrsg.): Zeitreihen zur
Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland. Stand: 02/2018 (2018)
[3] GESAMTVERBAND STEINKOHLE E.V. (Hrsg.): Jahresbericht 2016 (2016)
[4] GESAMTVERBAND STEINKOHLE E.V.: Steinkohle 2017 : Verantwortung für Generationen (2017)
[5] INFORMATIONSPLATTFORM DER DEUTSCHEN ÜBERTRAGUNGSNETZBETREIBER (2017): Informationen
zur Direktvermarktung vom 22.12.2017. URL
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Zahlen : Nationale und internationale Entwicklung im Jahr 2016
[7] INFORMATIONSPLATTFORM DER DEUTSCHEN ÜBERTRAGUNGSNETZBETREIBER: EEG-
Jahresabrechnungen. URL https://www.netztransparenz.de/EEG/Jahresabrechnungen –
Überprüfungsdatum 2017-11-03
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https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Instit
utionen/ErneuerbareEnergien/Anlagenregister/Anlagenregister_Veroeffentlichung/Anlagenreg
ister_Veroeffentlichungen_node.html – Überprüfungsdatum 2018-01-23
[9] SCHEFTELOWITZ, Mattes et al.: Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des EEG-
Erfahrungsberichts 2014 : Vorhaben IIa Stromerzeugung aus Biomasse (2014)
[10] SCHEFTELOWITZ, Mattes et al.: Stromerzeugung aus Biomasse : Vorhaben IIa Biomasse (2015)
[11] BUNDESNETZAGENTUR (BNetzA) (Hrsg.): Stamm- und Bewegungsdaten der
Übertragungsnetzbetreiber für die Jahre 2014 bis 2016 (2017)
[12] DEUTSCHE ENERGIE-AGENTUR GMBH: Persönliche Mitteilung. 2017. Fraunhofer-Institut für
Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) (Adressat)
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Befragung der Hersteller von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland zum aktuellen Stand
der Anzahl und Aufbereitungskapazität (2017)
[14] FRAUNHOFER-INSTITUT FÜR ENERGIEWIRTSCHAFT UND ENERGIESYSTEMTECHNIK (2017): Datenbank
Biogasaufbereitungsanlagen: Datenbank Biogasaufbereitungsanlagen
[15] BUNDESNETZAGENTUR (BNetzA) (Hrsg.); BUNDESKARTELLAMT (Hrsg.): Monitoringbericht 2017.
Stand: 13.12.2017
[16] BUNDESNETZAGENTUR (BNetzA) (Hrsg.); BUNDESKARTELLAMT (Hrsg.): Monitoringbericht 2016.
Stand: 30.11.2016
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[17] DEUTSCHE ENERGIE-AGENTUR GMBH (DENA) (Hrsg.): Branchenbarometer Biomethan : Daten,
Fakten und Trends zu Biomethan (2016)
[18] HOFFSTEDE, U. et al.: FlexHKW - Flexibilisierung des Betriebes von Heizkraftwerken.
Abschlussbericht (Projektnummer 03KB092A) (2016)
[19] GATENA, Jens: Fachgespräch Altholzverbrennungsanlagen : Altholz - Stoffströme, Potenziale,
aktuelle Energienutzung, Zukünftige Verwertungswege und Alternativen. Kassel, 18.08.2017
[20] FRAUNHOFER-INSTITUT FÜR ENERGIEWIRTSCHAFT UND ENERGIESYSTEMTECHNIK: Fachgespräch
Altholzverbrennungsanlagen : Besprechungsprotokoll. Kassel, 18.08.2017
[21] EXPERTENINTERVIEW MIT DR. RAUH FACHVERBAND BIOGAS: Einschätzung der technischen
Entwicklung der Biogasanlagen durch das EEG, bzw. die Ausschreibungen (2017)
[22] EXPERTENINTERVIEW MIT DR. THUNEKE TFZ STRAUBING: Einschätzung der technischen Entwicklung
von holzbasierten Kraftwerken durch das EEG, bzw. die Ausschreibungen (2017)
[23] Düngegesetz (in Kraft getr. am 9. 1. 2009) (2009) – Überprüfungsdatum 2018-03-21
[24] FACHAGENTUR NACHWACHSENDE ROHSTOFFE E.V.: Pressemitteilung : Nachwachsende Rohstoffe
wuchsen 2016 auf 2,7 Millionen Hektar in Deutschland. 02.02.2017
[25] DEUTSCHES MAISKOMITEE E.V.: Persönliche Mitteilung. 25.08.2017. Fraunhofer-Institut für
Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) (Adressat)
[26] STRUBE GMBH & CO. KG: Zuckerrüben 2017 (2017)
[27] NETZWERK LEBENSRAUM FELDFLUR: Pressemitteilung : Nachwachsende Rohstoffe und
Biodiversität. 13.02.2017
[28] JAQUELINE DANIEL-GROMKE ET AL.: Anlagenbestand Biogas und Biomethan – Biogaserzeugung und
-nutzung in Deutschland (DBFZ Report Nr. 30) (2017)
[29] BAYERISCHE LANDESANSTALT FÜR LANDWIRTSCHAFT (LfL) (Hrsg.): Bayernplan : Einsatz von Biogas
zum Ersatz von Gaskraftwerken (2013)
[30] LANDWIRTSCHAFTSKAMMER NORDRHEIN-WESTFALEN (Hrsg.): Biogas in Nordrhein-Westfalen :
Auswertung der Biogasanlagen-Betreiberdatenbank der Landwirtschaftskammer NRW. Stand:
15.07.2016
[31] DIENSTLEISTUNGSZENTRUM LÄNDLICHER RAUM (DLR) (Hrsg.): Biogasanlagen in Rheinland - Pfalz
2014 (2014)
[32] INSTITUT FÜR ZUKUNFTSENERGIESYSTEME (IZES) GGMBH: Persönliche Mitteilung : Substrateinsatz
BGA (2017)
[33] LANDESAMT FÜR UMWELT, LANDWIRTSCHAFT UND GEOLOGIE FREISTAAT SACHSEN (Hrsg.): Biogas in
Sachen (2016)
[34] QUASCHNING, Volker: Biogas Sachsen-Anhalt 2017. Magdeburg, 22.03.2017
[35] THÜRINGER LANDESANSTALT FÜR LANDWIRTSCHAFT (TLL) (Hrsg.): Integration der Biogaserzeugung
in die Landwirtschaft Thüringens (2017)
146
[36] LANDWIRTSCHAFTSKAMMER NIEDERSACHSEN (Hrsg.): Nährstoffbericht in Bezug auf
Wirtschaftsdünger für Niedersachsen 2015/2016 (2017)
[37] THÜRINGER LANDESANSTALT FÜR LANDWIRTSCHAFT: Persönliche Mitteilung. 29.08.2017. Fraunhofer
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Abgeordneten Möller (Bündnis 90/Die Grünen) und Antwort des Thüringer Ministeriums für
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Erfahrungsbericht für das Jahr 2016 : Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung, Biokraftstoff-
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https://www.ufop.de/files/8715/0286/4414/GdW_3317_2048.jpg – Überprüfungsdatum 2017-11-
01
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[42] FACHVERBAND BIOGAS E.V.: Pressemitteilung : Biogasbranche agiert flexibel. 12.11.2014
[43] KLOBASA, M. et al.: Monitoring der Direktvermarktung von Strom aus Erneuerbaren Energien:
Vorbereitung und Begleitung bei der Erstellung eines Erfahrungsberichts gemäß § 97 Erneuerbare-
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Ressourcenschonende Wasserwirtschaft : Zwischenergebnisse (2016)
[45] RAUH, Stefan: Biogas Convention Workshop 7 Bio2020plus Teil 2 : Wärmenutzung von
Biogasanlagen in Deutschland. Hannover, 17.11.2016
[46] BUNDESNETZAGENTUR (BNetzA) (Hrsg.): Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur. Stand: 03/2017
[47] STATISTISCHES BUNDESAMT: Pressemitteilung : 1 450 Gigawattstunden Strom aus Klärgas im Jahr
2016 erzeugt. 11.08.2017
[48] STATISTISCHES BUNDESAMT: Erhebung über Gewinnung, Verwendung und Abgabe von Klärgas
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[49] ZENTRUM FÜR SONNENENERGIE- UND WASSERSTOFF-FORSCHUNG (ZSW) ET AL.: Vorbereitung und
Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichts 2014 : Vorhaben I Spartenübergreifende und
integrierende Themen sowie Stromerzeugung aus Klär-, Deponie- und Grubengas (2014)
[50] INTERESSENVERBAND GRUBENGAS E.V.: Grubengas. URL
http://www.grubengas.de/german/grubengas_g.htm – Überprüfungsdatum 2017-11-01
[51] GESAMTVERBAND STEINKOHLE E.V.: Chronik. URL
https://www.gvst.de/site/chronik/chronik_2010_heute.htm – Überprüfungsdatum 2018-03-22
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[52] BUNDESNETZAGENTUR: Hintergrundpapier : Ergebnisse der Ausschreibung für Biomasse vom 1.
September 2017 (2017)
[53] KURATORIUM FÜR TECHNIK UND BAUWESEN IN DER LANDWIRTSCHAFT E.V.: Wirtschaftlichkeitsrechner
Biogas. URL
http://daten.ktbl.de/biogas/startseite.do;jsessionid=96B0582E0CA43ED8AF137E3CA20FAEC9
#start – Überprüfungsdatum 2018-02-15
[54] ASUE - ARBEITSGEMEINSCHAFT FÜR SPARSAMEN UND UMWELTFREUNDLICHEN ENERGIEVERBRAUCH E.V.
(Hrsg.): BHKW-Kenndaten 2014/2015 (2014)
[55] EUWID EUROPÄISCHER WIRTSCHAFTSDIENST GMBH (Hrsg.): Euwid - Neue Energie :
Marktliste/Preistabellen Altholz, Landschaftspflegeholz, NawaRo-Holzhackschnitzel April 2017
(2017)
[56] FACHVERBAND BIOGAS E.V. (FvB) (Hrsg.): BiogasJournal : Biomassepreise 2016. 3. Aufl. (2017)
[57] C.A.R.M.E.N. E.V. (Hrsg.): Carmen Infothek Preisindizes Hackschnitzel (2017)
[58] Fachgespräch Kleingülle Biogasanlage. mündliche Mitteilung. 11/2017. (Adressat)
[59] CARSTEN HERBES, Verena Halbherr: Stärkere Wärmenutzung in Biogasanlagen kann sich lohnen.
In: BiogasJournal 1/2017.
[60] Fachgespräch Altholzheizkraftwerk. persönliche Mitteilung. 2017. (Adressat)
[61] CARMEN E.V., Wolfram Schöberl: Wirtschaftlichkeit von Biomassevergasungs-BHKW. persönliche
Mitteilung. 8/2016. (Adressat)
[62] BUNDESMINISTERIUM FÜR ERNÄHRUNG UND LANDWIRTSCHAFT: Verordnung über die Anwendung von
Düngemitteln, Bodenhilfsstoffen, Kultursubstraten und Pflanzenhilfsmitteln nach den
Grundsätzen der guten fachlichen Praxis beim Düngen (idF v. 26. 5. 2017) (2017)
[63] ARBEITSGEMEINSCHAFT FÜR SPARSAMEN UND UMWELTFREUNDLICHEN ENERGIEVERBRAUCH E.V.
(Hrsg.): BHKW-Kenndaten 2014/2015 (2014)
[64] PERSÖNLICHE MITTEILUNG: Expertengespäch Stromgestehungskosten Biogasanlagen, Teilnehmer:
TLL, LfL, DBFZ, TH Ingolstadt, FvB e.V., StMwi Bayern, Südwestbank, MUEEF Saarland, Götz
Agrardienst, Biogas Aelerheim. 4/2017. (Adressat)