Stromerzeugung aus Biomasse (Vorhaben IIa Biomasse) Zwischenbericht Mai 2015 DBFZ Mattes Scheftelowitz Nadja Rensberg Velina Denysenko Jaqueline Daniel-Gromke Dr. Walter Stinner Konrad Hillebrand Karin Naumann David Peetz Christiane Hennig DBFZ/UFZ Prof. Dr. Daniela Thrän IWES Michael Beil Julia Kasten Lena Vogel DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH Torgauer Straße 116 04347 Leipzig Tel.: +49 (0)341 2434-112 Fax: +49 (0)341 2434-133 www.dbfz.de [email protected] Datum: 31.05.2015, geändert am 17.08.2015 Auftraggeber: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) Zimmerstraße 26-27 10969 Berlin Ansprechpartner: Mattes Scheftelowitz DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH Torgauer Straße 116 04347 Leipzig Tel.: +49 (0)341 2434-592 E-Mail: [email protected] Christiane Hennig DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH Torgauer Straße 116 04347 Leipzig Tel.: +49 (0)341 2434-535 E-Mail: [email protected] Michael Beil Fraunhofer – Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES Königstor 79 34119 Kassel Tel.: +49 (0)5617294421 E-Mail: [email protected] In Kooperation mit: Prof. Dr.-Ing. Daniela Thrän DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH Helmholtz-Zentrum für Umweltforschung (UFZ) Tel.: +49 (0)341 2434-535 E-Mail: [email protected] Erstelldatum: 31.05.2015 Projektnummer DBFZ: 3310025 Projektnummer Auftraggeber: 03MAP250 Gesamtseitenzahl + Anlagen: 154 Dieser Bericht wurde im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) erstellt. . VL3006, 23.05.2014, 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 II Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis Abkürzungs- und Symbolverzeichnis ................................................................................................................................. VI 1 Zusammenfassung ................................................................................................................................................. 1 2 Einleitung ................................................................................................................................................................. 6 3 Methodik .................................................................................................................................................................. 7 3.1 Befragungen ............................................................................................................................................................... 7 3.2 Auswertung der Stamm- und Bewegungsdaten ................................................................................................... 7 4 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen .................................................................................................................. 9 4.1 Befragung Länderebene ........................................................................................................................................... 9 4.2 Betreiberbefragung.................................................................................................................................................. 10 4.3 4.2.1 Verteilung der Befragungsergebnisse ................................................................................................. 12 4.2.2 Anlagenbestand und Zubau ................................................................................................................. 16 4.2.3 Strom- und Wärmebereitstellung ........................................................................................................ 20 4.2.4 Biomasseeinsatz .................................................................................................................................... 24 4.2.5 Technische Parameter .......................................................................................................................... 31 4.2.6 Vergütungsstruktur ................................................................................................................................ 37 4.2.7 Direktvermarktung ................................................................................................................................. 38 4.2.8 Flexibilitätsprämie ................................................................................................................................. 39 Auswertung Stamm- und Bewegungsdaten der BNetzA – Biogas-Vor-Ort-Verstromung ............................. 40 4.3.1 Strom und Wärmebereitstellung ......................................................................................................... 40 4.3.2 Direktvermarktung ................................................................................................................................. 41 4.3.3 Flexibilitätsprämie ................................................................................................................................. 41 4.3.4 Entwicklung des Anlagenbestandes – Ausblick ................................................................................ 44 5 Biogasaufbereitungsanlagen ............................................................................................................................. 46 5.1 Anlagenherstellerbefragung................................................................................................................................... 46 5.2 Betreiberbefragung.................................................................................................................................................. 51 5.2.1 Verteilung der Befragungsergebnisse ................................................................................................. 51 5.2.2 Anlagenbestand und Zubau ................................................................................................................. 52 5.2.3 Biomasseeinsatz .................................................................................................................................... 53 5.2.4 Technische Parameter .......................................................................................................................... 55 5.2.5 Vermarktung ........................................................................................................................................... 58 6 Biomethan-BHKW ................................................................................................................................................ 60 6.1 Betreiberbefragung.................................................................................................................................................. 60 6.1.1 Verteilung der Befragungsergebnisse ................................................................................................. 60 6.1.2 Anlagenbestand und Zubau ................................................................................................................. 62 6.1.3 Strom- und Wärmebereitstellung ........................................................................................................ 63 6.1.4 Betriebskonzept...................................................................................................................................... 64 6.1.5 Vergütungsstruktur ................................................................................................................................ 65 6.1.6 Direktvermarktung ................................................................................................................................. 66 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 III Inhaltsverzeichnis 6.2 Auswertung Stamm- und Bewegungsdaten der BNetzA – Biomethan-BHKW............................................... 66 6.2.1 Strom- und Wärmebereitstellung ........................................................................................................ 66 6.2.2 Direktvermarktung ................................................................................................................................. 67 6.2.3 Flexibilitätsprämie ................................................................................................................................. 68 6.2.4 Entwicklung des Anlagenbestandes – Ausblick ................................................................................ 68 7 Biogene Festbrennstoffe..................................................................................................................................... 70 7.1 Anlagenentwicklung seit dem Jahr 2000 ............................................................................................................ 70 7.2 7.3 7.1.1 Methodik .................................................................................................................................................. 70 7.1.2 Anlagenbestand und Zubau ................................................................................................................. 71 7.1.3 Entwicklung der Technologien zur energetischen Nutzung fester Biomasse ............................... 73 7.1.4 Regionale Verteilung – Bundeslandebene ......................................................................................... 78 7.1.5 Nutzung von fester Biomasse zur Energiebereitstellung außerhalb des EEG .............................. 82 Betreiberbefragung.................................................................................................................................................. 84 7.2.1 Verteilung der Befragungsergebnisse ................................................................................................. 86 7.2.2 Strom- und Wärmebereitstellung ........................................................................................................ 91 7.2.3 Biomasseeinsatz .................................................................................................................................... 96 7.2.4 Technische Parameter .......................................................................................................................... 99 7.2.5 Vergütungsstruktur ..............................................................................................................................101 7.2.6 Direktvermarktung ...............................................................................................................................103 Auswertung Stamm- und Bewegungsdaten der BNetzA – biogene Festbrennstoffe .................................104 7.3.1 Strom- und Wärmebereitstellung ......................................................................................................104 7.3.2 Direktvermarktung ...............................................................................................................................105 7.3.3 Entwicklung des Anlagenbestandes – Ausblick ..............................................................................106 8 Flüssige Bioenergieträger ................................................................................................................................. 107 8.1 Betreiberbefragung................................................................................................................................................108 8.2 8.1.1 Verteilung der Befragungsergebnisse ...............................................................................................108 8.1.2 Anlagenbestand ...................................................................................................................................112 8.1.3 Strom- und Wärmebereitstellung ......................................................................................................114 8.1.4 Biomasseeinsatz ..................................................................................................................................118 8.1.5 Technische Parameter ........................................................................................................................122 8.1.6 Vergütungsstruktur und Direktvermarktung ....................................................................................123 Auswertung Stamm- und Bewegungsdaten der BNetzA –flüssige Bioenergieträger .................................124 8.2.1 Strom- und Wärmebereitstellung ......................................................................................................124 8.2.2 Direktvermarktung ...............................................................................................................................124 8.2.3 Entwicklung des Anlagenbestandes – Ausblick ..............................................................................125 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 IV Inhaltsverzeichnis Abbildungsverzeichnis ..................................................................................................................................................... 127 Tabellenverzeichnis.......................................................................................................................................................... 133 Literatur- und Referenzverzeichnis ................................................................................................................................ 135 A 1 Betreiberbefragung – Biogas (Fragebogen) ................................................................................................... 139 A 2 Betreiberbefragung – Biogasaufbereitungsanlagen (Fragebogen) ............................................................. 141 A 3 Betreiberbefragung – Biomethan-BHKW (Fragebogen)................................................................................ 143 A 4 Betreiberbefragung – Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen (Fragebogen)............................................ 145 A 5 Betreiberbefragung – Biomasse(heiz)kraftwerke (Fragebogen) ................................................................. 147 A 6 Betreiberbefragung – Holzvergaseranlagen (Fragebogen)........................................................................... 150 A 7 Betreiberbefragung – Pflanzenöl-BHKW (Fragebogen) ................................................................................ 153 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 V Abkürzungs- und Symbolverzeichnis Abkürzungs- und Symbolverzeichnis Abkürzung Erklärung AGEE Stat Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik ASUE Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch Bh Betriebsstunden BHKW Blockheizkraftwerk BImSchV Bundes-Immissionsschutzverordnung BL Bundesland BM-(H)KW Biomasse(heiz)kraftwerk BtL Biomass-to-Liquid BNetzA Bundesnetzagentur DIN Deutsches Institut für Normung DV Direktvermarktung DWW Druckwasserwäsche EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz EK Einsatzstoffvergütungsklasse el elektrisch EUR Euro FM Frischmasse GG Grundgesamtheit GPS Ganzpflanzensilage HHS Holzhackschnitzel inst. installiert IQR Interquartilsabstand (engl. interquartile range) ISO Internationale Organisation für Normung kW Kilowatt kWel Kilowatt elektrisch 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 VI Abkürzungs- und Symbolverzeichnis KWK Kraft-Wärme-Kopplung LPH Landschaftspflegeholz MW Megawatt MWel Megawatt elektrisch n Anzahl der Nennungen NawaRo Nachwachsende Rohstoffe PSA Druckwechseladsorption (Pressure Swing Adsorption) t Tonne TWh Terrawattstunde TWhel Terrawattstunde elektrisch TWhth Terrawattstunde thermisch ÜNB Übertragungsnetzbetreiber ÜUDS Über- und Unterdrucksicherungen Vlh Volllaststunden VOV Vor-Ort-Verstromung 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 VII Zusammenfassung 1 Zusammenfassung Die im Jahr 2012 geänderte Fördersystematik für Strom aus Biomasse im Rahmen des EEG zeigte bereits die von der Politik gewünschte Lenkungswirkung einer Verlangsamung des Ausbaus. Die erneute Novellierung des EEG in 2014 reduzierte die Vergütung für Strom aus Biomasse durch die Streichung der Boni weiterhin erheblich. Dadurch ging der Zubau von Neuanlagen nach Inkrafttreten des EEG 2014 am 01.08.2014 erneut stark zurück. In der zweiten Jahreshälfte 2014 und in 2015 wurden hauptsächlich Güllekleinanlagen, welche weiterhin eine gesonderte Vergütungsklasse haben, zugebaut. Folglich stieg die Stromerzeugung aus Biomasse von 2013 auf 2014 nur moderat an, sie belief sich im Jahr 2013 auf 36,33 TWh und im Jahr 2014 auf ca. 38,17 TWh. Durch Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung) wurden im Jahr 2014 ca. 27,58 TWh Strom erzeugt, durch Biomethan-BHKW ca. 1,54 TWh. Anlagen zur energetischen Nutzung fester Biomasse erzeugten 2014 ca. 8,7 TWh Strom und Pflanzenöl-BHKW ca. 0,34 TWh (Abbildung 1-1). 40,00 35,00 Stromerzeugung [TWh] 30,00 flüssige Biomasse 25,00 Biomethan 20,00 Biogas feste Biomasse 15,00 10,00 5,00 2009 Abbildung 1-1: 2010 2011 2012 2013 2014* 2015* Stromerzeugung aus Biomasse im Rahmen des EEG, unterteilt nach Bioenergieträger, (BNETZA, 2011a, 2012a, 2013a, 2014a, 2014b), *Prognose DBFZ Insgesamt wurden in Bioenergieanlagen im Jahr 2014 ca. 14,12 TWh Strom in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) erzeugt und ca. 18,1 TWh Wärme bereitgestellt. Die Nutzung der Direktvermarktung ist in den letzten Jahren stark angestiegen (siehe Abbildung 1-2). Bis 2012 wurde vor allem das so gennannte Grünstromprivileg durch Festbrennstoffanlagen genutzt. Mit Inkrafttreten des novellierten EEG 2012 wurde das Grünstromprivileg unattraktiv, so dass die Anlagen aus dem Grünstromprivileg in die Direktvermarktung zur Inanspruchnahme der Marktprämie wechselten. Gleichzeitig begann eine Direktvermarktung von Strom aus Biogas-Vor-OrtVerstromungsanlagen und nahm seitdem kontinuierlich zu. Seit Beginn des Jahres 2015 ist die gemeldete Anlagenleistung zur Direktvermarktung im Biogasbereich rückläufig, Begründet ist dies mit der Pflicht zur Fernsteuerbarkeit der Anlagen seit dem 01.01.2015, die nicht von allen Betreibern erfüllt 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 1 Zusammenfassung werden konnte (Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2014) (idF. v. 2014)). 5.000 installierte Leistung [MW el] 4.500 Direktvermarktung sonstige Direktvermarktung vor 2012 4.000 Marktprämie Biomasse - nicht zugeordnet 3.500 3.000 2.500 2.000 Marktprämie Biomethan Marktprämie Biogas Marktprämie feste Biomasse 1.500 1.000 500 0 Abbildung 1-2: Entwicklung der Direktvermarktung von Bioenergie im Rahmen des EEG, (BNETZA, 2014c, 2015) Die Flexibilitätsprämie wird mittlerweile von 2.692 Anlagen mit einer kumulierten installierten elektrischen Anlagenleistung von 1.519 MW genutzt. Biogas Vor-Ort-Verstromung Gegenwärtig gibt es in Deutschland ca. 7.800 Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung mit einer installierten elektrischen Leistung von ca. 4.500 MWel. Mehr als die Hälfte der Biogasanlagen stehen in den Bundesländern Bayern, Niedersachsen und Baden-Württemberg. Die regionale Verteilung der Anlagen und der installierten Leistung kann Kapitel 4.2.1.2 entnommen werden. Der Eigenstrombedarf der Biogasanlagen liegt, abhängig von der Größenklasse, zwischen 6,3 % und 17,5 % der jährlich produzierten Strommenge. Kleinstanlagen haben in der Regel einen höheren Eigenstrombedarf. Im Mittel liegt der Eigenstrombedarf bei 7,6 % bei Anlagen, die ihren eigenen Strom nutzen, und bei 7 % bei Anlagen, die den Eigenstrombedarf über Fremdbezug decken. Der Eigenwärmebedarf zur Fermenterbeheizung liegt, abhängig von der Größenklasse, vom Anlagenkonzept und Substrateinsatz, zwischen 18,4 % und 52,1 %. Im Mittel über alle Anlagengrößen werden 27,2 % der bereitgestellten Wärme benötigt. Der Eigenwärmebedarf steigt mit zunehmendem 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 2 Zusammenfassung Anteil von Gülle am Substratmix der Biogasanlagen. Die extern genutzte Wärme wird von 49 % der Betreiber zur direkten Versorgung von Sozialgebäuden genutzt. Mehr als ein Drittel der Anlagen speist Wärme in Fern- oder Nahwärmenetze ein (37 %). Weitere 38 % der Anlagen nutzen die Wärme für Trocknungsprozesse. Als Substrate zur Biogaserzeugung werden massebezogen nachwachsende Rohstoffe, gefolgt von tierischen Nebenprodukten wie Gülle und Festmist am häufigsten eingesetzt. Die Anlagenbetreiber, die an der diesjährigen Betreiberbefragung teilnahmen, setzen zu 95 % Gülle, Festmist und nachwachsende Rohstoffe (bezogen auf die Frischmasse) als Substrate ein. Auf die Energie bezogen, sind nachwachsende Rohstoffe mit einem Anteil von 79 % die wichtigsten Substrate. An diesem Anteil hat wiederum Maissilage mit 72 % den größten Anteil an der Biogasproduktion. Hinsichtlich der tierischen Nebenproduktewie Gülle und Festmist (inkl. Einstreu) hat Rindergülle mit 61 % den größten Anteil (bezogen auf die Frischmasse). Der Einsatz von Rinder- und Schweinefestmist, Geflügelmist und Hühnertrockenkot ist gegenüber der vorjährigen Befragung leicht gestiegen. Die Vergärung von Bioabfällen, Grünabfällen und gewerblichen organischen Abfällen spielt gegenüber den landwirtschaftlichen Biogasanlagen eine untergeordnete Rolle. Derzeit sind etwa 140 Abfallvergärungsanlagen in Betrieb, die ausschließlich oder überwiegend kommunale oder gewerbliche organische Abfälle vergären. Nach Rückmeldung der Anlagenbetreiber lagen die mittleren Substratkosten von Biogasanlagen für Maissilage im Jahr 2014 bei 35,9 EUR/tFM. Damit bleibt Maissilage, bezogen auf die Methanausbeute, mit 0,34 EUR/m3CH4 weiterhin das günstigste Biogassubstrat unter den nachwachsenden Rohstoffen. Grassilage ist mit 0,35 EUR/m3CH4 das zweitgünstigste Substrat. Die mittleren Substratkosten für Getreidekorn sind gegenüber dem Vorjahr um 22 EUR/tFM auf 143,9 EUR/tFM gesunken. Zur Biogaserzeugung ist die Nassfermentation Stand der Technik und häufigstes Verfahren in landwirtschaftlichen Biogasanlagen. Abfallanlagen setzen überwiegend Trockenfermentationsverfahren ein. Pfropfenstromverfahren mit kontinuierlicher Betriebsweise als auch diskontinuierliche Batchverfahren in Boxen- bzw. Garagenfermentern werden dabei genutzt. Im Durchschnitt haben die Anlagen zwei Fermenter. Die Biogasverstromung erfolgt üblicherweise in BHKW mit Gas-Otto-Motoren (>250 kWel), und Zündstrahlmotoren (bis 340 kWel). 17 % der befragten Anlagenbetreiber betreiben ein oder mehrere Satelliten-BHKW. Ziel dieser Konzepte ist eine bessere Wärmenutzung am Standort des BHKW. Die geplanten und ungeplanten Ausfallzeiten der BHKW steigen mit der Anzahl der an einer Anlage installierten BHKW. Die mittleren Vorhaltezeiten der vorhandenen Gasspeicher betragen 4,2 h/d. Im Durchschnitt laufen Anlagen im Grundlastbetrieb 7.886 h/a und flexibel betriebene Anlagen 6.533 h/a. Ein Großteil der Biogasanlagen wird kontinuierlich weiterentwickelt. Über 60 % der Anlagenbetreiber, die dazu Auskunft gaben, bauten die Wärmenutzung weiter aus. Bei 55 % der Anlagen wurde die installierte elektrische Leistung erhöht, üblicherweise zur Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie. Biomethan Die Aufbereitungskapazität von Rohbiogas auf Biomethan (Erdgasqualität) beträgt im Jahr 2014 ca. 200.000 m3iN/h, verteilt auf 183 Anlagen. Druckwasserwäsche, Aminwäsche und 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 3 Zusammenfassung Druckwechseladsorption sind die am häufigsten genutzten Aufbereitungsverfahren. Die Einspeisekapazität aller Anlagen ist in Sachsen-Anhalt am höchsten, gefolgt von MecklenburgVorpommern, Bayern und Brandenburg. Das erzeugte Biomethan wird überwiegend im KWK-Bereich im Rahmen des EEG verstromt. Der Anlagenpark von Biomethan-BHKW umfasst derzeit ca. 1.400 Anlagen mit einer installierten Leistung von 330 MWel. Biogasaufbereitungsanlagen setzen, ähnlich wie Biogas Vor-Ort-Verstromungsanlagen, ca. 90 % nachwachsende Rohstoffe und Wirtschaftsdünger als Substrat ein (massebezogen). Allerdings überwiegen die masse- und energiebezogenen Mengenanteile von nachwachsenden Rohstoffen 82 % bzw. 88 %) den Anteil der Wirtschaftsdünger (6 % bzw. 3 %) bei weitem. Innerhalb der Fraktion der nachwachsenden Rohstoffe ist Maissilage das am häufigsten eingesetzte Substrat. Die Substratkosten für Maissilage sind mit durchschnittlich 32,7 EUR/tFM in Eigenproduktion günstiger und mit 37,7 EUR/tFM im Zukauf teurer als Substrate für Biogas Vor-Ort-Verstromungsanlagen. Vermarktet wird das Biomethan der Aufbereitungsanlagen zu 72 % direkt im KWK-Bereich (BiomethanBHKW), weitere Anteile gehen an Händler (die wiederum in den KWK-Bereich vermarkten) und in den Kraftstoff- und Wärmemarkt. Der größte Teil des Biomethans wird in KWK-Anlagen, die im Rahmen des EEG einspeisen, verstromt. Aufgrund der KWK-Verpflichtung im EEG sind Biomethan-BHKW meist wärmegeführt. Die durchschnittlichen Volllaststunden der befragten Biomethan-BHKW lagen bei 2.345 h/a. Biogene Festbrennstoffe Derzeit sind ca. 700 Anlagen mit einer installierten elektrischen Anlagenleistung von ca. 1.500 MWel zur Verstromung von fester Biomasse in Deutschland in Betrieb (einschließlich Holzvergaser). Der Großteil der installierten elektrischen Leistung von Biomasse(heiz)kraftwerken wurde in den Jahren 2000 bis 2009 zugebaut. In den letzten Jahren wurden verstärkt kleinere Anlagen zugebaut, da die Technologie der Holzvergasung zur Marktreife geführt wurde. Für das Jahr 2015 wird lediglich mit einem Zubau von 3 Anlagen mit einer installierten Leistung von ca. 5 MWel gerechnet. Im Bundesland Bayern stehen die meisten Biomasse(heiz)kraftwerke mit der höchsten kumulierten installierten Leistung von 244 MWel, gefolgt von Nordrhein-Westfalen mit 212 MWel, BadenWürttemberg mit 172 MWel, Brandenburg mit 168 MWel und Niedersachsen mit 161 MWel. Biomasse(heiz)kraftwerke werden mit einem Anteil von 62 % wärmegeführt betrieben. Bei den wesentlich kleineren Holzvergaseranlagen liegt der Anteil der wärmegeführten Anlagen bei 76 %. Einige der befragten Anlagen stellten außerdem neben der Wärme in KWK zusätzliche Wärme bereit. Der durchschnittliche Wärmenutzungsgrad der befragten Biomasse(heiz)kraftwerke und Holzvergaser liegt bei 89 %. Zwischen großen und kleinen Anlagen besteht diesbezüglich nur ein marginaler Unterschied. Die Wärmenutzung von Biomasse(heiz)kraftwerken erfolgt zu 52 % extern und 48 % intern. Bei Holzvergaseranlagen liegt der Anteil der betriebsintern genutzten Wärme bei ca. 65 %. Die Wärme von Biomasse(heiz)kraftwerken und Holzvergasern wird hauptsächlich zur Wärmeversorgung von Wohngebäuden und zur Holztrocknung in der Holzwerkstoffindustrie genutzt. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 4 Zusammenfassung Als Brennstoff kommt in den älteren und zumeist größeren Biomasse(heiz)kraftwerken vor allem Altholz der Kategorien AIII und AIV zum Einsatz. In geringeren Anteilen wird von diesen Anlagen auch Waldrestund Landschaftspflegeholz eingesetzt. In Holzvergasern wird überwiegend Waldrestholz eingesetzt. Die Brennstoffe werden überwiegend als Hackschnitzel oder Schredderholz eingesetzt. Gegenüber den Vorjahren haben sich die durchschnittlichen Preise für Altholz der Kategorie AI/AII um 73 % erhöht. Der Durchschnittspreis für Altholz der Kategorie AIII/AIV hat sich gegenüber den Angaben aus der Befragung im Jahr 2013 sogar mehr als vervierfacht. Die Preise für die anderen Holzsortimente sind gegenüber den Vorjahren nur moderat gestiegen bzw. leicht gefallen. Der Eigenstromverbrauch von Biomasse(heiz)kraftwerken und Holzvergasern liegt zwischen 5 % und ca. 27 %, bei kleineren Anlagen teilweise auch deutlich höher. Der Eigenstrombedarf wird zu 67 % über Fremdbezug gedeckt. Holzvergaser weisen einen höheren Anteil an Fremdbezug aus als Biomasse(heiz)kraftwerke. 16 % der Anlagen decken ihren Eigenstrombedarf mit selbst erzeugtem Strom. Pflanzenöl-BHKW Neue Bioenergieanlagen, die Pflanzenöl als Brennstoff einsetzen, werden seit dem 01.01.2012 nicht mehr durch das EEG gefördert. Das zur Verstromung eingesetzte Pflanzenöl muss entsprechend der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung zertifiziert sein. In den Jahren nach 2009 wurden viele der Anlagen stillgelegt oder auf andere Brennstoffe umgestellt. Seit 2013 stagniert der Rückbau und der Anlagenbestand ist aufgrund der relativ niedrigen Pflanzenölpreise konstant. Ein Teil der umgerüsteten Pflanzenöl-BHKW wird mit Biomethan oder Holzgas betrieben. Teilweise werden die BHKW versetzt und kommen an Biogasanlagen zum Einsatz. Im Jahr 2014 waren ca. 900 Anlagen mit einer Leistung von ca. 160 MWel in Betrieb. Pflanzenöl-BHKW sind überwiegend wärmegeführt. Die Wärme wird in der Regel als Heizwärme für öffentliche und private Gebäude und Gewerbebetriebe genutzt. Wärmere Jahre führen daher zu entsprechend geringeren Volllaststunden der Anlagen. Als Brennstoff kommt weiterhin am häufigsten Palmöl zum Einsatz. Palmöl dominiert mit einem Anteil von 85 %, Rapsöl hat einen Brennstoffanteil von 15 %. Der Anteil von Rapsöl ist damit gegenüber den Vorjahren um 4 - 5 % gestiegen. In kleinen Anlagen mit einer installierten Leistung unter 10 kWel wird ausschließlich Rapsöl eingesetzt. In Anlagen größer 150 kWel liegt der Anteil von Rapsöl zwischen 5 und 20 %. Sonstige flüssige Bioenergieträger, wie Sojaöl, Biodiesel oder Altspeisefette werden nur in sehr kleinen Mengen eingesetzt. Die Preise für pflanzliche Öle sind seit 2011 gefallen, bleiben jedoch volatil. Für rohes Rapsöl und raffiniertes Palmöl haben sich die Preise in 2014 stark angenähert. Rapsöl war im Gegensatz zu den Vorjahren mit ca. 600 EUR/t sogar deutlich günstiger als Palmöl. Für 2014 kann daher von einem höheren Brennstoffanteil an Rapsöl in Pflanzenöl-BHKW ausgegangen werden. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 5 Einleitung 2 Einleitung Die Nutzung von Erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung wurde in Deutschland seit dem Jahr 2000 maßgeblich durch das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) gefördert. Seit der Einführung wurde das Gesetz bereits viermal novelliert bzw. neu gefasst. Die Neufassungen, die in den Jahren 2004 und 2009 in Kraft traten, setzten vor allem Anreize für den Ausbau der Biogaserzeugung. Aber auch die energetische Nutzung fester Biomasse zur Stromerzeugung wurde kontinuierlich ausgebaut. Die zum Jahr 2012 veränderte Fördersystematik des novellierten EEG hatte die von der Politik erwünschte Verlangsamung des Zubaus zur Folge. Die Fördersystematik des EEG 2012 wurde gegenüber den Vorgängerversionen des Gesetzes wesentlich verändert. Boni als zusätzliche Vergütungen wurden bereits weitgehend gestrichen. Dafür wurden eine einsatzstoffbezogene Vergütung und eine Mindestwärmenutzungspflicht eingeführt. Mit der Neufassung des EEG im Jahr 2014 wurde die Vergütungsstruktur nochmals stark vereinfacht. Die einsatzstoffbezogene Vergütung wurde abgeschafft, so dass unabhängig von eingesetzter Technologie und Biomasse die gleiche (Grund)Vergütung gezahlt wird. Insgesamt wurde die Vergütung damit deutlich reduziert, was zu einem starken Rückgang im Zubau von Neuanlagen führte. Einzig Güllekleinanlagen und Abfallvergärungsanlagen bilden eine Ausnahme. Bei diesen Anlagenkategorien wird die Vergütungssystematik des EEG 2012 fortgeführt. Der Anteil der Bioenergie belief sich 2012 auf 5,7 % des Endenergieverbrauchs im Stromsektor und stellte damit gut ein Viertel der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien dar. In 2013 belief sich der Anteil auf ca. 6,3 % des Bruttostrombedarfs. Im Jahr 2014 stieg der Anteil der Biomasse am Bruttostrombedarf auf 7 %. Der Anteil der Biomasse an der Bruttostromerzeugung der Erneuerbaren Energien beträgt 42,8 % und liegt hinter dem Anteil der Windkraft (52,5 %) und vor dem Anteil der Photovoltaik (35,2 %) (AG ENERGIEBILANZEN, 2014). Das Forschungsvorhaben „Wissenschaftliche Vorbereitung und Begleitung der EEG-Monitoringberichte und des EEG-Erfahrungsberichts für die Stromerzeugung aus Biomasse“ knüpft bei den Untersuchungen an die Vorgängervorhaben „Monitoring zur Wirkung des Erneuerbare EnergienGesetzes (EEG) auf die Entwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse“ DBFZ 2009-2011) und die Vorläuferprojekte des Institut für Energetik (IE) an. Das Forschungsvorhaben unterstützt damit den Monitoringprozess zur Stromerzeugung aus Biomasse im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie. Für den vorliegenden Bericht wurde im Frühjahr 2015 eine Betreiberbefragung durchgeführt. Insgesamt wurden mehr als 10.000 Anlagenbetreiber von Bioenergieanlagen angeschrieben. Zudem erfolgte eine Befragung von Anlagenherstellern sowie Landesministerien und Landesämtern. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 6 Methodik 3 Methodik 3.1 Befragungen Als Datengrundlage für die nachfolgenden Auswertungen wurde an alle bekannten Bioenergieanlagen, die im Rahmen des EEG einspeisen, ein Fragebogen versandt. Die Fragebögen sind auf den jeweiligen Anlagentyp Biogas-Vor-Ort-Verstromung, Biogasaufbereitungsanlagen, Biomethan-BHKW, Biomasse(heiz)kraftwerke, Holzvergaser und Pflanzenöl-BHKW abgestimmt. Die abgefragten Parameter können den jeweiligen Kapiteln entnommen werden. Die in der Befragung erhobenen Angaben beziehen sich auf das Betriebsjahr 2014. Datenbasis für die angeschriebenen Anlagenbetreiber sind zum einen die Anlagendatenbanken des DBFZ als auch Adressen, die den Stamm- und Bewegungsdaten der Übertragungsnetzbetreiber entnommen werden konnten. Die Anzahl der angeschriebenen Anlagen und der Rückläufe zeigt Tabelle 3-1. Eine differenzierte Betrachtung der Rückläufe ist in den entsprechenden Kapiteln 4.2, 5.2, 6.1, 7.2, und 8.1 dargestellt. Tabelle 3-1: Anzahl der angeschriebenen Anlagen und Rückläufe Betreiberbefragung 2015 Art der Anlage Anzahl angeschriebene Anlagen Anzahl Rücklaufe Biogas Vor-Ort-Verstromung 6.827 828 Biogasaufbereitungsanlagen 183 53 Biomethan-BHKW 737 387 Biomasse(heiz)kraftwerke 603 107 1.445 177 648 nach Zuordnung den anderen Rückläufen zugewiesen Pflanzenöl-BHKW nicht zugeordnete Anlagen Da auch der Zubau für das Jahr 2014 abgeschätzt werden sollte, wurden parallel zur Betreiberbefragung auch verschiedene Einrichtungen auf Ebene der Bundesländer abgefragt, um weitere Informationen zum Ausbau im Biogasbereich zu erhalten. 3.2 Auswertung der Stamm- und Bewegungsdaten Neben den Angaben aus der Länderbefragung und der vom DBFZ durchgeführten Betreiberbefragung wurden die Stamm- und Bewegungsdaten der Übertragungsnetzbetreiber, die an die Bundesnetzagentur (BNetzA) übermittelt werden, ausgewertet. Die Stamm- und Bewegungsdaten enthalten keine Zuordnungen zur Biomasseart oder eingesetzten Konversionstechnologie. Die Daten enthalten aber Informationen zur Vergütungsstruktur und den Boni, die die Anlagen erhalten. Über verschiedene Boni wie den Gülleboni oder den Gasaufbereitungsboni lassen sich Anlagen eindeutig als Biogas- oder Biomethananlagen zuordnen. Die Zuordnung erfolgte im Zeitraum 2014/2015. Dazu fand auch ein Austausch des DBFZ mit den Vertretern der AGEE-Stat statt. Dabei wurden die methodischen Anpassungen der Prognosen und historischen Zeitreihen durch Zuweisung der Bioenergieträger zu den 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 7 Methodik Stamm- und Bewegungsdaten für EEG-Bioenergieanlagen der Übertragungsnetzbetreiber diskutiert und umgesetzt. Die zur Auswertung herangezogenen Stamm- und Bewegungsdaten sind durch die BNetzA geprüft und wurden für die Nutzung zur Verfügung gestellt. Zielsetzung war es, für die Jahre 2009 bis 2013 sowie die kommenden Jahre das methodische Vorgehen zur Prognose der Strom- und Wärmeerzeugung aus Biomasse nach folgendem Ansatz umzusetzen: - - Zuweisung der BNetzA-Daten für Biomasse differenziert nach fester Biomasse, flüssiger Biomasse und Biogas/Biomethan durch eindeutige Vergütungsschlüssel Zuordnung „offener“ Datensätze durch weitere Recherchen Zuordnung der weiterhin nicht zuordenbaren „offenen“ Datensätze zu den Sparten feste, flüssige oder gasförmige Bioenergieträger über abgestimmte Parameter wie Datum der Inbetriebnahme, installierte elektrische Leistung, Volllaststunden und Standort Prognose der Stromerzeugung für das laufende bzw. kommende Jahr auf der Basis der bisherigen DBFZ-Methodik Ausweisung der KWK-Wärmemengen über gemeldete KWK-Strommengen und Stromkennzahlen Da die Daten durch die BNetzA nur zeitversetzt zur Verfügung stehen, wird der Zubau für das abgelaufene bzw. aktuelle Jahr (2014/2015) über die bisherige Methodik berechnet. Da seit 2012 viele Bioenergieanlagen zunehmend in der Direktvermarktung sind, verändern sich die Vergütungsschlüssel. Aktuell weisen die Vergütungsschlüssel der Anlagen in der Direktvermarktung nur noch den jeweiligen Monat mit der entsprechenden Strommenge aus. Bisher erfolgte eine Angabe der verschiedenen Boni für Gülle, Gasaufbereitung etc.. Dadurch werden auch die KWK-Anteile nicht mehr ausgewiesen. Statistisch gesehen, sinken daher die nach BNetzA ausweisbaren KWK-Mengen ab 2012 für Biogas, Biomethan und feste Biomasse. Für Anlagen in der Direktvermarktung besteht zwar keine Verpflichtung zur Kraft-Wärme-Kopplung, jedoch wird davon ausgegangen, dass eine Wärmesenke, die gleichzeitig eine Einnahmequelle für die Anlagenbetreiber darstellt, auch in der Direktvermarktung weiterhin bedient wird. Daher wurde der KWK-Anteil für die genannten Biomassetypen mit dem Mittelwert der KWK-Anteile 2009-2011 im Verhältnis zur Strombereitstellung berechnet. Der Wert, der sich aus der Auswertung der BNetzA-Daten ergibt, wurde durch den berechneten Wert ersetzt. Die berechneten Werte sind entsprechend gekennzeichnet. Aufgrund der geänderten Methodik ergeben sich abweichende Mengen hinsichtlich der Strom- und Wärmebereitstellung gegenüber älteren Prognosen des DBFZ. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 8 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen 4 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Der nachfolgend beschriebene Stand der Nutzung von Biogas zur Strom- und Wärmeerzeugung in Deutschland beruht im Wesentlichen auf Auskünften und Veröffentlichungen der Landesministerien, Landesämter für Landwirtschaft und Genehmigungsbehörden sowie den Ergebnissen der jährlich durchgeführten DBFZ-Betreiberbefragung. Darüber hinaus werden Daten der Biogasanlagendatenbank des DBFZ und Informationen von Anlagenherstellern herangezogen. Die Ergebnisse werden entsprechend der zugrundeliegenden Daten gekennzeichnet. Deponie- und Klärgas werden in den nachfolgenden Betrachtungen nicht berücksichtigt und sind somit in den dargestellten Statistiken und Analysen nicht enthalten. 4.1 Befragung Länderebene In Hinblick auf die regionale Verteilung des Biogasanlagenbestandes und die Ermittlung der Daten auf Bundeslandebene (4.2.1.2) wird jährlich eine Befragung der Länderinstitutionen durchgeführt. Dabei werden überwiegend Landwirtschaftsministerien, Landwirtschaftskammern und Landesanstalten für Landwirtschaft sowie Biogasberater bzgl. der Entwicklung des Biogasanlagenbestandes des vorangegangenen Jahres in dem jeweiligen Bundesland befragt. Die aktuelle Befragung erfolgte im März/ April 2015. Folgende Punkte wurden dabei abgefragt: Anlagenzahl und installierte elektrische Anlagenleistung Größenklassenverteilung des Anlagenbestandes hinsichtlich Anlagenzahl und installierter Leistung Erfassung von Neuanlagen und Anlagenerweiterung Erfassung von Satelliten-BHKW Erfassung von (Bio-)Abfallvergärungsanlagen Ausweisung von Überbauung (Anlagenleistung zum flexiblen Anlagenbetrieb) Es ist zu berücksichtigen, dass die Erfassung, Genauigkeit und Aktualität der Daten zwischen den einzelnen Bundesländern variieren. Der Großteil der befragten Ansprechpartner auf Bundeslandebene verfügt nicht über einen direkten Zugriff auf die Daten der Genehmigungsbehörden. In der Regel erfolgt die Datenerhebung auf Bundeslandebene über eine eigene Datenrecherche, so dass die Datenbasis häufig nicht vollständig ist und in erster Linie landwirtschaftliche Biogasanlagen repräsentiert. In einigen Bundesländern werden regelmäßig umfangreiche Analysen zur Biogaserzeugung durchgeführt, das Erhebungsintervall ist jedoch sehr unterschiedlich. Die ermittelten Daten auf Bundeslandebene unterscheiden sich daher zum Teil sehr stark und sind nur schwer vergleichbar. In einigen Bundesländern werden Satelliten-BHKW – sofern sie als eigenständige Anlagen zugeordnet werden – gesondert ausgewiesen. Oftmals werden Satelliten-BHKW jedoch zusammen mit der Biogasproduktionsstätte (Betriebsstätte) ausgewiesen. Zudem kann nur selten eine klare Differenzierung zwischen „Anlagenneubau“ und „Anlagenerweiterung“ erfolgen. So wird in der Länderstatistik häufig nicht ausgewiesen, in welcher Höhe die zusätzliche Anlagenleistung aus neuen Biogasanlagen und in welcher Höhe aus Anlagenerweiterungen resultiert. Eine neu in Betrieb genommene Anlage geht als weitere Anlagen in die Statistik ein, wohingegen Anlagenerweiterungen lediglich zu einer Erhöhung der gesamt installierten Leistung führen. Eine eindeutige Aufschlüsselung 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 9 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen hinsichtlich der Anlagenerweiterungen und der Anlagengrößen von Neubauten ist dabei nicht möglich. Darüber hinaus ist eine Ausweisung/ Abschätzung der Überbauung, d.h. die Höhe der installierten Anlagenleistung für den flexiblen Anlagenbetrieb durch die Länderministerien bislang nicht möglich. Weiterhin ist zu beachten, dass auch Änderungen der Datenerhebung bei den Ländern zu Informationsdefiziten führen können. So wird von einem Landesministerium aktuell das Gasvolumen gemäß 4. BImSchV erfasst und ausgewiesen, zuvor wurde die installierte elektrische Anlagenleistung dargestellt. Es ist zu berücksichtigen, dass zum Zeitpunkt des Redaktionsschlusses keine belastbaren Angaben zum Biogasanlagenbestand Ende 2014 für die Bundesländer Brandenburg, Sachsen-Anhalt, RheinlandPfalz und Mecklenburg-Vorpommern vorlagen. In diesem Fall wurden die letzten verfügbaren Bestandsdaten (Daten Anlagenbestand Ende 2013) herangezogen und entsprechend gekennzeichnet. 4.2 Betreiberbefragung Hinsichtlich der Analyse und Bewertung der Entwicklung des gegenwärtigen Standes der Biogasnutzung (Vor-Ort-Verstromung) in Deutschland wurde wie in den Vorjahren die jährliche Betreiberbefragung des DBFZ durchgeführt. Ziel der Befragung war es, für eine möglichst große Anzahl von Biogasanlagen eine Erhebung durchzuführen, mit der repräsentative Daten u.a. zum Anlagenbetrieb, Vergütung und Direktvermarktung, Anlagentechnik und -erweiterungen sowie zum Substrateinsatz und Flächennutzung erfasst werden. Bezugsjahr für die erfassten Daten ist das Betriebsjahr 2014. Die Befragung erfolgte schriftlich mittels teilstandardisiertem Fragebogen. Bei der aktuellen Befragung wurden erstmals die Betreiber von (Bio-)Abfallvergärungsanlagen mit einem zusätzlichen Fragebogen angeschrieben, da insbesondere hinsichtlich des Substrateinsatzes und detaillierter Fragestellungen zur Verfahrenstechnik eine spezifische Abfrage sinnvoll ist. Darüber hinaus können auf diese Weise Anreize und Hemmnisse zur Errichtung von Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen erfasst werden. In Hinblick auf die Vergleichbarkeit und Auswertung der Daten sind die Fragebögen der landwirtschaftlichen Biogasanlagen und der (Bio-)Abfallvergärungsanlagen in den wesentlichen Befragungspunkten (Grunddaten, BHKW/ Stromerzeugung, Vergütung nach EEG und Direktvermarktung, Substratinput) identisch. In den nachfolgenden Auswertungen werden die Erhebungsdaten der landwirtschaftlichen Biogasanlagen und der (Bio-)Abfallvergärungsanlagen zusammengefasst und für Biogas (Vor-OrtVerstromung) dargestellt. Es erfolgt eine genaue Benennung der herangezogenen Befragungsdaten. Lediglich gesondert erfasste Aspekte werden für die landwirtschaftlichen Biogasanlagen oder die Abfallvergärungsanlage einzeln ausgewertet, dargestellt und gekennzeichnet. Die Anlagenbetreiber (Biogasanlagen Vor-Ort-Verstromung und (Bio-) Abfallvergärungsanlagen) wurden zu folgenden Aspekten befragt: Status Art der Gasnutzung BHWK (einzeln erfasst) bzgl. installierter elektrischer Leistung, Betriebsstunden, erzeugte und nach EEG vergütete Strommenge, Art des BHKW, Hersteller, geplante und ungeplante Ausfallzeiten Vergütung nach EEG Direktvermarktung und Inanspruchnahme von Marktprämie und Flexibilitätsprämie 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 10 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Substrateinsatz (Art, Ertrag, Menge, Kosten, durchschnittliche Transportentfernung) Verfahren Darüber hinaus wurden für die landwirtschaftlichen Biogasanlagen (siehe Anhang A 1) die nachfolgenden Aspekte erfasst: Art der Genehmigung der Anlage Wechsel zwischen Vergütung EEG und Direktvermarktung Geplante Anmeldung zur Flexibilitätsprämie Eigenstrombedarf und Deckung des Eigenstrombedarfs Eigenwärmeverbrauch Externe Wärmenutzung und Art der externen Wärmenutzung Gasspeicher und Füllstand Gasspeicher im Normalbetrieb Häufigkeit des Auslösens von Überdruck-/Unterdrucksicherungen Gasfackel bzgl. Zündung, Schaltstufen und Laufzeiten in 2014 Fermentervolumen Gärrestlager (einzeln erfasst) bzgl. Volumen und Abdeckung Netzkopplung, Informations- und Kommunikationstechnologie Durchgeführte und geplante Maßnahmen zur Anlagenerweiterung Flächennutzung für den Anbau landwirtschaftlicher Rohstoffe zur Biogasproduktion Die Betreiber von (Bio-)Abfallvergärungsanlagen (siehe Anhang A 4) wurden neben den oben dargestellten Befragungspunkten zu BHKW, Vergütung und Direktvermarktung, Substrateinsatz und Verfahren zusätzlich zu folgenden Punkten befragt: Anlagenkonzept (Umrüstung Kompostierungsanlage, Vergärungstemperatur) Anlagenkomponenten Investitionsvolumen differenziert nach Bau, Technik und sonstige Investitionen Betriebskosten differenziert nach Personalaufwand, Wartungsaufwand, Strombedarf, Wärmebedarf Motivation und Hemmnisse zur Errichtung der Anlage In Hinblick auf die Vergleichbarkeit der Daten und die Ableitung von Entwicklungen des Biogasanlagenbestandes ist der Fragebogen im Wesentlichen identisch zur Vorjahresbefragung. Im Vergleich zum Vorjahr wurden bei der aktuellen Erhebung die Erfassung der BHKW und die Beanspruchung der Direktvermarktung weiter konkretisiert. Neu aufgenommen wurde die Erfassung der Gasfackel hinsichtlich Zündung, Schaltstufen und Laufzeit im Jahr 2014 sowie Angaben zur Netzkopplung und Informations- und Kommunikationstechnologie (IKT). Dagegen wurde die Vergütung nach EEG erstmals weniger detailliert (keine Abfrage der einzelnen Boni, Einsatzstoffklassen) erfasst, da sich in den vergangenen Jahren diesbezüglich kaum Änderungen gezeigt haben und für Neuanlagen eine Differenzierung der Boni nicht mehr relevant ist. Daher wurde an dieser Stelle lediglich die Zuordnung zur jeweiligen EEG-Fassung abgefragt. Im Rahmen dieser Befragung wurden im Februar 2015 die Fragebögen an die Betreiber von Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung versandt. Die Rückmeldungen wurden per Post, Fax und über einen Online-Fragebogen erfasst. Insgesamt wurden zusammen mit den (Bio-) Abfallvergärungsanlagen 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 11 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen knapp 6.700 Biogasanlagen angeschrieben. Die Anzahl der zur Verfügung stehenden Rückantworten ist gegenüber dem Vorjahr leicht gestiegen. Von den Betreibern wurde vereinzelt mitgeteilt, dass aufgrund der im Jahr 2014 erfolgten Veränderungen durch die Novellierung des EEG keine Bereitschaft zur Teilnahme an der Befragung besteht. Während im Vorjahr insgesamt 836 Rückmeldungen für die Auswertung berücksichtigt werden konnten, stehen für die Auswertung der aktuellen Befragung 877 Rückmeldungen zur Verfügung. Dabei liegen 23 Rückantworten von (Bio-)Abfallvergärungsanlagen vor und 855 Rückantworten von landwirtschaftlichen Biogasanlagen. Unter den Rückläufen gaben 20 Anlagenbetreiber an, dass die Biogasanlage stillgelegt wurde. Angaben zum Zeitpunkt der Stilllegung erfolgten nur sehr vereinzelt. So wurde eine Anlage wurde im Jahr 2010 stillgelegt, eine weitere im Jahr 2011. Zu den Gründen der Stilllegungen erfolgten ebenfalls nur vereinzelt Angaben. Ein Betreiber gab an, dass die Anlage nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden kann und daher stillgelegt wurde. 12 der 20 stillgelegten Anlagen liegen nach Rückmeldungen der Betreiber in Bayern. Diese Angaben lassen keine allgemeinen Rückschlüsse auf Stilllegungen von Biogasanlagen im vergangenen Jahr zu. Es ist jedoch zu erkennen, dass im Vergleich zu den Befragungsergebnissen der Vorjahre die Anzahl der benannten Stilllegungen gestiegen ist. Weiterhin gaben 6 Anlagenbetreiber an, dass ihre Anlage derzeit außer Betrieb ist. Da sowohl für die stillgelegten als auch für die vorübergehend außer Betrieb befindlichen Anlagen keine Angaben für das Betriebsjahr 2014 vorliegen, werden diese in der Auswertung nicht berücksichtigt. Damit stehen im Rahmen der Betreiberbefragung 2015 (Bezugsjahr 2014) insgesamt 828 Rückmeldungen von Biogasanlagen (landwirtschaftliche Biogasanlagen und Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen) für die Auswertung zur Verfügung. Die Rücklaufquote beträgt somit 12 %. Es ist zu beachten, dass nicht immer für alle Befragungspunkte eine vollständige Beantwortung erfolgte. Ausgehend von einem Gesamtanlagenbestand von etwa 7.800 Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung) Ende 2014 stehen somit etwa 10,6 % des Biogasanlagenbestandes für die Auswertung zur Verfügung. Für die Auswertung der Befragung ist zu beachten, dass sich die im Rahmen der Betreiberbefragung erfassten Leistungsangaben auf die installierte Gesamtleistung einer Betriebsstätte beziehen und damit mehrere BHKW an unterschiedlichen Standorten, sofern von den Betreibern eine eindeutige Zuordnung erfolgte, zu einer Betriebsstätte zusammengefasst werden. Satelliten-BHKW werden den zugehörigen Biogasproduktionsstandorten (Betriebsstätten) zugeordnet. Damit ist im Rahmen der Befragung für die Auswertungen der Begriff Biogasanlage bezogen auf die Betriebsstätte der Biogaserzeugung (Vergärung und anschließende Verstromung des erzeugten Biogases) definiert. 4.2.1 Verteilung der Befragungsergebnisse Im Rahmen der Biogasanlagenbetreiberbefragung 2015 konnten, wie bereits in Kapitel 4.2 beschrieben, 828 ausgefüllte Fragbögen für die Auswertung zum Bestand und zur Entwicklung von Biogasanlagen in Deutschland herangezogen werden. Darüber hinaus befindet sich nach Angaben der Betreiber derzeit 1 Anlage in Planung und eine weitere Anlage ist im Jahr 2015 in Betrieb gegangen. Während im Rücklauf insgesamt 69 Biogasanlagen erfasst wurden, die im Jahr 2012 bzw. 2013 in Betrieb gegangen sind, sind in Rahmen der Befragung 5 Rückmeldungen von den Anlagen mit dem Inbetriebnahmejahr 2014 eingegangen. Aufgrund dieser vergleichsweise geringen Stichprobe (8,9 % bezogen auf den Gesamtrücklauf) für Neuanlagen (Inbetriebnahme 2012 - 2014) können Aussagen zu Neuanlagen nach EEG 2012 bzw. 2014 nur mit Einschränkungen getroffen werden. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 12 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen 4.2.1.1 Verteilung bezogen auf Anlagengrößen Die Verteilung der Rückläufe bezogen auf die installierte elektrische Anlagenleistung zeigt, dass Anlagen der Größenklassen 151 – 500 kWel und 501 – 1.000 kWel dominieren (vgl. Tabelle 4-1). Für insgesamt vier Rückmeldungen liegen keine Angaben zur installierten Leistung der Anlage vor. Tabelle 4-1: Rücklauf DBFZ-Betreiberbefragung Biogas 2015 – Größenklassenverteilung und Verteilung Gesamtanlagenbestand ausgehend von der DBFZ-Befragung der Länderinstitutionen 2015 (Biogasanlagen Deutschland, GG) inst. el. Anlagenleistung [kWel] Rücklauf Rückmeldungen [Anzahl] Anlagenbestand (GG) Anteil am Rücklauf [%] Verteilung Gesamtanlagenbestand [%] Verteilung installierte elektrische Anlagenleistung [%] ≤ 70 33 4,0 8,4 1,3 71 - 150 68 8,2 10,8 2,5 150 - 500 376 45,4 52,9 46,7 500 – 1.000 262 31,6 21,9 35,0 > 1.000 85 10,3 6,0 14,5 Keine Angabe 4 0,5 - 828 100,0 100,0 Gesamt 100,0 GG = Grundgesamtheit 4.2.1.2 Regionale Verteilung In Abbildung 4-1 ist die regionale Verteilung der Biogasanlagenstandorte für die im Rahmen der Auswertung zur Verfügung stehenden Rückläufe dargestellt. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 13 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Abbildung 4-1: DBFZ-Betreiberbefragung Biogas 2015 (Vor-Ort-Verstromung) Die regionale Verteilung des Rücklaufes der Betreiberbefragung der Biogasanlagen bezogen auf die Anlagenzahl und die installierte elektrische Anlagenleistung im Vergleich zum Gesamtanlagenbestand in den jeweiligen Bundesländern ausgehend von der Befragung der Länderinstitutionen ist in Tabelle 4-2 dargestellt. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 14 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Tabelle 4-2: Regionale Verteilung des Rücklaufs der DBFZ-Betreiberbefragung 2015 bezogen auf die Anlagenzahl und installierte elektrische Anlagenleistung Bundesland Rücklauf Anlagenbestand (GG) Bezug Bundesland RückAnteil am Anteil des meldungen Rücklauf Rücklaufs am Anlagen[Anzahl] [%] bestand BL1) [%] Anteil des Rücklaufs an der Anlagenleistung BL2) [%] Verteilung Anlagenbestand Deutschland1) Verteilung Anlagenleistung Deutschland2) [%] [%] Baden-Württemberg 78 9,4 8,7 11,9 11,2 9,2 Bayern 295 35,6 12,5 15,6 29,7 22,8 Berlin 0 0,0 - - 0,0 0,0 Brandenburg 26 3,1 7,0 8,0 4,7 5,3 Bremen 0 0,0 - - 0,0 0,0 Hamburg 1 0,1 100,0 100,0 0,0 0,0 Hessen 35 4,2 14,1 20,8 3,1 2,0 MecklenburgVorpommern 21 2,5 8,5 9,3 3,1 4,9 Niedersachsen 132 15,9 8,4 9,3 19,7 25,5 Nordrhein-Westfalen 71 8,6 11,7 14,9 7,6 7,9 Rheinland-Pfalz 15 1,8 10,6 14,4 1,8 1,7 Saarland 1 0,1 8,3 5,8 0,2 0,1 Sachsen 39 4,7 16,9 21,4 2,9 2,8 Sachsen-Anhalt 19 2,3 6,4 6,3 3,7 5,0 Schleswig-Holstein 58 7,0 8,2 11,0 8,9 9,2 Thüringen 37 4,5 13,6 18,8 3,4 3,5 Gesamt 828 100,0 10,4 12,4 100,0 100,0 1) Bezug: Anzahl Biogasanlagen ausgehend von der DBFZ-Befragung der Länderinstitutionen 2015 2) Bezug: installierte el. Anlagenleistung ausgehend von der DBFZ-Befragung der Länderinstitutionen 2015 GG = Grundgesamtheit, BL = Bundesland 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 15 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen 4.2.2 Anlagenbestand und Zubau Mit der Novellierung des EEG 2012 und der Neufassung des EEG 2014 ist der Bau von neuen Biogasanlagen in Deutschland deutlich zurückgegangen. Im Jahr 2014 fand nach Schätzung des DBFZ ein Leistungszubau von ca. 250 MWel statt, der neben der Umsetzung laufender Projekte im ersten Halbjahr 2014 und dem Neubau von Güllekleinstanlagen in erster Linie Anlagenweiterungen (Repowering, Flexibilisierung) beinhaltet. Der Zubau von Neuanlagen (Biogasproduktionsanlagen) liegt nach Schätzungen des DBFZ bei rund 100-150 Anlagen. Zusätzlich wurden neue BHKW-Standorte (Biogas und Biomethan) zugebaut, die in den Länderstatistiken als Neuanlagen erfasst wurden. Nach Auswertungen der Länderbefragung (vgl. Tabelle 4-3) ergibt sich für 2014 ein Anlagenbestand von rund 8.000 Biogasanlagen (inkl. zusätzlich erfasster Satelliten-BHKW) mit rund 3.500 MWel. Im Vergleich zu den Länderdaten 2013 wird der Zubau somit mit rund 270 Anlagen (inkl. Satelliten-BHKW) und 240 MWel installierter Leistung ausgewiesen. Nach Schätzung des Fachverbandes Biogas e.V. wurde für 2014 ein Leistungszubau in ähnlicher Größenordnung (261 MWel inkl. Überbauung) prognostiziert (FACHVERBAND BIOGAS E.V., 2014). In 2015 wird sich der Zubau an neuen Biogasanlagen auf Güllekleinanlagen und Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen beschränken. Es wird ein Zubau von ca. 10 MWel installierter elektrischer Anlagenleistung prognostiziert (Annahme: Neubau Güllekleinanlagen (ca. 60 Anlagen*75 kWel entspricht max. 4,5 MWel), Neubau Abfallanlagen (8 Anlagen mit durchschnittlich 700 kWel entspricht max. 5,6 MWel)). Darüber hinaus wird angenommen, dass zusätzlich Anlagenerweiterungen mit einem Zubau installierter Anlagenleistung vorgenommen werden. Regionale Verteilung – Bundeslandebene Die Darstellung der regionalen Verteilung des Biogasanlagenbestandes erfolgt auf Grundlage von Veröffentlichungen und Mitteilungen der Länderinstitutionen, Landwirtschaftskammern bzw. Landesanstalten für Landwirtschafts- sowie Biogasberater. In Tabelle 4-3 ist die Verteilung der Ende 2014 in Betrieb befindlichen Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung) – differenziert nach Anlagenzahl und installierter elektrischer Anlagenleistung – auf Ebene der Bundesländer dargestellt. Sofern bekannt, wird die Anlagenzahl nach Betriebsstätte und Satelliten-BHKW differenziert. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 16 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Tabelle 4-3: Verteilung der in Betrieb befindlichen Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung) in Deutschland, differenziert nach Anlagenzahl, installierter elektrischer Anlagenleistung und mittlerer Anlagenleistung zum Stand 31.12.2014 (DBFZ-Befragung der Länderinstitutionen 2015) (3N NIEDERSACHSEN E.V., 2014; BUSSE, 2015; FIDDECKE, 2015; LOHMANN & DAHLHOFF, 2014b; MÖNDEL, 2015; REINHOLD, 2015; ZSCHOCHE, 2015, (VIßE, 2015) Bundesland Anzahl Biogasanlagen in Betrieb1 Anzahl SatellitenBHKW Summe inst. el. Anlagenleistung [MWel] Mittlere inst. el. Anlagenleistung [kWel]2 893 k.A. 319,2 357 2.360 k.A. 790 335 0 k.A. 0,0 0 335 36 182 491 Bremen 0 k.A. 0,0 0 Hamburg 1 k.A. 1,0 1.000 Hessen 211 37 68,0 274 Mecklenburg-Vorpommern4 247 k.A. 170 688 1.566 k.A. 885 565 Nordrhein-Westfalen6 607 k.A. 275 453 Rheinland-Pfalz4 142 k.A. 58,4 411 Saarland 12 k.A. 3,8 316 Sachsen7 231 k.A. 96,6 418 Sachsen-Anhalt4 296 k.A. 174 589 Schleswig-Holstein 565 146 319,4 449 Thüringen 237 35 121,9 448 Gesamt 7703 254 3464,38 435 Baden-Württemberg Bayern3 Berlin Brandenburg4 Niedersachsen5 1 2 3 4 5 6 7 8 Anlagenzahl der in Betrieb befindlichen Anlagen bezogen auf die Betriebsstätte (Standort); ohne gesondert erfasste Satelliten-BHKW (vgl. Fußnote 2). Durchschnittliche inst. el. Anlagenleistung bezogen auf die Gesamtanlagenzahl inkl. Satelliten-BHKW. Beinhaltet alle in Betrieb befindlichen landwirtschaftlichen Biogasanlagen, wobei als Anlage die Gaserzeugungseinheit verstanden wird. Ein Satelliten-BHKW wird damit nicht als eigenständige Biogasanlage gezählt. Zum Zeitpunkt des Redaktionsschlusses (31.05.2015) lagen keine aktuellen Daten zum Anlagenbestand 2014 vor, so dass der Anlagenbestand des Vorjahres (31.12.2013) ausgewiesen wird. Prognose. Datenstand 31.05.2014. Umfasst landwirtschaftliche Biogasanlagen, ohne Abfallvergärungsanlagen. Abweichende Summe der installierten Leistung nach Rückmeldung der Länder gegenüber den Stamm- und Bewegungsdaten der BNetzA, vgl. Kapitel 4.3 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 17 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Die Bundesländer Bayern, Niedersachsen und Baden-Württemberg stellen nach wie vor mehr als die Hälfte des Biogasanlagenbestandes in Deutschland. In Bremen sind, mit Ausnahme von Kläranlagen mit anschließender Gasnutzung, bislang keine Biogasanlagen in Betrieb. Ebenso sind in Berlin keine Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen in Betrieb. Hier ist im Jahr 2013 eine Anlage zur Vergärung von Bioabfällen mit anschließender Gasaufbereitung in Betrieb gegangen. Die hohe durchschnittliche elektrische Anlagenleistung in Hamburg resultiert aus der dort installierten Abfallvergärungsanlage mit einer Leistung von 1 MWel. Abbildung 4-2: Standorte der in Betrieb befindlichen Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung) in Deutschland; vereinzelt Standorte von in Bau und Planung befindliche Biogasanlagen; Bezugsebene: Postleitzahl (Datenbank DBFZ, Stand 04/2015) Regionale Verteilung – Landkreisebene Die regionale Verteilung der Standorte der Biogasanlagen im gesamten Bundesgebiet kann Abbildung 4-2 entnommen werden. Die Verteilung der Biogasanlagen auf Kreisebene bezogen auf die Anlagenzahl, installierte elektrischen Anlagenleistung und durchschnittliche elektrische Anlagenleistung ist in Abbildung 4-3 dargestellt. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 18 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Abbildung 4-3: Anlagenzahl, installierte elektrische Anlagenleistung und mittlere elektrische Anlagenleistung der Biogasanlagen in Deutschland, Bezugsebene: Landkreis (3N NIEDERSACHSEN E.V., 2014; BUSSE, 2015; DBFZ GGMBH, 2014; LFL, 2014; LOHMANN & DAHLHOFF, 2014a; MINISTERIUM FÜR WIRTSCHAFT, BAU UND TOURISMUS MECKLENBURG-VORPOMMERN, 2014; MLR, 2015; PLAGEMANN, 2014) Stand 04/2015 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 19 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen 4.2.3 Strom- und Wärmebereitstellung 4.2.3.1 Strombereitstellung durch Biogas (Vor-Ort-Verstromung) Mit Inkrafttreten der Neufassung des EEG zum 01.08.2014 wurde der Anlagenneubau und Leistungszubau im Vergleich zu den Vorjahren noch weiter gebremst. Während bereits im Jahr 2012 im Zuge der EEG-Novellierung der Anlagenzubau gegenüber den Vorjahren deutlich verringert wurde, konnte auch für 2013 und 2014 ein weiter reduzierter Anlagenzubau festgestellt werden. Der geringe Zubau setzt sich 2015 fort. Überwiegend erfolgten Erweiterungen bestehender Anlagen, teilweise motiviert durch die Flexibilitätsprämie für die bedarfsgerechte Stromerzeugung. Ein Neubau von Biogasanlagen war in 2014 in erster Linie auf die Güllekleinanlagen (75 kWel) begrenzt. Vor dem Hintergrund, dass in 2014 zunehmend Leistungserweiterungen zur flexiblen Stromerzeugung von Biogas (Überbauung ohne zusätzliche Stromerzeugung) erfolgten, kann zur Abschätzung der Stromerzeugung nicht der gesamte Zubau an installierter Leistung herangezogen werden. Für 2014 wird daher nach Einschätzungen des DBFZ ein zusätzlicher (für die Stromerzeugung relevanter) Leistungszubau von etwa 100 MWel erreicht. Unter Berücksichtigung des leistungsrelevanten Anlagenausbaus wird für Biogas (Vor-Ort-Verstromung) in 2014 eine Stromproduktion von etwa 27,6 TWhel erwartet. Die Entwicklung der Stromerzeugung aus Biogasanlagen (ohne Biomethan-BHKW) ist in Abbildung 4-21 im Kapitel 4.3.1 dargestellt. Eigenstrombedarf Die Höhe des Eigenstrombedarfes hängt in erster Linie von der Art des Vergärungsverfahrens und der Betriebsführung der Anlage ab. Ausgehend von den Rückmeldungen der Anlagenbetreiber (n = 489) liegt der mittlere Strombedarf – bezogen auf die produzierte Strommenge – bei 7,2 %. Zur Eigenbedarfsabdeckung wird bei 69 % der befragten Anlagen Strom zugekauft. Zum kombinierten Einsatz des zugekauften und betriebsintern erzeugten Stroms kommt es in 4 % der Fälle, während die restlichen 17 % der Anlagen den Eigenstrombedarf aus der betriebsinternen Produktion abdecken. In Hinblick auf die angewandten Vergärungsverfahren weisen die Nassfermentationsanlagen im Mittel einen Eigenstrombedarf von rund 7,5 % auf, dabei wird bei der Hälfte der Anlagen (56 %) der Strom für die eigene Prozessführung zugekauft. Der Eigenstrombedarf der klassischen Trockenfermentationsanlagen (Pfropfenstromverfahren) liegt bei 8,1 %. In der Tabelle 4-4 ist der durchschnittliche Eigenstrombedarf in Abhängigkeit der installierten Anlagenleistung sowie differenziert nach Art des Strombezugs (Eigendeckung bzw. Fremdbezug) dargestellt. Demnach weisen insbesondere Biogasanlagen im Leistungsbereich ≤ 70 kWel einen hohen Eigenstrombedarf auf, welcher bei den Anlagen mit Eigendeckung bei 12,9 % liegt und bei den Anlagen, welche den Eigenstrombedarf über den Zukauf abdecken, sogar bei 17,5 %. Die hohe Standardabweichung s von 13,1 % bei den selbstversorgenden Anlagen ≤ 70 kWel resultiert aus den vereinzelt sehr hohen Angaben zum Eigenstrombedarf sowie der vergleichsweise geringen Anzahl der Rückmeldungen. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 20 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Tabelle 4-4: Mittlerer Eigenstrombedarf in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung und differenziert nach Art der Stromdeckung (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) Leistungsklasse, [kWel] Eigendeckung Fremdbezug Berücksichtigte Rückmeldungen, [Anzahl] Mittlerer Eigenstrombedarf, [%] Standardabweichung s Mittlerer Eigenstrombedarf, [%] Standardabweichung s ≤ 70 12,9 13,1 17,5 3,5 13 71 - 150 6,3 3,1 6,1 2,3 35 151 - 300 7,2 2,0 6,6 3,7 99 301 - 500 7,4 2,5 6,8 2,4 128 501 – 1.000 7,5 2,8 7,4 3,3 162 > 1.000 6,4 1,7 7,1 2,4 52 Gesamt 7,6 4,4 7,0 3,2 489 Eigenwärmebedarf Ausgehend von den Rückmeldungen der Anlagenbetreiber liegt der mittlere Eigenwärmebedarf der betrachteten Biogasanlagen bei 27,2 % bezogen auf die produzierte Wärmemenge. Bei der Hälfte der Anlagen wurde ein Eigenwärmebedarf zwischen 10 und 30 % ermittelt. Zu beachten ist hierbei, dass nach Angaben der Befragten der Eigenwärmeverbrauch der Anlage oftmals nicht gemessen wird. Es handelt sich daher bei der nachfolgenden Betrachtung um plausibilisierte Werte. Tabelle 4-5 liefert einen Überblick über den durchschnittlichen Eigenwärmebedarf der Biogasanlagen in Abhängigkeit der installierten elektrischen Anlagenleistung. Biogasanlagen im kleineren Leistungsbereich weisen einen höheren Wärmebedarf als Anlagen größer 150 kWel auf, was in erster Linie auf den höheren Gülleanteil zurückzuführen ist. Wird der massebezogene Gülleanteil am Gesamtsubstratinput als zusätzliche Variable herangezogen, so zeigt sich – ausgehend von der Zusammensetzung der Rückläufe –, dass auch Anlagen im mittleren Leistungsbereich (151 – 500 kWel) mit einem Gülleanteil von mehr als 30 % einen erhöhten Wärmebedarf von ≤ 40 % aufweisen. Tabelle 4-5: Mittlerer Eigenwärmebedarf der Biogasanlagen bezogen auf die installierte elektrische Anlageleistung (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) installierte elektrische Anlagenleistung [kWel] Mittlerer Eigenwärmebedarf x , [%] Standardabweichung s, [%] Anzahl der Rückmeldungen, [n] ≤ 70 52,1 24,1 7 71 - 150 42,3 21,4 23 151 - 500 27,3 17,4 127 501 - 1 000 24,0 15,6 81 > 1 000 18,4 9,1 32 Gesamt 27,2 18,0 270 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 21 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Externe Wärmenutzung Nach Abzug des Eigenwärmebedarfs der Biogasanlage wird die extern verfügbare Wärmemenge des BHKW einer weiteren Nutzung zugeführt. Ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber (n = 273) beträgt der Anteil der extern genutzten Wärmemenge (nach Abzug des Eigenbedarfs) rund 57 %. Die Art der Nutzung variiert dabei von Anlage zu Anlage. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass es sich um Schätzund nicht um Messangaben der Anlagenbetreiber handelt. In der nachfolgenden Abbildung 4-4 sind die Anteile der externen Wärmenutzung ausgehend von den diesjährigen Rückmeldungen der Betreiber dargestellt. So gaben 56 % der Betreiber an, nach Abzug des Eigenwärmebedarfs einen externen Wärmenutzungsgrad von mehr als 50 % zu erzielen. Darunter nutzen 10 Betreiber nach eigenen Aussagen die extern verfügbare Wärme im vollen Umfang (100 %). 100 % externe Wärmenutzung 90 Rückmeldungen, Anzahl [n] 80 70 60 50 40 30 20 10 0 ≤ 10 % 11 - 25 % 26 - 50 % 51 - 75 % Anteil extern genutzer Wärme, [%] Abbildung 4-4: 76 - 90 % 91 - 100 % n = 273 Anteile externer Wärmenutzung (nach Abzug des Eigenwärmebedarfs), dargestellt nach der Anzahl der Nennungen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) Wärmenutzungskonzepte Die Bewertung der Art der externen Wärmenutzung erfolgte anhand von 625 Rückmeldungen der Betreiber, Mehrfachnennungen waren dabei möglich. Abbildung 4-5 liefert einen Überblick über die Häufigkeitsverteilung unterschiedlicher Wärmenutzungsarten, eine mengenmäßige Verteilung in Abhängigkeit von der Nutzungsart wurde im Rahmen der Betreiberbefragung nicht erhoben. Ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber ist die Beheizung von Wohn- und Sozialgebäuden, Büros und Werkstätten sowie Warmwasserbereitung mit 49 % dominierend und ist unter Kategorie „Sozialgebäude“ zusammengefasst. Im Zusammenhang mit dem bereits erwähnten Ausbau der Wärmenutzung nimmt die Bedeutung der Nah- und Fernwärmenetze kontinuierlich zu, was insgesamt über ein Drittel der Befragten (37 %) zurückgemeldet hat. Weiterhin wird im nahezu gleichen Umfang (38 %) extern verfügbare Wärme für Trocknungsprozesse eingesetzt. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 22 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen sonstige Wärmenutzung 1% Gärtnerei/ Gewächshaus 5% Gewerbe/ Industrie 5% öffentliche Gebäude 6% Fernwärme 10% Stallbeheizung 24% Nahwärmeversorgung 27% Trocknungsprozesse 38% Sozialgebäude 49% 0 100 200 300 Anzahl der Nennungen, [n] Abbildung 4-5: 400 n = 625 Art der Wärmenutzung, absolute Anzahl der Nennungen und relative Häufigkeit (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) Eine Darstellung der Wärmenutzungsarten in Abhängigkeit von der Leistungsgröße der Biogasanlagen gibt Abbildung 4-6. Die Verteilung bezieht sich dabei ausschließlich auf die Anzahl der Nennungen zu der Art der Wärmenutzung. Aufgrund der Verteilung der Rückläufe besitzt die nachfolgende Darstellung insbesondere für die Wärmenutzungskonzepte der Biogasanlagen > 150 kWel hohe Repräsentativität. > 1 000 kWel Sozialgebäude 501 - 1 000 kWel Trocknungsprozesse Nahwärmeversorgung 151 - 500 kWel Stallbeheizung Fernwärme 71 - 150 kWel sonstiges ≤ 70 kWel 0% 20% 40% 60% 80% Häufigkeit der Nennungen, [%] Abbildung 4-6: 100% * öffentl. Gebäude, Gärtnerei / Gewächshaus, Gewerbe / Industrie n= 625 Arten externer Wärmenutzung in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung, relative Häufigkeit in % (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 23 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen 4.2.4 Biomasseeinsatz 4.2.4.1 Substrateinsatz Der Großteil der Biogasanlagen in Deutschland wird auf der Basis tierischer Nebenprodukte wie Gülle oder Festmist und nachwachsender Rohstoffe betrieben. Die bisherigen Fassungen des EEG, wie etwa EEG 2004 mit dem NawaRo-Bonus, EEG 2009 mit dem Gülle-Bonus und EEG 2012 mit den festgelegten Einsatzstoffvergütungsklassen I und II, haben starke Anreize für den Einsatz dieser Inputstoffe zur Biogaserzeugung in den Bestandsanlagen gesetzt. Es ist zu erwarten, dass die politisch intendierte Konzentration auf die Reststoffe und Bioabfälle in der Verteilung der zur Biogaserzeugung eingesetzten Stoffströme erst in den nächsten Jahren sichtbar wird. Ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber ist in der nachfolgenden Abbildung 4-7 der masseund der energiebezogene Substrateinsatz in Biogasanlagen dargestellt. Die prozentualen Angaben basieren dabei auf den im Zuge der Befragung erhobenen Mengen (Frischmasse) eingesetzter Substrate. Massebezogen dominieren nachwachsende Rohstoffe sowie Wirtschaftsdünger mit insgesamt 95 % den Substrateinsatz in den Biogasanlagen. Aufgrund der hohen Methanerträge spielen nachwachsende Rohstoffe mit 79 % energiebezogen eine entscheidende Rolle bei der Rohbiogaserzeugung. Die Bedeutung der Bioabfälle sowie Reststoffe aus Industrie, Gewerbe und Landwirtschaft ist dagegen sowohl masse- mit insgesamt 5 % als auch energiebezogen mit 7 % am Gesamtsubstratinput gering. Ähnlich wie im Vorjahr wurden dabei unter der Kategorie „Bioabfall“ Biound Grünabfälle aus getrennter Sammlung sowie Marktabfälle (Substrateinsatz gemäß §27a EEG 2012) subsummiert. Gewerbliche Speiseabfälle (Lebensmittel, Speisereste aus Kantinen, Großküchen und Gastronomie) wurden der Kategorie „Reststoffe (Industrie, Gewerbe, Landwirtschaft)“ zugeordnet. energiebezogen massebezogen 2% 3% 4% 3% 14% Exkremente NawaRo 43% Reststoffe (Industrie, Gewerbe, Landwirtschaft) kommunaler Bioabfall 52% 79% Abbildung 4-7: n = 706 Masse- und energiebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) Einsatz nachwachsender Rohstoffe in Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung) Abbildung 4-8 liefert einen Überblick über den Einsatz nachwachsender Rohstoffe in den Vor-Ortverstromungsanlagen. Analog der Ergebnisse der Vorjahre besitzt Maissilage massebezogen mit 73 % sowie energiebezogen mit 72 % eine entscheidende Bedeutung beim Substrateinsatz in Biogasanlagen. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 24 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Grassilage und Getreide-Ganzpflanzensilage (Getreide-GPS) haben mit jeweils 11 bzw. 7 % Anteile am Gesamtsubstrateinsatz nachwachsender Rohstoffe. Bedingt durch den stark verhaltenen Zubau seit dem EEG 2012 (vgl. 4.2.2) lässt sich die Wirkung des politisch festgelegten Maisdeckels (max. 60 % der Maissilage am Gesamtsubstratinput in den landwirtschaftlichen Biogasanlagen) aus der Gesamtschau aller Anlagen nicht ableiten. massebezogen 2% energiebezogen 1% 2% 1% 2% 7% 7% Maissilage 0% 1% 2% 0% Grassilage Getreide-GPS 7% 12% Getreide (Getreidekorn) 11% Zwischenfrüchte Landschaftspflegematerial Zuckerrübe sonstige NawaRo 73% Abbildung 4-8: 72% n = 651 Masse- und energiebezogener Substrateinsatz nachwachsender Rohstoffe in Biogasanlagen (DBFZBetreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) Einsatz von Wirtschaftsdüngern in Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung) Der Begriff „Wirtschaftsdünger“ umfasst im Folgenden Gülle und Festmist sowie Einstreu. In Abbildung 4-9 ist der masse- und energiebezogene Einsatz der Wirtschaftsdünger dargestellt. Bezogen auf die Frischmasse macht Rindergülle mit 61 % den Großteil der eingesetzten Wirtschaftsdünger aus. Im Vergleich zu den Vorjahren ist bei der Festmistfraktion (Rinder- und Schweinfestmist sowie Geflügelmist und Hühnertrockenkot (HTK)) ein leichter Anstieg bei den eingesetzten Mengen (insgesamt 12 %) zu beobachten. Aufgrund der höheren Gasausbeute spiegelt sich dies in der energiebezogenen Verteilung wider, indem 32 % der zur Biogaserzeugung eingesetzten Wirtschaftsdünger auf die Festmistfraktion entfallen. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 25 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen energiebezogen massebezogen 13% 14% 1% 2% 1% 1% 7% Gülle/ Festmist nicht spezif. 14% Geflügelmist 6% 8% 5% HTK Rinderfestmist Rindergülle Schweinefestmist 47% 20% 61% Schweinegülle n = 551 Abbildung 4-9: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz von Wirtschaftsdünger in Biogasanlagen (DBFZBetreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) Einsatz von Bioabfällen in Biogasanlagen Neben den rein landwirtschaftlichen Biogasanlagen, in denen Gülle und nachwachsende Rohstoffe eingesetzt werden, gibt es in Deutschland auch Vergärungsanlagen, in denen überwiegend Bioabfälle, Grünabfälle oder gewerbliche organische Abfälle oder industrielle Abfälle eingesetzt werden. Gegenwärtig spielt der Einsatz von Bio- und Grünabfällen aus getrennter Sammlung, gewerblichen organischen Abfällen (Lebensmittel; Speisereste aus Kantinen, Großküchen und Gastronomie) sowie Abfällen aus der Nahrungsmittelindustrie bei der Biogaserzeugung in Deutschland nur eine untergeordnete Rolle. Die Zahl der Abfallvergärungsanlagen steigt jedoch kontinuierlich. Infolge der EEG-Fassungen 2012 und 2014 rückt die Vergärung von Bioabfällen neben der Installation von landwirtschaftlichen Güllekleinanlagen stärker in den Fokus. Zum Stand 31.12.2014 sind in Deutschland knapp 140 Abfallvergärungsanlagen in Betrieb, die ausschließlich oder überwiegend organische Abfälle vergären. Das umfasst sowohl Anlagen, in denen Bio- und Grünabfälle aus getrennter Sammlung eingesetzt werden, als auch Anlagen, in denen gewerbliche organische Abfälle, Abfälle aus der Nahrungsmittelindustrie oder sonstige organische Abfälle eingesetzt werden. Dabei werden in 83 Anlagen Bio- und Grünabfälle aus der getrennten Sammlung (Biotonne) eingesetzt – mit sehr unterschiedlichen Anteilen am Gesamtinput der Anlage. Insgesamt handelt es sich nach Datenlage des DBFZ bei 68 Anlagen um Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen, in denen ausschließlich oder überwiegend Bioabfälle gemäß § 27a EEG 2012 bzw. § 45 EEG 2014 Einsatz finden. Bei 17 der in Betrieb befindlichen Abfallvergärungsanlagen wird das erzeugte Biogas für die Einspeisung ins Gasnetz zu Biomethan aufbereitet (vgl. Kapitel 5) (Auswertung der DBFZDatenbank, Stand 03/2015). In Abbildung 4-10 sind die Standorte der Vergärungsanlagen differenziert nach Betriebsstatus und Substratinput dargestellt. Die Schwerpunkte der Bioabfallvergärung liegen in Baden-Württemberg, Bayern, Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen. Deutlich wird, dass in Bundesländern, in denen die bislang erfassten Bio- und Grüngutmengen bezogen auf die Einwohnerdichte verhältnismäßig niedrig sind (Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg, Sachsen-Anhalt), die Vergärung von Bio- und Grünabfällen aus der getrennten Sammlung eine untergeordnete Rolle spielt (VHE, 2012). 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 26 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Abbildung 4-10: (Bio-)abfallvergärungsanlagen in Deutschland differenziert nach Betriebsstatus und Substratinput (Datenbank DBFZ, Stand 12/2014) Seit Inkrafttreten des EEG 2012 sind bis Ende 2014 insgesamt 24 Abfallvergärungsanlagen in Betrieb gegangen. In 21 dieser Anlagen wird ausschließlich oder überwiegend getrennt erfasster Bioabfall gemäß § 27a EEG 2012/ § 45 EEG 2014 eingesetzt. In den übrigen drei Anlagen werden organische Abfälle gewerblicher Herkunft, Abfälle aus der Nahrungsmittelindustrie oder sonstige Abfälle genutzt. 13 Neuanlagen sind dabei als sogenannte Vorschaltanlagen (vorgeschaltete Vergärung des Bio- und Grünabfalls vor der Kompostierung) an bestehenden Kompostierungsanlagen integriert worden. Die durchschnittliche installierte Leistung der seit 2012 neu in Betrieb gegangenen Anlagen liegt bei rund 840 kWel. Im Jahr 2014 sind fünf Neuanlagen auf Basis von Bioabfällen in Betrieb gegangen. In allen Neuanlagen werden Bio- und Grünabfälle aus getrennter Sammlung eingesetzt (Auswertung der DBFZDatenbank, Stand 03/2015). In Abbildung 4-11 ist die Substratverteilung (massebezogen) der befragten Biogasanlagen mit Vergärung der Bioabfälle dargestellt. Überwiegend werden in diesen Anlagen kommunale Bioabfälle eingesetzt. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 27 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen 9% Biotonne 1% 4% Garten- und Parkabfälle Marktabfälle 42% 16% gewerbliche Speiseabfälle Fette/Flotate Abfälle Nahrungsmittelindustrie Exkremente 24% 1% Abbildung 4-11: 3% Sonstiges n = 23 Massebezogener Substrateinsatz der befragten Biogasanlagen zur Vergärung von Bioabfällen (DBFZBetreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) Abbildung 4-12 zeigt die Verteilung der Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen nach Art der Substratkategorie (Bioabfall, Speiseabfall) und der eingesetzten Fermentationsverfahren auf der Basis der Betreiberrückmeldungen. In erster Linie werden Biogasanlagen betrieben, die entweder Bioabfälle oder Speiseabfälle einsetzen. Die Vergärung von Speiseabfällen erfolgt ausschließlich mit Nassfermentationsverfahren, während bei der Vergärung von Bioabfällen (kommunale, getrennt erfasste Bioabfälle) überwiegend Trockenfermentationsverfahren in kontinuierlicher und diskontinuierlicher (Batch) Betriebsweise zum Einsatz kommen. 12 Anzahl der Nennungen 10 2 kontinuierliche Trockenfermentation 5 diskontinuierliche Trockenfermentation (Batch) 8 6 4 7 2 3 0 Bioabfall 1 1 3 1 Bioabfall, Grüngut Bioabfall, Sonstiges Substratkategorie Abbildung 4-12: Speiseabfall Nassfermentation Speiseabfall, Exkremente n = 23 Substratkategorie und Art des Vergärungsverfahrens in den Biogasanlagen zur Vergärung von Bioabfällen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 28 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen 4.2.4.2 Substratkosten und -preise Die im Rahmen der Betreiberbefragung für das Bezugsjahr 2014 ermittelten Substratkosten und preise sind nachfolgend für die ausgewählten Einsatzstoffe dargestellt. Die Substratkosten wurden dabei nach Eigenproduktion und Substratzukauf differenziert dargestellt. Laut Rückmeldungen der Betreiber betragen die mittleren Substratkosten für die Maissilage aus dem Eigenanbau 35,9 EUR/tFM (vgl. Tabelle 4-6). Somit verfügt die Maissilage aus der Eigenproduktion mit 0,34 EUR/m3CH4 über die niedrigsten spezifischen Substratkosten, gefolgt von Grünlandsilage mit 0,35 EUR/m3CH4 und GetreideGPS mit 0,36 EUR/m3CH4. Im Vergleich zum Vorjahr sind die mittleren Kosten für das Getreidekorn mit 143,9 EUR/tFM um 22 EUR gesunken. Neben den alljährlichen Schwankungen auf den volatilen Agrarmärkten liegen mögliche Ursachen darin, dass die Getreideernte im Jahr 2014 mindere und für den Futtermittel- und Nahrungssektor ungeeignete Qualitäten besaß und folglich mehr Getreide der energetischen Verwertung zugeführt werden musste. Die Standardabweichung s liegt bei 23,8. Die hohe Streuung der Werte zeigt, dass die Betreiber die Getreideproduktion im Eigenanbau unterschiedlich bewerten. Tabelle 4-6: Mittlere und spezifische Kosten der Substrate aus der Eigenproduktion für Biogasanlagen (Vor-OrtVerstromung), (Angaben bereinigt) (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) Substratart Mittlere Kosten x [EUR/tFM] Methanertrag [m3/tFM] Spezifische Substratkosten [EUR/m3CH4] Anzahl der Kostenangaben [n] Standardabweichung s Maissilage 35,9 106 0,34 257 6,5 Getreide 143,9 320 0,45 63 23,8 Getreide-GPS 36,8 103 0,36 133 7,8 Grassilage (Ackergras) 34,8 86 0,40 64 6,7 Grassilage (Grünland) 34,7 100 0,35 119 7,4 Zwischenfrüchte 33,0 72 0,46 37 6,4 Zuckerrübe 31,0 75 0,41 24 5,7 Die im Vergleich zur Eigenproduktion geringer ausfallenden mittleren Substratpreise für Grassilage (Ackergras und Grünland) und Zwischenfrüchte aus dem externen Zukauf resultieren aus der Zusammensetzung der Stichprobe und Anzahl der Betreiberrückmeldungen (vgl. Tabelle 4-7). Die geringsten spezifischen Substratpreise weisen im Fremdzukauf Grünland mit 0,33 EUR/m3CH4, Maissilage mit 0,35 EUR/m3CH4 und Getreide-GPS mit 0,36 EUR/m3CH4 auf. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 29 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Tabelle 4-7: Mittlere und spezifische Preise der Substrate aus dem externen Zukauf für Biogasanlagen (Vor-OrtVerstromung), (Angaben bereinigt) (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) Substratart Mittlerer Preis x [EUR/tFM] Methanertrag [m3/tFM] Spezifischer Substratpreis [EUR/m3CH4] Anzahl der Preisangaben [n] Standardabweichung s Maissilage 36,7 106 0,35 234 6,7 Getreide 148,1 320 0,46 59 23,3 Getreide-GPS 37,0 103 0,36 68 6,5 Grassilage (Ackergras) 33,2 86 0,39 25 5,7 Grassilage (Grünland) 33,1 100 0,33 54 6,5 Zwischenfrüchte 31,3 72 0,44 12 6,4 Zuckerrübe 32,3 75 0,43 24 6,0 Die Substratpreise für Bioabfall weisen eine große Bandbreite auf (vgl. Tabelle 4-8). Dabei ist zu berücksichtigen, dass lediglich 5 Betreiber Angaben zu den Kosten bzw. Einnahmen gemacht haben, so dass die Angaben der mittleren Preise nur begrenzte Aussagekraft haben. In der Regel erhalten Anlagenbetreiber für die Verwertung der Bioabfälle Verwertungserlöse, daher werden die Kosten in der Tabelle mit negativem Vorzeichen versehen. Tabelle 4-8: Preise der in Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen eingesetzten Substrate (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) Substratart Mittlerer Preis x [EUR/tFM] Preis min [EUR/tFM] Preis max [EUR/tFM] Anzahl der Preisangaben [n] Bioabfall -72 -60 -85 2 Marktabfälle -37 -20 -50 3 Gewerbliche Speiseabfälle -6 9 -30 3 Fette/Flotate -17 18 -80 5 Abfälle Nahrungsmittelindustrie -3 13 -30 4 -20 -20 -20 1 5 20 -10 2 Exkremente Sonstiges 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 30 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen 4.2.5 Technische Parameter Verfahren Die am häufigsten eingesetzte Technologie bei der Prozessführung von Biogasanlagen ist die Nassfermentation, während die Trockenfermentation bzw. Feststoffvergärung1 in der Regel wenig Anwendung findet und zwischen 7 und 12 % liegt ((FNR E.V., 2009), (FNR E.V., 2010)). Die Ergebnisse der Betreiberbefragung spiegeln dies wider: Bei 89 % des Gesamtbestandes an Biogasanlagen wird das Verfahren der Nassfermentation angewandt. Die Verteilung der angewandten Verfahren zur Biogaserzeugung gleicht den Umfrageergebnissen der Vorjahre. Insgesamt werden 11 % der Anlagen mit dem Verfahren der Trockenfermentation betrieben, davon 1 % in diskontinuierlicher Betriebsweise (Batchbetrieb). Im Vergleich zu den Biogasanlagen mit landwirtschaftlichen Substraten (Gülle, Energiepflanzen) weisen Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen einen deutlich höheren Anteil der Trockenfermentationsverfahren auf. Während mit Blick auf den Gesamtanlagenbestand im Bereich der Bioabfallvergärung Nass- und Trockenfermentationsverfahren zu gleichen Teilen eingesetzt werden, überwiegt der Anteil der Trockenfermentationsverfahren (kontinuierlich und diskontinuierlich) bei Neuanlagen im Bioabfallbereich deutlich. Hinsichtlich der Trockenfermentationsverfahren (Bioabfallvergärung) werden gleichermaßen Pfropfenstromverfahren mit kontinuierlicher Betriebsweise und Boxen- bzw. Garagenverfahren eingesetzt, die als Batchverfahren diskontinuierlich betrieben werden. Bei rund einem Drittel der befragten Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen wurde eine bestehende Kompostierungsanlage durch eine Vergärungsstufe ergänzt (vgl. Abbildung 4-13). 14 Anzahl der Nennungen, [n] 12 10 umgerüstete Kompostierungsanlage 8 6 Neuanlage 4 2 0 Nassvergärung Abbildung 4-13: kontinuierliche Trockenfermentation diskontiuierliche Trockenfermentation (Batch) n = 23 Art des Vergärungsverfahrens und Art der Anlage (Neubau bzw. Umrüstung bestehender Kompostierungsanlage) in den befragten Biogasanlagen zur Vergärung von Bioabfällen (DBFZBetreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) Nach der für den Erhalt des Technologie-Bonus nach EEG 2004 gültigen Definition; diskontinuierlich betrieben: Boxen- und Garagenfermenter im Batchverfahren, kontinuierlich betrieben: Pfropfenstromverfahren. 1 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 31 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Die Prozessführung und die Anlagengröße sind entscheidend für die Anzahl der Fermenter an einem Anlagenstandort. Ausgehend von den Ergebnissen der Betreiberbefragung variiert die Fermenteranzahl zwischen 1 und 8. Sowohl Nass- als auch Trockenfermentationsanlagen verfügen im Mittel über 2 Fermenter an einem Anlagenstandort. Ein deutlicher Unterschied lässt sich für klassische Feststoffvergärungsanlagen (diskontinuierliche Betriebsweise, Batchbetrieb) festmachen, welche durchschnittlich mit 4 bzw. 5 Fermentern/Boxen ausgestattet sind. Gasverwertung Die Biogasnutzung erfolgt meistens in Form einer parallelen Erzeugung von Strom und Wärme in Blockheizkraftwerken (BHKW). Diese sind mit einem Verbrennungsmotor ausgestattet. Zu den meist verbreiteten Motorenarten gehören Gas-Otto-Motoren sowie Zündstrahlmotoren. Die beiden Motorenarten erreichen elektrische Wirkungsgrade von über 40 %. In der Praxis kommen beide Motorenarten in unterschiedlichen Leistungsklassen zum Einsatz. Während Gas-Otto-Motoren überwiegend im mittleren und höheren Leistungsbereich (> 250 kWel) eingesetzt werden, finden Zündstrahlmotoren überwiegend im kleinen und mittleren Leistungsbereich bis 340 kWel Anwendung. Im Rahmen der DBFZ-Betreiberbefragung werden die einzelnen Biogasbetriebsstätten erfasst, die Anzahl der an einem Anlagenstandort befindlichen BHKWs zur Biogasverwertung kann jedoch in der Praxis variieren. Ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber sind an 746 Biogasanlagenstandorten 1.431 BHKW installiert. 85 % der befragten Biogasanlagen verfügen über 1 bzw. 2 BHKW am Anlagenstandort, rund 4 % der Befragten gaben dabei an, über 4 oder mehr BHKW an einer Betriebsstätte zu betreiben. Werden die unterschiedlichen Motorenarten zur Verstromung des Biogases betrachtet, so zeigt sich, dass zu 77 % Gas-Otto-Motoren eingesetzt werden, während die Zündstrahlmotoren in 23 % der Anlagen Anwendung finden. In den letzten Jahren haben sich Anlagenkonzepte, bei denen das Biogas an den Ort der Nachfrage transportiert wird, etabliert. Zwecks Versorgung der Wärmesenken erfolgt eine räumliche Trennung des Satelliten-BHKW vom Produktionsstandort. Die Belieferung der Satelliten-BHKW mit Rohbiogas wird durch Mikrogasleitungen gewährleistet. Im Zuge der Betreiberbefragung gaben 17 % der Befragten an, ein oder mehrere Satelliten-BHKW zu betreiben und somit eine effizientere Energienutzung zu erreichen. Dabei beliefern rund 2/3 der Betriebsstätten ein Satelliten-BHKW mit Rohbiogas. Repowering Die Verbesserung der Anlagenperformance zählt nach wie vor zu den wichtigsten Effizienzsteigerungsmaßnahmen. In der nachfolgenden Abbildung 4-14 sind die im Jahr 2014 durchgeführten RepoweringMaßnahmen den Ergebnissen aus den Vorjahren gegenübergestellt. Entsprechend den Vorjahren wurde im vergangenen Jahr in erster Linie die Wärmenutzung optimiert sowie gleichermaßen die BHKWLeistung bei 55 % der Anlagen erhöht. Anlagenerweiterungen infolge der Erhöhung der BHKW-Leistung korrespondieren dabei oft mit der erfolgten Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie im Jahr 2014 (vgl. Kapitel 4.2.8 und Kapitel 4.3.3). Im Jahr 2015 planen 163 Anlagenbetreiber weitere Optimierungsmaßnahmen, davon werden rund 43 % die Wärmenutzungskonzepte optimieren und 35 % die BHKW-Leistung zur Gewährleistung der flexiblen Stromerzeugung erhöhen. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 32 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Ausbau der Wärmenutzung Erhöhung BHKW-Leistung Ersatz/ Austausch von Alt-BHKW gasdichte Abdeckung Gärrestlager Erhöhung Fermentationsvolumen 2014 (n = 485) Substratänderung * 2013 (n = 457) 2012 (n = 581) Rohgasleitung/Satelliten-BHKW 2011 (n = 498) Substrataufbereitung/-aufschlussverfahren * Nachrüstung Wärmespeicher * Installation Biogasaufbereitung 0% 20% 40% 60% relative Häufigkeit, [%] Abbildung 4-14: 80% * Werte erstmalig für 2012 erhoben Umsetzung der Maßnahmen zur Anlagenerweiterung in den Betriebsjahren 2011 - 2014, relative Häufigkeit (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragungen 2011/2012, 2013, 2014, 2015) Betriebsstunden Hinsichtlich der Erfassung und Auswertung von Daten zur Auslastung der Biogasanlagen wurden die Betreiber nach den Betriebsstunden der installierten BHKW befragt. In der Tabelle 4-9 sind die mittleren Betriebsstunden differenziert nach Art des Anlagenbetriebes (grundlast- bzw. flexibel betrieben) und installierten elektrischen Anlagenleistung dargestellt. Demnach betragen die mittleren Betriebsstunden im Grundlastbetrieb 7.886 h/a, während die Betriebsstunden der flexibel fahrenden Biogasanlagen im Durchschnitt bei 6.533 h/a liegen. Zu berücksichtigen ist hierbei, dass insbesondere Angaben zur Auslastung der flexibel betriebenen Anlagen auf einer vergleichsweise geringen Stichprobe basieren und somit eine eingeschränkte Aussagekraft haben. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 33 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Tabelle 4-9: Mittlere Betriebsstunden im Jahr 2014 in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung und der Fahrweise der Biogasanlagen (Grundlast- vs. flexibler Betrieb), (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) Leistungsklasse, [kWel] Grundlastbetrieb Flexibler Betrieb Mittlere Betriebsstunden x , [h/a] Standardabweichung s, [h/a] Anzahl der Rückmeldungen, [n] Mittlere Betriebsstunden x , [h/a] Standardabweichung s, [h/a] Anzahl der Rückmeldungen, [n] ≤ 70 6.600 2.275 26 .- .- .- 71 - 150 7.871 1.260 59 4.000 .- 1 151 - 500 8.033 1.272 284 7.007 1.996 31 501 – 1.000 7.921 1.235 159 6.724 1.634 62 > 1.000 7.553 1.775 39 5.804 1.930 33 Gesamt 7.886 1.390 567 6.533 1.858 127 Die Anlagenverfügbarkeit und Auslastung der Biogasanlagen können von Ausfallzeiten und Leistungsminderung entlang der Prozesskette beeinträchtigt werden. Im Rahmen der Betreiberbefragung wurden die geplanten (bspw. Wartungen) und ungeplanten Ausfallzeiten (verursacht durch technische Störungen) BHKW-spezifisch ermittelt. In der Tabelle 4-10 sind die Ausfallzeiten in Abhängigkeit von der Anzahl der an der Biogasanlage installierten BHKW und der jeweiligen Anlagenleistung dargestellt. Es wird deutlich, dass die geplanten Unterbrechungen des BHKW-Betriebes im Zuge der Wartungen mit zunehmender Anzahl der installierten BHKW steigen. Die BHKW der Biogasanlagen mit einer Gesamtleistung größer 500 kWel wurden laut Betreiberrückmeldungen im Jahr 2014 besonders oft gewartet. Tabelle 4-10: Mittlere geplante und ungeplante Ausfallzeiten [h/a] in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung und Anzahl der an der Biogasanlage installierten BHKW (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) Leistungsklasse, [kWel] Mittlere ungeplante Ausfallzeiten x , [h/a] 1 BHKW 2 3 4 BHKW BHKW BHKW Anzahl Rückmeldungen, [n] Mittlere geplante Ausfallzeiten x , [h/a] 1 2 3 4 BHKW BHKW BHKW BHKW Anzahl Rückmeldungen, [n] ≤ 70 181 13 .- .- 16 75 10 .- .- 15 71 - 150 144 70 4 .- 40 84 66 31 .- 46 151 - 500 95 163 37 .- 170 80 132 65 .- 189 501 – 1.000 149 195 88 100 69 182 105 380 100 69 > 1.000 40 300 67 .- 14 124 216 92 .- 15 Gesamt 119 177 69 100 309 95 127 238 100 334 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 34 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Gasspeicher und Fackel Wird die Flexibilität der Anlage durch zusätzliche BHKW-Kapazitäten erhöht, so ist es erforderlich, das erzeugte Gas zu speichern, um es bei Bedarf verstromen zu können. Der Bedarf an Gasspeicherkapazitäten steigt demnach mit dem Grad der Flexibilisierung bei konstanter Gasleistung. Die Steuerung des biologischen Prozesses in der Biogasanlage kann jedoch dazu beitragen, den notwendigen Mehrbedarf an Gasspeicherkapazitäten zu reduzieren. Ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber betragen die mittleren Vorhaltezeiten der Gasspeicher rund 4,2 Stunden pro Tag (vgl. Abbildung 4-15). Gasspeicherkapazität, [h/d] 12,0 10,0 mittlere Gasspeicherkapazität, bereinigt 8,0 6,0 mittlere Gasspeicherkapazität, Betreiberangaben 4,0 Mittelwert, Betreiberangaben 2,0 Mittelwert, bereinigt 0,0 ≤ 70 71 - 150 151 - 500 501 - 1 000 > 1 000 Leistungsklasse, [kW el] Abbildung 4-15: Gasspeicherkapazitäten [h/d] bei Gasspeichernutzungsgrad zwischen 44 und 60 % in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung (DBFZ-Betreiberbefragung 2015 und eigene Berechnungen) Ausgehend von den Betreiberrückmeldungen schwankt der Gasspeicherfüllstand im Normalbetrieb zwischen 21 und 81 %. Den höchsten Gasspeichernutzungsgrad von 60 % weisen dabei die Anlagen im kleineren Leistungsbereich zwischen 71 und 150 kWel auf. Da das Auslösen von Gasfackeln auch vom Füllstand des Gasspeichers abhängt, wird das Auslösen der Gasfackel (Einsatzhäufigkeit und Laufzeit pro Jahr) näher betrachtet. Gasfackeln sind Notfalleinrichtungen, mit denen Biogas entsorgt werden kann, sofern das produzierte Biogas in der Anlage (i. d. R. BHKW) nicht verwertet werden kann wie z. B. bei Wartungsarbeiten, gefüllten Gasspeichern, sehr schlechter Gasqualität und im Anfahrbetrieb. Gasfackeln dienen somit der Anlagensicherheit und der Minderung von Emissionen. Im EEG 2012 ist eine zusätzliche Gasverwertungseinrichtung vorgeschrieben, welche ab 2014 für alle Anlagen, auch Bestandsanlagen, verbindlich ist. In der Abbildung 4-16 sind die Arten der Gasfackeln differenziert nach Leistungsklassen und in Abhängigkeit von der Anzahl der Fackelschaltstufen dargestellt. Deutlich wird, dass die Mehrheit der Anlagen (rund 80 %) Fackeln ausschließlich in Volllast nutzen. Lediglich bei 20 % der Biogasanlagen ist auch ein Fackelteillastbetrieb möglich. Während im kleineren Leistungsbereich bis 150 kWel die Gasfackel vornehmlich manuell ausgelöst wird, nimmt die Einsatzhäufigkeit der automatisch 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 35 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen startenden Fackeln mit zunehmender Anlagengröße zu. Insgesamt verfügen jedoch mehr Biogasanlagen über manuell auszulösende Gasfackeln (rund 56 % bezogen auf die Rückmeldungen), die restlichen 44 % sind mit einer automatisch startenden Fackel ausgestattet. (B) Schaltstufen Fackel: > 2 > 1 000 28 16 501 - 1 000 93 61 151 - 500 93 71 - 150 145 8 25 ≤ 70 50% Anzahl der Nennungen 23 501 - 1 000 4 29 151 - 500 14 19 automatisch startend 30 manuelle Zündung 71 - 150 4 ≤ 70 2 17 0% Abbildung 4-16: > 1 000 Leistungsklasse, [kWel] Leistungsklasse, [kWel] (A) Schaltstufen Fackel: 2 0% 100% n= 486 50% Anzahl der Nennungen 100% n= 54 Art des Auslösens der Gasfackel (automatisch startend bzw. manuelle Zündung) in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung, dargestellt nach der Anzahl der Fackelschaltstufen, (A) 2 (Aus und Volllast), (B) > 2 (zusätzlicher Teillastbetrieb möglich) (DBFZ-Befragung 2015, Betriebsjahr 2014) Der Füllstand der Gasspeicher im Normalbetrieb ist in unterschiedlichen Leistungsklassen nahezu gleich; trotzdem springen die Gasfackeln unterschiedlich häufig an (insbesondere im Leistungsbereich 501-1.000 kW) und laufen dabei unterschiedlich lange. Entsprechend der Rückmeldungen der Betreiber zeigt sich, dass die Gasfackel am häufigsten (rund 14 Mal pro Jahr) in größeren Anlagen zwischen 500 und 1.000 kWel anspringt und am längsten (Median Q2=6 Stunden pro Jahr) in den Anlagen größer 500 kWel läuft (vgl. Abbildung 4-17). mittlerer Füllstand des Gasspeichers im Normalbetrieb, obere und untere Grenze [%] Füllstand Gasspeicher, [%] 100 Laufzeit der Fackel, Median [h/Jahr] 14 12 80 10 60 8 40 6 4 20 2 0 0 ≤ 70 71 - 150 151 - 500 501 - 1 000 Leistungsklasse, [kW el] Abbildung 4-17: Einsatzhäufigkeit, Anzahl [n] und Laufzeiten der Fackel [h/Jahr] Einsatzhäufigkeit Fackel [Anzahl] > 1 000 n= 631 Mittlerer Füllstand des Gasspeichers im Normalbetrieb [%], Einsatzhäufigkeit [n] und Laufzeiten der Fackel [h/Jahr] differenziert nach der installierten elektrischen Anlagenleistung (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 36 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Über- und Unterdrucksicherungen (ÜUDS) sind prinzipiell als Sicherheitseinrichtungen konzipiert, die gefährliche Über- und Unterdrucksituationen aufgrund von schweren Betriebsstörungen vermeiden sollen. Analog zu den Ergebnissen der Vorjahre konnte kein signifikanter Zusammenhang zwischen dem Auslösen der ÜUDS und der Leistungsgröße der Biogasanlagen festgestellt werden. Leistungsklasse, [kW el] > 1 000 > 1x pro Woche 501 - 1 000 1x pro Woche 151 - 500 1x pro Monat 1x im Quartal 71 - 150 1x im Jahr ≤ 70 0% 20% 40% 60% relative Häufigkeit, [%] Abbildung 4-18: 4.2.6 80% 100% n= 646 Häufigkeit des Auslösens der Über- und Unterdrucksicherungen differenziert nach der installierten elektrischen Anlagenleistung (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) Vergütungsstruktur Mit der Novelle des EEG im Jahr 2014 wurde die im EEG 2012 initiierte Förderung von Güllekleinanlagen (≤ 75 kWel) und Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen2 beibehalten, während die einsatzstoffbezogenen Vergütungsklassen gestrichen worden sind. Ausgehend von den Betreiberrückmeldungen sind die Vergütungsstrukturen der Biogasanlagen nach EEG 2000 bis 2009, 2012 und 2014 mit Ausweisung der Vergütungskombinationen von den als besonders förderwürdig eingestuften Güllekleinanlagen und Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen in der Tabelle 4-11 dargestellt. Demnach waren an der Befragung zu 90 % Biogasanlagen beteiligt, welche nach EEG 2000 bis 2009 vergütet werden. Die Altanlagenerweiterungen der Bestandsanlagen nach Inkrafttreten des EEG 2012 bzw. EEG 2014 (nach EEG 2004 bzw. 2009 genehmigte und im Rahmen des EEG 2012 bzw. 2014 erweiterte Bestandsanlagen) machen rund 1 % der Rückmeldungen aus und kommen somit selten vor. 7 % der befragten Anlagen erhalten eine EEG-Vergütung nach EEG 2012, davon entfallen rund 2 % auf Güllekleinanlagen. Die Betreiberbefragung enthielt lediglich eine Rückmeldung einer im Rahmen des EEG 2014 in Betrieb genommenen Güllekleinanlage. Mit einem Anteil von mind. 90 % Masseprozent von getrennt erfassten Bioabfällen im Sinne der Abfallschlüssel Nummer 20 02 01, 20 03 01 und 20 03 02 der Nummer 1 des Anhangs 1 der Bioabfallverordnung. 2 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 37 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Tabelle 4-11: Inanspruchnahme der Vergütung nach EEG 2000 – 2009, 2012 und 2014 (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) Biogasanlagen [Anzahl] Anteil relativ, [%] EEG 2000 – 2009 746 90 EEG 2012, davon 58 7 Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen nach § 27a EEG 2012 2 0,2 Güllekleinanlagen nach § 27b EEG 2012 19 2,3 EEG 2014 (Güllekleinanlagen nach § 46) 1 0,1 keine Angabe 23 2,8 4.2.7 Direktvermarktung In der Abbildung 4-19 ist die prozentuale Verteilung der Biogasanlagen in Abhängigkeit der Vergütungsstruktur im Bezugsjahr 2014 dargestellt. Demnach bezogen 40 % der Biogasanlagen für das gesamte Jahr die EEG-Festvergütung, während 60 % der Anlagen den erzeugten Strom zu unterschiedlichen Anteilen direkt vermarktet haben. Davon befanden sich rund 21 % der Biogasanlagen ganzjährig in der Direktvermarktung, etwa 30 % der Anlagen haben zwischen der EEG-Festvergütung und der Direktvermarktung an der Börse im Jahresverlauf gewechselt. Rund 10 % der Betreiber haben den erzeugten Strom ebenfalls direkt vermarktet, ohne jedoch explizite Angaben zum eventuellen Wechsel zwischen den unterschiedlichen Vergütungsformen gemacht zu haben. Während lediglich 71 Befragte anteilige Leistung für die Direktvermarktung beim Verteilnetzbetreiber angemeldet haben, hat die Mehrheit der befragten Betreiber die gesamte installierte elektrische Leistung für die Direktvermarktung im Jahr 2014 angemeldet. EEG-Festvergütung Direktvermarktung Wechsel zw. EEGFestvergütung und Direktvermarktung ganzjährig in der Direktvermarktung EEGFestvergütung Direktvermarktung (ohne Angabe zum Wechsel zw. Vergütungsformen) 0% 20% 40% 60% Häufigkeitsverteilung, relativ [%] Abbildung 4-19: 80% n = 806 Biogasanlagen in der EEG-Festvergütung bzw. Direktvermarktung im Jahr 2014, relative Verteilung [%] (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 38 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Bei dem Großteil (60 %) der befragten Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen erfolgt keine Direktvermarktung des erzeugten Stroms, diese Anlagen erhalten die EEG-Festvergütung. Bei der Hälfte der Anlagen, die das Modell der Marktprämie nutzen, wird zusätzlich die Flexibilitätsprämie gewährt. 4.2.8 Flexibilitätsprämie Gemäß § 54 EEG 2014 kann für die bestehenden Biogasanlagen, welche vor dem 01.08.2014 in Betrieb gegangen sind, vom Übertragungsnetzbetreiber eine Flexibilitätsprämie für die Bereitstellung zusätzlich installierter Leistung für eine bedarfsorientierte Stromerzeugung gewährt werden. Neuanlagen haben hingegen einen Anspruch auf einen Flexibilitätszuschlag entsprechend § 53 des EEG 2014. Das Jahr 2014 zeichnete sich durch einen enormen Anstieg der Flexibilisierung bestehender Biogasanlagen aus. Während im Kapitel 4.3.3 die Gesamtentwicklung abgebildet ist, werden nachfolgend Ergebnisse der Betreiberbefragung dargestellt. Ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber sind im Rahmen der Direktvermarktung bei der Bereitstellung zusätzlich installierter Leistung verschiedene Fahrweisen und somit unterschiedliche Vergütungskombinationen möglich, welche in der Abbildung 4-20 dargestellt sind. Dabei konnten insgesamt 485 Rückmeldungen der Betreiber berücksichtigt werden. Marktprämie 8% 38% Marktprämie + Flexibilitätsprämie 19% Marktprämie + Regelenergie Marktprämie + Flexibilitätsprämie + Regelenergie 21% 14% Regelenergie n = 485 Abbildung 4-20: Direktvermarktungsformen der Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) Im Rahmen der Betreiberbefragung wurde zudem erhoben, ob die Betreiber eine Flexibilisierung ihrer Biogasanlagen und eine entsprechende Anmeldung zur Flexibilitätsprämie beim Verteilnetzbetreiber in der Zukunft anstreben. Hierzu gab es insgesamt 156 Rückmeldungen. 89 % der Betreiber beabsichtigen eine Anmeldung für die Flexibilitätsprämie im laufenden Kalenderjahr 2015. 10 % der Befragten werden die Anmeldung im Jahr 2016 durchführen. Zum weiteren Planungshorizont hat 1 Betreiber Angaben gemacht und die Anmeldung beim Verteilnetzbetreiber für das Jahr 2018 avisiert. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 39 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen 4.3 Auswertung Stamm- und Bewegungsdaten der BNetzA – Biogas-VorOrt-Verstromung Für die nachfolgenden Betrachtungen wurden die Stamm- und Bewegungsdaten der Bioenergieanlagen, die jährlich von den Übertragungsnetzbetreibern an die Bundesnetzagentur übermittelt werden, ausgewertet. Die Daten enthalten anlagenscharfe Angaben zu den Strommengen, Jahr der Inbetriebnahme und Vergütungsstruktur bzw. zu der Kombination von EEG-Boni. Über die Vergütungsstruktur werden außerdem die vergüteten KWK-Strommengen ausgewiesen. Die Zuweisung der Stamm- und Bewegungsdaten erfolgte wie im Kapitel 3.2 beschrieben. 4.3.1 Strom und Wärmebereitstellung Da seit 2012 viele Bioenergieanlagen in der Direktvermarktung sind, verändern sich die Vergütungsschlüssel. Aktuell weisen die Vergütungsschlüssel von Anlagen in der Direktvermarktung nur den jeweiligen Monat mit der entsprechenden Strommenge aus. Dadurch werden auch die KWK-Anteile nicht mehr ausgewiesen, weil eine detaillierte Ausweisung verschiedener Boni nicht mehr erfolgt. Statistisch gesehen, sinken daher die nach BNetzA ausweisbaren KWK-Mengen ab 2012 für Biogas, Biomethan und feste Biomasse. Für Anlagen in der Direktvermarktung besteht zwar keine Verpflichtung zur Kraft-Wärme-Kopplung, jedoch wird davon ausgegangen, dass eine Wärmesenke, die gleichzeitig eine Einnahmequelle für die Anlagenbetreiber darstellt, auch in der Direktvermarktung weiterhin bedient wird. Daher wurde der KWK-Anteil für die genannten Biomassetypen mit dem Mittelwert der KWK-Anteile 2009-2011 im Verhältnis zur Strombereitstellung berechnet. Der Wert, der sich aus der Auswertung der BNetzA-Daten ergibt, wurde durch den Berechneten ersetzt. Die berechneten Werte sind in den Abbildungen entsprechend gekennzeichnet. Als Stromkennzahlen für Biogas wurden Durchschnittswerte der BHKWKenndaten der Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch (ASUE) verwendet (ASUE, 2011). Die Stromerzeugung aus Biogas Vor-Ort-Verstromung belief sich im Jahr 2009 auf ca. 13,22 TWh und stieg bis zum Jahr 2013 auf 26,28 TWh. Im Jahr 2014 produzierten die Anlagen ca. 27,58 TWh und im Laufe des Jahres 2015 werden voraussichtlich 28,08 TWh bereitgestellt. Die KWK-Strommenge betrug im Jahr 2009 ca. 5,09 TWh und stieg bis 2011 auf 7,44 TWh. Im Jahr 2015 werden voraussichtlich ca. 11,03 TWh Strom in KWK produziert. In der gekoppelten Wärmeerzeugung wurden im Jahr 2009 ca. 5,87 TWh Wärme bereitgestellt. Die Wärmemenge stieg bis 2011 auf 8,59 TWh und beträgt im Jahr 2015 voraussichtlich 12,72 TWh (Abbildung 4-21). 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 40 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Strom- und Wärmeerzeugung [TWh] 30 25 20 Biogas: Stromerzeugung 15 KWK Stromerzeugung KWK Wärmeerzeugung 10 5 0 2009 Abbildung 4-21: 4.3.2 2010 2011 2012* 2013* 2014* 2015* Strom- und Wärmebereitstellung durch Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen 2009-2015 (BNETZA, 2011a, 2012a, 2013a, 2014a, 2014b), *KWK-Strom und Wärme ab 2012 berechnet, 2014 und 2015 Prognose DBFZ Direktvermarktung Der Anteil des direkt vermarkteten Stroms aus Biogasanlagen nimmt seit 2012 kontinuierlich zu. Im Jahr 2012 wurden 14,43 % (3,56 TWh) der gesamt erzeugten Strommenge aus Biogas über Direktvermarkter vermarktet. Der Anteil stieg im Jahr 2013 auf 33,44 % (8,79 TWhel) (Abbildung 4-22). Biogas: 3,56 Direktvermarktung [TWh] 8,79 EEG-Festvergütung [TWh] 17,49 21,12 2012 Abbildung 4-22: 4.3.3 2013 Entwicklung der direktvermarkteten Strommenge aus Biogas-Vor-Ort-Verstromung für die Jahre 2012 und 2013, (BNETZA, 2014a, 2014b) Flexibilitätsprämie Mit der Novellierung des EEG 2012 wurde die Flexibilitätsprämie für Anlagen, die Strom aus Biogas erzeugen (einschließlich Biomethan), eingeführt (EEG 2012 §33i). Mit der Prämie wurde ein Anreiz für 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 41 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen 3.500 1.800 3.000 1.600 1.400 Anzahl 2.500 1.200 2.000 1.000 1.500 800 600 1.000 400 500 200 0 0 Anzahl kum. Abbildung 4-23: installierte Leistung [MW el] die Anlagenbetreiber geschaffen, zusätzliche installierte elektrische Leistung für eine bedarfsorientierte Stromerzeugung bereitzustellen. Die Möglichkeit zum Erhalt der Flexibilitätsprämie besteht für Bestandsanlagen mit dem EEG 2014 fort (siehe Kapitel 4.2.8). Für die Auswertung zur Flexibilitätsprämie wurden übermittelte Daten der BNetzA sowie das Anlagenregister der BNetzA ausgewertet. Aufgrund der Datenlage ist eine Unterscheidung zwischen Biogas-Vor-Ort-Verstromung und Biomethan-BHKW für den gesamten Anlagenbestand nicht möglich. Nachfolgend sind die Anlagen daher zusammengefasst dargestellt. Momentan nehmen über 2.600 Anlagen die Flexibilitätsprämie in Anspruch. Seit der Einführung der Flexibilitätsprämie haben sich 2.692 Anlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von 1.520 MW angemeldet. Die kumulierte Anlagenanzahl und installierte Leistung der Anlagen, die die Flexibilitätsprämie in Anspruch nehmen, ist in Abbildung 4-23 dargestellt. Kumulierte Anlagenanzahl und installierte Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie Leistung kum. [MWel] elektrische Anlagenleistung Stand 3/2015 nach Anmeldung zur In Abbildung 4-24 ist die Verteilung der Anlagen nach Größenklassen dargestellt. Die meisten Anlagen, die die Prämie in Anspruch nehmen, liegen mit einem Anteil von 40 % in der Größenklasse von 151 – 500 kWel, gefolgt von den Anlagen zwischen 501 – 1.000 kWel. Bezogen auf die installierte elektrische Leistung haben die Anlagen zwischen 501 – 1.000 kWel den größten Anteil, gefolgt von den Anlagen der Leistungsklasse > 1.000 kWel. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 42 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen 1% 10% 10% 0% ≤ 75 kW 2% ≤ 150 kW ≤ 500 kW 24% 29% ≤ 1.000 kW > 1.000 kW 38% 40% n = 2.692 Abbildung 4-24: 46% inst. Leistung: 1.520 MW Stand 3/2015 Anlagenanzahl (links) und Verteilung der installierten elektrischen Anlagenleistung (rechts) für die Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie unterteilt nach Größenklassen, (BNETZA, 2014c, 2015) 1.200 600 1.000 500 800 400 600 300 400 200 200 100 0 0 Anzahl Abbildung 4-25: installierte Leistung [MW el] Anzahl In Abbildung 4-25 ist die Entwicklung der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie im Zeitverlauf von Januar 2012 bis Juli 2015 dargestellt. Da das EEG 2014 am 01.08.2014 in Kraft trat und für viele Anlagenbetreiber unklar war, wie die Regelungen für Bestandsanlagen zur Flexibilisierung aussehen würden, haben im Juni/Juli letzten Jahres sehr viele Anlagenbetreiber ihre Anlagen zur Flexibilitätsprämie angemeldet. Leistung [MWel] Stand 3/2015 Anlagenanzahl und installierte elektrische Anlagenleistung nach Anmeldung zur Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie Der durchschnittliche Grad der Überbauung der Biogas-BHKW wurde anhand der gemeldeten installierten Leistung im Anlagenregister der BNetzA berechnet. Dafür standen die Werte von 109 Anlagen zur Verfügung. Der Grad der Überbauung liegt in der Größenklasse 151 – 500 kWel bei 0,71, d.h. 71 % der installierten elektrischen Leistung stehen für die Flexibilisierung zur Verfügung. Bei 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 43 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Anlagen mit mehr als 1.000 kWel beträgt der Grad der Leistungserhöhung im Durchschnitt 1,09, bzw. 101 % (siehe Abbildung 4-26). Bei dem Großteil der Anlagen, die zur Flexibilitätsprämie angemeldet sind, ist jedoch aufgrund der Datenlage die Höhe der Überbauung nicht bekannt. Grad Leistungserhöhung [-] 1,6 1,2 0,8 0,4 0 151 - 500 Abbildung 4-26: 4.3.4 501 - 1.000 Leistungsklasse [kWel] > 1.000 n = 109 Grad der Überbauung von Biogasanlagen zur Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie, (BNETZA, 2015) Entwicklung des Anlagenbestandes – Ausblick Nach dem EEG haben Anlagen einen Vergütungsanspruch von 20 Kalenderjahren zuzüglich des Inbetriebnahmejahres. Auf Basis der Stamm- und Bewegungsdaten für das Jahr 2013 wurde eine Auswertung zu den voraussichtlichen Außerbetriebnahmen von Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen durch das Auslaufen der EEG-Förderung erstellt. Die Auswertung erfolgte aufbauend auf der Zuordnung der Anlagen auf dem in den Vergütungsschlüsseln enthaltenen EEG-Inbetriebnahmejahr. Damit würde, ohne weiteren Zubau, die installierte Leistung von Biogas-BHKW bei ca. 4.500 MWel im Jahr 2014 liegen. Ab 2021 läuft die Förderdauer des EEG von 20 Jahren bei den ersten Anlagen aus und es folgt ein kontinuierlicher Rückbau der installierten Leistung. Im Jahr 2034 würden die letzten Biogas-BHKW vom Netz gehen (siehe Abbildung 4-27). 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 44 Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen Installierte elektrische Leistung in MW 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030 2033 Abbildung 4-27: Entwicklung der installierten elektrischen Anlagenleistung von Biogas-Vor-Ort-Verstromung bei Stilllegung der Anlagen nach Auslaufen des Förderzeitraumes, (BNETZA, 2014b) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 45 Biogasaufbereitungsanlagen 5 Biogasaufbereitungsanlagen 5.1 Anlagenherstellerbefragung Die aktuellen Daten zu Biogasaufbereitungsanlagen für die Jahre 2013 und 2014 wurden von Fraunhofer IWES Anfang 2015 bei den Herstellern abgefragt. Dabei wurden der Anlagenstandort, das verwendete Aufbereitungsverfahren, das Jahr der Inbetriebnahme und die Aufbereitungskapazität (Rohgas) erfasst und ausgewertet. Insgesamt sind von 18 verschiedenen Herstellern Anlagen für die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan in Betrieb. Für die Befragung wurden 19 Hersteller angefragt. Im Folgenden wird bei Biomethanprojekten, bei welchen im Rahmen von Anlagenerweiterungen eine zweite Aufbereitungsanlage ergänzt wurde, von zwei Biogasaufbereitungsanlagen ausgegangen und diese als separate Anlagen gewertet. Dies betrifft maßgeblich die Anlagen Darmstadt-Wixhausen (2008, Erweiterung 2011), Burgrieden-Laupheim (2008, Erweiterung 2012) und Sachsendorf (2012, Erweiterung 2013). Es wird darauf hingewiesen, dass im nachfolgenden Kapitel eine Differenzierung zwischen Biogasaufbereitungsanlagen und Biogaseinspeiseanlagen stattfindet. Bei Biogasaufbereitungsanlagen handelt es sich um Anlagen, die das Biogas zu Biomethan aufbereiten. Um Biogaseinspeiseanlagen handelt es sich, wenn für das erzeugte Biomethan am Standort eine Einspeisung in das Erdgasnetz erfolgt. 5.1.1 Verteilung der Befragungsergebnisse Für die Befragung wurden 19 Hersteller für die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan angefragt; von 18 Herstellern konnte eine Rückmeldung einbezogen werden. 5.1.2 Anlagenbestand und Zubau Nach Rückmeldung der Hersteller waren bis zum 31.12.2014 insgesamt 178 Anlagen zur Aufbereitung von Biogas in Betrieb. Bei den beiden Biogasaufbereitungsanlagen Jürgenshagen und Oberriexingen wurden unterschiedliche Auskünfte zum Inbetriebnahmezeitpunkt gegeben. Bei den folgenden Auswertungen wird davon ausgegangen, dass beide Anlagen bereits 2011 in Betrieb genommen wurden, wobei der tatsächliche Inbetriebnahmezeitpunkt noch nicht abschließend geklärt werden konnte (FRAUNHOFER IWES, DBFZ, FRAUNHOFER UMSICHT, 2013). Die folgende Abbildung 5-1 zeigt die kumulierte Entwicklung der Anzahl und Aufbereitungskapazität (Rohgas) von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland im Zeitraum von 2006 bis 2014 (inkl. Abschätzung für 2015) bezogen auf die Inbetriebnahme der Biogasaufbereitungsanlage. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 46 Biogasaufbereitungsanlagen Abbildung 5-1: Entwicklung der Anzahl und Aufbereitungskapazität (Rohgas) von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland im Zeitraum von 2006 bis 2014 inkl. Abschätzung für 2015 (kumuliert) (FRAUNHOFER IWES, 2015) In Abbildung 5-2 ist der jährliche Zubau der Anzahl an Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland im Zeitraum 2006 bis zum 31.12.2014 bezogen auf die Inbetriebnahme der Biogasaufbereitungsanlagen dargestellt. Die Grafik weist zudem die Anzahl der Anlagen aus, die sich nach Angaben der Hersteller für 2015 in Bau und Planung befinden. Die Abweichung der Anzahl für das Jahr 2013, bezogen auf den vergangenen Zwischenbericht, resultiert aus aktualisierten Angaben der Anlagenhersteller. Abbildung 5-2: Jährlicher Zubau an Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2014 mit einer Abschätzung für 2015 nach Herstellerangaben (Fraunhofer IWES, 2015) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 47 Biogasaufbereitungsanlagen Abbildung 5-3 zeigt den jährlichen Zubau der Biogasaufbereitungskapazität in Deutschland im Zeitraum 2006 bis zum 31.12.2014 bezogen auf die Inbetriebnahme der Biogasaufbereitungsanlage. Darüber hinaus wird die Aufbereitungskapazität der Anlagen einbezogen, die sich nach Angaben der Hersteller für 2015 in Bau und Planung befinden. Abbildung 5-3: 5.1.3 Jährlicher Zubau an Aufbereitungskapazität (Rohgas) bei Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2014 mit einer Abschätzung für 2015 nach Herstellerangaben (Fraunhofer IWES, 2015) Eingesetzte Verfahren und Anlagentechnik zur Biogasaufbereitung in Biomethananlagen Zum Ende des Jahres 2014 befanden sich in Deutschland sechs verschiedene Verfahren mit einer Gesamtaufbereitungskapazität von 200.520 m3i.N./h Rohgas zur Biogasaufbereitung von insgesamt 18 verschiedenen Herstellern in Betrieb. Die Summe der Anbieter der jeweiligen Technologie ergibt 19, da ein Hersteller mehrere Verfahren anbietet und diese auch schon auf dem deutschen Markt implementiert hat. Mehrfachnennungen sind daher möglich. (FRAUNHOFER IWES, 2015). 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 48 Biogasaufbereitungsanlagen Tabelle 5-1: Übersicht über die Anzahl und Aufbereitungskapazität der bis Ende 2014 in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungsanlagen nach Aufbereitungsverfahren (FRAUNHOFER IWES, 2015) Aufbereitungsverfahren Anzahl Hersteller Anlagenanzahl Aufbereitungskapazität Rohgas [m³i.N./h] Druckwechseladsorption 3 39 40.090 Druckwasserwäsche 3 51 73.700 Aminwäsche 5 54 59.080 Polyglykolwäsche 2 22 20.050 Membrantrennverfahren 5 11 6.600 Membran- und Kryogentrennverfahren 1 1 1.000 Gesamt 18 178 200.520 Die folgenden Abbildungen zeigen die kumulierte Entwicklung an Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland im Zeitraum von 2006 bis zum 31.12.2014 unterteilt nach Aufbereitungsverfahren und bezogen auf die Inbetriebnahme der Biogasaufbereitungsanlage. Abbildung 5-4 bezieht sich auf die Anlagenzahl, Abbildung 5-5 auf die Aufbereitungskapazität der in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland. Für 2015 wird seitens Fraunhofer IWES eine Abschätzung vorgenommen, wobei die Anlagen einbezogen werden, die sich nach Angaben der Hersteller für 2015 in Bau und Planung befinden. Abbildung 5-4: Entwicklung der Anzahl an Biogasaufbereitungsanlagen (kumuliert) in Deutschland von 2006 bis 2014 mit einer Abschätzung für 2015 unterteilt nach Aufbereitungsverfahren (Fraunhofer IWES, 2015) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 49 Biogasaufbereitungsanlagen Abbildung 5-5: Entwicklung der Aufbereitungskapazität (Rohgas) unterteilt nach Aufbereitungsverfahren bei Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2014 mit einer Abschätzung für 2015 (Fraunhofer IWES, 2015) In Abbildung 5-6 ist die Entwicklung der Biogaseinspeiseanlagen in Deutschland für den Zeitraum 2006 bis 2013 im Vergleich zu den Zahlen der Bundesnetzagentur (BNetzA) dargestellt. Aufgrund der unterschiedlichen Vorgehen zur Anlagenerfassung zeigt sich ab 2009 eine Differenz von drei Anlagen, ab 2011 eine Differenz von fünf Anlagen und ab 2012 eine Differenz von acht Anlagen zur Einspeisung von Biogas ins Erdgasnetz. Abbildung 5-6: Entwicklung der Anzahl von Biogaseinspeiseanlagen in Deutschland im Zeitraum von 2006 bis 2013 (kumuliert) nach Fraunhofer IWES gegenüber der Bundesnetzagentur (FRAUNHOFER IWES, DBFZ, FRAUNHOFER UMSICHT, 2013), (BNETZA, 2006), (BNETZA, 2007), (BNETZA, 2008), (BNETZA, 2009), (BNETZA, 2010), (BNETZA, 2011b), (BNETZA, 2012b), (BNETZA, 2013b), (BNETZA, 2014d)) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 50 Biogasaufbereitungsanlagen 5.2 Betreiberbefragung Die Befragung der Betreiber der Anlagen zur Aufbereitung von Biogas zu Biomethan wurde zeitgleich mit der Befragung der Biogasanlagenbetreiber durchgeführt (vgl. Kapitel 4.2) und bezieht sich ebenfalls auf das Betriebsjahr 2014. Die Rückmeldungen der Betreiber wurden dabei per Post, Fax und über einen elektronischen Fragebogen erfasst. Die Betreiber wurden zu folgenden Aspekten befragt: Betreiberstrukturen (Substratbereitstellung, Rohgasproduktion, Biogasaufbereitung, Netzbetrieb, Biomethanverwertung), eingesetzte Verfahren und Anlagentechnik zur Rohgasbereitstellung und zur Biogasaufbereitung zu Biomethan, Substrateinsatz (Art, Menge, Preise oder Kosten, durchschnittliche Transportentfernung), Flächenumfang für den Anbau landwirtschaftlicher Rohstoffe zur Biogasproduktion, Netzeinspeisung (u.a. Gasqualität, Netzdruck, Messtechnik), Vermarktungsoptionen und -mengen (Strom, Wärme, Kraftstoff, Verkauf an den Händler, Export oder sonstiges). Der Fragebogen für die Betreiberbefragung von Aufbereitungsanlagen ist im Anhang A 2 dargestellt. Insgesamt wurden 183 Biogasaufbereitungsanlagen angeschrieben, die sich im Jahr 2014 sowohl in Betrieb als auch in Bau befanden. Bei der nachfolgenden Auswertung können Rückmeldungen von 53 Anlagen berücksichtigt werden, so dass rund 30 % des Gesamtbestandes an Aufbereitungsanlagen (Ende 2014 mit 179 Biomethananlagen in Deutschland) abgedeckt werden können. 5.2.1 Verteilung der Befragungsergebnisse Ausgehend von den Aufbereitungskapazitäten mit einer Gegenüberstellung zum Gesamtanlagenbestand ist in der Tabelle 5-2 die Verteilung der Rückmeldungen von Betreibern der Aufbereitungsanlagen zu Biomethan enthalten. Tabelle 5-2: Rücklauf der Betreiberbefragung von Aufbereitungsanlagen in Abhängigkeit von der Aufbereitungskapazität und dem Anteil am Gesamtanlagenbestand (DBFZ-Betreiberbefragung 2015; DBFZ-Datenbank) Aufbereitungskapazität, [m3 i.N. Biomethan/h] Anzahl der Rückmeldungen [n] Anteil am Rücklauf [%] Verteilung Gesamtbestand [%] < 350 3 5,7 15 350 - 700 46 86,8 75 > 700 4 7,5 10 Gesamt 53 100 100 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 51 Biogasaufbereitungsanlagen 5.2.2 Anlagenbestand und Zubau Die regionale Verteilung der in Betrieb und Bau befindlichen Biogasaufbereitungs- und Einspeiseanlagen in Abhängigkeit von der Aufbereitungskapazität (bezogen auf Biomethan) ist in der Abbildung 5-7 dargestellt. Abbildung 5-7: Standorte der in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungs- und -einspeiseanlagen in Deutschland differenziert nach Aufbereitungskapazität (m³i.N Biomethan/h), (DBFZ-Datenbank, Stand 03/2015) Die Verteilung der Anlagen zur Aufbereitung von Biogas zu Biomethan auf Bundeslandebene ist der Tabelle 5-3 zu entnehmen. Dabei werden die Anlagenzahl, die gesamte und die durchschnittliche Einspeisekapazität der Anlagen, die sich Ende 2014 in Deutschland in Betrieb befanden, sowie der Anlagenzubau gegenüber dem Vorjahr 2013 ausgewiesen. Die Erweiterungsstufen der Anlagen Hollleben, Schwedt, Burgrieden, Feldberg, Darmstadt-Wixhausen, Zeven und Sachsendorf werden dabei als separate Anlagen erfasst. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 52 Biogasaufbereitungsanlagen Tabelle 5-3: Regionale Verteilung der in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungsanlagen nach Bundesländern (DBFZDatenbank 2015) Bundesland Biomethananlagen in Betrieb [n] Einspeisekapazität gesamt [m3i.N./h] Mittlere Einspeisekapazität [m3i.N./h] Zubau Anlagenzahl [n] Baden-Württemberg 15 6.185 412 1 Bayern 17 11.057 650 2 Berlin 1 400 400 0 Brandenburg 18 13.168 732 23 Hamburg 1 350 350 0 Hessen 13 6.690 515 2 MecklenburgVorpommern 15 13.315 888 14 Niedersachsen 33 13.175 399 4 Nordrhein-Westfalen 13 7.138 549 3 Rheinland-Pfalz 4 1.720 430 0 Saarland 1 1.000 1.000 0 Sachsen 8 4.580 573 2 Sachsen-Anhalt 27 19.765 732 6 Schleswig-Holstein 5 2.725 545 1 Thüringen 8 3.760 470 3 179 105.028 587 35 Gesamt 5.2.3 Biomasseeinsatz 5.2.3.1 Substrateinsatz Die nachfolgende Darstellung zum Substrateinsatz in Biogasanlagen mit Aufbereitung zu Biomethan (Abbildung 5-8) beruht auf den Ergebnissen der DBFZ-Betreiberbefragung für das Betriebsjahr 2014. Die prozentualen Angaben basieren dabei auf den erhobenen Mengen (Frischmasse) eingesetzter Substrate. Ähnlich wie bei Anlagen mit einer Vor-Ort-Verstromung von Biogas (vgl. Kapitel 4.2.4.1) dominieren massebezogen nachwachsende Rohstoffe und Wirtschaftsdünger mit insgesamt 90 % den Substrateinsatz. Aufgrund der hohen Methanerträge spielen nachwachsende Rohstoffe mit 88 % 3 4 Korrektur 2013: 16 Anlagen Korrektur 2013: 14 Anlagen 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 53 Biogasaufbereitungsanlagen energiebezogen eine entscheidende Rolle bei der Rohbiogaserzeugung zur nachfolgenden Biomethanaufbereitung. Die Bedeutung der Bioabfälle sowie Reststoffe aus Industrie, Gewerbe und Landwirtschaft sowohl masse- mit insgesamt 12 % als auch energiebezogen mit 9 % am Gesamtsubstratinput ist höher als bei den reinen Vor-Ort-Verstromungsanlagen. massebezogen 10% energiebezogen NawaRo 7% 2% 3% 2% 6% NawaRo Exkremente Exkremente kommunaler Bioabfall kommunaler Bioabfall 82% Abbildung 5-8: Reststoffe (Gewerbe, Industrie, Landwirtschaft) Reststoffe (Gewerbe, Industrie, Landwirtschaft) 88% n= 39 Masse- und energiebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen mit Aufbereitung zu Biomethan (DBFZBetreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) Der massebezogene Einsatz nachwachsender Rohstoffe in Biogasaufbereitungsanlagen ist der Abbildung 5-9 zu entnehmen. Im Vergleich zu den Ergebnissen der Vorjahre ist der Maisanteil mit 66 % deutlich zurückgegangen (im Jahr 2012 waren es 81 %). Demgegenüber lässt sich eine Steigerung der eingesetzten Anteile von Grassilage mit 11 %, Getreidekorn und Zuckerrüben mit jeweils 4 % im Jahr 2014 feststellen (zum Vergleich: 2012 waren es 5 %, 3 % und 1 % entsprechend). Ob dieser Rückgang auf die Zusammensetzung der Stichprobe zurückzuführen ist oder sich aber eine Tendenz abzeichnet, bedarf der Prüfung in den kommenden Jahren. 7% 4% Maissilage 4% Grassilage 8% GPS-Getreide Getreide (Getreidekorn) 11% Zuckerrübe 66% sonstige NawaRo n= 34 Abbildung 5-9: Massebezogener Substrateinsatz nachwachsender Rohstoffe in Biogasanlagen mit Aufbereitung zu Biomethan (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 54 Biogasaufbereitungsanlagen 5.2.3.2 Substratkosten In der Tabelle 5-4 sind durchschnittliche Substratkosten und –preise für ausgewählte Energiekulturen ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber von Biogasaufbereitungsanlagen dargestellt. Aufgrund der vergleichsweise geringen Stichprobe ist die Aussagekraft und Übertragbarkeit der Angaben auf den Gesamtanlagenbestand der Biogasaufbereitungsanlagen. Im Vergleich zum Einsatz in Biogasanlagen mit Vor-Ort-Verstromung ist die Maissilage aus Eigenproduktion für Biogasaufbereitungsanlagen mit 32,7 EUR/tFM günstiger, während für Maissilage aus dem externen Zukauf mit 37,7 EUR/tFM im Jahr 2014 ein höherer durchschnittlicher Preis gezahlt wurde. Tabelle 5-4: Mittlere Substratkosten und –preise für ausgewählte Energiepflanzen Biogasaufbereitungsanlagen), (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) Substratart (Einsatz Mittlere Kosten x für Eigenproduktion [EUR/tFM] Mittlerer Preis x für externen Zukauf [EUR/tFM] Anzahl der Kostenangaben, [n] 32,7 37,7 23 .- 36,5 8 Grassilage 37,5 32,8 7 Zuckerrüben 37,5 34,4 4 Maissilage GPS-Getreide 5.2.4 in Technische Parameter Aufbereitungsverfahren In der Abbildung 5-10 sind die im Zuge der Betreiberbefragung angegebenen Verfahren für die Aufbereitung des Biogases auf Erdgasqualität (A) dem Gesamtanlagenbestand nach IWES (B) gegenübergestellt. Es zeigt sich, dass die Anlagen, welche das Verfahren der Aminwäsche zur Abtrennung des CO2 einsetzen, im Rahmen der Betreiberbefragung mit 38 % leicht überrepräsentiert waren, während die Anlagen, in welchen das Verfahren der Druckwasserwäsche (29 %) sowie Druckwechseladsorption (19 %) zum Einsatz kommen, der bundesweiten Verteilung entsprechen. Im Vergleich zum Vorjahr hat die Abtrennung des CO2 mittels Membrantrennverfahren deutschlandweit zugenommen (11 gegenüber 7 Anlagen im Vorjahr). Die Anlage, in welcher das erzeugte Rohbiogas mittels Membran- und Kryogentrennverfahren aufbereitet wird, hat sich an der Betreiberbefragung des DBFZ nicht beteiligt. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 55 Biogasaufbereitungsanlagen (A) 8% (B) 6% 1% 12% Aminwäsche Druckwasserwäsche 6% 30% Druckwechseladsorption 38% Membrantrennverfahren 19% Polyglykolwäsche 22% Membran- und Kryogentrennverfahren 29% Abbildung 5-10: n = 52 n = 178 29% Eingesetzte Biogasaufbereitungsverfahren (relative Einsatzhäufigkeit [%]; Ergebnisse der Betreiberbefragung (A) (DBFZ-Betreiberbefragung, 2015) und Gesamtbestand (B) (Fraunhofer IWES 2015) Energiebedarf der Aufbereitungsanlagen Der mittlere Strombedarf der Biogasaufbereitungsanlagen in Abhängigkeit von dem CO2Abtrennverfahren ist der Abbildung 5-11 zu entnehmen. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die Angaben auf den Rückmeldungen der Anlagenbetreiber basieren und von Herstellerangaben abweichen können. Den höchsten elektrischen Energiebedarf von 0,37 kWhel/m3i.N. Rohgas weist demnach die Anlage, in der die Rohgasaufbereitung mittels Membrantrennverfahren erfolgt, auf. Hingegen benötigen Anlagen, in denen das Verfahren der Aminwäsche eingesetzt wird, im Durchschnitt 0,11 kWhel/m3i.N. Rohgas. Aminwäsche 0,11 Polyglykolwäsche 0,20 Druckwechseladsorption 0,26 Druckwasserwäsche 0,31 Membrantrennverfahren 0,37 0 0,1 elektrischer Energiebedarf Abbildung 5-11: 0,2 [kWhel/m3i.N.Rohgas] 0,3 0,4 n= 44 Mittlerer elektrischer Energiebedarf für die Aufbereitung von Rohbiogas [kWhel/m3i.N. Rohgas] in Abhängigkeit von dem eingesetzten Gasaufbereitungsverfahren (DBFZ-Betreiberbefragung, 2015) Methanverlust Die im Zuge der Betreiberbefragung ermittelten durchschnittlichen Werte für den Methanschlupf an Biogasaufbereitungsanlagen (vor der Abgasbehandlung) sind in der Tabelle 5-5 dargestellt und entsprechen im Wesentlichen den Literaturangaben. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 56 Biogasaufbereitungsanlagen Tabelle 5-5: Mittlerer Methanschlupf (vor der Abgasbehandlung) in Abhängigkeit Aufbereitungsverfahren in Biomethananlagen (DBFZ-Betreiberbefragung, 2015) Art des Aufbereitungsverfahren vom eingesetzten Mittelwert von Methanschlupf x , [%] Standardabweichung σ Berücksichtigte Rückmeldungen [n] Aminwäsche 0,11 0,10 20 Druckwasserwäsche 0,49 0,44 15 Druckwechseladsorption 1,80 0,67 10 Polyglykolwäsche 0,83 0,41 4 Membrantrennverfahren 0,17 0,24 3 Gasqualitäten Ausgehend von den Ergebnissen der DBFZ-Betreiberbefragung wird das aufbereitete Biogas überwiegend als Austauschgas eingespeist. Dabei erfolgt die Einspeisung des Biomethans in das Erdgasnetz zu 75 % in H-Gasqualität und zu 25 % als L-Gas. Der Brennwert des einzuspeisenden Biogases wurde anhand der Betreiberrückmeldungen ermittelt und nachfolgend in Abhängigkeit der spezifischen Gasqualität dargestellt. Abgefragt wurde dabei der spezifische Brennwert nach der Konditionierung, da eine Brennwertanpassung maßgeblich nach der Konditionierung messtechnisch erfasst wird. Der mittlere Brennwert des Biomethans in der HGasqualität beträgt 10,97 kWh/m3 während der durchschnittliche Brennwert des Biomethans in LGasqualität auf 10,36 kWh/m3 beziffert werden kann. Die Brennwertanpassung des einzuspeisenden Biogases wird in der Regel mittels Zugabe von Flüssiggas (LPG) für H-Gas bzw. Luft für L-Gas vorgenommen. Tabelle 5-6 liefert einen Überblick über die relative Verteilung der eingesetzten Verfahren zur Erreichung der Anforderungen an die Netzkompatibilität des einzuspeisenden Biogases. Bei 2,4 % der befragten Biomethananlagen wird keine Brennwertanpassung durchgeführt. Rund 37 % machten keine Angaben zur prinzipiellen Durchführung bzw. Art der Konditionierung des Biomethans. Tabelle 5-6: Brennwertanpassung in Abhängigkeit von der Gasqualität (relative Häufigkeit [%], Anzahl der Nennungen n= 41), (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) Brennwertanpassung H-Gas L-Gas LPG- Zugabe 46,3 % 4,9 % Luft-Zugabe 0,0 % 9,8 % keine Brennwertanpassung 2,4 % 0,0 % keine Angabe 26,8 % 9,8 % 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 57 Biogasaufbereitungsanlagen 5.2.5 Vermarktung Im Rahmen der Betreiberbefragung wurden Verwertungsziele für Biomethan abgefragt. Ausgehend von den Rückmeldungen der Betreiber (n= 45) wurde eine Zuordnung der Biomethanmengen zu den Nutzungspfaden KWK, Absatz an den Händler, Kraftstoff, Wärme und unbekannten Verwertungswegen vorgenommen. In der Abbildung 5-12 sind die aus der Betreiberbefragung ermittelten Verwertungspfade für Biomethan im Betriebsjahr 2014 dargestellt. Die von den Betreibern gemeldeten Biomethanmengen beliefen sich im Jahr 2014 auf rund 1,347 TWhHS/a. Für rund 6 % der gemeldeten Biomethanmengen sind die Absatzwege nicht bekannt. Der Großteil der gemeldeten Mengen (72 %) entfiel im Jahr 2014 auf den KWK-Sektor. 14 % der Biomethanmengen wurden an Händler vermarktet. Da jedoch im Rahmen der Befragung der Betreiber von Biomethan-BHKW (vgl. Kapitel 6.1) ermittelt wurde, dass der Biomethanbezug für den Betrieb der Biomethan-BHKW zu rund 60 % über den Gashändler und zu 40 % direkt über den Biomethanproduzenten erfolgt, kann davon ausgegangen werden, dass an die Händler abgesetzten Biomethanteilmengen ebenfalls in die KWK-Nutzung gehen. 6% 2% 6% ∑ = 1,347 TWhHS/a KWK Händler 14% Wärmemarkt Kraftstoff Verwertungsweg unbekannt 72% Abbildung 5-12: © DBFZ 2015 Verwertungswege Biomethan im Betriebsjahr 2014, relative Verteilung der Biomethanmengen [%] (DBFZBetreiberbefragung 2015) Weiterhin wurden im Rahmen der Befragung die geplanten Verwertungspfade für Biomethan im Jahr 2015 ermittelt (vgl. Abbildung 5-13). Demnach planen 19 Biomethananlagenbetreiber, die im Jahr 2015 erzeugten Biomethanmengen im KWK-Sektor zu vermarkten. 13 Betreiber beabsichtigen, das Biomethan an den Händler zu veräußern. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 58 Biogasaufbereitungsanlagen Wärmemarkt Kraftstoff Händler KWK 0 Abbildung 5-13: 5 10 15 Anzahl der Nennungen, [n] 20 n= 35 Beabsichtigte Verwertungswege für Biomethan im Betriebsjahr 2015, Anzahl der Nennungen (Mehrfachnennungen möglich) (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 59 Biomethan-BHKW 6 Biomethan-BHKW 6.1 Betreiberbefragung Vor dem Hintergrund der zunehmenden Bedeutung des Einsatzes von Biomethan im KWK-Sektor wurde – ähnlich wie im Vorjahr – eine Befragung der Betreiber von Biomethan-BHKW zwecks Erfassung der Betriebsdaten für das Jahr 2014 durchgeführt. Die Rückmeldungen der Betreiber wurden dabei per Post, Fax und über einen elektronischen Fragebogen erfasst. Die Betreiber der Biomethan-Blockheizkraftwerke wurden zu folgenden Aspekten befragt (der Fragebogen ist dem Anhang A 3 zu entnehmen): Vergütungsstrukturen und Direktvermarktung; Biomethanbezugsquellen und –preise; BHKW-Kenndaten (installierte elektrische Leistung, Inbetriebnahmezeitpunkt, Hersteller/Typ, Betriebsstunden, elektrische und thermische Wirkungsgrade, erzeugte Energiemengen, Investitionen); Betriebskonzept und Wärmenutzung (saisonal differenziert); Wärmespeicher. Insgesamt wurden die Betreiber zum Betrieb von Biomethan-BHKW an 864 Standorten angeschrieben. Diese Stichprobe basiert zum einen auf der Auswertung der BNetzA-Daten, zum anderen auf einer Standortrecherche. Für die Auswertung konnten 387 Rückmeldungen berücksichtigt werden. Gemessen an der befragten Standortanzahl entspricht dies der Rücklaufquote von 44,8 % und ist somit als repräsentativ einzustufen. 6.1.1 Verteilung der Befragungsergebnisse Die regionale Verteilung der im Rahmen der DBFZ-Befragung angeschriebenen Betreiber von Biomethan-BHKW sowie die eingegangenen Rückmeldungen sind der nachfolgenden Abbildung 6-1 zu entnehmen. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 60 Biomethan-BHKW Abbildung 6-1: DBFZ-Betreiberbefragung 2015 (Standorte der Biomethan-BHKW) In der Tabelle 6-1 ist die Verteilung der Rückmeldungen der Biomethan-BHKW-Betreiber nach Bundesländern sowie die summierte installierte elektrische Anlagenleistung (bezogen auf den Rücklauf) dargestellt. Die meisten Rückmeldungen – bezogen auf die Anlagenzahl – wurden aus den Bundesländern Berlin und Hamburg erhalten. Berücksichtigt man die Verteilung der installierten elektrischen Anlagenleistung, so zeigt sich, dass die meisten Kapazitäten an Biomethan-BHKW in Baden-Württemberg und Bayern sowie – mit einem großen Abstand – in Nordrhein-Westfalen installiert sind. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 61 Biomethan-BHKW Tabelle 6-1: Rücklauf der Befragung von Biomethan-BHKW-Betreibern nach Bundesländern (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) Bundesland Anzahl der Rückmeldungen [n] Anteil am Rücklauf [%] Summe der installierten el. Leistung [kWel] Verteilung Anlagenleistung [%] Baden-Württemberg 30 7,8 19.866 22,5 Bayern 27 7,0 19.844 22,5 Berlin 60 15,5 3.743 4,2 Brandenburg 8 2,1 2.569 2,9 Bremen 3 0,8 78 0,1 Hamburg 142 36,7 4.273 4,8 Hessen 20 5,2 5.494 6,2 Mecklenburg-Vorpommern 5 1,3 4.070 4,6 Niedersachsen 35 9,0 3.142 3,6 Nordrhein-Westfalen 17 4,4 9.768 11,1 Rheinland-Pfalz 5 1,3 6.277 7,1 Saarland 1 0,3 6 0,0 Sachsen 3 0,8 2.242 2,5 Sachsen-Anhalt 1 0,3 600 0,7 Schleswig-Holstein 27 7,0 2.183 2,5 Thüringen 3 0,8 4.189 4,7 387 100,0 88.341 100,0 Gesamt 6.1.2 Anlagenbestand und Zubau Biomethan wird sowohl in kleinen und mittleren als auch in vergleichsweise großen BHKW-Aggregaten verstromt. Die Bandbreite der BHKW-Leistungsgrößen beim Einsatz von Biomethan variiert üblicherweise von <<0,1 bis >1 MWel. Eine statistisch belastbare Datenbasis zum aktuellen Anlagenbestand der Biomethan-BHKW-Anlagen in Deutschland gibt es nicht. In 2014 wurden zunehmend Biomethan-BHKW in Betrieb genommen. Neben der Inbetriebnahme von Biomethan-BHKW war die Umrüstung alter Erdgas-BHKW interessant, die nach Ende der KWKG-Vergütung auf den Einsatz von Biomethan umgestellt werden, so dass der Strom nach EEG vergütet werden kann. Zum Stichtag 31.12.2014 kann die Anzahl der Biomethan-BHKW in Deutschland nach Hochrechnung des DBFZ auf 1 300 – 1 400 Anlagen mit rund 330 MWel installierter elektrischer Gesamtanlagenleistung geschätzt werden. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 62 Biomethan-BHKW 6.1.3 Strom- und Wärmebereitstellung 6.1.3.1 Strombereitstellung durch Biomethan Nach Angaben der Bundesnetzagentur wird die reale Gaseinspeisung von Biomethan in das Erdgasnetz für 2013 mit 520 Mio.m3i.N. Biomethan (bzw. 5,87 TWhHs) beziffert (BNETZA, 2014d). Die Auswertung der BNetzA-Daten ergeben für 2013 für die Verstromung von Biomethan in BHKWanlagen eine Stromerzeugung von 1,24 TWhel. Daraus ergibt sich, unter Fortführung des mittleren KWKAnteils aus 2009 – 2011, eine KWK-Strommenge von 1,02 TWhel. Aus dieser ergibt sich unter Ansatz des Mittelwertes von Biogas-BHKW nach ASUE (ASUE, 2011) eine Wärmemenge von 1,18 TWhth in 2013. Aufgrund der weiteren Installation von Biomethan-BHKW bzw. Umstellung vorhandener KWKAnlagen auf Biomethan wird für 2014 eine Strommenge von 1,54 TWhel erwartet. 6.1.3.2 Wärmebereitstellung durch Biomethan Wärmeeinspeisung und -nutzung In der nachfolgenden Abbildung 6-2 sind die Wärmelastkurven der Biomethan-BHKW in Abhängigkeit der installierten elektrischen Leistung im Jahresverlauf sowie ein durchschnittliches Wärmelastprofil dargestellt. Im Unterschied zu den Ergebnissen des Vorjahres weist die Wärmeeinspeisung mehrheitlich saisonale Schwankungen auf. Lediglich 4 Betreiber der Biomethan-BHKW gaben an, die erzeugte Wärme im gleichen Umfang über das ganze Jahr in das Fernwärmenetz eingespeist zu haben. An zwei an die Biomethan-BHKW angeschlossenen Wärmesenken wurde die erzeugte Wärme ausschließlich im Winter bzw. im Herbst und Winter eingespeist. Die aus Biomethan erzeugte Wärme wird sowohl in die Nah- als auch Fernwärmenetze eingespeist und vornehmlich zur Beheizung von Wohn- und Sozialgebäuden genutzt. Darüber hinaus wird die Wärme im Gartenbaubereich bzw. als industrielle Prozesswärme eingesetzt (insgesamt 4 Rückmeldungen). 4.000.000 Wärmemenge, [kW th] ≤ 70 kWel 71 - 150 kWel 3.000.000 151 - 500 kWel 2.000.000 501 - 1 000 kWel > 1 000 kWel 1.000.000 mittlere Wärmenutzung 0 Winter Frühjahr Sommer Herbst n= 30 Abbildung 6-2: Wärmelastprofile der Biomethan-BHKW, differenziert nach Leistungsklassen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015 und eigene Berechnungen) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 63 Biomethan-BHKW 6.1.4 Betriebskonzept Die mittleren Betriebsstunden der befragten Biomethan-BHKW differenziert nach Leistungsklassen sowie dem Grundlast- bzw. Teillastbetrieb sind in Tabelle 6-2 dargestellt. Im Durchschnitt liegen die Betriebsstunden der auf Volllast laufenden Biomethan-BHKW bei 5.569 Bh/a, während die Betriebsstunden der flexibel betriebenen Biomethan-BHKW 4.357 Bh/a betragen. Tabelle 6-2: Betriebsstunden der Biomethan-BHKW in Abhängigkeit von der Betriebsweise (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) Leistungsklasse, [kWel] Grundlastbetrieb flexibler Betrieb Mittlere Betriebsstunden x , [h/a] Standardabweichung s, [h/a] Anzahl der Rückmeldungen, [n] Mittlere Betriebsstunden x , [h/a] Standardabweichung s, [h/a] Anzahl der Rückmeldungen, [n] ≤ 70 4.994 2.651 25 .- .- .- 71 - 150 5.938 1.566 14 .- .- .- 151 - 500 6.266 1.703 13 .- .- .- 501 - 1 000 6.897 872 9 5.792 1.080 3 > 1 000 4.657 2.050 13 3.878 1.643 9 Gesamt 5.569 2.142 74 4.357 1.710 12 Werden die Volllaststunden der Biomethan-BHKW ausgehend von den Angaben der Betreiber zur installierten elektrischen Leistung und der erzeugten Strommenge berechnet, so liegen die durchschnittlichen Volllaststunden im Grundlastbetrieb bei 2.345 Vlh/a. Erstmals im Rahmen der Befragung wurden die Betreiber zu den Gründen für die Inbetriebnahme der Biomethan-BHKW befragt. Von besonderer Relevanz waren dabei laut den Betreiberrückmeldungen (n= 68) die Optimierung des Gesamtwärmekonzepts sowie die Wirtschaftlichkeit der Anlage insb. unter Erhalt der Boni (jeweils 31 % der Gesamtrückmeldungen). Weiterhin waren von Bedeutung Umweltaspekte (16 %) sowie Marketing- und Imagegründe (15 %), die Erfüllung der Pflichten im Sinne des Erneuerbare-Energien-Wärmegesetzes (EEWärmeG) spielte dabei eine untergeordnete Rolle (8 %) (vgl. Abbildung 6-3). 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 64 Biomethan-BHKW Abbildung 6-3: 6.1.5 Gründe für die Inbetriebnahme Betreiberbefragung 2015) der Biomethan-BHKW (Mehrfachnennungen möglich) (DBFZ- Vergütungsstruktur Die Vergütungsstrukturen der in den Biomethan-BHKW erzeugten Strommengen unter Berücksichtigung der BHKW-Umrüstungen sind in Abbildung 4-1 dargestellt. Die Mehrheit der befragten BiomethanBHKW (rund 97 %) wird demnach nach EEG 2009 bzw. 2012 vergütet. Während es sich bei 59 % der befragten Biomethan-BHKW um Neuinbetriebnahme handelt, gaben 41 % der Betreiber an, die bestehenden Alt-BHKW auf den Betrieb mit Biomethan umgestellt zu haben. Vornehmlich wurden dabei alte Erdgas-BHKW auf den Betrieb mit Biomethan umgerüstet. 1000 Anzahl, [n] Neuinbetriebnahme 100 Umrüstung eines Biogas-BHKW Umrüstung eines Pflanzenöl-BHKW 10 Umrüstung eines Erdgas-BHKW 1 EEG 2000 Abbildung 6-4: EEG 2004 EEG 2009 EEG 2012 EEG 2014 n = 386 Vergütungsstrukturen der Biomethan-BHKW unter Berücksichtigung der BHKW-Umrüstungen (DBFZBetreiberbefragung 2015) In der Abbildung 6-5 ist die relative Häufigkeit der in Anspruch genommenen Vergütungskombinationen für die befragten Biomethan-BHKW mit der Vergütung nach EEG 2012 dargestellt – sofern die Betreiber 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 65 Biomethan-BHKW Angaben zur Art der Einsatzstoffklassen (EK) vorgenommen haben. Deutlich wird, dass das in den BHKW eingesetzte Biomethan zum größten Teil aus den Substraten der Einsatzstoffklassen 1 und 2b entsprechend der Biomasseverordnung im Jahr 2014 erzeugt wurde. 1% 3% EK 0 EK 1 41% EK 2a EK 2b § 27a (Bioabfallanlagen) 2% Abbildung 6-5: 6.1.6 53% n = 227 Relative Häufigkeit der in Anspruch genommenen Vergütungskombinationen nach EEG 2012 von Biomethan-BHKW (DBFZ-Betreiberbefragung, 2015) Direktvermarktung Vor dem Hintergrund der zunehmenden Attraktivität der Direktvermarktung des erzeugten Stroms (vgl. dazu Kapitel 4.2.7) wurden die Betreiber der Biomethan-BHKW hinsichtlich der Beanspruchung der Marktprämie befragt. Die Mehrheit der Befragten (n= 311) gab an, den erzeugten Strom im Jahr 2014 direkt vermarktet zu haben. Davon befanden sich rund 80 % der befragten Biomethan-BHKW ganzjährig mit der gesamten installierten elektrischen Leistung in der Direktvermarktung. Lediglich 9 Betreiber von Biomethan-BHKW gaben an, im Jahr 2014 zwischen der EEG-Festvergütung und der Direktvermarktung monatlich gewechselt zu haben. 7 Betreiber beabsichtigen in der Zukunft, den erzeugten Strom direkt zu vermarkten. 6.2 Auswertung Stamm- und Bewegungsdaten der BNetzA – BiomethanBHKW 6.2.1 Strom- und Wärmebereitstellung Da seit 2012 viele Bioenergieanlagen zunehmend in die Direktvermarktung gehen, verändern sich die Vergütungsschlüssel. Aktuell weisen die Vergütungsschlüssel von Anlagen in der Direktvermarktung nur den jeweiligen Monat mit der entsprechenden Strommenge aus. Dadurch werden auch die KWK-Anteile nicht mehr ausgewiesen, weil auf eine detaillierte Ausweisung verschiedener Boni verzichtet wird Statistisch gesehen, sinken daher die nach BNetzA ausweisbaren KWK-Mengen ab 2012 für Biogas, Biomethan und feste Biomasse. Für Anlagen in der Direktvermarktung besteht zwar keine Verpflichtung zur Kraft-Wärme-Kopplung, jedoch wird davon ausgegangen, dass eine Wärmesenke, die gleichzeitig eine Einnahmequelle für die Anlagenbetreiber darstellt, auch in der Direktvermarktung weiterhin bedient wird. Daher wurde der KWK-Anteil für die genannten Biomassetypen mit dem Mittelwert der KWK-Anteile 2009-2011 im 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 66 Biomethan-BHKW Verhältnis zur Strombereitstellung berechnet. Der Wert, der sich aus der Auswertung der BNetzA-Daten ergibt, wurde durch den Berechneten ersetzt. Die berechneten Werte sind in der Abbildung entsprechend gekennzeichnet. Als Stromkennzahlen für Biomethan wurden Durchschnittswerte der BHKW-Kenndaten der Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch, ASUE verwendet (ASUE, 2011). Die Stromerzeugung aus Biomethan-BHKW belief sich im Jahr 2009 auf ca. 0,03 TWh und stieg bis zum Jahr 2013 auf 1,24 TWh. Im Jahr 2014 produzierten die Anlagen ca. 1,54 TWh und im Laufe des Jahres 2015 voraussichtlich 1,84 TWh (siehe Abbildung 6-6). Die KWK-Strommenge betrug im Jahr 2009 ca. 0,025 TWh und stieg bis 2011 auf 0,29 TWh. Im Jahr 2015 werden voraussichtlich ca. 1,52 TWh Strom in KWK produziert. Strom- und Wärmeerzeugung [TWh] 2,0 1,8 1,6 1,4 Biomethan: 1,2 Stromerzeugung 1,0 KWK Stromerzeugung 0,8 KWK Wärmeerzeugung 0,6 0,4 0,2 0,0 2009 Abbildung 6-6: 6.2.2 2010 2011 2012* 2013* 2014* 2015* Strom und Wärmebereitstellung durch Biomethan-BHKW 2009-2015 (BNETZA, 2011a, 2012a, 2013a, 2014a, 2014b) Direktvermarktung Der Anteil des direkt vermarkteten Stroms aus Biomethan-BHKW nimmt, wie der Anteil aus Biogas-VorOrt-Verstromung, seit 2012 kontinuierlich zu. Im Jahr 2012 wurden von insgesamt 22,34 % der Strommenge über Direktvermarkter vermarktet. Der Anteil stieg im Jahr 2013 auf 39,33 % (siehe Abbildung 6-7). 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 67 Biomethan-BHKW Biomethan: Direktvermarktung [TWh] 0,18 0,49 EEG-Festvergütung [TWh] 0,75 0,62 2012 Abbildung 6-7: 6.2.3 2013 Entwicklung der direktvermarkteten Strommenge aus Biomethan-BHKW für die Jahre 2012 und 2013, (BNETZA, 2014a, 2014b), *KWK-Strom und Wärme ab 2012 berechnet, 2014 und 2015 Prognose DBFZ Flexibilitätsprämie Seit dem 01.08.2014 müssen sich Anlagen, die den Anspruch auf die Flexibilitätsprämie anmelden, im Anlagenregister der BNetzA registrieren. Dort wird unter anderem der Energieträger erfasst und folglich zwischen Biogas- und Biomethan-BHKW unterschieden. In den Daten zur Flexibilitätsprämie, die seitens der BNetzA vor zum 01.08.2014 zur Verfügung gestellt wurden, ist eine Unterscheidung von Biogas-VorOrt-Verstromung und Biomethan-BHKW nicht möglich. Eine getrennte Auswertung für den Anlagenbestand ist daher gegenwärtig nicht möglich. Die Anlagenanzahl und installierte Leistung der Biomethan-BHKW, die die Flexibilitätsprämie in Anspruch nehmen, sind deshalb in Kapitel 4.3.3, zusammen mit Biogas-Vor-Ort-Verstromung dargestellt. 6.2.4 Entwicklung des Anlagenbestandes – Ausblick Der Anlagenbestand von Biomethan-BHKW umfasst im Jahr 2015 voraussichtlich ca. 330 MWel. Auf Basis der Stamm- und Bewegungsdaten für das Jahr 2013 und einer Zubauprognose für 2014 und 2015 für Biomethan-BHKW wurde eine Auswertung zu den voraussichtlichen Außerbetriebnahmen von durch das Auslaufen der EEG-Förderung erstellt. Die Auswertung erfolgte aufbauend auf der Zuordnung der Anlagen auf dem in den Vergütungsschlüsseln enthaltenen EEG-Inbetriebnahmejahr. Damit würde, ohne weiteren Zubau, die maximale installierte Leistung von Biogas-BHKW bei 327 MWel im Jahr 2015 liegen. Ab 2022 läuft die Förderdauer des EEG von 20 Jahren bei den ersten Anlagen aus und es folgt ein kontinuierlicher Rückbau der installierten Leistung. Im Jahr 2034 würden die letzten BiomethanBHKW vom Netz gehen (siehe Abbildung 6-8). 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 68 Biomethan-BHKW Installierte elektrische Leistung Biomethan-BHKW in MW 350 300 250 Biomethan - installierte Leistung 200 150 100 50 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 Abbildung 6-8: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung von Biomethan-BHKW bei Stilllegung der Anlagen nach Auslaufen des Förderzeitraumes, (BNETZA, 2014b) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 69 Biogene Festbrennstoffe 7 Biogene Festbrennstoffe Die im Kapitel 7 als Biomasse(heiz)kraftwerke (Biomasse-(H)KW) bezeichneten Anlagen umfassen Bioenergieanlagen, die mittels thermo-chemischer Konversion (Verbrennung oder Vergasung) aus fester Biomasse Strom und Wärme erzeugen. Aufgrund der in den letzten fünf Jahren erlangten Marktreife und des damit verbundenen verstärkten Zubaus von Biomasse-(H)KW mit Holzvergasungstechnologie und Blockheizkraftwerks-Modulen (üblicherweise Gasmotor-BHKW) werden diese in einigen der folgenden Auswertungen gesondert dargestellt und dort vereinfachend als Holzvergasungsanlagen oder thermochemische Holzvergaser bezeichnet. Biomasse-(H)KW, in denen andere Stromerzeugungstechnologien, wie z.B. ORC- oder Dampfturbinen, aber keine Gasmotoren eingesetzt werden, werden zusammengefasst und vereinfachend als Biomasse-(H)KW bezeichnet. 7.1 Anlagenentwicklung seit dem Jahr 2000 Seit Einführung des EEG im Jahr 2000 wurde die Stromerzeugung aus fester Biomasse von rund 20 Anlagen, die vor dem Jahr 2000 in Betrieb gingen und derzeit noch in Betrieb sind auf mehrere hundert Anlagen ausgebaut. Biogene Festbrennstoffe werden außer in Mono-Verbrennungsanlagen auch zur teilweisen Substitution von fossilen Brennstoffen oder als additiver Brennstoff in Anlagen eingesetzt, die Abfall verbrennen (sog. Biomassemitverbrennung). Diese (Heiz-)Kraftwerke werden, ausgenommen von wenigen Anlagen in der Papier- und Zellstoffindustrie, in den nachfolgenden Betrachtungen nicht berücksichtigt. 7.1.1 Methodik Der im Folgenden beschriebene Stand der Nutzung von fester Biomasse zur Strom- und Wärmebereitstellung in Deutschland beruht auf verschiedenen Datenquellen, die im Wesentlichen in der Biomasse-(H)KW-Datenbank des DBFZ zusammengeführt werden. Diese wurde am Institut für Energetik und Umwelt gGmbH (IE Leipzig) aufgebaut und wird nun durch das DBFZ weitergeführt und kontinuierlich ausgebaut, um die Anlagenentwicklung in diesem Bereich zu dokumentieren. Die Datenbank enthält anlagenspezifische Daten, die die Basis für die folgenden Auswertungen darstellen. Die Informationen beruhen auf Veröffentlichungen in Fachzeitschriften, in Zeitungen, im Internet sowie auf Angaben von Betreibern, Projektentwicklern und Herstellern. Die Datenbank weist eine sehr hohe Vollständigkeit bei Biomasse-(H)KW mit einer Leistung > 1 MWel installierter elektrischer Leistung auf. Kleinere Anlagen, insbesondere Holzvergaseranlagen im Leistungsbereich < 150 kWel, sind anteilig in der Datenbank erfasst. So sind derzeit (Stand: Mai 2015) ca. 29 % der für Holzvergaseranlagen angenommenen Anlagenzahlen (entsprechend ca. 57 % der für Holzvergaseranlagen angenommenen elektrischen Leistung) in der (H)KW-Datenbank des DBFZ erfasst. Zur Darstellung der Bestandsentwicklung dieser Anlagen bedarf es daher weiterer Quellen, wie z.B. der Befragung von Anlagenherstellern. Der Vergleich mit öffentlich zugänglichen Studien und Quellen anderer Institutionen und Behörden lässt vermuten, dass die DBFZ-Biomasse-(H)KW-Datenbank inzwischen eine der umfassendsten Datenbestände in diesem Bereich für Deutschland darstellt (DREHER u. a., 2011). 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 70 Biogene Festbrennstoffe Zur Weiterentwicklung der Biomasse-(H)KW-Datenbank werden außerdem jährlich Befragungen von Anlagenbetreibern durchgeführt. Die Ergebnisse der Betreiberbefragung 2015 werden im Kapitel 7.2 beschrieben. Trotz der Vielzahl verwendeter Datenquellen muss darauf hingewiesen werden, dass aufgrund der äußerst dynamischen Marktentwicklung bei Bioenergieanlagen in den vergangenen Jahren keine vollständige Erhebung garantiert werden kann. Unsicherheiten können sich beispielsweise durch unbekannte oder nicht veröffentlichte Anlagenumrüstungen ergeben. Weiterhin sind teilweise Brennstoffmodifikationen, Verzögerungen von Inbetriebnahmen, Baumaßnahmen, Genehmigungsverfahren, Stilllegungen usw. möglich. Somit stellen alle nachfolgenden Angaben den derzeitigen Stand des Wissens dar. 7.1.2 Anlagenbestand und Zubau Der aktuelle Anlagenbestand aller nach derzeitigem Kenntnisstand in Betrieb befindlichen und für eine Vergütung nach EEG in Frage kommenden Biomasse-(H)KW ist in Abbildung 7-1 dargestellt. Außerdem enthalten sind Anlagen, die in Planung oder im Bau, deren Inbetriebnahme aber im Laufe des Jahres erwartet wird. Es wird jeweils der Nettozubau in den einzelnen Jahren angegeben, d.h. Anlagenstilllegungen wurden, soweit bekannt, berücksichtigt. Biomassemitverbrennungsanlagen, die Biomasse nur ergänzend neben weiteren Brennstoffen einsetzen, sind in Abbildung 7-1 nicht enthalten. Außerdem nicht enthalten sind die nicht nach EEG vergüteten Leistungsanteile der Papier- und Zellstoffindustrie. Nach derzeitigem Kenntnisstand waren zum Ende des Jahres 2014 ca. 696 Biomasse-(H)KW einschließlich thermo-chemischer Holzvergaser mit einer kumulierten elektrischen Leistung von rund 1 511 MWel in Betrieb. Damit hat sich seit Inkrafttreten des EEG im Jahr 2000 die Zahl der Biomasse(H)KW mehr als verzwanzigfacht (bei Beachtung von Schätzungen für den Zubau von Holzvergasern) und die installierte elektrische Leistung versiebenfacht. Während in den Jahren 2000 bis 2009 ein erheblicher Zuwachs in Bezug auf die installierte Leistung erfolgte, nimmt diese Tendenz in den letzten Jahren deutlich ab. Seit dem Jahr 2009 kann eine besondere Dynamik beim Zubau von Anlagen im kleinen Leistungssegment (< 1 MWel) beobachtet werden. Vor allem in den Jahren 2011, 2012 und 2013 stieg die Anzahl merklich an. Dieser Trend wurde vor allem durch die Technologieentwicklung der thermo-chemischen Holzvergasung getragen. Der Zubau in diesem Segment verlangsamte sich im Jahr 2014 und wurde mit dem Inkrafttreten des EEG 2014 zum 01.08.2014 deutlich gebremst. Es wird erwartet, dass sich die zu beobachtende Abflachung des Zubaus an Biomasse-(H)KW fortsetzt und in Zukunft in allen Leistungsbereichen nur noch wenige Anlagen, so auch im Bereich der thermochemischen Holzvergasung, zugebaut werden. Ein Bau von Biomasse-(H)KW ist meist nur noch in Einzelfällen, z.B. bei Vorliegen einer ausgeprägten Wärmenutzungsinfrastruktur, wirtschaftlich rentabel. Abbildung 7-1 zeigt, dass der Großteil an zugebauter Leistung in den meisten Jahren seit dem Jahr 2000 mit ca. 80 bis über 95 % jedoch den Anlagen mit einer Leistung > 0,5 MWel zuzuordnen ist. Insbesondere bis zum Jahr 2010 macht das Leistungssegment > 5 MWel mit über der Hälfte bis zu mehr als 90 % des jährlichen Gesamtzubaus den größten Anteil an der zugebauten elektrischen Leistung aus. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 71 Biogene Festbrennstoffe Im Jahr 2014 wurden nach derzeitigem Wissensstand etwa 61 Holzvergasungsanlagen mit einer kumulierten elektrischen Leistung von knapp 2,4 MWel zugebaut. Der Zubau an Holzvergaseranlagen war 2014 fast ausschließlich dem Leistungsbereich bis 200 kWel zuzuordnen. Für alle anderen Biomasse-(H)KW-Typen ist gegenüber den Zubauraten bis zum Jahr 2009 ein deutlich geringerer Zubau zu verzeichnen. Waren in den Jahren 2000 bis 2009 teils jährliche Zubauraten zwischen ca. 60 und 240 MWel jährlich zu verzeichnen, so wurden ab 2010 jährlich nur noch zwischen ca. 17 und 27 MWel an Biomasse-(H)KW (exkl. Holzvergaseranlagen) zugebaut. So wurden nach derzeitigem Stand des Wissens im Jahr 2014 nur 6 Anlagen mit einer kumulierten elektrischen Leistung von ca. 24 MWel zugebaut. Dies entspricht rund 32 % in Bezug auf die durchschnittlich jährlich neu installierte Anlagenanzahl in den Jahren 2000 bis 2009 und rund 23 % in Bezug auf die durchschnittlich jährlich neu installierte Leistung im selben Zeitraum. Der gesamte Zubau an Bioenergieanlagen zur Nutzung fester Biomasse im Jahr 2014 beläuft sich daher auf ca. 67 Anlagen mit einer Leistung von insgesamt rund 27 MWel. Für das Jahr 2015 ist zum gegenwärtigen Zeitpunkt (ohne Berücksichtigung der Holzvergaseranlagen) die geplante Inbetriebnahme von einem Biomasse-(H)KW mit einer elektrischen Leistung von rund 5 MWel bekannt. Außerdem wird derzeit ein Zubau von ca. zwei Holzvergasungsanlagen mit einer kumulierten elektrischen Leistung von rund 100 kWel angenommen. Es wird für das Jahr 2015 derzeit also ein Zubau von rund drei Anlagen mit einer elektrischen Leistung von zusammen ca. 5 MWel angenommen. Zum jetzigen Zeitpunkt wird davon ausgegangen, dass zum Ende des Jahres 2015 ca. 700 Biomasse-(H)KW einschließlich thermo-chemischer Holzvergaser mit einer kumulierten elektrischen Leistung von rund 1.516 MWel in Betrieb sein werden. D.h., es wird derzeit bei Holzvergaseranlagen als auch bei Biomasse-(H)KW anderer Technologie mit einem praktisch zu vernachlässigenden Zubau gerechnet. Dabei ist zu beachten, dass es sich hierbei um Prognosezahlen handelt, die eine gewisse Unsicherheit aufweisen. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 72 Biogene Festbrennstoffe 800 Anlagenanzahl 700 Anlagenbestand ≤ 0,15 MWel Anlagenbestand > 0,15 bis 0,5 MWel Anlagenbestand > 0,5 bis 5 MWel Anlagenbestand > 5 MWel installierte elektrische Leistung 600 1.600 1.400 1.200 1.000 500 800 400 600 300 400 200 200 100 0 0 Abbildung 7-1: 7.1.3 installierte elektrische Leistung [MWel] 900 Anlagenanzahl und installierte elektrische Bruttoleistung der in den Jahren 2000 bis 2014 in Betrieb befindlichen und für 2015 prognostizierten EEG-fähigen Biomasse-(H)KW (DBFZ, Stand 05.2015 – ohne Kraftwerke mit Biomasse-Mitverbrennung und den nicht nach EEG vergüteten Anteil der Papier- und Zellstoffindustrie; Angaben basierend auf der Biomasse-(H)KW-Datenbank des DBFZ sowie Annahmen bzgl. des Zubaus an Holzvergaseranlagen) Entwicklung der Technologien zur energetischen Nutzung fester Biomasse Nach dem derzeitigen Entwicklungsstand sind drei Technologien zur Strombereitstellung kombiniert mit der Auskopplung von Wärme auf Basis der Verbrennung bzw. Vergasung fester Biomasse am Markt etabliert. Dies sind der Dampfkraftprozess unter Anwendung einer Dampfturbine beziehungsweise vereinzelt auch eines Dampfmotors, der ORC-Prozess (Organic Rankine Cycle) sowie die thermochemische Vergasung. Die thermo-chemische Vergasungstechnologie erlangte vor allem seit dem Jahr 2011 eine immer größer werdende Bedeutung. Abbildung 7-2 zeigt die Verteilung der elektrischen Leistung je Stromerzeugungstechnologie basierend auf der Biomasse-(H)KW-Datenbank des DBFZ. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 73 Biogene Festbrennstoffe elektrische Leistung (MWel) 20 15 ← Maximum ← 3. Quartile 10 ← arith. Mittel ← Median 5 ← 1. Quartile ← Minimum Abbildung 7-2: Legende sonstige Stromerzeugu ngstechnologien Holzvergaseranlagen ORCTurbinen Dampfturbine n 0 Darstellung der elektrischen Leistungsbereiche verschiedener Technologien zur energetischen Nutzung fester Biomasse; Anlagenanzahl und Stromerzeugungstechnologie der Ende des Jahres 2014 in Betrieb befindlichen EEG-fähigen Biomasse-(H)KW (DBFZ, Stand 05.2015 – Darstellung aller (H)KW mit einer elektrischen Leistung von ≤ 20 MWel ohne Kraftwerke mit Biomasse-Mitverbrennung und den nicht nach EEG vergüteten Anteil der Papier- und Zellstoffindustrie; Angaben basierend auf der Biomasse-(H)KWDatenbank des DBFZ sowie Annahmen bzgl. des Zubaus an Holzvergaseranlagen; Anlagen mit Dampfturbinen: n=155, mit ORC-Turbinen: n=85, mit Holzgas-BHKW: n=422, sonstige und unbekannte Stromerzeugungstechnologie: n=34) Anlagen mit Dampfturbinen In den ersten EEG-vergüteten Biomasseheizkraftwerken wurden fast ausschließlich Dampfturbinen verbaut. Diese werden auch heute noch vorzugsweise in Anlagen höherer Leistungsklassen eingesetzt. Bedingt durch den Trend zu Anlagen in geringeren Leistungsbereichen ist der Zubau von Dampfturbinen in Deutschland derzeit eher gering. So wurden nach derzeitigem Stand des Wissens im Jahr 2014 ca. 5 Dampfturbinen-Anlagen mit einer kumulierten elektrischen Leistung von ca. 20 MWel in Betrieb genommen. Dagegen wurden in den Anfangsjahren des EEG zwischen 2002 und 2006 pro Jahr zehn bis 20 Anlagen, häufig auch in hohen Leistungsbereichen größer 5 MWel oder gar größer 10 MWel zugebaut. Da in hohen Leistungsbereichen fast ausschließlich Dampfturbinen eingesetzt werden, dominieren diese, wie Abbildung 7-4 verdeutlicht, mit ca. 88 % Anteil an der installierten elektrischen Leistung des Biomasse-(H)KW-Kraftwerksparks in Deutschland zum Ende des Jahres 2014, während der Anteil an der Anlagenanzahl mit ca. 22 % vergleichsweise gering ausfällt (Abbildung 7-3). Dampfturbinen werden meist in Anlagen mit einer (bewegten) Rostfeuerung oder einem Wirbelschichtkessel eingesetzt. 50 % der in Biomasse-(H)KW eingesetzten Dampfturbinen haben eine elektrische Leistung zwischen ca. 2,8 und 12,8 MWel, d.h. der IQR beträgt ca. 10 MWel (Abbildung 7-2). Die minimale elektrische Leistung liegt für die in der Biomasse-(H)KW-Datenbank des DBFZ verzeichneten Dampfturbinen-Anlagen bei ca. 0,3 MWel. Bis auf wenige Ausnahmen sind bei Biomasse(H)KW mit Dampfturbinen, aufgrund der Beschränkung des Erhalts einer EEG-Vergütung auf eine Leistung von maximal 20 MWel, meist keine höheren Leistungen als 20 MWel üblich. In Einzelfällen 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 74 Biogene Festbrennstoffe werden Dampfturbinen auch in höheren Leistungsbereichen bis zu 100 MWel, z.B. in Biomasse-(H)KW der Papier- und Zellstoffindustrie oder in Biomassemitverbrennungsanlagen eingesetzt, siehe dazu in Abschnitt 7.1.5. Im Mittel beträgt die elektrische Leistung der Biomasse-(H)KW mit Dampfturbinen ca. 8,4 MWel. Anlagen mit ORC-Turbinen Ursprünglich für die Strombereitstellung aus Niedertemperaturwärme entwickelt, hat sich der ORCProzess mit Unterstützung des Technologie-Bonus im Bereich der Biomasse(heiz)kraftwerke zu einer wesentlichen Größe entwickelt. 50 % der in Biomasse-(H)KW eingesetzten ORC-Turbinen haben eine elektrische Leistung zwischen ca. 0,6 und 1,6 MWel, d.h. der Interquartilsabstand (IQR) beträgt ca. 1 MWel (Abbildung 7-2). Die minimale und maximale elektrische Leistung liegt für die in der Biomasse(H)KW-Datenbank des DBFZ verzeichneten ORC-Anlagen bei ca. 0,2 MWel und 5 MWel. Im Mittel beträgt die elektrische Leistung von Anlagen mit ORC-Turbinen rund 1,2 MWel. Nach derzeitigem Kenntnisstand befanden sich Ende 2014 ca. 85 ORC-Anlagen mit einer kumulierten elektrischen Leistung von rund 103 MWel in Betrieb. Diese werden meist in Verbindung mit einer Rostfeuerung betrieben. Seit 2004 wuchs die Zahl der jährlich in Betrieb genommenen ORC-Anlagen für die Stromerzeugung aus fester Biomasse und erreichte ihren Höhepunkt mit rund 20 Inbetriebnahmen im Jahr 2009. Diese Entwicklungen wurden durch die Anreizwirkungen des EEG begünstigt, wonach Strom aus ORC-Anlagen mit einem zusätzlichen Technologie-Bonus bei Inbetriebnahme bis zum Ende des Jahres 2011 vergütet wird. Mit Inkrafttreten des EEG 2012 ist der Technologie-Bonus weggefallen und der Zubau an ORC-Anlagen in den Folgejahren verringerte sich auf ca. 5 Anlagen je Jahr bis schließlich in den vergangenen beiden Jahren kein nennenswerter Zubau mehr zu verzeichnen war. Holzvergasungsanlagen Bei Holzvergasungsanlagen gab es in den ersten zehn Jahren des EEG mehre Zu- und auch wieder Rückbauten geringer Anlagenzahlen, da die Anlagentechnik teils technisch noch nicht ausgereift und wartungsintensiv war. Die absteigende Festbett-Gleichstrom-Vergasung in Kopplung mit einem Gas-Ottomotor ist nach wie vor das dominierende Holzvergasungsverfahren, insbesondere in einem Leistungsbereich bis 50 kWel. In modernen Anlagen werden auch Verfahren der aufsteigenden Gleichstrom- und Wirbelschichtvergasung sowie zu geringen Anteilen weitere Verfahren eingesetzt (ZEYMER u. a., 2013). Die meisten derzeit in Deutschland betriebenen Vergasungsanlagen sind für den Brennstoff Holz – in Form von Hackschnitzeln oder Pellets – konzipiert. Dabei bestehen hohe Anforderungen an den Brennstoff hinsichtlich der Reinheit, des Wassergehalts und der Stückigkeit. Weitere Informationen zum Stand der Entwicklung der Holzvergasungstechnologie in Deutschland sind im DBFZ-Report Nr. 18 (ZEYMER u. a., 2013) verfügbar. Wie in Abbildung 7-3 zu erkennen, war zwischen den Jahren 2010 und 2013 erstmals ein deutlich erhöhter und kontinuierlich ansteigender Nettozubau an Holzvergaseranlagen zu verzeichnen. Bis zum Ende des Jahres 2011 in Betrieb gegangene Holzvergasungsanlagen hatten noch Anspruch auf den Technologiebonus im Rahmen des EEG 2009. Der Höhepunkt des Zubaus wurde nach derzeitigem Stand des Wissens mit ca. 125 Holzvergaseranlagen, die eine kumulierte elektrische Leistung von 12,7 MWel ausweisen, im Jahr 2013 erreicht. Im Jahr 2014 wurden mit rund 60 Anlagen und knapp 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 75 Biogene Festbrennstoffe 2,4 MWel bereits deutlich weniger Anlagen zugebaut. Diese Angaben umfassen neben den bekannten Anlagenstandorten auch die Schätzungen des Bestands an Holzvergaseranlagen auf Basis von Befragungen von Holzvergaserherstellern. Der Rückgang des Zubaus ab 2014 hängt vermutlich unter anderem mit dem Inkrafttreten der neuen Version des EEG zum 01.08.2014 zusammen, da die Absenkung der Fördersätze für den eingespeisten Strom in den allermeisten Fällen keinen wirtschaftlichen Betrieb von Holzvergaseranlagen mehr ermöglicht (ZEYMER, 2015). Für 2015 wird somit auch kaum ein Zubau an Holzvergaseranlagen erwartet. Die meisten Anlagen des derzeit angenommenen Holzvergaserbestands (inkl. Zubauschätzungen auf Basis von Herstellerbefragungen) sind den unteren EEG-Leistungssegmenten zuzuordnen: Rund 80 % der Holzvergasungsanlagen fallen in die Leistungsklasse ≤ 0,15 MWel, rund 20 % der Anlagen haben eine Leistung > 0,15 bis 0,5 MWel. Vereinzelt finden sich auch Anlagenstandorte, an denen bis zu ca. 30 Einzelholzvergasungseinheiten einen Verbund bilden und den Wärmebedarf größerer Liegenschaften oder Industriebetriebe decken. An einigen anderen Standorten wurden seit 2011 auch größere Holzvergasungsanlagen mit leistungsstärkeren BHKW im elektrischen Leistungsbereich zwischen ca. 1 und 2 MWel installiert. 50 % der in Holzvergasungsanlagen eingesetzten Gasmotor-BHKW haben eine elektrische Leistung zwischen ca. 40 und 180 kWel, d.h. der Interquartilsabstand (IQR) beträgt ca. 140 kWel (Abbildung 7-2). Die minimale und maximale elektrische Leistung liegt für die dem DBFZ bekannten Holzvergasungsanlagen in Deutschland bei ca. 15 und 2000 kWel. Im Mittel beträgt die elektrische Leistung von in Holzvergasungsanlagen eingesetzten Gasmotor-BHKW rund 110 kWel. Aufgrund der Vielzahl der Anlagen im geringen Leistungsbereich machten Holzvergaser zum Ende des Jahres 2014 rund 60 % der Anlagenanzahl (Abbildung 7-3) und rund 3 % der elektrischen Leistung (Abbildung 7-4) aller in Deutschland installierten Anlagen zur energetischen Nutzung fester Biomasse aus. Sonstige Stromerzeugungstechnologien Unter sonstigen Stromerzeugungstechnologien werden hauptsächlich in Betrieb befindliche Anlagen zusammengefasst, zu denen die Stromerzeugungstechnologie nicht bekannt ist. Außerdem werden einige wenige in der Biomasse-(H)KW-Datenbank verzeichnete Anlagen mit sonstiger Stromerzeugungstechnologie, wie z.B. Anlagen mit Dampfmotoren (n=11), unter dieser Rubrik zusammengefasst. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 76 Biogene Festbrennstoffe 800 sonstige Stromerzeugungstechnologie Gasmotor ORC-Turbine Dampfturbine 700 Anlagenanzahl 600 500 400 300 200 100 0 Abbildung 7-3: installierte elektrische Leistung [MWel 1.600 Anlagenanzahl differenziert nach Stromerzeugungstechnologie der in den Jahren 2000 bis 2014 in Betrieb befindlichen und für 2015 prognostizierten EEG-fähigen Biomasse-(H)KW (DBFZ, Stand 05.2015 – ohne Kraftwerke mit Biomasse-Mitverbrennung und den nicht nach EEG vergüteten Anteil der Papier- und Zellstoffindustrie; Angaben basierend auf der Biomasse-(H)KW-Datenbank des DBFZ sowie Annahmen bzgl. des Zubaus an Holzvergaseranlagen) sonstige Stromerzeugungstechnologie Gasmotor ORC-Turbine Dampfturbine 1.400 1.200 1.000 800 600 400 200 0 Abbildung 7-4: Installierte elektrische Bruttoleistung differenziert nach Stromerzeugungstechnologie der in den Jahren 2000 bis 2014 in Betrieb befindlichen und für 2015 prognostizierten EEG-fähigen Biomasse-(H)KW (DBFZ, Stand 05.2015 – ohne Kraftwerke mit Biomasse-Mitverbrennung und den nicht nach EEG vergüteten Anteil der Papier- und Zellstoffindustrie; Angaben basierend auf der Biomasse-(H)KW-Datenbank des DBFZ sowie Annahmen bzgl. des Zubaus an Holzvergaseranlagen) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 77 Biogene Festbrennstoffe Mikro-KWK-Anlagen Im Mikro-KWK-Bereich (zwischen 1 und 10 kWel) sind Verbrennungsmotoren bereits kommerziell verfügbar, während sich andere Technologien wie z.B. Stirlingmotoren oder Brennstoffzellen im Demonstrations- und Markteinführungsstadium (in Form von Kleinstserien) bewegen. Dampfkolbenmotoren oder kleine ORC-Turbinen sind derzeit nur als Demonstrationsanlagen vorhanden (BÜCHNER, 2015). Mikro-KWK-Technologien können teils in bestehende Heizungssysteme integriert werden und ermöglichen eine Erhöhung der Gesamteffizienz der Anlage. Jedoch besteht noch Entwicklungsbedarf mit dem Ziel der Steigerung der elektrischen Wirkungsgrade, der Verringerung des Wartungsaufwands verbunden mit der Erhöhung der Betriebsstunden sowie insbesondere der Reduzierung der Anlagenkosten. Anlagen mit Einsatz fester, aber nicht holzartiger Biomasse Derzeit ist nur ein Biomasse-(H)KW in Deutschland bekannt, in der im kommerziellen großtechnischen Maßstab als Brennstoff Stroh eingesetzt wird. Diese Anlage ging im Herbst 2013 in Betrieb und stellt über ein Fernwärmenetz Prozesswärme für einen größeren Industriebetrieb bereit. Die Anlage verfügt über eine Feuerungswärmeleistung von rund 50 MW und eine elektrische Leistung von rund 11 MWel. Planungen für ähnliche Anlagen an zwei weiteren Standorten in Deutschland sind zwar vorhanden, jedoch ist eine Umsetzung vor dem Hintergrund des EEG 2014 laut Betreiber fraglich. 7.1.4 Regionale Verteilung – Bundeslandebene Die regionale Verteilung des Anlagenbestandes erfolgt anhand der Biomasse-(H)KW-Datenbank des DBFZ, die auf den in Abschnitt 7.1.1 beschriebenen Datenquellen basiert. In Tabelle 7-1 ist die Verteilung der zum Ende des Jahres 2014 in Betrieb befindlichen Biomasse-(H)KW (inkl. der in der (H)KW-Datenbank erfassten Holzvergaseranlagen) differenziert nach Anlagenzahl und installierter elektrischer Anlagenleistung auf Ebene der Bundesländer dargestellt. Wie in Abschnitt 7.1.1 bereits erwähnt gilt es dabei zu beachten, dass aufgrund der geringen Anlagengröße und des dynamischen Wachstums des Marktes der Holzvergaser im Zeitraum 2011 bis 2013 noch keine vollständige Erfassung dieses Anlagenbestandes in der Datenbank möglich war. Da die Schätzungen des Zubaus an Holzvergaseranlagen, nicht vollständig den einzelnen Bundesländern zugeteilt werden können, sind diese in den Einzelwerten der Tabelle 7-1 nicht enthalten, sondern sind nur am Ende der Tabelle für den Gesamtbestand eingeschlossen. Bei Biomasse-(H)KW im höheren Leistungsbereich >200 kWel ist von einer hohen Erfassungsquote auszugehen. In den Bundesländern Bayern, Nordrhein-Westfalen, Baden-Württemberg, Brandenburg und Niedersachsen werden jeweils rund zehn oder mehr Prozent der insgesamt in Deutschland installierten elektrischen Leistung von Biomasse-(H)KW und Holzvergaseranlagen betrieben. Zusammen ist in diesen fünf Bundesländern gut 64 % der gesamten in Deutschland vorhandenen Leistung von Anlagen mit Einsatz fester (holzartiger) Biomasse installiert. Bezogen auf die Anlagenanzahl sind insbesondere die Bundesländer Bayern und Baden-Württemberg zu nennen, in denen rund 35 bzw. 14 % aller deutschen Biomasse-(H)KW und Holzvergaseranlagen zu finden sind. Dies ist auf die hohe Anzahl der Anlagen im geringeren Leistungsbereich (z.B. mit Holzvergasungstechnologie) im süddeutschen Raum zurückzuführen. Dies spiegelt sich auch in der relativ geringen installierten mittleren elektrischen Leistung in Bayern wider. Das Bundesland mit der zweithöchsten installierten elektrischen Leistung 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 78 Biogene Festbrennstoffe nach Bayern ist Nordrhein-Westfalen, wo vermehrt Anlagen im Leistungsbereich > 1 MWel zu finden sind. In den fünf oben genannten Bundesländern sind (bezogen auf die Anlagenanzahl) rund 72 % der Biomasse-(H)KW in Deutschland installiert. Die relativ hohen mittleren elektrischen Leistungen in den Bundesländern Berlin und Hamburg sind auf dort betriebene Anlagen im gehobenen Leistungsbereich mit Anschluss an städtische Fernwärmenetze zurückzuführen. Die im Vergleich überdurchschnittlich hohe installierte, mittlere elektrische Leistung in Brandenburg ist auf sieben Biomasse-(H)KW mit einer elektrischen Leistung zwischen 10 und 20 MWel zurückzuführen. Abbildung 7-5 zeigt eine Karte der derzeit dem DBFZ bekannten Anlagenstandorte an Biomasse-(H)KW in Deutschland. Während sich Biomasse-(H)KW mit Dampfturbinen, ORC-Turbinen oder mit sonstigen Stromerzeugungstechnologien über Deutschland relativ gleichmäßig verteilen, ist bei Holzvergasern eine Häufung im süddeutschen Raum sowie in waldreicheren Regionen mit einer hohen Anzahl an holzverarbeitenden Betrieben zu erkennen. So sind in Bayern knapp 50 %, in Nordrhein-Westfalen rund 27 % und in Baden-Württemberg rund 9 % der dem DBFZ derzeit bekannten Anlagenanzahl an Holzvergaseranlagen zu verzeichnen. Die bekannte installierte, elektrische Holzvergaserleistung verteilt sich ähnlich. Des Weiteren bildet die in Abbildung 7-5 gezeigte Karte auch die räumliche Verteilung der installierten elektrischen Anlagenleistung ab. So sind insbesondere in Bayern, Nordrhein-Westfalen und BadenWürttemberg hohe kumulierte elektrische Leistungen zu erkennen. Hohe elektrische Leistungen auf kleiner Fläche sind auch in den größeren Ballungsgebieten, wie z.B. dem Ruhrgebiet, Hamburg, Berlin oder München zu verzeichnen. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 79 Biogene Festbrennstoffe Tabelle 7-1: Verteilung der Biomasse-(H)KW und Holzvergaseranlagen in Deutschland, differenziert nach Anlagenanzahl, installierter elektrischer Anlagenleistung und mittlerer Anlagenleistung zum Ende des Jahres 2014 (auf Basis der Biomasse-(H)KW-Datenbank sowie Schätzungen des Bestands an Holzvergaseranlagen auf Basis von-Befragungen von Holzvergaserherstellern 2013, 2014 und 2015) Bundesland Anlagenanzahl Biomasse(H)KW Baden-Württemberg Summe inst. el. Anlagenleistung [MWel] mittlere inst. el. Anlagenleistung [MWel] 57 172 3,0 138 244 1,8 Berlin 2 25 12,5 Bremen 0 0 0,0 23 168 7,3 2 22 10,9 Hessen 26 88 3,4 MecklenburgVorpommern 10 48 4,8 Niedersachsen 24 161 6,7 Nordrhein-Westfalen 43 212 4,9 Rheinland-Pfalz 16 88 5,5 Saarland 3 4 1,5 Sachsen 21 92 4,4 Sachsen-Anhalt 11 78 7,1 6 10 1,7 Thüringen 13 80 6,1 Summe 1) 395 1.491 3,8 Gesamtbestand 2) 696 1.511 2,2 Bayern Brandenburg Hamburg Schleswig-Holstein Biomasse-(H)KW-Bestand zum Ende des Jahres 2014 exkl. Annahmen des Zubaus an Holzvergaseranlagen (Stand 05.2015) 1) Biomasse-(H)KW-Bestand zum Ende des Jahres 2014 inkl. Annahmen des Zubaus an Holzvergaseranlagen (Stand 05.2015) 2) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 80 Biogene Festbrennstoffe Abbildung 7-5: Kartendarstellung der regionalen Verteilung der Biomasse-(H)KW und Holzvergaseranlagen in Deutschland, differenziert nach Stromerzeugungstechnologie und installierter elektrischer Anlagenleistung zum Ende des Jahres 2014 (auf Basis der Biomasse-(H)KW-Datenbank des DBFZ, Stand 05.2015) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 81 Biogene Festbrennstoffe 7.1.5 Nutzung von fester Biomasse zur Energiebereitstellung außerhalb des EEG Im Folgenden wird auf die energetische Nutzung von Biomasse in ausgewählten Biomasse-(H)KW in Unternehmen der Papier- und Zellstoffindustrie sowie die Mitverbrennung von Biomasse in Kohlekraftwerken eingegangen. Außerdem weisen auch die in Abfallverbrennungsanlagen eingesetzten Brennstoffe einen Biomasseanteil auf. Einige Heizkraftwerke in der Papier- und Zellstoffindustrie, die ausschließlich Biomasse einsetzen, haben einen EEG-Vergütungsanspruch. Aufgrund der Höhe ihrer Anlagenleistung (> 20 MWel) kann bei einigen Anlagen nur ein Teil der Gesamtleistung nach dem EEG vergütet werden. Als BiomasseBrennstoffe werden hauptsächlich im Werk anfallende Reste aus der Holzaufbereitung (Rinde und Holzreste) und aus der Papier- und Zellstoffherstellung (Schwarzlauge) sowie Altholz eingesetzt. Einige andere Heizkraftwerke in der Papier- und Zellstoffindustrie setzen Biomasse neben anderen Brennstoffen nur zur Mitverbrennung ein und werden daher nicht nach dem EEG vergütet. Die anderen, nicht biogenen Brennstoffe setzen sich zusammen aus Faser- und Reststoffen aus der Altpapieraufbereitung (Faserschlämme, Spuckstoffe), Klärschlämmen aus den werkseigenen Abwasseraufbereitungsanlagen sowie Ersatzbrennstoffen. Außerdem werden in den Mitverbrennungsanlagen auch fossile Brennstoffe eingesetzt, wie z.B. Kohle, Erdgas und zu einem geringen Anteil auch Heizöl. In Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden. wird eine Übersicht zu den Heizkraftwerken der Papier- und Zellstoffindustrie gegeben. Auf Basis von Recherchen und telefonischer Befragungen der Betreiber von Kraftwerken, die zu Unternehmen der Papier- und Zellstoffindustrie gehören, konnten Angaben zur installierten und vergüteten elektrischen Leistung sowie zur Stromerzeugung ermittelt werden. Dabei ist zu beachten, dass es sich bei den Angaben zur installierten Leistung sowie zur Stromerzeugung in Kraftwerken der Papier- und Zellstoffindustrie nur um Richtwerte handelt, da nicht alle Anlagenbetreiber genauere Angaben machen können oder wollen. Zum Abgleich und zur Validierung der Angaben wurden daher zusätzlich auch die aktuellsten (Bezugsjahr 2013) Bewegungsdaten der Bundesnetzagentur (BNETZA, 2014b) heran gezogen. Basierend auf den Recherche- und Befragungsdaten sowie auf den BNetzA-Daten 2013 (BNETZA, 2014b) wurde die Stromerzeugung durch Heizkraftwerke der Papier- und Zellstoffindustrie berechnet5. So belief sich die gesamte Stromerzeugung, d.h. inklusive des nicht-biogenen Anteils der Mitverbrennungsanlagen, im Jahr 2013 auf rund 2,3 TWhel. Diese Strommenge wurde durch eine kumulierte Kraftwerksleistung von rund 373 MWel bereitgestellt. Davon wurden rund 1,7 TWhel Strom aus Biomasse erzeugt. Diese Strommenge beinhaltet den kompletten Biomasseeinsatz in den reinen Biomasse-Heizkraftwerken sowie soweit bekannt den anteiligen Biomasseeinsatz in Mitverbrennungsanlagen. Für zwei Mitverbrennungsanlagen ist der durch die Biomasse-Mitverbrennung bereitgestellte Leistungsanteil derzeit nicht bekannt. Dieser wird jedoch als sehr gering eingeschätzt, sodass für den Wert von 1,7 TWhel eine Erhöhung um nur wenige Prozent angenommen wird. Diese 5Im Falle, dass die Auslastung unbekannt war, wurden 6.000 Volllaststunden für die Heizkraftwerke der Papier- und Zellstoffindustrie angenommen (AGEE-STAT, 2013). 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 82 Biogene Festbrennstoffe Strommenge wurde durch eine kumulierte, Biomasse-betriebene Kraftwerksleistung von ca. 266 MWel bereitgestellt. Somit kann ein Leistungsanteil von ca. 107 MWel nicht der Stromerzeugung aus Biomasse zugeordnet werden. Diese Leistung wird vielmehr durch andere Brennstoffe, wie z.B. anfallende Reststoffe aus der Papier- und Zellstoffproduktion sowie fossile Energieträger, bereitgestellt. Der nicht der Biomasse zuzuordnende Anteil der Stromerzeugung beträgt somit rund 0,56 TWhel. Ein Zubau von Biomasse-(H)KW in der Papier-und Zellstoffindustrie ist derzeit nicht abzusehen. Da zwei Biomasse-(H)KW im Leistungsbereich > 20 MWel nur einen Teil ihrer Gesamtleistung nach dem EEG vergüten lassen können und Biomasse-Mitverbrennungsanlagen keinen Anspruch auf eine EEGVergütung haben, beläuft sich die durch Heizkraftwerke der Papier- und Zellstoffindustrie eingespeiste nach EEG vergütete Strommenge laut BNetzA 2013 (BNETZA, 2014b) auf rund 0,97 TWhel für das Jahr 2013. Diese Strommenge wurde durch eine kumulierte nach EEG vergütete Kraftwerksleistung von 124 MWel bereitgestellt. In einer am DBFZ durchgeführten Studie (SCHÄFER, 2014) wurde die Mitverbrennung von Biomasse in Kohlekraftwerken untersucht. Dabei konnte im Rahmen einer Befragung von Kraftwerksbetreibern ca. 80 % der elektrischen Leistung der deutschen Kohlekraftwerke erfasst werden. Es wurde ermittelt, dass über 80 % der befragten Kraftwerksblöcke auf die Mitverbrennung von festen Biobrennstoffen verzichtet. In nur knapp 18 % der befragten Kraftwerksblöcke wurde oder wird Biomasse mitverbrannt (SCHÄFER, 2014). Jedoch wurde oder wird nur in knapp der Hälfte dieser Kraftwerksblöcke, Biomasse regulär zur Mitverbrennung eingesetzt, während in den übrigen Kraftwerksblöcken die Biomasse nur testweise und in geringen Mengen eingesetzt wurde. Insgesamt wurde im Zeitraum von 2010 bis 2012 nur eine Strommenge von rund 0,85 TWhel durch den Einsatz von Biomasse zur Mitverbrennung in Kohlekraftwerken bereitgestellt. Laut den Ergebnissen der Befragung (SCHÄFER, 2014) stellt die Mitverbrennung von Biomasse für rund 80 % der Kraftwerke auch in Zukunft keine Option dar. D.h., es kann unter den derzeitigen wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen davon ausgegangen werden, dass die Menge der in Kohlekraftwerken zur Mitverbrennung eingesetzten Biomasse zukünftig nicht zunimmt. Darüber hinaus wird auch Abfall (u.a. Rest- und Gewerbeabfälle, Sperrmüll), welcher einen durchschnittlichen biogenen Anteil mit u.a. auch festen Biomassebestandteilen, von rund 50 % hat (UBA, 2011), in Müllverbrennungsanlagen verbrannt. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 83 Biogene Festbrennstoffe Tabelle 7-2: Übersicht der Biomasse-(H)KW der Papier- und Zellstoffindustrie (DBFZ, Stand Mai 2015) Name des Unternehmens (Heizkraftwerksbetreiber) Inbetriebnahmejahr Gesamtleistung [MWel] EEG-vergütete Leistung [MWel] EEG-Einspeisung seit: Sappi Alfeld GmbH 2003 16,8 16,8 2003 Sappi Ehingen GmbH 2000 13,2 13,2 2000 Sappi Stockstadt GmbH 2003 14 14 2003 SCA Hygiene Products GmbH 2003 20 20 2003 Stora Enso Maxau GmbH 2010 78 Biomasse-Mitverbrennung (ca. 55 % Biomasseanteil6) Stora Enso Sachsen GmbH 1993 47,4 Biomasse-Mitverbrennung UPM-Kymmene Papier GmbH & Co. KG, Werk Schongau 2001 6 Biomasse-Mitverbrennung (ca. 17 % Biomasseanteil7) UPM-Kymmene Papier GmbH & Co. KG, Werk Schwedt 1993 13,3 Biomasse-Mitverbrennung (ca. 10 % Biomasseanteil8) WEPA - Papierfabrik, Werk MarsbergGiershagen 1996 7,5 Biomasse-Mitverbrennung Zellstoff- und Papierfabrik Rosenthal GmbH 1999 57 20 2000 Zellstoff Stendal Holz GmbH 2004 100 40 2004 373 124 Gesamt 7.2 Betreiberbefragung Zwecks der Analyse der Anlagenentwicklung sowie der Erhebung des gegenwärtigen Standes der Nutzung fester, (meist holzartiger) Biomasse in Deutschland wurde im Zeitraum Februar / März 2015 zum dritten Mal seit 2013 eine Befragung von Anlagenbetreibern durch das DBFZ durchgeführt. Ziel der Befragung war es, für eine möglichst große Anzahl von Biomasse-(H)KW eine Erhebung durchzuführen, um repräsentative Daten u.a. zum Anlagenbetrieb, der Vergütung und Direktvermarktung, zu berechnet auf Grundlage von (STORAENSO MAXAU GMBH, 2013) sowie auf Grundlage von (STORAENSO MAXAU GMBH, 2013) berechnet auf Grundlage von (UPM-KYMMENE PAPIER GMBH & CO. KG, WERK SCHONGAU, 2013) sowie auf Grundlage von (UPMKYMMENE PAPIER GMBH & CO. KG, WERK SCHONGAU, 2013) 8 berechnet auf Grundlage von (UPM-KYMMENE PAPIER GMBH & CO. KG, WERK SCHWEDT, 2013) sowie auf Grundlage von (UPMKYMMENE PAPIER GMBH & CO. KG, WERK SCHWEDT, 2013) 6 7 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 84 Biogene Festbrennstoffe Anlagentechnik und -erweiterungen sowie zum Brennstoffeinsatz zu erfassen. Bezugsjahr für die im Rahmen der Betreiberbefragung 2015 erhobenen Daten ist das Betriebsjahr 2014. Um die Vergleichbarkeit der Daten und Ableitung von Entwicklungen des Anlagenbestandes an Biomasse-(H)KW zu vereinfachen, wurde der Fragebogen inhaltlich zum großen Teil ähnlich zu den Befragungen in den vorangegangenen Jahren gestaltet. Bei der diesjährigen Erhebung wurde auf Basis der Erfahrungen der Vorjahres-Befragung jedoch versucht einige Frage zu präzisieren, um möglichst klar definierte Antworten zu erhalten. So besteht z. B. die Möglichkeit einige technische Parameter (z.B. installierte Leistung, Wirkungsgrade, Stromerzeugungstechnologie und Generator) sowie Angaben zur Vergütung und Erzeugungsdaten (Betriebsstunden (EEG-)Strommenge) je Stromerzeugungseinheit separat anzugeben. Obwohl versucht wurde möglichst detaillierte Angaben zu erfragen, ist es kaum möglich, alle Besonderheiten einzelner Biomasse-(H)KW durch eine einheitliche Befragung abzudecken. Folgende Liste gibt eine Übersicht zu Aspekten, zu denen die Betreiber im Einzelnen befragt wurden: Anlagengenehmigung bzw. Betriebsstatus der Anlage Art der Strom- und Wärmenutzung einzelne Erfassung der verschiedenen Stromerzeugungseinheiten z.B. bzgl. installierter el. Leistung, Betriebsstunden, erzeugter und nach EEG vergüteter Strommenge, Wirkungsgrad, Stromerzeugungstechnologie und Typ des Generators Vergütung nach EEG (EEG 2000, 2004, 2009, 2012, 2014) Direktvermarktung und Inanspruchnahme der Marktprämie Zeiträume der Direktvermarktung und Wechsel zwischen Vergütung EEG (§16) und Direktvermarktung Eigenstrom- und Eigenwärmebedarf der Anlage Externe Wärmenutzung und Art der ext. Wärmenutzung und Wärmeverteilung Brennstoffeinsatz (Art, Beschaffenheit, Menge, durchschnittliche Transportentfernung, Kosten) durchgeführte oder geplante Maßnahmen zur Anlagenerweiterung bzw. Erhöhung der Effizienz Aufgrund der unterschiedlichen thermo-chemischen Prozess- und Stromerzeugungstechnologien von Holzvergaseranlagen und sonstigen Biomasse-(H)KW (auf Basis von Verbrennungsreaktoren mit ORC-, Dampfturbinen o.a. Technologien zur Strombereitstellung) wurden zwei Fragebögen erstellt, die im Anhang A 5 und A 6 zu finden sind. Mitte Februar 2015 wurden insgesamt 603 Fragebögen (2014: 430 Fragebögen, 2013: 391 Fragebögen) postalisch an die dem DBFZ bekannten, für den Betrieb von Bioenergieanlagen mit Einsatz fester (holzartiger) Biomasse, verantwortlichen Ansprechpartner versendet. Rund 70 % der Anlagenbetreiber wurden auf Basis der (H)KW-Datenbank des DBFZ angeschrieben und zusätzlich rund 30 % der Anlagenbetreiber wurden auf Basis von Anlagenstandortadressen aus den Anlagenstammdaten 2013 der Bundesnetzagentur angeschrieben. Bei letzteren handelte es sich vornehmlich um Anlagen im geringen Leistungsbereich von denen aufgrund der Auswertung der Daten der Bundesnetzagentur angenommen werden konnte, dass es sich um Anlagen handelt, die feste Biomasse einsetzen, so z.B. noch nicht in der (H)KW-Datenbank des DBFZ erfasste Holzvergasungsanalgen. Bei der Befragung 2015 (Bezugsjahr 2014) sind insgesamt 107 Rückmeldungen von Betreibern eingegangen. Aufgrund nicht immer vollständiger Beantwortung konnten jedoch nicht zu jeder 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 85 Biogene Festbrennstoffe Fragestellung alle Rückmeldungen einbezogen werden. Im Folgenden wird daher immer die zu Grunde liegende Anzahl (n) der für die jeweilige Auswertung zur Verfügung stehenden Rückläufe angegeben. Die Rücklaufquote der diesjährigen Befragung beträgt rund 18 %. Damit liegt der Rücklauf nur etwas niedriger als im Vorjahr. Dies ist jedoch mit den bei der Befragung 2015 zusätzlich auf Basis der BNetzA-Daten angeschriebenen Anlagenstandorten zu erklären, deren Rücklauf deutlich geringer als der Rücklauf der auf Basis der (H)KW-Datenbank angeschriebenen Anlagen war. Von zwei geplanten Anlagen im mittleren Leistungsbereich bis 2 MWel, deren geplantes Inbetriebnahmedatum in den Gültigkeitszeitraum des EEG 2014 gefallen wäre, wurde im Rahmen der Befragung 2014 bekannt, dass die Umsetzung der Planungen bzw. der Bau nicht realisiert wurden, da laut Auskünften der Planer im Rahmen des EEG 2014 kein wirtschaftlicher Betrieb möglich sei. Ausgehend von einem Gesamtanlagenbestand Ende 2014 von etwa 696 Biomasse-(H)KW inkl. Holzvergaseranlagen (siehe Kap. 7.1.2) stehen aus der Betreiberbefragung etwa 15 % (bezogen auf die Anlagenanzahl) und ca. 26 % (bezogen auf die Anlagenleistung) des derzeit vom DBFZ angenommenen Biomasse-(H)KW-Bestands für die nachfolgenden Auswertungen zur Verfügung. 7.2.1 Verteilung der Befragungsergebnisse 7.2.1.1 Verteilung der Rückläufe nach Inbetriebnahmejahr Eine Aufschlüsselung des Rücklaufs der Befragung nach Inbetriebnahmejahr ist in Tabelle 7-3 dargestellt. Die meisten Rückmeldungen gingen für Anlagen ein, die zwischen 2004 und 2008 in Betrieb gingen und somit nach dem EEG 2004 vergütet werden. Für die EEG-Periode 2009, also Anlagen mit Inbetriebnahme zwischen 2009 und 2011, gingen die zweitmeisten Rückmeldungen ein. Während 6 Rückmeldungen zu Anlagen eingingen, die 2012, und 11 zu Anlagen, die 2013 in Betrieb gingen, sind für Anlagen mit Inbetriebnahme im Jahr 2014 nur zwei Rückmeldungen zu verzeichnen. Im Verhältnis zu dem derzeit angenommenen Zubau an Biomasse-(H)KW und Holzvergaseranlagen von ca. 67 Anlagen für 2014 stellen diese beiden Anlagen also keine ausreichende Datenbasis dar, um Aussagen zu Anlagen zu machen, die im Rahmen des EEG 2014 in Betrieb gingen. Ein Vergleich der Verteilung der Gesamtanlagenanzahl (GG) laut (H)KW-Datenbank und der Verteilung der Rückläufe zeigt, dass Anlagen mit Inbetriebnahme vor 2000 in der Befragung eher unterrepräsentiert sind, während Anlagen der ersten EEG-Periode von 2000 bis 2003 mit 4 % Anteil am Rücklauf und 7 % Anteil an Gesamtanlagenbestand laut (H)KW-Datenbank tendenziell etwas besser repräsentiert sind. Eine verhältnismäßig gute Abdeckung der EEG-Periode 2009 wird durch den Rücklauf der Befragung 2015 erreicht. Aufgrund der Vielzahl der in den letzten Jahren zugebauten Anlagen im geringen Leistungsbereich, konnte durch die Befragung nur eine tendenziell geringere Repräsentativität für die Inbetriebnahmejahre seit 2012 erreicht werden. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 86 Biogene Festbrennstoffe Tabelle 7-3: Verteilung des Rücklaufs der DBFZ-Betreiberbefragung 2015 nach Inbetriebnahmejahr und Vergleich mit der Verteilung des Gesamtanlagenbestands (Anlagenanzahl laut DBFZ-Biomasse-(H)KW-Datenbank zum Ende des Jahres 2014 (Stand 05.2015 inkl. Schätzungen bzgl. des Zubaus an Holzvergaseranlagen), GG) Inbetriebnahme der Anlage Rücklauf [Anzahl] Anteil am Rücklauf [%] Verteilung Gesamtanlagenanzahl (GG) [%] vor 2000 9 11% 3% 2000 - 2003 3 4% 7% 2004 - 2008 29 34% 23% 2009 – 2011 25 29% 25% 2012 - 2014 19 22% 42% keine Angabe 22 gesamt 7.2.1.2 107 Verteilung der Rückläufe nach Anlagengrößen Ein Blick auf die Verteilung der gesamten Anlagenanzahl in Deutschland macht deutlich, dass rund 66 % der dem DBFZ derzeit bekannten Anlagen (inkl. Schätzungen bzgl. des Zubaus an Holzvergaseranlagen) den Leistungsklassen bis 0,5 MWel zuzuordnen sind (vgl. Tabelle 7-4). Dabei ist jedoch zu beachten, dass diese Anlagen nur rund vier Prozent der installierten elektrischen Leistung repräsentieren. Der überwiegende Anteil der elektrischen Leistung (ca. 96 %) wird hingegen von Anlagen > 0,5 MWel bereitgestellt. Knapp 60 % aller Rückläufe sind Anlagen der Größenklassen > 0,5 bis 5 MWel und > 5 MWel zuzuordnen. Bezogen auf die Anlagenanzahl sind die Anlagen > 0,5 MWel also eher überrepräsentiert, bezogen auf ihre Anlagenleistung jedoch eher unterrepräsentiert. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 87 Biogene Festbrennstoffe Tabelle 7-4: Verteilung des Rücklaufs der DBFZ-Betreiberbefragung 2015 nach Leistungsklassen und Vergleich mit der Verteilung des Gesamtanlagenbestands (Anlagenanzahl laut DBFZ-Biomasse-(H)KW-Datenbank zum Ende des Jahres 2014 (Stand 05.2015 inkl. Schätzungen bzgl. des Zubaus an Holzvergaseranlagen), GG) inst. el. Anlagenleistung [MWel] Rücklauf [Anzahl] ≤ 0,15 MWel Anteil am Rücklauf [%] Verteilung Gesamtanlagenanzahl (GG) [%] 29 32% 50% 8 9% 16% > 0,5 bis 5 MWel 28 31% 20% > 5 MWel 25 28% 14% keine Angabe 17 100 100 > 0,15 bis 0,5 MWel gesamt 107 Holzvergaseranlagen sind meist in Leistungsbereichen bis ca. 200 kWel zu finden, während Biomasse(H)KW mit Einsatz sonstiger Technologien zur Strombereitstellung (z. B. auf Basis von Verbrennungsreaktoren mit ORC-, Dampfturbinen o.a. Technologien zur Strombereitstellung) meist in höheren Leistungsbereichen anzusiedeln sind. Rund 64 % der Rückläufe stammen von Betreibern von Biomasse-(H)KW (exkl. Holzvergasungstechnologie), während ca. 36 % der Rückläufe von Betreibern von Holzvergaseranlagen stammen. 7.2.1.3 Regionale Verteilung der Rückläufe Die regionale Verteilung der Rückläufe der Betreiberbefragung 2015 sowie Angaben des Rücklaufs bezogen auf den Anlagenbestand laut (H)KW-Datenbank sind in Tabelle 7-5 dargestellt. Darin wird Bezug auf die Biomasse-(H)KW und Holzvergaseranlagen genommen, die derzeit in der Anlagendatenbank des DBFZ verzeichnet sind (siehe dazu auch Abschnitt 7.1.4). Bezugszeitpunkt ist der 31.12.2014. Nicht eingeschlossen werden jedoch die Annahmen bzgl. des Zubaus an Holzvergaseranlagen, da eine regionale Zuordnung zu den einzelnen Bundesländern (BL) nicht möglich ist. Für zehn Bundesländer stehen mehr als 15 % des dort vorhandenen Anlagenbestands (bezogen auf die Anlagenanzahl sowie auf die kumulierte elektrische Leistung in diesem Bundesland) für die Auswertung zur Verfügung. Der Rücklauf zeigt jedoch auch regionale Unterschiede. Tabelle 7-5 verdeutlicht, dass nahezu alle relevanten Bundesländer in der Betreiberbefragung repräsentiert sind. Keine Antworten gingen von Betreibern aus dem Saarland ein. Im Bundesland Bremen sind dem DBFZ derzeit keine in Betrieb befindlichen Anlagen bekannt. Eine hohe Beteiligung war in den südlichen Bundesländern zu verzeichnen: Bezogen auf die Anlagenanzahl kamen rund 58 % und bezogen auf die in diesen beiden Bundesländern installierte elektrische Leistung rund 38 % des Rücklaufs der diesjährigen Befragung aus Baden-Württemberg und Bayern. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 88 Biogene Festbrennstoffe Bezogen auf die erfasste Anlagenanzahl sind im Rücklauf der diesjährigen Befragung folgende Länder überrepräsentiert (die erstgenannten am deutlichsten, die letztgenannten am geringsten): Thüringen, Berlin, Hamburg, Hessen, Baden-Württemberg, Schleswig-Holstein und Bayern. Der Anteil des Rücklaufs aus Sachsen-Anhalt am Gesamtrücklauf weicht kaum vom Anteil Sachsen-Anhalts am deutschen Gesamtanlagenbestand ab. Die Länder Niedersachsen, Rheinland-Pfalz, Brandenburg, Sachsen, Nordrhein-Westfalen und Mecklenburg-Vorpommern sind bezogen auf die erfasste Anlagenanzahl im Rücklauf der diesjährigen Befragung unterrepräsentiert (die erstgenannten am deutlichsten, die letztgenannten am geringsten). Bezogen auf die erfasste Anlagenleistung sind im Rücklauf der diesjährigen Befragung folgende Länder überrepräsentiert (die erstgenannten am deutlichsten, die letztgenannten am geringsten): Thüringen, Baden-Württemberg, Hessen und Berlin. Der Anteil des Rücklaufs aus Bayern, MecklenburgVorpommern, Nordrhein-Westfalen und Sachsen-Anhalt am Gesamtrücklauf weicht kaum vom Anteil dieser Länder an der deutschen Gesamtanlagenleistung ab. Die Länder Schleswig-Holstein, Brandenburg, Rheinland-Pfalz, Hamburg, Niedersachsen und Sachsen sind bezogen auf die erfasste Anlagenleistung im Rücklauf der diesjährigen Befragung unterrepräsentiert (die erstgenannten am deutlichsten, die letztgenannten am geringsten). Von den fünf Bundesländern mit den höchsten installierten elektrischen Gesamtleistungen konnte für Baden-Württemberg knapp die Hälfte der dort installierten Kraftwerksleistung erfasst werden, für Nordrhein-Westfalen rund 28 %, für Bayern rund 25 % und für Niedersachsen ca. 17 % während für Brandenburg nur ca. 2 % der dort installierten Anlagenleistung erfasst werden konnte. Die Rücklaufquote gemessen an dem Verhältnis der installierten elektrischen Leistung der Biomasse(H)KW, zu denen ein Fragebogen eingegangen ist, zur gesamten in Deutschland installierten Biomasse(H)KW-Leistung, die in der (H)KW-Datenbank des DBFZ verzeichnet ist, beträgt rund 26 %. Die Rücklaufquote bezogen auf die gesamte in der (H)KW-Datenbank des DBFZ verzeichnete Anlagenanzahl beträgt ca. 27 %. Aufgrund der inhomogenen und insgesamt begrenzten Anzahl an Rückläufen je Bundesland ist eine regionale Auswertung der zugrunde liegenden Daten nicht möglich. Bundesländer mit hohen Rücklaufquoten würden dabei besser abgebildet als Bundesländer mit vergleichsweise wenigen Rückläufen. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 89 Biogene Festbrennstoffe Tabelle 7-5: Regionale Verteilung des Rücklaufs der DBFZ-Betreiberbefragung 2015 bezogen auf die Anlagenanzahl und die nach dem EEG vergütete installierte el. Leistung Anteil am Rückmeldungen Rücklauf (bezogen [Anzahl] auf die Anzahl) [%] Bundesland Anteil am Rücklauf (bezogen auf die el. Leistung) [%] Anteil des Rücklaufs am Anlagenbestand BL1) [%] Anteil des Rücklaufs an Anlagenleistung BL2) [%] Verteilung Anlagenbestand (GG) in Dtl. 1) [%] Verteilung Anlagenleistung (GG) in Dtl. 2) [%] Baden-Württemberg 19 17,8% 21,9% 33,3% 49,1% 14,4% 11,6% Bayern 43 40,2% 15,9% 31,2% 25,3% 34,9% 16,4% Berlin 1 0,9% 2,0% 50,0% 31,6% 0,5% 1,7% Bremen 0 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Brandenburg 3 2,8% 0,7% 13,0% 1,7% 5,8% 11,3% Hamburg 1 0,9% 0,5% 50,0% 8,3% 0,5% 1,5% 10 9,3% 9,1% 38,5% 40,2% 6,6% 5,9% MecklenburgVorpommern 2 1,9% 3,3% 20,0% 26,6% 2,5% 3,2% Niedersachsen 3 2,8% 7,1% 12,5% 17,1% 6,1% 10,8% NordrheinWestfalen 8 7,5% 15,4% 18,6% 28,2% 10,9% 14,2% Rheinland-Pfalz 2 1,9% 1,5% 12,5% 6,5% 4,1% 5,9% Saarland 0 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,8% 0,3% Sachsen 3 2,8% 5,2% 14,3% 21,8% 5,3% 6,2% Sachsen-Anhalt 3 2,8% 5,7% 27,3% 28,4% 2,8% 5,2% Schleswig-Holstein 2 1,9% 0,0% 33,3% 0,5% 1,5% 0,7% Thüringen 7 6,5% 11,8% 53,8% 57,1% 3,3% 5,4% 107 100,0% 100,0% 27,1% 26,0% 100,0% 100,0% Hessen Gesamt Bezug: Anzahl Biomasse-(H)KW zum Ende des Jahres 2014 laut DBFZ-Biomasse-(H)KWDatenbank exkl. Korrekturannahmen für Holzvergaseranlagen (Stand 05.2015) 1) Bezug: installierte el. Anlagenleistung zum Ende des Jahres 2014 laut DBFZ-Biomasse-(H)KWDatenbank exkl. Korrekturannahmen für Holzvergaseranlagen (Stand 05.2015) 2) GG = Grundgesamtheit, BL = Bundesland 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 90 Biogene Festbrennstoffe 7.2.2 Strom- und Wärmebereitstellung Nachfolgend wird die Strom- und Wärmebereitstellung aus fester Biomasse, bezüglich der Rückmeldungen aus der Betreiberbefragung 2015 ausgewertet. Aus der Abbildung 7-6 werden Rückschlüsse auf die Betriebsweise der Anlagen gezogen. Insgesamt konnten hierzu 73 von 107 Anlagen ausgewertet werden. Holzvergaseranlagen Biomasse-(H)KW 24% stromgeführt 38% wärmegeführt 62% 76% n = 52 Abbildung 7-6: n = 21 Verteilung der Betriebsweise der Anlagen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen insgesamt n = 73) Nach Angaben der Betreiber von Biomasse-(H)KW (ohne Holzvergasertechnologie) wurden diese zu 62 % wärmegeführt betrieben. Dies entspricht einer Anzahl von 32 Anlagen, welche im Mittel eine installierte elektrische Leistung von ca. 4,4 MWel aufweisen. Im Vergleich dazu, verfügen die 20 stromgeführten Anlagen über eine wesentlich höhere installierte elektrische Leistung von im Mittel ca. 10,7 MWel. Abbildung 7-6 zeigt zudem, dass mit 76 % ein Großteil der Holzvergaseranlagen wärmegeführt betrieben wurden, wobei 18 Betreiber hierzu keine Aussage tätigten. Es zeigt sich, dass Anlagen im niedrigeren Leistungsbereich in der Regel wärmegeführt betrieben werden, was im Wesentlichen auf einem bedarfsorientierten Wärmenutzungskonzept von kleineren und mittleren Anlagen beruht. Insgesamt konnten Folgerungen auf die Anlagenbetriebsweise von 73 Anlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von insgesamt 353,7 MWel (entspricht ca. 90 % des Rücklaufs an Anlagenleistung) gezogen werden, was einen repräsentativen Querschnitt aller Biomasse-(H)KW darstellt. 7.2.2.1 Strombereitstellung aus fester Biomasse Hinsichtlich der Stromerzeugung aus fester Biomasse machten 82 Anlagenbetreiber, mit einer installierten elektrischen Leistung von insgesamt 386,8 MWel verwertbare Aussagen. Die aufsummierte elektrische Jahresarbeit dieser Anlagen belief sich im Bezugsjahr 2014 auf ca. 2,849 TWhel. Verglichen mit den Angaben der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-STAT, 2015), die für das Jahr 2014 eine Stromerzeugung aus biogenen Festbrennstoffen von 11,9 TWhel angibt, beträgt der Anteil 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 91 Biogene Festbrennstoffe aus der Betreiberbefragung ca. 24 %. Dies deckt sich in etwa mit dem Anteil der erfassten Leistung bezogen auf die gesamte installierte Leistung in Deutschland von 26 % (vgl. Tabelle 7-5). Anteil EEG-vergütete Strommenge an der gesamten Strombereitstellung Um die Differenz zwischen gesamter elektrischer Jahresarbeit und EEG-vergüteter elektrischer Jahresarbeit abzubilden, konnten in Abbildung 7-7 nur solche Anlagen berücksichtigt werden, bei denen Angaben zu beiden Aussagen getroffen wurden. Folglich minimiert sich die Anzahl auswertbarer Daten auf insgesamt 77 Anlagen, welche insgesamt 2,651 TWhel einspeisten. Holzvergaseranlagen Biomasse-(H)KW EEG-vergütete el. Jahresarbeit [GWh] 383 15% 2.257 85% nicht EEGvergütete el. Jahresarbeit [GWh] n = 54 Abbildung 7-7: 0,482 4% 10,457 96% n = 23 Anteil der EEG-vergüteten el. Jahresarbeit an der gesamten el. Jahresarbeit (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen insgesamt n = 77) Von den 54 Biomasse-(H)KW gaben 41 Betreiber (elektrische installierte Leistung im Mittel 5,6 MWel) an, die gesamte erzeugte elektrische Jahresarbeit nach dem EEG vergütet zu haben. Dem gegenüber gaben 13 Anlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von insgesamt ca. 133 MWel (im Mittel 10,2 MWel) an, eine Strommenge von insgesamt 383 GWhel nicht nach dem EEG zu vergüten. Es wird davon ausgegangen, dass es sich hierbei um Strom für den Eigenbedarf der Anlagen handelt. Der Anteil nicht EEG-vergüteter elektrischer Jahresarbeit an der gesamten Jahresarbeit, bezüglich der auswertbaren 23 Holzvergaseranlagen (vgl. Abbildung 7-7; rechts) ergab 4 %. Beziehungsweise gaben 7 von 23 Holzvergaseranlagen an, den Strom nicht nach dem EEG zu vergüten. Auch hier wird davon ausgegangen, dass sich um selbst verbrauchten Strom der Anlage handelt. 7.2.2.2 Wärmebereitstellung aus fester Biomasse Nach Angaben von 65 Betreibern, mit einer installierten elektrischen Leistung von insgesamt ca. 281 MWel, belief sich die Wärmebereitstellung aus fester Biomasse im Bezugsjahr 2014 auf 4,484 TWhth. Die AGEE-Stat verzeichnete 2014 einen Wärmeverbrauch von 83,7 TWhth für biogene Festbrennstoffe, wobei hier 56,8 TWhth aus Kleinfeuerungsanlagen bereitgestellt werden (AGEE-STAT, 2015). Die restlichen 26,9 TWhth laut AGEE-Stat wurden von Industrieanlagen, Heiz- und Heizkraftwerken bereitgestellt. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 92 Biogene Festbrennstoffe Anteil KWK-erzeugte Wärmemenge an der gesamten Wärmebereistellung Abbildung 7-8 zeigt das Verhältnis von der in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) erzeugten Wärmemenge zur gesamten Wärmemenge im Bezugsjahr 2014. Aufgrund der Notwendigkeit beider Angaben, minimieren sich die auswertbaren Anlagen von 65 auf insgesamt 56. Holzvergaseranlagen Biomasse-(H)KW in KWK-erzeugte Wärmemenge [GWh] 913,544 22% 3.223,816 78% nicht in KWKerzeugte Wärmemenge [GWh] n = 42 Abbildung 7-8: 1,134 10% 10,781 90% n = 14 Anteil der in KWK-erzeugten Wärmemenge an der gesamten Wärmemenge (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen insgesamt n = 56) Festzuhalten bleibt, dass von den insgesamt verwertbaren 4,149 TWhth ca. 0,915 TWhth nicht in KWK erzeugt wurden, was einem Anteil von ca. 22 % entspricht. Laut der Befragung ist die in KWK erzeugte Wärmemenge bei Holzvergaseranlagen mit 90 % etwas höher als bei sonstigen Biomasse-(H)KW (78 %). Zu der Wärmemenge, die nicht in KWK erzeugt wurde, wurden keine weiteren Angaben gemacht. Wärmenutzungsgrad Der Anteil genutzter Wärmemenge kann von Anlage zu Anlage variieren. Von den meisten Anlagenbetreibern (n = 70) wurden Angaben zum Anteil der Wärmenutzung gemacht. Abbildung 7-9 visualisiert die Wärmenutzung in Abhängigkeit der installierten elektrischen Leistung. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 93 Biogene Festbrennstoffe Biomasse-(H)KW Holzvergaseranlagen 100 Wärmenutzung [%] 80 60 40 20 0 0 Abbildung 7-9: 5 10 inst. el. Leistung [MWel] 15 20 n = 70 Verteilung der Wärmenutzung in Abhängigkeit von der installierten el. Leistung (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen n = 70) Im Durchschnitt beträgt der Wärmenutzungsgrad laut der Betreiberbefragung 2015 rund 89 %. Es lässt sich bezüglich der Wärmenutzung nur ein marginaler Unterschied zwischen Anlagen mit Holzvergasertechnologie und sonstigen Biomasse-(H)KW feststellen. So beträgt der mittlere Wärmenutzungsgrad bei Holzvergaseranlagen rund 96 % und bei sonstigen Biomasse-(H)KW rund 86 %. Lediglich vier Befragungsteilnehmer gaben an, dass die Wärmenutzung weniger als 60 % der gesamten erzeugten Wärmemenge betrage. Zwei Anlagenbetreiber nutzen keine Wärme und 37 Betreiber lieferten hierzu keine auswertbaren Angaben. Wärmeverteilung und -abnahme Nachfolgende Ausführungen beziehen sich auf die Wärmeverteilung sowie die Art der Wärmenutzung, wobei hier von insgesamt 74 Anlagen auswertbare Angaben zur Verfügung standen. Die Anlagenbetreiber konnten die Anteile genutzter Wärmemengen von bis zu vier Wärmeabnehmern angeben. Für eine konsistente Auswertung wurden die Anteile bei Mehrfachnennung entsprechend der Wärmemengen gewichtet, so dass eine Anlage einer Nennung entspricht. In der Abbildung 7-10 wird die Anzahl der Nennungen prozentual auf die entsprechende Gesamtanzahl verteilt dargestellt. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 94 Biogene Festbrennstoffe Biomasse-(H)KW 6% 2% 2% 8% 12% 36% 32% 2% Abbildung 7-10: n = 51 intern [Gebäude] intern [Prozess] intern [keine Angabe] extern [Gebäude] extern [Prozess] extern [keine Angabe] keine Angabe [Gebäude] keine Angabe [Prozess] Holzvergaseranlagen 12% 1% 4% 2% 43% 16% 4% 18% n = 23 Angaben zur Wärmeverteilung [intern/extern] und Art der Wärmenutzung [Gebäudebeheizung/Prozesswärme] (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen insgesamt n = 74) Betreiber von Biomasse-(H)KW nutzten die erzeugte Wärme zu 46 % intern, 50 % extern und 4 % machten zur Wärmeverteilung keine Angabe (vgl. Abbildung 7-10, links). Im Fall einer innerbetrieblichen Wärmenutzung, wurde die Wärme überwiegend als Prozesswärme (ca. 78 %) bereitgestellt. Sofern eine außerbetriebliche Wärmenutzung erfolgte, realisiert über Fernwärmeleitungen, wurde die erzeugte Wärme vorzugsweise zur Beheizung von Gebäuden genutzt (ca. 64 %). Holzvergaseranlagen hingegen nutzten die Wärme im Bezugsjahr 2014 zum Großteil innerbetrieblich (65 %). Außerbetriebliche Wärmenutzungskonzepte wurden von 22 % der auswertbaren Rückläufe realisiert und 13 % machten diesbezüglich keine Angaben. Insgesamt wurde die von Holzvergaseranlagen bereitgestellte Wärme vornehmlich zur Gebäudebeheizung genutzt (71 %). Weitere 21 % der ausgewerteten Anlagen erzeugten Prozesswärme und 8 % machten keine Angaben zu dieser Differenzierung. Detaillierte Ausführungen zur Wärmeabnahme, aus den in Abbildung 7-10 gelisteten 74 Anlagen, liefert nachstehende Abbildung 7-11. Hierbei machten insgesamt 14 Betreiber keine näheren Angaben (10 Biomasse-(H)KW und 4 Holzvergaseranlagen), welche der Vollständigkeit halber dennoch bei der Anzahl der Nennungen berücksichtigt wurden. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 95 Biogene Festbrennstoffe Biomasse-(H)KW Holzvergaseranlagen Industriebetrieb/e Schwimm- / Sport- / Mehrzweckhalle Krankenhaus Land- / Garten- / Forstwirtschaft keine Angabe sonstige Wärmeabnehmer Wohngebäude Holztrocknung 0% 10% 20% 30% 40% 50% n = 74 Abbildung 7-11: Häufigkeit der Nennungen zum Wärmeabnehmer (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen n = 74 [51 Biomasse-(H)KW und 23 Holzvergaseranlagen], bei Mehrfachnennung innerhalb einer Anlage wurde der Wärmeabnehmer anteilig nach Wärmemengen aufgeteilt) Bezüglich der Wärmenutzung von Biomasse-(H)KW wurde in 29 % der Nennungen eine aktive Holztrocknung angegeben. Diese Form der Wärmenutzung ist insbesondere in der Holzwerkstoffindustrie von Bedeutung. Außer der Trocknung von Holz werden z. B. auch Klärschlämme aus kommunalen Abwasseraufbereitungsanlagen getrocknet. Des Weiteren bezogen sich ca. 22 % der Nennungen zur Wärmenutzung auf die Beheizung von Wohngebäuden. Vereinzelt wurde auch angegeben, dass Wärme von Unternehmen aus dem Bereich Land-, Garten- und Forstwirtschaft bzw. größeren Einrichtungen wie Krankenhäusern oder Sportanlagen abgenommen wird. Die Wärme, die in Holzvergaseranlagen erzeugt wird, wurde im Bezugsjahr 2014 hauptsächlich zur Beheizung von Wohngebäuden (44 % der Nennungen) sowie zur aktiven Trocknung von Holz (21 %) genutzt. Sporadisch wurden noch Industriebetriebe sowie land-, garten- und forstwirtschaftliche Unternehmen genannt. 7.2.3 Biomasseeinsatz In der Befragung 2015 wurden die Anlagenbetreiber nach den eingesetzten Brennstoffen gefragt. Es konnte aus einer Liste der erfahrungsgemäß meistverwendeten Brennstoffe gewählt werden und mehrere Brennstoffe je Anlage angegeben werden. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 96 Biogene Festbrennstoffe 7.2.3.1 Brennstoffeinsatz Insgesamt machten 75 Anlagenbetreiber Angaben zur Art des eingesetzten Brennstoffs. Für die Auswertung nach der Verteilung des Brennstoffeinsatzes gemäß Abbildung 7-12 konnten jedoch nur 60 Anlagen berücksichtigt werden, da diese auch Massenanteile angaben. Folglich bezieht sich die Verteilung des Brennstoffeinsatzes auf eine Gesamtmenge von 1,698 Mio. tatro. Biomasse-(H)KW Holzvergaseranlagen Garten- und Parkholz Schwemmgut Kurzumtriebsplantagenholz Industrierestholz Straßen- und Begleitholz Rundholz Rinde Altholz AI / AII Landschaftspflegeholz Sonstiges Waldrestholz Altholz AIII / AIV 0% Abbildung 7-12: 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% Verteilung des Brennstoffeinsatzes, bezogen auf die gesamte Trockenmasse (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, gesamte Trockenmasse = 1,698 Mio. tatro) Laut den Befragungsergebnissen 2015 wird in Biomasse-(H)KW (n = 42) häufig Altholz (ca. 38 % des erfassten Brennstoffeinsatzes) eingesetzt. Altholz wird vor allem in Biomasse-(H)KW im hohen Leistungsbereich (bis 20 MWel) eingesetzt, die hauptsächlich bis zum Jahr 2006 zugebaut wurden. Für später in Betrieb genommene Biomasse-(H)KW erfolgte aufgrund der reduzierten bzw. Nichtvergütung für mit Altholz-betriebene Kraftwerke kaum noch ein Anlagenzubau in dieser Größenordnung. Derzeit in Betrieb genommene Anlagen setzen überwiegend naturbelassenes Holz ein. So sind weitere wichtige Brennstoffe die im Rahmen der Befragung 2015 erfasst wurden, Wald(rest)holz, Landschaftspflegeholz, Rinde, Rundholz sowie unbehandelte Industrie(rest)hölzer aus Sägewerken und der Holzverarbeitung. Diese naturbelassenen Sortimente machen knapp die Hälfte des Brennstoffeinsatzes in Biomasse(H)KW aus. Wie Abbildung 7-12 verdeutlicht wurden in Holzvergaseranlagen (n = 18) laut der Betreiberbefragung 2015 im Betriebsjahr 2014 ausschließlich naturbelassene Hölzer eingesetzt. Dazu zählen mit gut 60 % vor allem Waldresthölzer, Holz aus der Landschaftspflege (ca. 12 %) sowie sonstige Brennstoffe. Zu letzteren haben die Anlagenbetreiber keine genaueren Angaben gemacht. Es ist jedoch davon auszugehen, dass es sich meist um Pellets oder Hackschnitzel aus naturbelassenem Holz handelt. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 97 Biogene Festbrennstoffe 7.2.3.2 Brennstoffkosten Nachfolgend werden die Betreiberangaben zu den Brennstoffpreisen in 2014 dargestellt und die Preisentwicklung im Vergleich zu den vorherigen Befragungen ausgewertet. Ein direkter Vergleich der unterschiedlichen Brennstoffpreise ist aufgrund ihrer unterschiedlichen regionalen Verfügbarkeiten, Einsatzmöglichkeiten/-technologien, ihrer spezifischen Handelsqualitäten und Bezugsmengen nur bedingt möglich. In den meisten Fällen werden Holzbrennstoffe in Form von Hackschnitzeln oder Schredderholz eingesetzt. Holzpellets werden zur Strom- und Wärmebereitstellung meist nur in Holzvergaseranlagen im Leistungsbereich zwischen 30 kWel und 200 kWel eingesetzt. In Abbildung 7-13 sind die Preise der am meisten genannten Brennstoffe, aus Waldrest-, Landschaftspflege- und Altholz sowie Rinde bzw. Pellets dargestellt. Insgesamt konnten 40 Preisangaben zu den Beschaffungskosten frei Werk (von 33 Betreibern) ausgewertet werden. 210 Brennstoffkosten [€ / t Frischmasse] 180 Waldrestholz-HS Landschaftspflege-HS Altholz AIII / AIV [HS] Altholz AI / AII [HS] Rinde Pellets 150 120 90 60 30 0 0 Abbildung 7-13: 10 20 30 Wassergehalt [%] 40 50 60 n = 40 Verteilung der Pellet- und Hackschnitzelpreise in Abhängigkeit vom Wassergehalt und der Biomasseart (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Angaben n = 40) Es zeigen sich große Preisspannen zwischen den jeweiligen Brennstoffsortimenten. Aber auch innerhalb der Brennstoffsortimente variieren die Beschaffungskosten aufgrund oben genannter Qualitätsunterschiede, Handelsmengen etc.. Folglich gibt Abbildung 7-13 lediglich standortspezifische Handelspreise in Abhängigkeit des Wassergehalts wieder. Diese gelten somit nicht für den gesamten Deutschen Anlagenpark. In Tabelle 7-6 werden die aus den Betreiberbefragungen 2013, 2014 und 2015 erhaltenen Rückmeldungen zu Preisen der von den Betreibern eingesetzten Brennstoffe bezogen auf die 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 98 Biogene Festbrennstoffe Trockenmasse dargestellt. In der Befragung 2013 und 2014 wurden jeweils ca. 60 Angaben und 2015 ca. 40 Angaben zu Brennstoffpreisen gemacht. Es ist daher zu beachten, dass es sich aufgrund des Stichprobenumfangs nur um Richtwerte handeln kann. Tabelle 7-6: Angaben (in Euro je Tonne Trockenmasse) zu mittleren Preisen der am häufigsten eingesetzten Brennstoffe laut den Betreiberbefragungen 2013, 2014 und 2015 (DBFZ, Stand Mai 2015) Altholz AI / AII Brennstoff Altholz AIII / AIV Industrieholz Landschaftspflegeholz Rinde Waldrestholz Befr. 2013 mittl. Preis [EUR/tatro] 25 7 152 71 62 79 Befr. 2014 mittl. Preis [EUR/tatro] 47 23 151 59 51 108 Befr. 2015 mittl. Preis [EUR/tatro] 43 31 149 70 56 91 Die mittleren Preise für Altholz sind laut der Befragungsergebnisse im Betriebsjahr 2014 insbesondere gegenüber 2012 angestiegen. Die Preise für Industrieholz-Hackschnitzel bewegten sich im Jahr 2014 auf demselben Niveau wie 2012 und 2013. Die Preise für Landschaftspflegeholz bewegen sich laut den Betreiberbefragungen zwischen rund 60 und 70 Euro/tatro. Die Preise für Rinde, welche als Brennstoff eingesetzt wird, bewegten sich laut den Betreiberbefragungen in den letzten beiden Jahren zwischen 50 und 60 Euro. Für Waldrestholzhackschnitzel ergab die Betreiberbefragung mittlere Preise von rund 80 bis zu über 100 Euro. 7.2.4 Technische Parameter Die in der Befragung erhaltenen Rückläufe zu einigen Parametern wie Generatorart oder Eigenstrombedarf des HKW werden im Folgenden erläutert. Generatorart Zur Art des Generators machten insgesamt 85 Anlagenbetreiber, davon 57 Betreiber von Biomasse(H)KW und 28 Betreiber von Holzvergasungsanlagen, eine Angabe. Wie in Abbildung 7-14 dargestellt, setzen rund 60 % der Biomasse-(H)KW-Betreiber zur Stromerzeugung Synchrongeneratoren ein, der Rest nutzt Asynchrongeneratoren. Asynchrongeneratoren werden meist eher in Anlagen mit geringerer elektrischer Leistung und daher insbesondere in Holzvergaseranlagen eingesetzt: So gaben knapp 70 % der Betreiber von Holzvergaseranlagen, die Angaben zum Generatortyp machten, an, dass Asynchrongeneratoren genutzt werden, während knapp ein Drittel angab Synchrongeneratoren einzusetzen. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 99 Biogene Festbrennstoffe Biomasse-(H)KW Holzvergaseranlagen 42% Asynchrongenerator 32% Synchrongenerator 58% 68% n = 57 Abbildung 7-14: n = 28 Verteilung der Art des Generators (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen insgesamt n = 85) Eigenstrombedarf In der Betreiberbefragung 2015 machten insgesamt 38 Anlagenbetreiber Angaben zum Eigenstrombedarf der Anlage. Zu sechs Holzvergaseranlagen lagen Angaben zum Eigenstrombedarf vor, die sich zwischen zwei und sieben Prozent des bereitgestellten Stroms bewegten (Abbildung 7-15). Aufgrund der geringen Stichprobengröße kann kein Vergleich zum Eigenstrombedarf von Biomasse(H)KW gezogen werden, zu dem 32 Betreiber Angaben machten. Insgesamt konnte kein statistisch signifikanter Zusammenhang zwischen Eigenstrombedarf und elektrischer Anlagenleistung festgestellt werden. Biomasse-(H)KW Holzvergaseranlagen 40 Eigenstromverbrauch [%] 35 30 25 20 15 10 5 0 0 Abbildung 7-15: 5 10 inst. el. Leistung [MWel] 15 20 n = 38 Verteilung des Eigenstrombedarfs der Anlagen in Abhängigkeit von der installierten el. Leistung (DBFZBetreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen n = 38) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 100 Biogene Festbrennstoffe Insgesamt 67 Anlagenbetreiber gaben an zu welchen Anteilen sie den Eigenstrombedarf durch Eigenerzeugung bzw. durch Strombezug aus dem Netz (Fremdbezug) decken. Die Ergebnisse sind in Abbildung 7-16 dargestellt. Es wird deutlich, dass der Eigenstrombedarf der meisten Anlagen, nämlich ca. 67 % der Anlagen, zu denen hierzu Angaben vorliegen, im Betriebsjahr 2014 ausschließlich durch Fremdbezug gedeckt wurde. Insbesondere die meisten Holzvergaseranlagen, knapp 90 %, gaben an den Eigenstrombedarf nur durch Fremdbezug gedeckt zu haben, während dies mit etwa 60 % bei sonstigen Biomasse-(H)KW der Fall war. Mit rund 16 % ein weitaus geringerer Anteil der Anlagen deckte den Eigenstrombedarf ausschließlich durch Eigenerzeugung. Falls der Eigenstrombedarf teils durch Eigenerzeugung und teils durch Fremdbezug gedeckt wurde, war, wie Abbildung 7-16 verdeutlicht, der Anteil der Deckung durch Eigenerzeugung in den meisten Fällen größer als der Fremdstromanteil. Biomasse-(H)KW 29 Holzvergaseranlagen 16 10 6 3 1 100% 1 >50% Eigenerzeugung Abbildung 7-16: 7.2.5 0 50% / 50% 1 0 >50% Fremdbezug 100% n = 67 Verteilung der Bereitstellung des Eigenstrombedarfs (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen n = 67) Vergütungsstruktur Hinsichtlich der Vergütung nach dem EEG, konnten die Anlagenbetreiber in der Befragung 2015 die jeweilige EEG-Version benennen. In Abbildung 7-17 und Abbildung 7-18 ist die Verteilung der Ergebnisse nach Anlagenanzahl und Mittelwert der installierten elektrischen Leistung dargestellt. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 101 Biogene Festbrennstoffe Biomasse-(H)KW Mittelwert inst. el. Leistung [MWel] Anzahl der Nennungen 28 16,370 12 8 8,690 4,800 4,720 3 5,000 1 EEG 2000 Abbildung 7-17: EEG 2004 EEG 2009 EEG 2012 EEG 2014 n = 52 Anzahl und mittlere installierte el. Leistung der Biomasse-(H)KW-Rückläufe in Abhängigkeit der EEG-Novelle (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen n = 52) Ungefähr die Hälfte der auswertbaren Rückläufe von Biomasse-(H)KW gab an, den bereitgestellten Strom nach dem EEG 2009 zu vergüten. Weitere acht Anlagenbetreiber (i.d.R. Altholzanlagen) vergüten nach dem EEG 2000. Eine Anlage vergütet den bereitgestellten Strom nach dem aktuellen EEG 2014. Abbildung 7-17 zeigt außerdem eine Reduzierung der mittleren Anlagengröße über die Jahre, was sich sehr gut mit den Aussagen gemäß Kapitel 7.1.2 deckt. Holzvergaseranlagen Mittelwert inst. el. Leistung [MWel] Anzahl der Nennungen 12 10 0,073 0,061 0,047 5 0 EEG 2000 Abbildung 7-18: 0 EEG 2004 EEG 2009 EEG 2012 EEG 2014 n = 27 Anzahl und mittlere installierte el. Leistung der Rückläufe von Holzvergaseranalgen in Abhängigkeit der EEGNovelle (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen n = 27) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 102 Biogene Festbrennstoffe Wie bei der Auswertung zu den Biomasse-(H)KW vergüten auch bei den Holzvergaseranlagen, nach Anzahl der Nennungen gemäß den auswertbaren Rückläufen, die meisten Anlagenbetreiber den bereitgestellten Strom nach dem EEG 2009. Allerdings werden hier weder EEG 2000 noch EEG 2014 genannt. Bezüglich mittlerer Anlagengrößen in Abhängigkeit der EEG-Version lassen sich keine signifikanten Unterschiede darlegen. 7.2.6 Direktvermarktung Viele Biomasse-(H)KW wechselten laut Auswertung der Daten der Übertragungsnetzbetreiber (NETZTRANSPARENZ, 2015) im Jahr 2011 und vor allem 2012 in die Direktvermarktung (DV). In der Befragung 2015 wurden die Betreiber gefragt, ob sie ihren Strom direkt vermarkten (vgl. Abbildung 7-19). Im Falle, dass dies zutrifft, wurde außerdem nach dem Vermarktungsmodell, dem Anteil der direkt vermarkteten Leistung und den Monaten in denen, die Anlage in der Direktvermarktung war, gefragt. In der Auswertung zur Direktvermarktung konnten insgesamt 78 Anlagen einbezogen werden. Sofern die Betreiber ihren Strom direkt vermarkteten, geschah dies stets im kompletten Jahr 2014 sowie mit der gesamten installierten elektrischen Leistung. Holzvergaseranlagen Biomasse-(H)KW 4% DV - Marktprämie 43% DV - ohne Spezifikation 55% 2% Abbildung 7-19: nicht in der DV 96% n = 54 n = 24 Verteilung von Direktvermarktung und Festvergütung (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen insgesamt n = 78) Aus Abbildung 7-19 geht hervor, dass 57 % aller Betreiber von Biomasse-(H)KW (ohne Holzvergasertechnologie) angaben, den Strom im vergangenen Jahr direkt vermarktet zu haben. Ein Betreiber machte keine Angabe zur Art der Direktvermarktung. Folglich vermarkten 97 % der Betreiber, die die Möglichkeit der Direktvermarktung nutzten, den Strom nach dem Marktprämienmodell. Die 31 Anlagen mit einer elektrischen Leistung von zusammen insgesamt rund 318 MWel, die laut der Befragung den Strom direkt vermarkteten, haben in den meisten Fällen eine vergleichsweise hohe elektrische Leistung zwischen 1,3 MWel und 20 MWel (im Mittel ca. 10,3 MWel), während die 23 Anlagen außerhalb der DV eine signifikant geringere elektrische Leistung von zusammen insgesamt rund 41 MWel (im Mittel ca. 1,6 MWel) aufweisen. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 103 Biogene Festbrennstoffe Von den befragten Betreibern von Holzvergaseranlagen gaben ca. 96 % (23 Betreiber) an (Abbildung 7-19), nicht an der Direktvermarktung teilzunehmen, wobei ein Betreiber den Strom direkt vermarktet und 15 Betreiber keine Angabe hierzu machten. Aufgrund der geringeren Anlagengröße der Biomasse-(H)KW, die nicht an der Direktvermarktung teilnehmen, sowie der Tatsache, dass die ebenfalls im geringeren Leistungsspektrum angesiedelten Holzvergasungsanlagen laut den Befragungsergebnissen im Jahr 2014 eher nicht an der Direktvermarktung teilnahmen, lässt sich schließen, dass die Möglichkeit zur Direktvermarktung eher von Anlagen im gehobenen Leistungsbereich in Anspruch genommen wird. Etwas mehr als zwei Drittel der Anlagenbetreiber gab an die Möglichkeit der Direktvermarktung nicht zu nutzen bzw. machte dazu keine Angaben. Dies entspricht knapp 18 % der in der Befragung erfassten elektrischen Leistung. D.h. 82 % der in der Befragung erfassten elektrischen Leistung war im Jahr 2014 in der Direktvermarktung. Ebenso zeigte sich auch in der Befragung, dass die Direktvermarktung in Form der Inanspruchnahme des Grünstromprivilegs, im Betriebsjahr 2014 kaum eine bzw. keine Rolle mehr spielte. 7.3 Auswertung Stamm- und Bewegungsdaten der BNetzA – biogene Festbrennstoffe 7.3.1 Strom- und Wärmebereitstellung Die Stromerzeugung aus fester Biomasse in Biomasse(heiz)kraftwerken und Holzvergasern betrug im Jahr 2009 8,15 TWh. Die jährliche Strommenge stieg bis zum Jahr 2013 auf 8,5 TWh an. Im Jahr 2014 wurden voraussichtlich ca. 8,7 TWh Strom erzeugt. Für 2015 wird dieselbe Stromerzeugung erwartet. Der KWK-Anteil an der Stromproduktion lag 2009 bei 1,64 TWh und sank bis 2011 leicht auf 1,41 TWh. Durch fehlende Ausweisung der KWK-Strommengen von Anlagen in der Direktvermarktung wurden die KWK Anteile ab 2012 mit dem Dreijahresmittel der Jahre 2009 bis 2011 berechnet. Für 2014 und 2015 ergibt sich ein KWK-Anteil an der Stromerzeugung von 1,725 TWh. Für die Berechnung der sich aus den KWK-Strommengen ergebenen Wärme wurden die Stromkennzahlen für den Bereich der festen Brennstoffe der Richtlinie zur Energieeffizienz (KOM, 2012) entnommen. Die KWKWärmeerzeugung belief sich im Jahr 2009 auf 3,6 TWh und stieg bis 2014 auf ca. 3,83 TWh an. Für 2015 wird ebenfalls eine KWK-Wärmeproduktion von 3,83 TWh erwartet (siehe Abbildung 7-20) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 104 Biogene Festbrennstoffe Strom- und Wärmeerzeugung [TWh] 10 8 feste Biomasse: 6 Stromerzeugung KWK Stromerzeugung 4 KWK Wärmeerzeugung 2 0 2009 Abbildung 7-20: 7.3.2 2010 2011 2012* 2013* 2014* 2015* Strom und Wärmebereitstellung durch feste Biomasse 2009-2015 (BNETZA, 2011a, 2012a, 2013a, 2014a, 2014b) *KWK-Strom und Wärme ab 2012 berechnet, 2014 und 2015 Prognose DBFZ Direktvermarktung In Abbildung 7-21 ist sind die Anteile des Stromes, für den die feste Einspeisevergütung gezahlt wird, sowie die direkt vermarkteten Strommengen, für die die Marktprämie in Anspruch genommen wird, dargestellt. Der überwiegende Anteil des Stromes aus Biomasse(heiz)kraftwerken wurde mit 6,22 TWh bzw. einem Anteil von 72 % bereits im Jahr 2012 direkt vermarktet. Der Anteil stieg 2013 auf 7,4 TWh respektive 87 %. Die Auswertung bezieht sich auf den gesamten Anlagenbestand der Biomasse(heiz)kraftwerke und Holzvergaser, die in den Stamm- und Bewegungsdaten zugeordnet werden konnten. feste Biomasse: 1,10 2,41 Direktvermarktung [TWh] EEG-Festvergütung [TWh] 6,22 7,40 2012 Abbildung 7-21: 2013 Entwicklung der direktvermarkteten Strommenge aus biogenen Festbrennstoffen für die Jahre 2012 und 2013, (BNETZA, 2014a, 2014b) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 105 Biogene Festbrennstoffe 7.3.3 Entwicklung des Anlagenbestandes – Ausblick Für die Anlagen zur Stromerzeugung aus fester Biomasse wurde ebenfalls auf Grundlage der Stammund Bewegungsdaten der BNetzA eine Auswertung zum Auslaufen der gegenwärtigen EEG-Förderung erstellt. Die Auswertung zu den Außerbetriebnahmen erfolgte aufbauend auf der Zuordnung der Anlagen auf dem in den Vergütungsschlüsseln enthaltenen EEG-Inbetriebnahmejahr. Ohne weiteren Zubau würde die maximal installierte Leistung bei ca. 1.600 MWel im Jahr 2014 liegen. Ab 2021 läuft die Förderdauer des EEG von 20 Jahren bei den ersten Anlagen aus und es folgt ein kontinuierlicher Rückbau der installierten Leistung. Da im Bereich der Biomasse(heiz)kraftwerke in den ersten Jahren ein deutlich stärkerer Leistungszubau zu verzeichnen war, fällt die Abbaurate der installierten Leistung gegenüber den Biogasanlagen entsprechend deutlicher aus. Im Jahr 2034 würden die letzten Biomasse(heiz)kraftwerke vom Netz gehen (siehe Abbildung 7-22). Bestimmte Revisionen und Wartungsarbeiten in den Kraftwerken haben eine Abschreibungsdauer, die mehr als 1 oder 2 Jahre beträgt. In diesem Fall könnten einige Kraftwerke bereits früher vom Netz gehen, da sich bestimmte Ersatzinvestitionen nicht mehr bis zum Ende der Förderdauer abschreiben lassen. Installierte elektrische Leistung feste Biomasse in MW 1.750 1.500 1.250 1.000 750 500 250 2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030 2033 Abbildung 7-22: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung von Anlagen zur Verstromung fester Biomasse bei Stilllegung der Anlagen nach Auslaufen des Förderzeitraumes, (BNETZA, 2014b) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 106 Flüssige Bioenergieträger 8 Flüssige Bioenergieträger Mit der Verabschiedung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in 2000 wurden u. a. Anlagen zur Produktion von Strom aus Biomasse erstmals mit einer festen Einspeisevergütung gefördert, darunter Anlagen zur Strom- (und Wärme-)Produktion (BHKW) aus flüssiger Biomasse wie Pflanzenöl. Vor allem aufgrund einer höheren Grundvergütung sowie zusätzlicher Vergütungen für die Nutzung der KWKTechnologie und des Einsatzes nachwachsender Rohstoffe im Rahmen der Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im Jahr 2004 konnte ein verstärkter Zubau von Pflanzenöl BHKW verzeichnet werden. Insbesondere in den Jahren 2006 und 2007 wurden sehr viele Pflanzenöl BHKW in Betrieb genommen. Mit der Neufassung des Gesetzes im Jahr 2009 war der Erhalt des NawaRo-Bonus auf den Leistungsbereich bis 150 kWel (bei Neuanlagen) für den Pflanzenöleinsatz begrenzt worden, wodurch sich die Gesamtvergütung für mittlere bis hohe Leistungsbereiche signifikant verringert hatte. Folglich war seit 2009 im Vergleich zu den Vorjahren ein geringerer Zubau zu verzeichnen. Darüber hinaus haben die Anforderungen für die EEG-Vergütung des Stromes aus PÖL-BHKW resultierend aus der Einführung der Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) im August 2009 teilweise zu Außerbetriebnahmen von PÖL-BHKW geführt. Neue Bioenergieanlagen, die Pflanzenöl als Brennstoff einsetzen, werden seit dem 01.01.2012 nicht mehr durch das EEG gefördert. Die Förderbedingungen der einzelnen EEG-Etappen sind für Pflanzenöl BHKW in Tabelle 8-1 zusammengefasst Tabelle 8-1: Fassungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes mit Wirkung auf die Vergütung von Strom aus Pflanzenöl BHKW EEG Geltungszeitraum Grundvergütung KWK-Bonus NawaRo-Bonus EEG 2000 01.04.2000 bis 31.07.2004 ≤ 500 kW: mind. 10,23 ct/kW; - - 2,0 ct/kW ≤ 500 kW: mind. 9,9 ct/kW; ≤ 150 kW: 6,0 ct/kW ≤ 5 MW: mind. 8,9 ct/kW; ≤ 500 kW: 6,0 ct/kW > 5 MW: mind. 8,4 ct/kW ≤ 5 MW: 4,0 ct/kW ≤ 5 MW: mind. 9,21 ct/kW; < 5 MW: mind. 8,7 ct/kW (jährlich minus 1% ab 2002) EEG 2004 EEG 2009 01.08.2004 bis 31.12.2008 01.01.2009 bis 31.12.2011 ≤ 150 kW: mind. 11,5 ct/kW; ≤ 150 kW: mind. 11,67 ct/kW; ≤ 500 kW: mind. 9,18 ct/kW; 3,0 ct/kW ≤ 150 kW: 6,0 ct/kW ≤ 5 MW: mind. 8,25 ct/kW; > 5 MW: mind. 7,79 ct/kW EEG 2012 ff. ab 01.01.2012 Kein Vergütungsanspruch, da Pflanzenöl nicht in Anlage 2 o. 3 BiomasseV Pflanzenölmethylester (Biodiesel) wird in der bis zum 01.01.2012 geltenden Fassung der BiomasseV in § 2 neben Pflanzen(-bestandteilen) und daraus hergestellten Energieträgern (z. B. Pflanzenöl) auch als anerkannte Biomasse definiert. Laut § 27 Erneuerbare-Energien-Gesetz in der ab dem 01.01.2012 geltenden Fassung wird Pflanzenölmethylester nur noch in dem Umfang, der zur Anfahr-, Zünd- und Stützfeuerung notwendig ist, als Biomasse gewertet. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 107 Flüssige Bioenergieträger Die Biomassestrom-Nachhaltigkeitsverordnung (BioSt-NachV) enthält Anforderungen an eine nachhaltige Herstellung von flüssiger Biomasse zur Stromerzeugung und gilt somit für alle Pflanzenöle und Pflanzenölmethylester (Biodiesel), mit Ausnahme von flüssiger Biomasse, die nur zur Anfahr-, Zündoder Stützfeuerung (z. B. in Biogas BHKW) eingesetzt wird. Der Anlagenbetreiber muss gegenüber dem Netzbetreiber nachweisen, dass die Anforderungen für die Vergütung erfüllt sind, indem er ihm die Nachhaltigkeitsnachweise der eingesetzten Biomasse vorlegt. Kopien dieser Nachweise sind zudem unverzüglich auch an die zuständige Behörde, die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE), schriftlich zu übermitteln. 8.1 Betreiberbefragung Die Analyse der Bestandsentwicklung für mit Pflanzenöl betriebene Blockheizkraftwerke (BHKW) erfolgt auf Basis der jährlich durchgeführten Betreiberbefragung des Deutschen Biomasseforschungszentrums (DBFZ). Die Auswertung wird teilweise ergänzt mit Angaben der Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung und anschließend validiert mit den Daten der Bundesnetzagentur (BNetzA). Im Rahmen der Befragung wurden die Betreiber zu folgenden Aspekten befragt: Grunddaten, z. B. Status, Sektor, Inbetriebnahme-, ggf. Stilllegungszeitpunkt Technische Daten, z. B. installierte elektrische und thermische Leistung, elektrischer und thermischer Wirkungsgrad, Stromerzeugung, Art des Motors, IKT, Abgasnachbehandlung Betriebsdaten 2014, z. B. Betriebs-/Volllaststunden, erzeugte Strom- und Wärmemenge, Wärmenutzung Vergütung des Stroms 2014, EEG/Direktvermarktung Brennstoffeinsatz 2014, z. B. Brennstoffart, -kosten, -beschaffung, -zertifizierung Im Hinblick auf die Vergleichbarkeit der Daten und Ableitung von Bestandsentwicklungen ist der Fragebogen im Wesentlichen identisch zu der Vorjahresbefragung. Hersteller und Installateure von Pflanzenöl BHKW sind kaum mehr vorhanden oder haben den Fokus ihrer Produktpalette verlagert. Daher können keine Herstellerangaben zum Betriebsjahr 2014 in die Auswertung eingehen. 8.1.1 Verteilung der Befragungsergebnisse Der Verteiler für den Fragebogen zum Betriebsjahr 2013 umfasste 537 Adressaten, d. h. Anlagenbetreiber von Pflanzenöl BHKW. Auf Basis der Auswertung der BNetzA-Daten erfolgte für die Befragung zum Betriebsjahr 2014 eine Erweiterung des postalischen Verteilers auf 1.454. Zudem wurde der Fragebogen auf der Homepage des DBFZ zum Download zur Verfügung gestellt. Die Anzahl der zur Verfügung stehenden Rückantworten liegt bei 177, welche in die nachfolgenden Auswertungen eingegangen sind. Die Rücklaufquote beträgt somit 12 % (vgl. Tabelle 8-3). Es ist jedoch davon auszugehen, dass eine gewissen Fehlerquote bei der Erweiterung des Fragebogen-Verteilers auf Basis der BNetzA-Daten gegeben ist, da die Zuweisung der BNetzA-Daten im Falle von Pflanzenöl Anlagen nicht eineindeutig ist sondern im Wesentlichen auf Annahmen beruht (z. B. installierte Leistung, 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 108 Flüssige Bioenergieträger Volllaststunden, siehe Kapitel 3.2). Von den Rückantworten sind 101 im Jahr 2014 mit Pflanzenöl in Betrieb gewesen, was 11,4 % der 884 von der BLE (BLE, 2014b) für 2013 ausgewiesenen in Betrieb befindlichen Pflanzenöl BHKW entspricht. Von einigen Anlagenbetreibern wurde mitgeteilt, dass aufgrund der politischen Rahmenbedingungen keine Bereitschaft zur Teilnahme an der Befragung besteht. Tabelle 8-2: Verteiler Befragung Pflanzenöl BHKW Betriebsjahr 2014 Anzahl Betreiber Anzahl Betreiber Summe Leistung mit Kenntnis der installierten Leistung Baden-Württemberg 234 147 20.935 Bayern 615 490 44.610 5 1 115 Brandenburg 19 16 2.576 Hamburg 11 8 7.050 Hessen 58 47 5.452 Mecklenburg-Vorpommern 17 14 2.912 Niedersachsen 100 67 18.512 Nordrhein-Westfalen 156 110 25.548 Rheinland-Pfalz 60 24 2.270 Saarland 15 10 2.420 Sachsen 87 52 4.790 Sachsen-Anhalt 16 13 10.750 Schleswig-Holstein 12 7 446 Thüringen 49 26 4.333 1.454 1.032 152.719 Berlin Summe In nachfolgender Abbildung 8-1 ist der Rücklauf der Betreiberbefragung für die Betriebsjahre 2008 bis 2014 nach Betriebsstatus zusammenfassend dargestellt, links bezogen auf die Anlagenanzahl und rechts bezogen auf die installierte elektrische Leistung. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 109 Flüssige Bioenergieträger 60 150 50 Installierte elektrische Leistung in MW 180 Anzahl Anlagen 120 90 60 30 n=153 40 30 n=98 n=74 n=61 n=83 n=147 n=89 20 10 - 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Abbildung 8-1: in Betrieb Brennstoffwechsel Heizöl vorübergehend außer Betrieb Brennstoffwechsel Erdgas/ Biomethan stillgelegt/ demontiert Brennstoffwechsel sonstiges Rücklauf Betreiberbefragung Pflanzenöl BHKW durch das DBFZ 2008 bis 2014 Die anteilige und regionale Verteilung der Befragungsergebnisse ist in zusammenfassend dargestellt. Am 31.12.2013 waren bei der BLE 2.213 Pflanzenöl-BHKW registriert (BLE, 2014a), von denen in 2013 noch 884 in Betrieb waren (BLE, 2014b). Wie diese Grundgesamtheit (GG) nach Anlagenzahl auf die Bundesländer verteilt ist, ist der rechten Spalte zu entnehmen. Tabelle 8-3: Bundesland Rücklauf Befragung Betreiber Pflanzenöl BHKW Betriebsjahr 2014 (Anlagenbestand 2013 auf Basis von (BLE, 2014a, 2014b)) Anteil Rücklauf Anzahl der Anteil Befragten Rücklauf nach Befragten Rücklauf Anteil Rücklauf nach Anlagenzahl (GG) Anzahl Rückmeldungen in Betrieb mit Pflanzenöl inst. el. Anzahl Leistung RückRücklauf meldungen in kW inst. el. Leistung Rücklauf in kW BadenWürttemberg 234 11% 6% 25 3.035 15 1.402 Bayern 615 14% 10% 87 8.680 57 6.290 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 GG 2013 Anlagenzahl (in Betrieb 2013) 406 (170) 898 (387) 110 Flüssige Bioenergieträger Bundesland Anteil Rücklauf Anzahl der Anteil Befragten Rücklauf nach Befragten Berlin Rücklauf Anteil Rücklauf nach Anlagenzahl (GG) Anzahl Rückmeldungen in Betrieb mit Pflanzenöl inst. el. Anzahl Leistung RückRücklauf meldungen in kW GG 2013 inst. el. Leistung Rücklauf in kW 5 0% - - - - - 19 16% 16% 3 7 0 0 - - - - - - - Hamburg 11 0% - - - - - Hessen 58 5% 5% 3 430 0 0 MecklenburgVorpommern 17 6% 6% 1 25 1 25 Niedersachsen 100 17% 7% 17 2.515 8 2.065 NordrheinWestfalen 156 10% 5% 16 3.177 10 1.467 RheinlandPfalz 60 10% 8% 6 230 4 230 Saarland 15 7% 0 1 400 0 0 Sachsen 87 11% 13% 10 2.192 3 368 SachsenAnhalt 16 0% - - - - - SchleswigHolstein 12 17% 0 2 70 1 5 Thüringen 49 12% 13% 6 197 2 28 1.454 12% 8% 177 20.956 101 11.880 Brandenburg Bremen Gesamt Anlagenzahl (in Betrieb 2013) 3 19 (6) 1 10 (5) 60 (22) 18 (2) 238 (56) 295 (141) 79 (30) 13 (2) 79 (37) 29 (5) 18 (3) 47 (18) 2 213 (884) GG = Grundgesamtheit (ohne Anlagen mit Betriebsende vor Registrierung oder Stornierung bis 2013) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 111 Flüssige Bioenergieträger Bis 2012 wurden neben den Betreibern gezielt Hersteller und Installateure zur Marktentwicklung von Pflanzenöl BHKW befragt. Da aktuell nicht zu erwarten ist, dass zukünftig neue Anlagen installiert werden, haben inzwischen zahlreiche Marktakteure den Fokus ihrer Produktpalette verlagert. Die Ergebnisse der letzten Befragungen für die Betriebsjahre 2010 bis 2012 sind in Abbildung 8-2 zusammenfassend dargestellt. 70 2010 2011 in Betrieb mit Pflanzenöl z.Zt. außer Betrieb stillgelegt Abbildung 8-2: 8.1.2 2012 0 2010 Brennstoff umgestellt auf: 90-340 kW 10 11-330 kW 150-500 kW 90-340 kW 11-330 kW 7,5-35 kW 5 kW 200-260 kW 150-315 kW 90-340 kW 0 7,5-35 kW 100 20 7,5-35 kW 200 30 5 kW 300 40 200-260 kW 400 50 150-315 kW 500 60 90-340 kW Anlagenanzahl 600 7,5-35 kW Installierte Leistung in MW 700 2011 Biomethan Holzgas Heizöl Anlagenanzahl und installierte elektrische Leistung des Rücklaufs der Befragung von Herstellern nach Status (Betriebsjahre 2010-2012) Anlagenbestand Im kleinen Leistungsbereich bis 10 kW installierter elektrischer Leistung wurden in den vergangenen Jahren zahlreiche Umstellungen auf Heizöl als Brennstoff vorgenommen, wohingegen Stilllegungen kaum stattfanden. In den mittleren Leistungsbereichen sind die meisten Anlagen mit dem überwiegenden Leistungsanteil installiert. Das Register der BLE weist hier 799 (10-150 kWel) bzw. etwa 981 Anlagen (150-500 kWel) aus (BLE, 2011). Die möglichen Optionen für eine Umstellung auf einen regenerativen Brennstoff sind Biomethan über das Erdgasnetz sowie vereinzelt Holzgas. Die Umstellung auf Biogas durch die Nutzung des BHKW an einer Biogasanlage ist ebenfalls möglich, unter Umständen verbunden mit einem Standortwechsel. Diese BHKW werden in der Betreiberbefragung als „demontiert“ erfasst. Ihr Strom könnte weiterhin über das EEG vergütet werden, die Anlagen verbleiben im Datenbestand der BNetzA. Auch in den beiden großen Leistungsbereichen über 500 kW installierter elektrischer Leistung ist der überwiegende Teil der Anlagen 2014 nicht mehr mit Pflanzenöl in Betrieb. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 112 Flüssige Bioenergieträger Aufgrund der vergleichsweise niedrigen Pflanzenölpreise ist allgemein von einem Stagnieren der Außerbetriebnahmen auszugehen. Die Auslastung wiederum ist bei den überwiegend wärmegeführten Anlagen auch stark witterungsabhängig (vgl. 8.1.3 Strom- und Wärmebereitstellung). Die Rückmeldungen der Betreiberbefragung für das Betriebsjahr 2014 sind nach Anlagenstatus, -anzahl und -leistung in Abbildung 8-3 zusammenfassend dargestellt. 12 Rücklauf nach inst. el. Leistung in MW Rücklauf nach Anlagenanzahl 70 60 50 40 30 20 10 - 1-10 kW >10-150 >150>500- >1.000 kW 500 kW 1.000 kW kW in Betrieb stillgelegt z.Zt. Außer Betrieb demontiert n=177 Abbildung 8-3: k.A. 10 8 6 4 2 - 1-10 kW >10-150 >150>500- >1.000 kW 500 kW 1.000 kW kW Brennstoffwechsel auf: Biogas/-methan Heizöl Holzgas n=163 Anlagenanzahl und installierte elektrische Leistung des Rücklaufs der Betreiberbefragung nach Status (Bezugsjahr 2014) Insgesamt wurden, maßgeblich infolge der Förderung durch das EEG, etwa 2 500 BHKW9 mit Pflanzenöl in Betrieb genommen, was einer installierten elektrischen Leistung von etwa 470 MW entspricht. Seit 2007 finden ein tendenziell stark abnehmender Ausbau des Anlagenbestandes, sich stärker auswirkende Stilllegungen von Anlagen sowie ein gedrosselter Anlagenbetrieb (weniger Volllaststunden pro Jahr) parallel statt. In 2014 waren schätzungsweise 850 bis 900 Anlagen mit 160 MW installierter elektrischer Leistung mit Pflanzenöl in Betrieb. Der Anlagenbestand der mit Pflanzenöl als Brennstoff in Betrieb gegangenen BHKW ist in Abbildung 8-4 nach Status und installierter elektrischer Leistungsklasse von 2006 bis 2015 (vorläufig) zusammenfassend dargestellt. Für die Jahre 2008 bis 2012 sind die Betriebszustände „demontiert“, „stillgelegt“ und „z.Zt. außer Betrieb“ kumuliert als „z.Zt. außer Betrieb“ ausgewiesen. 9 Die Entwicklung des Gesamtbestandes wurde auf Basis der Auswertung der BNetzA-Daten (ab 2009) gegenüber dem letzten Bericht korrigiert. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 113 3.000 540 2.500 450 2.000 360 1.500 270 1.000 180 90 500 Installierte elektrische Leistung in MW Anzahl Anlagen Flüssige Bioenergieträger - 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Stand 05/2015 © DBFZ Brennstoffwechsel: Heizöl Holzgas Biomethan kein Betrieb: demontiert stillgelegt z.Zt. außer Betrieb Pflanzenöl: (in Betrieb) über 1.000 kW > 500 bis 1.000 kW > 150 bis 500 kW > 10 bis 150 kW bis 10 kW Inst. Leistung in Betrieb Abbildung 8-4: Entwicklung Anlagenbestand Pflanzenöl BHKW 2006 bis 2015 nach Größenklasse und Anlagenstatus sowie in Betrieb befindlicher installierter elektrischer Leistung insgesamt Die Befragung der Betreiber hat u. a. gezeigt, dass Anlagen vereinzelt nach vorübergehendem Stillstand wieder in Betrieb genommen werden. Zwei BHKW im Leistungsbereich >150 bis 500 kW wurden im Rahmen der Befragung für das Jahr für 2013 als vorübergehend außer Betrieb gemeldet und waren in 2014 wieder in Betrieb. Demgegenüber waren drei Anlagen in 2013 noch mit Pflanzenöl in Betrieb, die inzwischen auf Biomethan umgestellt (2) bzw. stillgelegt (1) worden sind. Es werden vereinzelt BHKW (z. T. defekt) zum Verkauf angeboten10. Der Anlagenbestand im Register der BLE ist seit 2011 rückläufig, ebenso wie die Anzahl der Anlagen die aktiv Strom aus flüssiger Biomasse erzeugen. 8.1.3 Strom- und Wärmebereitstellung 8.1.3.1 Wärmebereitstellung durch Pflanzenöl BHKW In Deutschland werden Pflanzenöl BHKW inzwischen überwiegend wärmegeführt betrieben. Demzufolge wirkt sich der Wärmebedarf direkt auf die Auslastung der Anlagen und damit sowohl auf die 10 Z. B. unter http://www.maschinensucher.de, http://www.bhkw-gebrauchtmarkt.de 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 114 Flüssige Bioenergieträger Wärme-, als auch auf die (KWK-)Stromproduktion aus. In den vergangenen Jahren war schwankte Wärmebedarf aufgrund der Witterungsbedingungen sehr stark. Vor allem in 2014, welches mit einer Jahresdurchschnittstemperatur von 10,3°C das wärmste Jahr in Deutschland und weltweit war seit Beginn der Wetteraufzeichnung im Jahr 1880 (HAESELER, 2015). In Abbildung 8-5 sind die Jahres- und Wintermitteltemperaturen sowie die Frosttage für Deutschland sowie beispielhaft für Bayern (Bundesland mit den meisten Pflanzenöl BHKW) der vergangenen 4 Jahre dargestellt. 83 78 98 56 Frosttage (Durchschnitt Dtl.) 10 Temperatur in °C 8 Jahresmitteltemperatur Dtl. 6 Jahresmitteltemperatur Bayern 4 Mitteltemperatur Winter Dtl. 2 Mitteltemperatur Winter Bayern 0 -2 2011 Abbildung 8-5: 2012 2013 2014 2015 Quelle: eigene Berechnung Datenbasis : DWD © DBFZ, 05/2015 Jahres- und Wintermitteltemperatur sowie Frosttage in Deutschland 2011-2015 (eigene Berechnung auf Datenbasis (DWD, 2015a, 2015b) Aus diesen witterungsbedingten Schwankungen resultieren entsprechend veränderliche Volllaststunden der Pflanzenöl-BHKW, welche neben der installierten Leistung entscheidend für die Wärme- und damit auch Stromproduktion sind. Die Ergebnisse der Betreiberbefragungen zu den Volllaststunden in 2013 und 2014 (Berechnung des DBFZ) sind in Tabelle 8-4 dargestellt. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 115 Flüssige Bioenergieträger 8.000 2013 (n=53) Volllaststunden 7.000 2014 (n=93) 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 - 100 200 300 400 500 installierte elektrische Anlagenleistung in kW Abbildung 8-6: Volllaststunden 2013 und 2014 von Einzelanlagen in Abhängigkeit von der Anlagengröße (Betreiberbefragung) In allen Leistungsbereichen haben sich die Volllaststunden gegenüber dem Vorjahr deutlich verändert. Wie Tabelle 8-4 zeigt, haben sich die berechneten Volllaststunden im Mittel um 11 % (560 h bei > 10 bis 150 kW) bis 29 % (810 h bei > 150 bis 500 kW) reduziert. Zudem ist erkennbar, dass die Ergebnisse der Betreiberbefragung tendenziell über dem Mittelwert der Auswertung der BNetzA-Daten liegen. Daraus lässt sich ableiten, dass Betreiber, deren Anlagen überdurchschnittlich ausgelastet sind, bevorzugt an der Befragung teilnehmen. Tabelle 8-4: Größenklasse 2011 2012 2013 2014 Volllaststunden der in Betrieb befindliche Pflanzenöl BHKW nach Betreiberbefragungen 2011-2014, arithmetischer Mittelwert/Median (Mittelwert BNetzA) ≤ 10 kW > 10 - 150 kW > 150 - 500 kW > 500 – 1.000 kW > 1.000 kW 1.750/1.530 3.640/3.000 3.160/2.710 - 7.120 (1.485) (1.512) (1.828) (1.788) (1.782) 2.140/1.610 3.320/2.544 3.990/3.660 - - (1.566) (1.592) (2.052) (2.030) (1.575) 1.810/1.450 2.830/2.680 4.880/4.840 - 2.460 (1.649) (1.732) (2.927) (2.372) (717) 1.410/1.140 2.020/1.930 4.320/4.040 3.310/2.590 - n=38 n=46 n=50 n=88 Die Wärme aus Pflanzenöl BHKW wird überwiegend als Heizwärme für öffentliche und private Gebäude und Gewerbebetriebe genutzt, weniger für Prozesswärme. Entsprechend der Außentemperaturen schwankt dieser Wärmebedarf. Bei der Befragung haben Betreiber von 60 Anlagen Angaben zur Wärmeproduktion gemacht. Die 60 Anlagen haben eine installierte elektrische Leistung von 7,7 MW und 18,4 GWh Nutzwärme 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 116 Flüssige Bioenergieträger bereitgestellt, ihre Volllaststunden betrugen im Mittel 2.300. Weitere 15 Betreiber haben insgesamt 8,4 GWh Wärme produziert ohne Angaben zu deren Nutzung zu machen. Auf Basis der Betreiberbefragung ist davon auszugehen, dass die Wärmebereitstellung aus Pflanzenöl BHKW seit 2012 auf vergleichsweise konstantem Niveau liegt: zwischen jährlich 240 und 270 GWh. In den nachfolgenden Abbildungen sind die Ergebnisse der Betreiberbefragung hinsichtlich der Art der Wärmenutzung und der Sektoren zusammenfassend dargestellt. 10 60 Wärmebereitstellung in GWh 9 50 8 Anzahl Anlagen 7 6 5 4 3 2 40 30 20 10 1 - - n=72 Abbildung 8-7: Wärmenutzungsart der Pflanzenöl BHKW (Betreiberbefragung, Bezugsjahr 2014) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 117 16 45 14 40 12 35 Anzahl der Anlagen Wärmebereitstellung in GWh Flüssige Bioenergieträger 10 8 6 4 30 25 20 15 10 2 5 - - n=73 Abbildung 8-8: 8.1.3.2 Wärmenutzung der Pflanzenöl BHKW nach Sektoren (Betreiberbefragung, Bezugsjahr 2014) Strombereitstellung durch Pflanzenöl BHKW Die verminderten Volllaststunden führen bei nahezu unveränderter installierter elektrischer Leistung zu entsprechend geringerer Stromproduktion und -einspeisung. Bei der Befragung haben Betreiber von 93 Anlagen Angaben zur Stromproduktion gemacht. Diese 93 Anlagen haben eine installierte elektrische Leistung von 8,8 MW, 29,6 GWh Strom produziert und davon 27,3 GWh in das Netz eingespeist. Auf Basis der Betreiberbefragung ist davon auszugehen, dass die Strombereitstellung aus Pflanzenöl BHKW seit 2012 auf vergleichsweise konstantem Niveau liegt: zwischen jährlich 260 und 300 GWh. 8.1.4 Biomasseeinsatz 8.1.4.1 Brennstoffeinsatz Auch in 2014 bleibt Palmöl mit 85 % der dominierende Brennstoff bei den befragten Pflanzenöl BHKW Betreibern. Rapsöl stellt 15 % des Brennstoffes, wobei etwa ein Drittel des Rapsöls von den Anlagenbetreibern selbst bereitgestellt und nicht eingekauft wurde. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 118 Flüssige Bioenergieträger 100% 5.000 90% 80% 4.000 Pflanzenöl in t/a 70% 3.000 60% 50% 2.000 40% 30% 1.000 20% 10% - 0% 1-10 kW >10-150 kW n=88 >150- 500 >500kW 1.000 kW Rapsöl (Eigenproduktion) Abbildung 8-9: 1-10 kW >10-150 >150- 500 >500kW kW 1.000 kW Rapsöl (Einkauf/k.A.) Palmöl Brennstoffeinsatz der mit Pflanzenöl betriebenen BHKW (Betreiberbefragung, Bezugsjahr 2014) Die Ergebnisse der Betreiberbefragungen der Betriebsjahre 2011 bis 2014 (vgl. Abbildung 8-10) zeigen, dass der Anteil von Rapsöl als Pflanzenöl- Brennstoff mit 10-11 % zwischen 2011 und 2013 relativ konstant ist und in 2014 auf 15 % gestiegen ist. 12 100% n=61 Pflanzenöl in Tsd. t/a 10 80% 8 n=88 60% 6 n=44 40% 4 n=38 20% 2 - 0% 2011 2012 2013 2014 Rapsöl (Einkauf/k.A.) Abbildung 8-10: 2011 2012 Rapsöl (Eigenproduktion) 2013 2014 Palmöl Brennstoffeinsatz der mit Pflanzenöl betriebenen BHKW (Betreiberbefragung, Bezugsjahre 2011-2014) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 119 Flüssige Bioenergieträger Entwicklung des Brennstoffeinsatzes laut Nabisy/BLE Der Anteil des Palmöls am als Brennstoff eingesetzten Pflanzenöl betrug in 2013 etwa 79 % (2012: 76 %, 2011: 71 %). Die in 2013 eingesetzte Palmölmenge von 2.279 TJ entspricht etwa 61.600 t und wurde aus Malaysia (60 %) und Indonesien (40 %) importiert. Der Raps für als Brennstoff eingesetztes Pflanzenöl wurde in 2013 zu etwa 94 % in Deutschland angebaut, analog den Jahren 2012 und 2011. Die verbleibenden 6 % wurden wiederum überwiegend im europäischen Ausland angebaut. Die zertifizierte und bei der BLE registrierte Menge11 betrug etwa 530 TJ in 2013 (entspricht 14.300 t) und 440 TJ bzw. 858 TJ in 2012 und 2011. Sonstige biogene Brennstoffe12 spielen lediglich eine untergeordnete Rolle. Im Vergleich zu den Vorjahren wurde in 2013 eine etwas höhere Menge Biodiesel (FAME) von 62 TJ (entspricht 1.700 t) als Brennstoff eingesetzt. Sojaöl ist mit etwa 15 t in 2013 ebenso wie Altspeisefett (Used Cooking Oil UCO) und HVO als Brennstoff wenig relevant. Importe Palmöl für die Nutzung als Brennstoff in BHKW (KWK) ist nur ein geringer Teil der insgesamt nach Deutschland importierten Menge an Palmölen und –fetten13. In Abbildung 8-11 ist der Anteil der als Brennstoff genutzten Importmengen in seiner Entwicklung von 2008 bis 2014 dargestellt, seit 2011 liegt dieser Anteil bei etwa 5 % und weniger. Nabisy Reststoffe der Zellstoffindustrie werden hier nicht betrachtet 13 Beinhaltet rohe, feste und raffinierte Palmöl und Palmkernöle und ihre Fraktionen, sowohl zu industriellen, technischen als auch Lebensmittelzwecken 11 12 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 120 Flüssige Bioenergieträger 2,9 % 3,3 % 3,3 % 15 % 20 % 15 % 2,7 % 2,5 % Importanteil Dtl. an 2,7 % 2,1 % weltweiter Palmölproduktion 4,4 % 4,6 % Nettoimport Palmöle und -fette nach Deutschland in Mio. t 2,0 5,2 % 4,3 % KWK-Anteil am Palmölimport 1,5 nicht-energetische Verwendung 1,0 z.T. Verwendung im Verkehr 0,5 Verwendung in KWK 0,0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 © DBFZ, Stand 05/2015 Quellen: eigene Berechnungen auf Basis DESTATIS, OIL WORLD, BAFA, AGEEstat, BLE; beinhaltet auch Palmkernöl Abbildung 8-11: Importanteil von Palmöl als Brennstoff in BHKW (eigene Berechnung auf Basis, (AGEE-STAT u. a., 2013; BAFA; BLE, 2014c; DESTATIS, 2015; OIL WORLD, 2014) Normen Die DIN 51605 (September 2010) definiert Anforderungen und Prüfverfahren für Rapsöl als Kraftstoff für pflanzenöltaugliche Motoren. Seit Juni 2012 gibt es darüber hinaus die Vornorm DIN SPEC 51623, welche selbiges für Pflanzenölkraftstoff im Allgemeinen definiert. DIN-Normen sind nicht rechtlich bindend sondern bilden einen Maßstab für einwandfreies technisches Verhalten. Sie erhalten Verbindlichkeit durch Bezugnahme, z. B. in einem (Kauf-)Vertrag zwischen Parteien. 8.1.4.2 Brennstoffkosten Die Preise für rohes Rapsöl und Palmölraffinat haben sich in 2014 sehr stark einander angenähert. Überwiegend lag der Preis für rohes Rapsöl in 2014 sogar unter dem des raffinierten Palmöls, teilweise um mehr als 50 EUR/t (AMI). Es besteht daher die Möglichkeit, dass der Anteil des als Brennstoff genutzten Rapsöls auch im Gesamtbestand der Pflanzenöl BHKW in 2014 deutlich gegenüber dem Palmöl zunimmt. In Abbildung 8-12 ist die Entwicklung der Pflanzenölpreise seit 2004 dargestellt. Nach straken Preisanstiegen v. a. in den Jahren 2010 bis 2012 haben sich die Preise seit Ende 2013 auf einem vergleichsweise niedrigen Niveau stabilisiert. Für Rapsöl lagen sie 2014 fast wieder auf dem Niveau der Jahre 2006/2007 (ca. 600 EUR/t). Der Preis für Palmöl lag jedoch noch deutlich über dem Niveau dieser Kapazitätsaufbaujahre. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 121 Flüssige Bioenergieträger Preis in €/t (nominal) 1.200 Rapsöl, roh 1.000 Palmöl, raffiniert Palmöl, roh 800 600 400 200 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Rapsöl, roh (fob Ölmühle Dtl.); Palmöl, roh (cif ARAG); Palmöl, raffiniert (cif ARAG) | Daten auf Basis AMI, ZMP, UFOP | © DBFZ, 05/2015 Abbildung 8-12: 8.1.5 Preisentwicklung für Raps- und Palmöl 2004 bis 2014 (eigene Berechnung auf Basis (AMI, 2010; UFOP, 2008; ZMP) Technische Parameter Die technischen Parameter der Netzkopplung sind für die mit Pflanzenöl in Betrieb befindlichen Anlagen der befragten Betreiber 2014 zusammenfassend in Tabelle 8-5 aufgeführt. Tabelle 8-5: Kenndaten der Stromerzeugungstechnologie und des Eispeisemanagement ≤ 10 kW > 10 - 150 kW > 150 - 500 kW > 500 - 1 000 kW IKT Einspeisemanagement Funkrundsteuerempfänger 1 5 16 2 Fernwirktechnik - - - - Tonfrequenzrundsteuerempfänger - - 1 - 1 - - - keine IKT 26 16 - 1 k.A. 19 6 4 - 1 - - 2 Asynchrongenerator 39 12 2 1 Synchrongenerator 6 13 14 4 IKT geplant Sonstiges Stromerzeugungstechnologie 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 122 Flüssige Bioenergieträger 8.1.6 Vergütungsstruktur und Direktvermarktung 94 Anlagen der Betreiberbefragung wurden 2014 im Rahmen des EEG vergütet. Die Vergütungsstruktur dieser Anlagen ist in Abbildung 8-13 zusammenfassend dargestellt. 50 Anzahl Anlagen 40 30 20 10 1-10 kW Grundvergütung Abbildung 8-13: >10-150 kW >150- 500 kW Techno KWK NawaRo GV Techno KWK NawaRo GV Techno KWK NawaRo GV Techno KWK NawaRo GV 0 >500- 1.000 kW NawaRo-Bonus 2004 KWK-Bonus 2004 Technologie-Bonus 2004 NawaRo-Bonus 2009 KWK-Bonus 2009 Technologie-Bonus 2009 Vergütungsstruktur der mit Pflanzenöl betriebenen BHKW (Betreiberbefragung Betriebsjahr 2014) Zwei Betreiber haben 2014 ihren Strom komplett oder teilweise direkt vermarktet. 55 alpine Schutzhütten sind als Insel-BHKW nicht an das Netz gekoppelt. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 123 Flüssige Bioenergieträger 8.2 Auswertung Stamm- und Bewegungsdaten der BNetzA –flüssige Bioenergieträger 8.2.1 Strom- und Wärmebereitstellung Für die Auswertung der Strom und Wärmebereitstellung durch flüssige Bioenergieträger wurden die zugewiesenen Stamm- und Bewegungsdaten der BNetzA verwendet. Der Anteil der KWKStromerzeugung ergibt sich aus den ausgewiesenen KWK-Strommengen der Anlagen. Die Auswertung der BNetzA-Daten ergab für 2009 eine Strommenge von 1,6 TWh, die bis 2013 auf 0,30 TWh abfiel. Die KWK-Strommenge belief sich 2009 auf 1,28 TWh und fiel analog der gesamten Stromerzeugung aus PÖL-BHKW bis 2013 auf 0,24 TWh. Aus dieser Strommenge ergibt sich, anhand der mittleren Stromkennzahl von 0,94 (ASUE, 2011) eine bereitgestellte Wärmemenge von 1,36 TWh im Jahr 2009 die sich bis 2013 auf 0,25 TWh reduzierte (siehe Abbildung 8-14). Die erzeugte Strommenge sank in 2014 aufgrund des niedrigeren Wärmebedarfs gegenüber den Vorjahren (vgl. Kapitel 8.1.3). Strom- und Wärmeerzeugung [TWh] 2,0 1,5 PÖL: Stromerzeugung 1,0 KWK Stromerzeugung KWK Wärmeerzeugung 0,5 0,0 2009 Abbildung 8-14: 8.2.2 2010 2011 2012 2013 2014* 2015* Strom und Wärmebereitstellung durch flüssige Bioenergieträger 2009-2015 (BNETZA, 2011a, 2012a, 2013a, 2014a, 2014b), 2014 und 2015 Prognose DBFZ Direktvermarktung Pflanzenöl-BHKW weisen nach Auswertung der Stamm- und Bewegungsdaten der BNetzA die geringsten Anteile direkt vermarkteten Stromes zu Strom mit fester EEG-Einspeisevergütung auf. Im Jahr 2012 wurden nur 2,5 % der Strommenge aus PÖL-BHKW direkt vermarktet (siehe Abbildung 8-15). Der Anteil 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 124 Flüssige Bioenergieträger stieg im Jahr 2013 zwar von 7 GWh auf 38 GWh, liegt mit 12,4 % aber immer noch hinter den direkt vermarkteten Anteilen von Biogas, Biomethan und fester Biomasse. 7 PÖL: 38 Direktvermarktung [GWh] EEG-Festvergütung [GWh] 265 266 2012 Abbildung 8-15: 8.2.3 2013 Entwicklung der direktvermarkteten Strommenge aus Pflanzenöl-BHKW für die Jahre 2012 und 2013, (BNETZA, 2014a, 2014b) Entwicklung des Anlagenbestandes – Ausblick Die Auswertung zu den Außerbetriebnahmen der Pflanzenöl-BHKW erfolgte analog zu den anderen Bioenergieanlagen auf Basis der Stamm- und Bewegungsdaten der BNetzA, aufbauend auf der Zuordnung der Anlagen auf dem in den Vergütungsschlüsseln enthaltenen EEG-Inbetriebnahmejahr. Der vorangegangen Abbau des Anlagenbestandes durch Stilllegungen, der in Abbildung 8-4 dargestellt ist, wurde dafür bereits berücksichtigt. Da seit 2012 keine Neuanlagen von Pflanzenöl-BHKW im Rahmen des EEG gefördert werden, liegt die maximal installierte Leistung bei ca. 160 MWel im Jahr 2014. Ab 2023 läuft die Förderdauer des EEG von 20 Jahren bei den ersten Anlagen aus und es wird ein kontinuierlicher Rückbau der installierten Leistung folgen. Im Jahr 2031 würden die letzten Pflanzenöl-BHKW vom Netz gehen (siehe Abbildung 8-16). 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 125 Flüssige Bioenergieträger installierte elektrische Leistung Pflanzenöl-BHKW in MW 180 160 140 120 100 80 60 40 20 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 Abbildung 8-16: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung von Pflanzenöl-BHKW bei Stilllegung der Anlagen nach Auslaufen des Förderzeitraumes, (BNETZA, 2014b) 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 126 Abbildungsverzeichnis Abbildungsverzeichnis Abbildung 1-1: Stromerzeugung aus Biomasse im Rahmen des EEG, unterteilt nach Bioenergieträger, (BNETZA, 2011a, 2012a, 2013a, 2014a, 2014b), *Prognose DBFZ 1 Abbildung 1-2: Entwicklung der Direktvermarktung von Bioenergie im Rahmen des EEG, (BNETZA, 2014c, 2015) ............................................................................................................. 2 Abbildung 4-1: DBFZ-Betreiberbefragung Biogas 2015 (Vor-Ort-Verstromung) ................................. 14 Abbildung 4-2: Standorte der in Betrieb befindlichen Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung) in Deutschland; vereinzelt Standorte von in Bau und Planung befindliche Biogasanlagen; Bezugsebene: Postleitzahl (Datenbank DBFZ, Stand 04/2015) ............... 18 Abbildung 4-3: Anlagenzahl, installierte elektrische Anlagenleistung und mittlere elektrische Anlagenleistung der Biogasanlagen in Deutschland, Bezugsebene: Landkreis (3N NIEDERSACHSEN E.V., 2014; BUSSE, 2015; DBFZ GGMBH, 2014; LFL, 2014; LOHMANN & DAHLHOFF, 2014a; MINISTERIUM FÜR WIRTSCHAFT, BAU UND TOURISMUS MECKLENBURGVORPOMMERN, 2014; MLR, 2015; PLAGEMANN, 2014) Stand 04/2015 ................................ 19 Abbildung 4-4: Anteile externer Wärmenutzung (nach Abzug des Eigenwärmebedarfs), dargestellt nach der Anzahl der Nennungen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) ................. 22 Abbildung 4-5: Art der Wärmenutzung, absolute Anzahl der Nennungen und relative Häufigkeit (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) ................... 23 Abbildung 4-6: Arten externer Wärmenutzung in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung, relative Häufigkeit in % (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) 23 Abbildung 4-7: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen (DBFZBetreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) ....................................................................... 24 Abbildung 4-8: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz nachwachsender Rohstoffe in Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) .................................. 25 Abbildung 4-9: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz von Wirtschaftsdünger in Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) .................................. 26 Abbildung 4-10: (Bio-)abfallvergärungsanlagen in Deutschland differenziert nach Betriebsstatus und Substratinput (Datenbank DBFZ, Stand 12/2014) .............................. 27 Abbildung 4-11: Massebezogener Substrateinsatz der befragten Biogasanlagen zur Vergärung von Bioabfällen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) ................................. 28 Abbildung 4-12: Substratkategorie und Art des Vergärungsverfahrens in den Biogasanlagen zur Vergärung von Bioabfällen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014)......... 28 Abbildung 4-13: Art des Vergärungsverfahrens und Art der Anlage (Neubau bzw. Umrüstung bestehender Kompostierungsanlage) in den befragten Biogasanlagen zur Vergärung von Bioabfällen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) ................................. 31 Abbildung 4-14: Umsetzung der Maßnahmen zur Anlagenerweiterung in den Betriebsjahren 2011 - 2014, relative Häufigkeit (Mehrfachnennungen möglich), (DBFZBetreiberbefragungen 2011/2012, 2013, 2014, 2015) ..................................................... 33 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 127 Abbildungsverzeichnis Abbildung 4-15: Gasspeicherkapazitäten [h/d] bei Gasspeichernutzungsgrad zwischen 44 und 60 % in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung (DBFZBetreiberbefragung 2015 und eigene Berechnungen) ......................................................... 35 Abbildung 4-16: Art des Auslösens der Gasfackel (automatisch startend bzw. manuelle Zündung) in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung, dargestellt nach der Anzahl der Fackelschaltstufen, (A) 2 (Aus und Volllast), (B) > 2 (zusätzlicher Teillastbetrieb möglich) (DBFZ-Befragung 2015, Betriebsjahr 2014) ........... 36 Abbildung 4-17: Mittlerer Füllstand des Gasspeichers im Normalbetrieb [%], Einsatzhäufigkeit [n] und Laufzeiten der Fackel [h/Jahr] differenziert nach der installierten elektrischen Anlagenleistung (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014)........... 36 Abbildung 4-18: Häufigkeit des Auslösens der Über- und Unterdrucksicherungen differenziert nach der installierten elektrischen Anlagenleistung (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) ..... 37 Abbildung 4-19: Biogasanlagen in der EEG-Festvergütung bzw. Direktvermarktung im Jahr 2014, relative Verteilung [%] (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) .......................................... 38 Abbildung 4-20: Direktvermarktungsformen der Biogasanlagen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) 39 Abbildung 4-21: Strom- und Wärmebereitstellung durch Biogas-Vor-Ort-Verstromungsanlagen 2009-2015 (BNETZA, 2011a, 2012a, 2013a, 2014a, 2014b), *KWK-Strom und Wärme ab 2012 berechnet, 2014 und 2015 Prognose DBFZ ............................................. 41 Abbildung 4-22: Entwicklung der direktvermarkteten Strommenge aus Biogas-Vor-OrtVerstromung für die Jahre 2012 und 2013, (BNETZA, 2014a, 2014b) ............................... 41 Abbildung 4-23: Kumulierte Anlagenanzahl und installierte elektrische Anlagenleistung nach Anmeldung zur Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie ................................................... 42 Abbildung 4-24: Anlagenanzahl (links) und Verteilung der installierten elektrischen Anlagenleistung (rechts) für die Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie unterteilt nach Größenklassen, (BNETZA, 2014c, 2015) ...................................................................... 43 Abbildung 4-25: Anlagenanzahl und installierte elektrische Anlagenleistung nach Anmeldung zur Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie ....................................................................... 43 Abbildung 4-26: Grad der Überbauung von Biogasanlagen zur Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie, (BNETZA, 2015) ........................................................................................ 44 Abbildung 4-27: Entwicklung der installierten elektrischen Anlagenleistung von Biogas-Vor-OrtVerstromung bei Stilllegung der Anlagen nach Auslaufen des Förderzeitraumes, (BNETZA, 2014b) ...................................................................................................................... 45 Abbildung 5-1: Entwicklung der Anzahl und Aufbereitungskapazität (Rohgas) von Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland im Zeitraum von 2006 bis 2014 inkl. Abschätzung für 2015 (kumuliert) (FRAUNHOFER IWES, 2015) .............................................. 47 Abbildung 5-2: Jährlicher Zubau an Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2014 mit einer Abschätzung für 2015 nach Herstellerangaben (Fraunhofer IWES, 2015) ............................................................................................................................. 47 Abbildung 5-3: Jährlicher Zubau an Aufbereitungskapazität (Rohgas) bei Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2014 mit einer Abschätzung für 2015 nach Herstellerangaben (Fraunhofer IWES, 2015)......................... 48 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 128 Abbildungsverzeichnis Abbildung 5-4: Entwicklung der Anzahl an Biogasaufbereitungsanlagen (kumuliert) in Deutschland von 2006 bis 2014 mit einer Abschätzung für 2015 unterteilt nach Aufbereitungsverfahren (Fraunhofer IWES, 2015) ................................................................ 49 Abbildung 5-5: Entwicklung der Aufbereitungskapazität (Rohgas) unterteilt nach Aufbereitungsverfahren bei Biogasaufbereitungsanlagen in Deutschland von 2006 bis 2014 mit einer Abschätzung für 2015 (Fraunhofer IWES, 2015) .................................. 50 Abbildung 5-6: Entwicklung der Anzahl von Biogaseinspeiseanlagen in Deutschland im Zeitraum von 2006 bis 2013 (kumuliert) nach Fraunhofer IWES gegenüber der Bundesnetzagentur (FRAUNHOFER IWES, DBFZ, FRAUNHOFER UMSICHT, 2013), (BNETZA, 2006), (BNETZA, 2007), (BNETZA, 2008), (BNETZA, 2009), (BNETZA, 2010), (BNETZA, 2011b), (BNETZA, 2012b), (BNETZA, 2013b), (BNETZA, 2014d)) ........................... 50 Abbildung 5-7: Standorte der in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungs- und einspeiseanlagen in Deutschland differenziert nach Aufbereitungskapazität (m³i.N Biomethan/h), (DBFZ-Datenbank, Stand 03/2015) .................................................................... 52 Abbildung 5-8: Masse- und energiebezogener Substrateinsatz in Biogasanlagen mit Aufbereitung zu Biomethan (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) ............. 54 Abbildung 5-9: Massebezogener Substrateinsatz nachwachsender Rohstoffe in Biogasanlagen mit Aufbereitung zu Biomethan (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) .................................................................................................................... 54 Abbildung 5-10: Eingesetzte Biogasaufbereitungsverfahren (relative Einsatzhäufigkeit [%]; Ergebnisse der Betreiberbefragung (A) (DBFZ-Betreiberbefragung, 2015) und Gesamtbestand (B) (Fraunhofer IWES 2015) ........................................................................ 56 Abbildung 5-11: Mittlerer elektrischer Energiebedarf für die Aufbereitung von Rohbiogas [kWhel/m3i.N. Rohgas] in Abhängigkeit von dem eingesetzten Gasaufbereitungsverfahren (DBFZ-Betreiberbefragung, 2015) ........................................... 56 Abbildung 5-12: Verwertungswege Biomethan im Betriebsjahr 2014, relative Verteilung der Biomethanmengen [%] (DBFZ-Betreiberbefragung 2015).................................................... 58 Abbildung 5-13: Beabsichtigte Verwertungswege für Biomethan im Betriebsjahr 2015, Anzahl der Nennungen (Mehrfachnennungen möglich) (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) ........... 59 Abbildung 6-1: DBFZ-Betreiberbefragung 2015 (Standorte der Biomethan-BHKW) ......................... 61 Abbildung 6-2: Wärmelastprofile der Biomethan-BHKW, differenziert nach Leistungsklassen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015 und eigene Berechnungen).............................................. 63 Abbildung 6-3: Gründe für die Inbetriebnahme der Biomethan-BHKW (Mehrfachnennungen möglich) (DBFZ-Betreiberbefragung 2015)............................................................................ 65 Abbildung 6-4: Vergütungsstrukturen der Biomethan-BHKW unter Berücksichtigung der BHKW-Umrüstungen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) ....................................................... 65 Abbildung 6-5: Relative Häufigkeit der in Anspruch genommenen Vergütungskombinationen nach EEG 2012 von Biomethan-BHKW (DBFZ-Betreiberbefragung, 2015) ........................ 66 Abbildung 6-6: Strom und Wärmebereitstellung durch Biomethan-BHKW 2009-2015 (BNETZA, 2011a, 2012a, 2013a, 2014a, 2014b) ................................................................ 67 Abbildung 6-7: Entwicklung der direktvermarkteten Strommenge aus Biomethan-BHKW für die Jahre 2012 und 2013, (BNETZA, 2014a, 2014b), *KWK-Strom und Wärme ab 2012 berechnet, 2014 und 2015 Prognose DBFZ ............................................................... 68 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 129 Abbildungsverzeichnis Abbildung 6-8: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung von Biomethan-BHKW bei Stilllegung der Anlagen nach Auslaufen des Förderzeitraumes, (BNETZA, 2014b) ............. 69 Abbildung 7-1: Anlagenanzahl und installierte elektrische Bruttoleistung der in den Jahren 2000 bis 2014 in Betrieb befindlichen und für 2015 prognostizierten EEG-fähigen Biomasse-(H)KW (DBFZ, Stand 05.2015 – ohne Kraftwerke mit BiomasseMitverbrennung und den nicht nach EEG vergüteten Anteil der Papier- und Zellstoffindustrie; Angaben basierend auf der Biomasse-(H)KW-Datenbank des DBFZ sowie Annahmen bzgl. des Zubaus an Holzvergaseranlagen) .............................................. 73 Abbildung 7-2: Darstellung der elektrischen Leistungsbereiche verschiedener Technologien zur energetischen Nutzung fester Biomasse; Anlagenanzahl und Stromerzeugungstechnologie der Ende des Jahres 2014 in Betrieb befindlichen EEG-fähigen Biomasse-(H)KW (DBFZ, Stand 05.2015 – Darstellung aller (H)KW mit einer elektrischen Leistung von ≤ 20 MWel ohne Kraftwerke mit BiomasseMitverbrennung und den nicht nach EEG vergüteten Anteil der Papier- und Zellstoffindustrie; Angaben basierend auf der Biomasse-(H)KW-Datenbank des DBFZ sowie Annahmen bzgl. des Zubaus an Holzvergaseranlagen; Anlagen mit Dampfturbinen: n=155, mit ORC-Turbinen: n=85, mit Holzgas-BHKW: n=422, sonstige und unbekannte Stromerzeugungstechnologie: n=34) ......................................... 74 Abbildung 7-3: Anlagenanzahl differenziert nach Stromerzeugungstechnologie der in den Jahren 2000 bis 2014 in Betrieb befindlichen und für 2015 prognostizierten EEGfähigen Biomasse-(H)KW (DBFZ, Stand 05.2015 – ohne Kraftwerke mit BiomasseMitverbrennung und den nicht nach EEG vergüteten Anteil der Papier- und Zellstoffindustrie; Angaben basierend auf der Biomasse-(H)KW-Datenbank des DBFZ sowie Annahmen bzgl. des Zubaus an Holzvergaseranlagen) .............................................. 77 Abbildung 7-4: Installierte elektrische Bruttoleistung differenziert nach Stromerzeugungstechnologie der in den Jahren 2000 bis 2014 in Betrieb befindlichen und für 2015 prognostizierten EEG-fähigen Biomasse-(H)KW (DBFZ, Stand 05.2015 – ohne Kraftwerke mit Biomasse-Mitverbrennung und den nicht nach EEG vergüteten Anteil der Papier- und Zellstoffindustrie; Angaben basierend auf der Biomasse-(H)KW-Datenbank des DBFZ sowie Annahmen bzgl. des Zubaus an Holzvergaseranlagen)......................................................................................................... 77 Abbildung 7-5: Kartendarstellung der regionalen Verteilung der Biomasse-(H)KW und Holzvergaseranlagen in Deutschland, differenziert nach Stromerzeugungstechnologie und installierter elektrischer Anlagenleistung zum Ende des Jahres 2014 (auf Basis der Biomasse-(H)KW-Datenbank des DBFZ, Stand 05.2015) .................................................................................................................................. 81 Abbildung 7-6: Verteilung der Betriebsweise der Anlagen (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen insgesamt n = 73) ............................................................................... 91 Abbildung 7-7: Anteil der EEG-vergüteten el. Jahresarbeit an der gesamten el. Jahresarbeit (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen insgesamt n = 77) ....................... 92 Abbildung 7-8: Anteil der in KWK-erzeugten Wärmemenge an der gesamten Wärmemenge (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen insgesamt n = 56) ....................... 93 Abbildung 7-9: Verteilung der Wärmenutzung in Abhängigkeit von der installierten el. Leistung (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen n = 70) .......................... 94 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 130 Abbildungsverzeichnis Abbildung 7-10: Angaben zur Wärmeverteilung [intern/extern] und Art der Wärmenutzung [Gebäudebeheizung/Prozesswärme] (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen insgesamt n = 74) ..................................................................................................... 95 Abbildung 7-11: Häufigkeit der Nennungen zum Wärmeabnehmer (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen n = 74 [51 Biomasse-(H)KW und 23 Holzvergaseranlagen], bei Mehrfachnennung innerhalb einer Anlage wurde der Wärmeabnehmer anteilig nach Wärmemengen aufgeteilt) .................................................. 96 Abbildung 7-12: Verteilung des Brennstoffeinsatzes, bezogen auf die gesamte Trockenmasse (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, gesamte Trockenmasse = 1,698 Mio. tatro) ................... 97 Abbildung 7-13: Verteilung der Pellet- und Hackschnitzelpreise in Abhängigkeit vom Wassergehalt und der Biomasseart (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Angaben n = 40) ...................................................................................................................... 98 Abbildung 7-14: Verteilung der Art des Generators (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen insgesamt n = 85) .............................................................................100 Abbildung 7-15: Verteilung des Eigenstrombedarfs der Anlagen in Abhängigkeit von der installierten el. Leistung (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen n = 38) ....................................................................................................................................100 Abbildung 7-16: Verteilung der Bereitstellung des Eigenstrombedarfs (DBFZBetreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen n = 67) ..................................................101 Abbildung 7-17: Anzahl und mittlere installierte el. Leistung der Biomasse-(H)KW-Rückläufe in Abhängigkeit der EEG-Novelle (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen n = 52) .....................................................................................................................102 Abbildung 7-18: Anzahl und mittlere installierte el. Leistung der Rückläufe von Holzvergaseranalgen in Abhängigkeit der EEG-Novelle (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen n = 27) ....................................................................................102 Abbildung 7-19: Verteilung von Direktvermarktung und Festvergütung (DBFZBetreiberbefragung 2015, auswertbare Anlagen insgesamt n = 78) ................................103 Abbildung 7-20: Strom und Wärmebereitstellung durch feste Biomasse 2009-2015 (BNETZA, 2011a, 2012a, 2013a, 2014a, 2014b) *KWK-Strom und Wärme ab 2012 berechnet, 2014 und 2015 Prognose DBFZ .......................................................................105 Abbildung 7-21: Entwicklung der direktvermarkteten Strommenge aus biogenen Festbrennstoffen für die Jahre 2012 und 2013, (BNETZA, 2014a, 2014b) ......................105 Abbildung 7-22: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung von Anlagen zur Verstromung fester Biomasse bei Stilllegung der Anlagen nach Auslaufen des Förderzeitraumes, (BNETZA, 2014b).....................................................................................106 Abbildung 8-1: Rücklauf Betreiberbefragung Pflanzenöl BHKW durch das DBFZ 2008 bis 2014 110 Abbildung 8-2: Anlagenanzahl und installierte elektrische Leistung des Rücklaufs der Befragung von Herstellern nach Status (Betriebsjahre 2010-2012) .................................112 Abbildung 8-3: Anlagenanzahl und installierte elektrische Leistung des Rücklaufs der Betreiberbefragung nach Status (Bezugsjahr 2014) ..........................................................113 Abbildung 8-4: Entwicklung Anlagenbestand Pflanzenöl BHKW 2006 bis 2015 nach Größenklasse und Anlagenstatus sowie in Betrieb befindlicher installierter elektrischer Leistung insgesamt ...........................................................................................114 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 131 Abbildungsverzeichnis Abbildung 8-5: Jahres- und Wintermitteltemperatur sowie Frosttage in Deutschland 20112015 (eigene Berechnung auf Datenbasis (DWD, 2015a, 2015b) ...................................115 Abbildung 8-6: Volllaststunden 2013 und 2014 von Einzelanlagen in Abhängigkeit von der Anlagengröße (Betreiberbefragung) .....................................................................................116 Abbildung 8-7: Wärmenutzungsart der Pflanzenöl BHKW (Betreiberbefragung, Bezugsjahr 2014) 117 Abbildung 8-8: Wärmenutzung der Pflanzenöl BHKW nach Sektoren (Betreiberbefragung, Bezugsjahr 2014) ..................................................................................................................118 Abbildung 8-9: Brennstoffeinsatz der mit Pflanzenöl betriebenen BHKW (Betreiberbefragung, Bezugsjahr 2014) ..................................................................................................................119 Abbildung 8-10: Brennstoffeinsatz der mit Pflanzenöl betriebenen BHKW (Betreiberbefragung, Bezugsjahre 2011-2014) ......................................................................................................119 Abbildung 8-11: Importanteil von Palmöl als Brennstoff in BHKW (eigene Berechnung auf Basis, (AGEE-STAT u. a., 2013; BAFA; BLE, 2014c; DESTATIS, 2015; OIL WORLD, 2014) ....121 Abbildung 8-12: Preisentwicklung für Raps- und Palmöl 2004 bis 2014 (eigene Berechnung auf Basis (AMI, 2010; UFOP, 2008; ZMP)............................................................................122 Abbildung 8-13: Vergütungsstruktur der mit Pflanzenöl betriebenen BHKW (Betreiberbefragung Betriebsjahr 2014) .............................................................................123 Abbildung 8-14: Strom und Wärmebereitstellung durch flüssige Bioenergieträger 2009-2015 (BNETZA, 2011a, 2012a, 2013a, 2014a, 2014b), 2014 und 2015 Prognose DBFZ ......124 Abbildung 8-15: Entwicklung der direktvermarkteten Strommenge aus Pflanzenöl-BHKW für die Jahre 2012 und 2013, (BNETZA, 2014a, 2014b) .........................................................125 Abbildung 8-16: Entwicklung der installierten elektrischen Leistung von Pflanzenöl-BHKW bei Stilllegung der Anlagen nach Auslaufen des Förderzeitraumes, (BNETZA, 2014b) ...........126 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 132 Tabellenverzeichnis Tabellenverzeichnis Tabelle 3-1: Anzahl der angeschriebenen Anlagen und Rückläufe Betreiberbefragung 2015 ................. 7 Tabelle 4-1: Rücklauf DBFZ-Betreiberbefragung Biogas 2015 – Größenklassenverteilung und Verteilung Gesamtanlagen-bestand ausgehend von der DBFZ-Befragung der Länderinstitutionen 2015 (Biogasanlagen Deutschland, GG).............................................. 13 Tabelle 4-2: Regionale Verteilung des Rücklaufs der DBFZ-Betreiberbefragung 2015 bezogen auf die Anlagenzahl und installierte elektrische Anlagenleistung .............................................. 15 Tabelle 4-3: Verteilung der in Betrieb befindlichen Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung) in Deutschland, differenziert nach Anlagenzahl, installierter elektrischer Anlagenleistung und mittlerer Anlagenleistung zum Stand 31.12.2014 (DBFZBefragung der Länderinstitutionen 2015) (3N NIEDERSACHSEN E.V., 2014; BUSSE, 2015; FIDDECKE, 2015; LOHMANN & DAHLHOFF, 2014b; MÖNDEL, 2015; REINHOLD, 2015; ZSCHOCHE, 2015, (VIßE, 2015)...................................................................................... 17 Tabelle 4-4: Mittlerer Eigenstrombedarf in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung und differenziert nach Art der Stromdeckung (DBFZBetreiberbefragung 2015) ...................................................................................................... 21 Tabelle 4-5: Mittlerer Eigenwärmebedarf der Biogasanlagen bezogen auf die installierte elektrische Anlageleistung (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) .............................................. 21 Tabelle 4-6: Mittlere und spezifische Kosten der Substrate aus der Eigenproduktion für Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung), (Angaben bereinigt) (DBFZBetreiberbefragung 2015) ...................................................................................................... 29 Tabelle 4-7: Mittlere und spezifische Preise der Substrate aus dem externen Zukauf für Biogasanlagen (Vor-Ort-Verstromung), (Angaben bereinigt) (DBFZBetreiberbefragung 2015) ...................................................................................................... 30 Tabelle 4-8: Preise der in Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen eingesetzten Substrate (DBFZBetreiberbefragung 2015) ...................................................................................................... 30 Tabelle 4-9: Mittlere Betriebsstunden im Jahr 2014 in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung und der Fahrweise der Biogasanlagen (Grundlast- vs. flexibler Betrieb), (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) ............................................................. 34 Tabelle 4-10: Mittlere geplante und ungeplante Ausfallzeiten [h/a] in Abhängigkeit von der installierten elektrischen Anlagenleistung und Anzahl der an der Biogasanlage installierten BHKW (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) .......................................................... 34 Tabelle 4-11: Inanspruchnahme der Vergütung nach EEG 2000 – 2009, 2012 und 2014 (DBFZBetreiberbefragung 2015) ...................................................................................................... 38 Tabelle 5-1: Übersicht über die Anzahl und Aufbereitungskapazität der bis Ende 2014 in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungsanlagen nach Aufbereitungsverfahren (FRAUNHOFER IWES, 2015) ............................................................................................................................. 49 Tabelle 5-2: Rücklauf der Betreiberbefragung von Aufbereitungsanlagen in Abhängigkeit von der Aufbereitungskapazität und dem Anteil am Gesamtanlagenbestand (DBFZBetreiberbefragung 2015; DBFZ-Datenbank) ....................................................................... 51 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 133 Tabellenverzeichnis Tabelle 5-3: Regionale Verteilung der in Betrieb befindlichen Biogasaufbereitungsanlagen nach Bundesländern (DBFZ-Datenbank 2015) .............................................................................. 53 Tabelle 5-4: Mittlere Substratkosten und –preise für ausgewählte Energiepflanzen (Einsatz in Biogasaufbereitungsanlagen), (DBFZ-Betreiberbefragung 2015, Bezugsjahr 2014) ......... 55 Tabelle 5-5: Mittlerer Methanschlupf (vor der Abgasbehandlung) in Abhängigkeit vom eingesetzten Aufbereitungsverfahren in Biomethananlagen (DBFZBetreiberbefragung, 2015) ..................................................................................................... 57 Tabelle 5-6: Brennwertanpassung in Abhängigkeit von der Gasqualität (relative Häufigkeit [%], Anzahl der Nennungen n= 41), (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) ...................................... 57 Tabelle 6-1: Rücklauf der Befragung von Biomethan-BHKW-Betreibern nach Bundesländern (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) ........................................................................................... 62 Tabelle 6-2: Betriebsstunden der Biomethan-BHKW in Abhängigkeit von der Betriebsweise (DBFZ-Betreiberbefragung 2015) ........................................................................................... 64 Tabelle 7-1: Verteilung der Biomasse-(H)KW und Holzvergaseranlagen in Deutschland, differenziert nach Anlagenanzahl, installierter elektrischer Anlagenleistung und mittlerer Anlagenleistung zum Ende des Jahres 2014 (auf Basis der Biomasse(H)KW-Datenbank sowie Schätzungen des Bestands an Holzvergaseranlagen auf Basis von-Befragungen von Holzvergaserherstellern 2013, 2014 und 2015) ................... 80 Tabelle 7-2: Übersicht der Biomasse-(H)KW der Papier- und Zellstoffindustrie (DBFZ, Stand Mai 2015) ........................................................................................................................................ 84 Tabelle 7-3: Verteilung des Rücklaufs der DBFZ-Betreiberbefragung 2015 nach Inbetriebnahmejahr und Vergleich mit der Verteilung des Gesamtanlagenbestands (Anlagenanzahl laut DBFZ-Biomasse-(H)KW-Datenbank zum Ende des Jahres 2014 (Stand 05.2015 inkl. Schätzungen bzgl. des Zubaus an Holzvergaseranlagen), GG) ........ 87 Tabelle 7-4: Verteilung des Rücklaufs der DBFZ-Betreiberbefragung 2015 nach Leistungsklassen und Vergleich mit der Verteilung des Gesamtanlagenbestands (Anlagenanzahl laut DBFZ-Biomasse-(H)KW-Datenbank zum Ende des Jahres 2014 (Stand 05.2015 inkl. Schätzungen bzgl. des Zubaus an Holzvergaseranlagen), GG) ............................................ 88 Tabelle 7-5: Regionale Verteilung des Rücklaufs der DBFZ-Betreiberbefragung 2015 bezogen auf die Anlagenanzahl und die nach dem EEG vergütete installierte el. Leistung .................... 90 Tabelle 7-6: Angaben (in Euro je Tonne Trockenmasse) zu mittleren Preisen der am häufigsten eingesetzten Brennstoffe laut den Betreiberbefragungen 2013, 2014 und 2015 (DBFZ, Stand Mai 2015) ......................................................................................................... 99 Tabelle 8-1: Fassungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes mit Wirkung auf die Vergütung von Strom aus Pflanzenöl BHKW .................................................................................................107 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 134 Literatur- und Referenzverzeichnis Literatur- und Referenzverzeichnis 3N NIEDERSACHSEN E.V.: Biogas in Niedersachsen. Inventur 2014. Hannover : 3N Kompetenzzentrum Niedersachsen Netzwerk Nachwachsende Rohstoffe e.V., 2014 AGEE-STAT: Gesprächsvermerk des Treffens zwischen DBFZ und AGEE-Stat am 19.04.2013 in Leipzig (2013) AGEE-STAT: Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland unter Verwendung von Daten der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat). Berlin : Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi), 2015 AGEE-STAT ; DIETER BÖHME ; JOACHIM NICK-LEPTIN ; FRANK MUSIOL ; PETER BICKEL ; THOMAS NIEDER ; THORSTEN RÜTHER ; ULRIKE ZIMMER ; MICHAEL MEMMLER ; U. A.: Erneuerbare Energien in Zahlen : Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), 2013 AG ENERGIEBILANZEN: Bruttostromerzeugung in Deutschland 2014 (2014) AMI: MarktWoche Ölsaaten & Biokraftstoffe, Agrarmarkt Informations-Gesellschaft mbH (2010) AMI: Marktwoche Ölsaaten und Biokraftstoffe, Marktwoche Ölsaaten und Biokraftstoffe (wöchentlicher Newsletter) : Agrarmarkt Informations-Gesellschaft mbH ASUE: BHKW-Kenndaten 2011, ASUE Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e.V. (2011) BAFA: Amtliche Mineralöldaten : Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle BLE: Anlagendaten registrierter Pflanzenöl BHKW (anonymisiert, Stand 24.03.2011) (2011) BLE: Auskunft der BLE an das DBFZ zum Stand des Anlagenregister 31.12.2013 (2014a) BLE: Evaluations- und Erfahrungsbericht für das Jahr 2013, Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (2014b) BLE: Evaluations- und Erfahrungsbericht für das Jahr 2013, Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (2014c) BNETZA: Monitoringbericht 2006. Bonn : Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, 2006 BNETZA: Monitoringbericht 2007 : Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, 2007 BNETZA: Monitoringbericht 2008 : Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, 2008 BNETZA: Monitoringbericht 2009 : Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, 2009 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 135 Literatur- und Referenzverzeichnis BNETZA: Monitoringbericht 2010 : Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, 2010 BNETZA: EEG-Stamm- und -Bewegungsdaten 2009, Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (2011a) BNETZA: Biogas-Monitoringbericht 2011 : Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, 2011b BNETZA: EEG-Stamm- und Bewegungsdaten 2010, Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (2012a) BNETZA: Biogas-Monitoringbericht 2012 : Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, 2012b BNETZA: EEG-Stamm- und Bewegungsdaten 2011, Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (2013) BNETZA: EEG-Stamm- und Bewegungsdaten 2012, Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (2014a) BNETZA: EEG-Stamm- und Bewegungsdaten 2013, Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (2014b) BNETZA: Flexibilitätsprämie Stand 30.04.2014 - Datenauszug : Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, 2014c BNETZA: Biogas-Monitoringbericht 2014: Bericht der Bundesnetzagentur über die Auswirkungen der Sonderregelungen für die Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz gemäß § 37 GasNZV an die Bundesregierung. Bonn, 2014d BNETZA: Anlagenregister, Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (2015) BÜCHNER, DANIEL: Mikro-KWK auf Basis fester Biomasse: Stand der Technik und aktuelle Entwicklungen. In: . Leipzig : DBFZ, 2015 BUSSE, ALBERT: Biogasanlagenbestand in Saarland. DBFZ GGMBH: Biogasanlagendatenbank DBFZ, 2014 DESTATIS: Aus- und Einfuhr (Außenhandel): Deutschland, Jahre, Warenverzeichnis (6-/8-Steller), Palm(kern)öle und Fraktionen (2015) DREHER, MARION ; MEMMLER, MICHAEL ; ROTHER, STEFAN ; SCHNEIDER, SVEN ; BÖHME, DIETER: Bioenergie Datengrundlagen für die Statistik der erneuerbaren Energien und Emissionsbilanzierung. Ergebnisbericht zum Workshop vom Juli 2011 : Umweltbundesamt (Federal Environment Agency UBA), 2011 DWD: Frosttage Deutschland. URL ftp://ftp-cdc.dwd.de/pub/CDC/grids_germany/annual/frost_days/ DWD: Jahresmitteltemperatur Deutschland. URL cdc.dwd.de/pub/CDC/grids_germany/annual/air_temperature_mean/ 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 ftp://ftp- 136 Literatur- und Referenzverzeichnis FACHVERBAND BIOGAS E.V.: Branchenzahlen 2013 und Prognose 2014 (2014) FIDDECKE, STEFFEN: Biogasanlagen 2014 in Hessen. FNR E.V.: Biogas-Messprogramm II. 61 Biogasanlagen im Vergleich. 1. Aufl. Gülzow : Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR), 2009 — ISBN 978-3-9803927-8-5 FNR E.V., FACHAGENTUR NACHWACHSENDE ROHSTOFFE: Leitfaden Biogas. Von der Gewinnung zur Nutzung. 5. Aufl. Gülzow : Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR), 2010 — ISBN 3-00-014333-5 FRAUNHOFER IWES: Herstellerbefragung Biogasaufbereitungsanlagen 2012. FRAUNHOFER IWES, DBFZ, FRAUNHOFER UMSICHT: Evaluierung der Biomethanbereitstellung, -verteilung und -nutzung in Deutschland durch ein Marktmonitoring - BIOMON (unveröffentlichter Abschlussbericht). Kassel, Leipzig, Oberhausen : BMU, 2013 HAESELER, SUSANNE: 2014 global wärmstes Jahr seit 1880, DWD (2015) KOM: Richtlinie 2012/27/EU des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2012 zur Energieeffizienz, zur Änderung der Richtlinien 2009/125/EG und 2010/30/EU und zur Aufhebung der Richtlinien 2004/8/EG und 2006/32/EG (2012) LFL: Biogas in Zahlen - Bayern zum 31.12.2013 (Stand 28.02.2014). München : Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft (LfL), 2014 LOHMANN, LAURA ; DAHLHOFF, ARNE: Biogas in Nordrhein-Westfalen. Abbildungen zum Artikel, stand 1. Juli 2014 (2014a) LOHMANN, LAURA ; DAHLHOFF, ARNE: Biogas in Nordrhein-Westfalen. Auswertung der BiogasanlagenBetreiberdatenbank der Landwirtschaftskammer NRW, Stand 31.05.2014 (2014b) MINISTERIUM FÜR WIRTSCHAFT, BAU UND TOURISMUS MECKLENBURG-VORPOMMERN: Betriebene Biogasanlagen nach der 4. BImSchV in Mecklenburg-Vorpommern (Stand 31.3.3014) (2014) MLR: Entwicklung der Biogasanlagen in Baden-Württemberg sowie den Stadt-/ Landkreisen (2015) MÖNDEL, ALEXANDER: Entwicklung der Biogasanlagen 2014 - Baden-Württemberg. NETZTRANSPARENZ: EEG-Anlagenstammdaten mit Angaben über monatliche Direktvermarktung zur Inanspruchnahme der Marktprämie (Marktprämienmodell - MPM) nach § 33b Nr. 1 EEG sowie sonstige monatliche Direktvermarktung (sDV), Informationsplattform der deutschen Übertragungsnetzbetreiber (2015) OIL WORLD: Oil World Monthly, 2014 PLAGEMANN, BIRGIT: Stand Biogasanlagen in Sachsen-Anhalt (2013) (2014) REINHOLD, GERD: Entwicklung Biogasanlagen 2014 Thüringen. SCHÄFER, LISA: Mitverbrennung ausgewählter Biomassen in Kohlekraftwerken (Diplomarbeit) (2014) STORAENSO MAXAU GMBH: Befragung StoraEnso Maxau GmbH. 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 137 Literatur- und Referenzverzeichnis UBA: Nutzung der Potenziale des biogenen Anteils im Abfall zur Energieerzeugung (2011) UFOP: UFOP-Marktinformation Ölsaaten und Biokraftstoffe, UFOP-Marktinformation Ölsaaten und Biokraftstoffe (Marktinformation) : Union zur Förderung von Oel- und Proteinpflanzen e.V., 2008 UPM-KYMMENE PAPIER GMBH & CO. KG, WERK SCHONGAU: Befragung UPM-Kymmene Papier GmbH & Co. KG, Werk Schongau. UPM-KYMMENE PAPIER GMBH & CO. KG, WERK SCHWEDT: Befragung UPM-Kymmene Papier GmbH & Co. KG, Werk Schwedt. VHE: Bio- und Grünguterfassung in Deutschland, Kartenmäßige Darstellung der kommunal erfassten Mengen an Bioabfällen in Bezug zur Einwohnerdichte : VHE-Verband der Humus- und Erdenwirtschaft e.V., 2012 VIßE, CLAUDIA: Biogasanlagen Schleswig-Holstein, Ministerium für Energiewende, Landwirtschaft, Umwelt und ländliche Räume des Landes Schleswig-Holstein, Referat 60, Mitteilung vom 30.04.2015. ZEYMER, MARTIN: Technik, Betrieb und Wirtschaftlichkeit – Kleintechnische Holzvergasungsanlagen in der Praxis. In: . Leipzig : DBFZ, 2015 ZEYMER, MARTIN ; HERMANN, ANDRÉ ; OEHMICHEN, KATJA ; SCHMERSAHL, RALF ; SCHNEIDER, ROMAN ; HEIDECKE, PATRICK ; HE, LING ; VOLZ, FLORIAN: DBFZ Report Nr. 18: Kleintechnische Biomassevergasung – Option für eine nachhaltige und dezentrale Energieversorgung, DBFZ Report (Final Report). Leipzig : Deutsches BiomasseForschungsZentrum, 2013 ZMP: Pflanzenölpreise Deutschland 2001 bis 2008, ZMP Zentrale Markt- und Preisberichtstelle GmbH ZSCHOCHE, EVELINE: Entwicklung Biogasanlagen 2014 in Sachsen. Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2014), 2014 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 138 Literatur- und Referenzverzeichnis A1 Betreiberbefragung – Biogas (Fragebogen) Grunddaten Status in Betrieb in Planung in Bau z.Zt. außer Betrieb stillgelegt Genehmigung Baurecht BImSchG mit UVP Abfallrecht Bürgeranlage* Wie erfolgt die Gasnutzung? BHKW Bemessungsleistung Anlage Mikrogasturbine Gaskessel kWel BHKW 1 BHKW /Stromerzeugung BHKW 2 BHKW 3 weitere BHKW Turbine / Kessel installierte el. Leistung [kWel] Inbetriebnahme [Monat/Jahr] Betriebsstunden [h/Jahr] erzeugte Strommenge [kWhel/Jahr] EEG-vergütete Strommenge [kWhel/Jahr] (inkl. Direktvermarktung) Ausfallzeiten ungeplant, z.B. Störungen [h/Jahr] geplant, z.B. Wartung Hersteller/ Typ Satelliten-BHKW ja ja ja ja Gasmotor ja ja ja ja Zündstrahl ja ja ja ja Vergütung nach EEG und Direktvermarktung EEG-Vergütung nach EEG 2000 EEG 2004 EEG 2009 Gülle-Kleinanlagen (EEG 2012 und 2014) EEG 2012 Bioabfallanlagen (EEG 2012 und 2014) Marktprämienmodell/ Andere nein Direktvermarktung Flexibilitätsprämie EEG 2014 gesamte Leistung anteilige Leistung für kWel zusätzliche Leistung für Flexibilisierung Regelenergie gesamte Leistung kWel anteilige Leistung für Wechsel zw. Direktvermarktung und Vergütung EEG (§16) im vergangenen Jahr nein ja Anmeldung von BHKW zur Flexibilitätsprämie bei Netzbetreiber geplant nein ja, wann? kWel Eigenstrombedarf und Wärmenutzung Eigenstromverbrauch der Anlage kWhel/Jahr Eigendeckung Eigenwärmeverbrauch der Anlage externe Wärmenutzung % (bezogen auf die prod. Strommenge) Fremdbezug kWhth/Jahr ja bzw. nein bzw. % (bezogen auf die prod. Wärmemenge) Menge: kWhth/Jahr bzw. % Art der ext. Wärmenutzung * Privatperson(en) bzw. lokale gewerbl. o. landwirt. Einzelunternehmen mit mind. 50 % d. Stimmrechte Gasspeicher Volumen gesamt: Füllstand Gasspeicher im Normalbetrieb (Gesamtanlage) m³ Vorhaltezeit: obere Grenze: % 1x Monat h/Tag untere Grenze: Häufigkeit der Überdruckfälle mehr als 1x Woche 1x Woche 1x Quartal stationäre Fackel automatisch startend manuelle Zündung Schaltstufen Fackel 2 (Aus und Volllast) > 2 (z.B. zusätzlich Teillastbetrieb möglich) Laufzeit Fackel 2014 h/Jahr % 1x Jahr Einsatzhäufigkeit (Anzahl): Verfahren 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 139 Literatur- und Referenzverzeichnis Vergärungsverfahren Nass Fermenter/ Nachgärer (beheizt, isoliert) Gärrestlager (nicht beheizt) Trocken (kontin.) Anzahl: Garagen/Batch (diskontin.) Volumen (gesamt inkl. Nachgärer): Gärrestlager 1 Gärrestlager 2 sonstige: m³ Gärrestlager 3 Gärrestlager 4 Volumen [m³] offen ja ja ja ja gasdicht (techn.) abgedeckt ja ja ja ja abgedeckt ja ja ja ja Netzkopplung, Informations- und Kommunikationstechnologie (IKT) Netzkopplung direkt Umrichter sonstiges: IKT für Einspeisetechnik Rundsteuerempfänger Fernwirktechnik keine IKT IKT geplant sonstige Umstellung/ Erweiterung der Anlage Realisierte Maßnahmen zur Anlagenumstellung nach Inbetriebnahme der Anlage? Erhöhung BHKW-Leistung kWel Erhöhung Fermentationsvolumen Ersatz/Austausch von Alt-BHKW kWel gasdichte Abdeckung Gärrestlager Aufbereitung zu Biomethan Rohgasleitung /Satelliten-BHKW Ausbau der Wärmenutzung (Art/ Menge): Nachrüstung Wärmespeicher Substrataufbereitung-/aufschlussverfahren Substratänderung (Art/ Menge): Sind o.g. Maßnahmen für 2015 geplant? Wenn ja, welche: Substrate Substrataufschluss vorhanden? nein ja Kreuzen Sie bitte bei den Silagen jeweils an, ob die Mengenangaben sich auf Silage oder frische Ernte beziehen. Ø Ertrag [t/ha] Gülle ( Rind Schwein) : Festmist ( Rind Schwein) : Mais : frisch Silage Ackergras : frisch Silage Grünland : frisch Silage Herbstschnitt: frisch Silage wenn ja, welcher: Eigenproduktion/Anbau Menge [t/Jahr] Frischmasse Kosten [€/t] frei BGA Zukauf/von extern Menge [t/Jahr] Frischmasse Preis [€/t] frei BGA mittlere Transportentfernung [km] GPS (Hauptfrucht), Art : Zwischenfrucht, Art: Landschaftspflegematerial: Getreidekorn: weitere: weitere: Anbaufläche zur Biogasproduktion ? ha davon: Ackerland: Nutzungsänderung im Grünland nach Bau der Biogasanlage? nein ja welche: ha / Grünland: Viehdichte: ha GV/ ha Vielen Dank für Ihre Unterstützung! Ansprechpartner Telefon Adresse E-Mail 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 140 Literatur- und Referenzverzeichnis A2 Betreiberbefragung – Biogasaufbereitungsanlagen (Fragebogen) Grunddaten (Anlage zur Biogasaufbereitung) Inbetriebnahme (Monat/Jahr): Netzzugangsdatum (Monat/Jahr): in Betrieb in Bau in Planung gestoppt falls stillgelegt/ außer Betrieb, bitte Gründe angeben: Status Umstellung Vor-OrtVerstromungsanlage Betreiberkonzept (bitte Akteure benennen) Verwertungsziel Biomethan (sofern bekannt) nein stillgelegt ja Substrat→ bereitstellung Rohgas- → produktion Ist 2014: KWK: Kraftstoff: Wärmemarkt: Händler: Export: sonstiges: Biogas→ aufbereitung kWhHs/Jahr kWhHs/Jahr kWhHs/Jahr kWhHs/Jahr kWhHs/Jahr kWhHs/Jahr Netz→ betreiber Geplant 2015: KWK: Kraftstoff: Wärmemarkt: Händler: Export: sonstiges: Biomethanverwerter % % % % % % Fragenblock I: Biogasaufbereitungsanlage Aufbereitungskapazität [m3i.N./h] Entschwefelungsverfahren grob: CO2-Abtrennverfahren Verfahren: Auslastung Energiebedarf Aufbereitung fein: % (Verfügbarkeit Aufbereitung) Hersteller: elektrisch: kWhel/m3i.N. Rohgas h/Jahr thermisch: kWhth/m3i.N. Rohgas wenn Wärmebedarf, Art der Wärmebedarfsdeckung: Art: Biomethananteil vor Aufbereitung: Nachweise EEG und GasNZV [kWhHs/Jahr] Trocknungsverfahren: bzw. in Volllaststunden: Betriebsmittel Aufbereitung Methanschlupf Einspeisearbeit: Menge: % % t/a nach Aufbereitung: % Abgasnachbehandlung (Verfahren): Nachweis des Herstellers TÜV Umweltgutachter sonstiges: Netzeinspeisung Gasqualität Austauschgas Brennwert (nach Konditionierung) Verdichtung Netzdruck Zusatzgas kWh/m3i.N. Hersteller: % m 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 Leistung: Investition: MOP (max. zulässiger Betriebsdruck): Entfernung zum Netz L-Gas Brennwertanpassung: Verdichtertyp: Redundanz: H-Gas kWel € bar mittlerer Betriebsdruck: Gesamtkosten GDRM: bar € 141 Literatur- und Referenzverzeichnis Verfügbarkeit Netzanschluss: Messtechnik % Wenn bekannt, bitte Daten zur Rohgasproduktion eintragen! Fragenblock II: Rohgasproduktion Substrateinsatz Eigenproduktion/Anbau Substrat Ertrag [tFM/ha] Menge [tFM/Jahr] Frischmasse (FM) Substratbereitstellungskosten [€/tFM] Lieferverträge Anbauflächen [ha] Ernte: Kosten [€/tFM] Menge [tFM/Jahr] frei BGA Frischmasse (FM) Transport: einjährig eigen: mittlere TransportPreis [€/tFM] entfernung frei BGA [km] Zukauf/von extern Silierung: max. 5 Jahre fremd: 5 – 10 Jahre Silierung: > 10 Jahre vor Ort dezentral Biogasproduktion Rohgasmenge [m3 i.N./Jahr]: Anlagenhersteller Eigenstrom- und -wärmebedarf Rohgasproduktion Wärmebereitstellung für die Rohgasproduktion Strommenge: kWhel/ Jahr Wärmemenge: kWhth/ Jahr BHKW-Abwärme Biogasbrenner Erdgasbrenner Holzheizkessel Gärrestaufbereitung nein Verwertung der Gärreste Verkauf an Dritte sonstiges: Biogasaufbereitung wenn ja, welche: Ansprechpartner Telefon Adresse E-Mail 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 Biogasturbine Rückführung auf Anbauflächen sonstiges: 142 Literatur- und Referenzverzeichnis A3 Betreiberbefragung – Biomethan-BHKW (Fragebogen) Grunddaten Anlagenstandort Anlagenschlüssel ☐ in Betrieb Status ☐ in Planung ☐ in Bau ☐ z.Zt. außer Betrieb ☐ stillgelegt falls stillgelegt/ außer Betrieb, bitte Gründe angeben: ☐ nein wenn ja: BHKW-Umrüstung Umrüstung eines ☐ Erdgas-BHKW wann: aufgrund von: ☐ Biogas-BHKW ☐ Gashändler (bitte benennen: ☐ Biomethanproduzent (bitte benennen: Biomethanbezug Biomethanbezugspreis ☐ Pflanzenöl-BHKW ) ) ct/kWhHs Vergütung nach EEG ☐ EEG 2000 ☐ EEG 2004 ☐ EEG 2009 ☐ EEG 2012: ☐ §27a (Bioabfallanlagen) ☐ EEG 2014: ☐ §45 (Bioabfallanlagen) Einsatzstoffklasse: ☐ EK 0 ☐ EK 1 ☐ EK 2a ☐ EK 2b ☐ EK 2c Direktvermarktung 2014 Marktprämie ☐ nein wenn ja: für ☐ gesamte Leistung ☐ ganzjährig Flexibilitätsprämie Falls keine Marktprämie ☐ nein ☐ anteilige Leistung von ☐ monatlicher Wechsel wenn ja: ☐ Primärregelleistung ☐ Sekundärregelleistung anteilige Leistung von Wechsel zur Direktvermarktung geplant: BHKW Installierte Leistung ☐ Minutenreserve kWel ☐ nein ☐ ja, in Kombination mit der Flexibilitätsprämie BHKW kWel ☐ ja wenn ja, wann: Kessel (falls vorhanden) kWel kWth Inbetriebnahme [Monat/ Jahr] Hersteller/Typ / / Betriebsstunden [h/Jahr] in 2014 Wirkungsgrad [%] elektrisch: erzeugte Energiemenge in 2014 thermisch: kWhel/Jahr thermisch: kWhth/Jahr Investition BHKW [EUR] 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 143 Literatur- und Referenzverzeichnis Betriebskonzept und Wärmenutzung ☐ Optimierung des Gesamtwärmekonzepts ☐ Umweltaspekte, CSR Gründe für die Inbetriebnahme Externe Wärmenutzung ☐ Marketing-/ Imagegründe ☐ Wirtschaftlichkeitsaspekte/ Bonizuschläge ☐ Erfüllung der Pflichten nach EEWärmeG ☐ sonstiges: Winter Frühjahr Sommer Herbst Art (z.B. Sozialgebäude, öffentliches Gebäude, Gewerbe/Industrie, Nah- bzw. Fernwärme, sonstiges) Menge in 2014 (kWhth) Wärmespeicher Speichermedium Wärmespeicherkapazität Speichertemperatur: m3 Sonstige Back-up-Systeme: Ansprechpartner Telefon Adresse E-Mail 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 ᵒC 144 Literatur- und Referenzverzeichnis A4 Betreiberbefragung – Anlagen zur Vergärung von Bioabfällen (Fragebogen) Grunddaten in Betrieb Status in Planung in Bau z.Zt. außer Betrieb Jahr Inbetriebnahme Wie erfolgt die Biogasnutzung? BHKW Änderungen geplant? Gaskessel nein Mikrogasturbine ja, und zwar: BHKW 1 BHKW / Stromerzeugung Aufbereitung zu Biomethan BHKW 2 BHKW 3 weitere BHKW installierte el. Leistung [kWel] Inbetriebnahme [Monat/Jahr] Betriebsstunden [h/Jahr] erzeugte Strommenge [kWhel/Jahr] (inkl. Direktvermarktung) Ausfallzeiten ungeplant, z.B. Störungen [h/Jahr] geplant, z.B. Wartung Vergütung nach EEG und Direktvermarktung EEG-Vergütung nach Direktvermarktung EEG 2000 nein EEG 2004 EEG 2009 Marktprämienmodell/ Andere EEG 2012 gesamte Leistung Flexibilitätsprämie Regelenergie EEG 2014 anteilige Leistung für kWel zusätzliche Leistung in der Flexibilitätsprämie kWel gesamte Leistung anteilige Leistung für kWel Substratinput Eigenproduktion Zukauf/von extern Menge Kosten Menge [t FM /Jahr] [€/t FM] [t FM /Jahr] Kosten [€/t FM] Erlöse [€/t FM] mittlere Transportentfernung [km] Biotonne Garten- und Parkabfälle Marktabfälle gewerbliche Speisereste Fette/ Flotate Abfälle Nahrungsmittelindustrie Sonstige Sonstige Anlagenkonzept Art der Vergärung Nassvergärung Trockenvergärung Wurde eine bestehende Kompostierungsanlage umgerüstet? nein ja Temperatur mesophil thermophil 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 Feststoffvergärung (Batch) Kombi Temperaturbereich in ° C: 145 Literatur- und Referenzverzeichnis Vorhandene Anlagenkomponenten Störstoffabtrennung Hygienisierung für Bioabfallanteil gasdichte Gärrestlagerung Gärrestseparation Kompostierung der Gärreste geschlossene Nachrotte Investitionen Gesamtinvestition € bzw. € /kWel (installierte Leistung) - Bau € bzw. % (bez. auf Gesamtinvestition) - Technik (ohne BHKW) € bzw. % (bez. auf Gesamtinvestition) - sonstige Investitionen € bzw. % (bez. auf Gesamtinvestition) Personalaufwand € /a bzw. % (bez. auf Gesamtinvestition) Wartungsaufwand € /a bzw. % (bez. auf Gesamtinvestition) Strombedarf kWhel /a bzw. % (bez. auf Stromproduktion) Wärmebedarf kWhth /a bzw. % (bez. auf Wärmeproduktion) Verwertungserlöse Bioabfall € /t (Frischmasse) Betriebskosten Ggf. nach Art der Reststoffe differenzieren: Motivation und Hemmnisse Welche Motivation bestand für den Bau der Anlage? Reststoffverwertung Reduktion Entsorgungskosten Geruchsreduktion Gewinnerzielung Akzeptanz sonstige: Welche Schwierigkeiten traten bei der Umsetzung auf? Genehmigungsverzögerungen Höhere Investitionen Akzeptanzprobleme Standortsuche sonstige: Ansprechpartner Telefon Adresse E-Mail 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 146 Literatur- und Referenzverzeichnis A5 Betreiberbefragung – Biomasse(heiz)kraftwerke (Fragebogen) BETRIEBSSTATUS DER ANLAGE in Betrieb in Bau in Genehmigung in Planung z.Zt. außer Betrieb stillgelegt am (tt.mm.jjjj) TECHNISCHE KENNDATEN I: Angaben zur Gesamtanlage Leistung der Gesamtanlage Feuerungswärmeleist. [MW]: Feuerungsbauart Die therm. Leistung bitte entweder für die Gesamtanl. oder ggf. für die einz. Erzeugungseinh. unter TECHNISCHE KENNDATEN II angeben. thermische Leistung [MW]: bewegter Rost starrer Rost zirkulierende Wirbelschicht Dampfparameter der Entnahme stationäre Wirbelschicht Sonstiges: Stufe 1: Massenstrom [ t/h]: Temperatur [°C]: Druck [bar]: Stufe 2: Massenstrom [ t/h]: Temperatur [°C]: Druck [bar]: Abgasbehandlung Elektrofilter Gewebefilter Multizyklon Netzkopplung direkt Umrichter Sonstiges: IKT für Einspeise- Funkrundsteuerempfänger Tonfrequenzrundsteuerempfänger Management Fernwirktechnik IKT geplant keine IKT Sonstiges: (Mehrfachauswahl möglich) Sonstiges: TECHNISCHE KENNDATEN II: Bei mehreren Erzeugungseinheiten folgende Parameter bitte möglichst einzeln benennen. Erzeugungseinheit 1 Erzeugungseinheit 2 Erzeugungseinheit 3 Erzeugungseinheit 4 elektrische Leistung [MWel] thermische Leistung [MWth] Wirkungsgrad (elektr. / therm.) el. % el. % el. % el. % th. % th. % th. % th. % Inbetriebnahme (mm.jjjj) ggf. Angaben zur Stilllegung (mm.jjjj) EEG-Anlagenschlüssel Vergütung der Einheit nach: Bitte EEG-Version je Erzeugungseinheit wählen: (1) EEG 2000 (2) EEG 2004 (3) EEG 2009 (4) EEG2012 (5) EEG 2014 Stromerzeugungstechnologie Bitte die Stromerzeugungstechnologie je Erzeugungseinheit wählen: (1) Entnahmekondensationsturbine (3) Kondensationsturbine (5) Stirlingmotor (2) Gegendruckturbine (4) ORC- Turbine (6) Sonstiges: bitte oben eintragen Generator Bitte den Typ des Generators wählen: a) Asynchrongenerator b) Synchrongenerator Betriebsstunden [h/Jahr] strom- oder wärmegeführte Fahrweise? strom- wärme- strom- wärme- strom- wärme- strom- gesamte erz. Strommenge [MWhel/Jahr] d.h. inkl. Eigenstrombedarf des Kraftwerks EEG-vergütete Strommenge [MWhel/Jahr] gesamte erz. Wärmemenge [MWhth/Jahr] in KWK erz. Wärmemenge [MWhth/Jahr] 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 147 wärme- Literatur- und Referenzverzeichnis WÄRMEERZEUGUNG Falls nicht möglich die Wärmeerzeugung je Erzeugungseinheit anzugeben, bitte für die Gesamtanlage angeben: gesamte in KWK erzeugte Wärmemenge: MWhth/Jahr Bei mehreren Erzeugungseinheiten die Angaben bitte zusammenfassend für die Gesamtanlage machen. Ist eine Wärmenutzung vorhanden? Falls ja, wieviel der in der gesamten Anlage erzeugten Wärmemenge wird genutzt? WÄRMENUTZUNG ja nein MWhth/Jahr oder % der gesamten erzeugten Wärmemenge Wird die Wärme (a) außer- oder (b) innerbetrieblich genutzt? Bitte aus untenstehender Liste *die Art der Wärmenutzung wählen und rechts die Nummer eintragen. Wärmemenge [MWhth/Jahr] ca. oder Anteil an der gesamten erzeugten Wärmemenge ca. * zur Auswahl stehende Wärmenutzungen: (1) Prozesswärme – Holztrocknung (2) Prozesswärme – Sonstige Trocknung (3) Prozesswärme – Sonstige: (4) Gebäudebeheizung – Wohngebäude ca. % ca. ca. % ca. ca. % ca. % (5) Gebäudebeheizung – Sporteinrichtungen (Bäder & Hallen) (6) Gebäudebeheizung – land-/ forstwirtschaftlicher / gartenbaulicher Betriebsstätten (7) Gebäudebeheizung – Sonstige: EIGENBEDARF des Heizkraftwerks (HKW) MWhel/Jahr Eigenstrombedarf des HKW: oder % der gesamten erzeugten Strommenge Wie wird der Eigenstrombedarf der Anlage gedeckt? Falls Eigendeckung und Fremdbezug, bitte jeweiligen Anteil angeben: durch Eigenerzeugung, Anteil: % durch Fremdstrombezug, Anteil: % DIREKTVERMARKTUNG (DV) War die Anlage im Jahr 2014 in der DV? Die Angaben bitte zusammenfassend für die Gesamtanlage machen. nein Ja, und zwar: Marktprämie Falls ja, Direktvermarktung für Grünstromprivileg gesamte Leistung andere anteilige Leistung von MWel Falls ja, wann war die Anlage im Jahr 2014 in der Direktvermarktung? im ganzen Jahr in den Monaten: Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez EINGESETZTE BIOMASSESORTIMENTE Genutzte Biomassesortimente in 2014 1. Brennstoff 2. Brennstoff * Bitte aus untenstehender Liste * den Brennstoff wählen und rechts die Nummer eintragen. 3. Brennstoff * 4. Brennstoff * 5. Brennstoff * * Stückigkeit (z.B. Pellets, Hackschnitzel (G30), etc.) Menge (Frischmasse) [t/Jahr] Wassergehalt (d.h. tWasser/tGesamtmasse) [%] Mittlere Transportentfernung [km] Beschaffungskosten frei Werk [€/tFrischmasse] * zur Auswahl stehende Brennstoffe: (1) Altholz AI / AII (2) Altholz AIII / AIV (3) Kurzumtriebsplantagen-Holz (4) sonstige Energiepflanzen (z.B. Miscanthus) (5) Landschaftspflegeholz (6) Park- und Gartenabfälle (7) Straßenbegleitholz (8) Rinde (9) Waldrestholz (10) Schwemmgut (11) (Industrie)Rundholz (12) Industrierestholz (13) Schwarzlauge (14) Sonstiges: (15) Sonstiges: GRUNDDATEN Genehmigung (Mehrfachauswahl möglich) Baurecht Gesamtinvestition (für Kessel, Stromerzeugungseinheit & Netzanbindung) Anschrift (Betreiber): 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 ca. 4. BImSchV 17. BImSchV mit UVP Sonstige: Mio. € Mitarbeiterzahl ihres Unternehmens: ca. Anschrift (Anlagenstandort): Mitarbeiter Verteilnetzbetreiber (VNB): 148 Literatur- und Referenzverzeichnis KOMMENTARE ZUR ANLAGE / ZUM EEG ggf. Angaben zu geplanten Umbaumaßnahmen / Erweiterungen für 2015, ggf. Gründe für Stilllegung der Anlage: ANSPRECHPARTNER Name: Anschrift: E-Mail: Telefon: 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 149 Literatur- und Referenzverzeichnis A6 Betreiberbefragung – Holzvergaseranlagen (Fragebogen) BETRIEBSSTATUS DER ANLAGE in Betrieb in Bau in Genehmigung in Planung z.Zt. außer Betrieb stillgelegt am (tt.mm.jjjj) TECHNISCHE KENNDATEN I: Angaben zur Gesamtanlage Leistung der Gesamtanlage Feuerungswärmeleist. [kW]: Die therm. Leistung bitte entweder für die Gesamtanl. oder ggf. für die einz. Erzeugungseinh. unter TECHNISCHE KENNDATEN II angeben. thermische Leistung [kWth]: Feuerungsart einstufiges Konzept mehrstufiges Konzept Feuerungsbauart Gleichstrom-Festbettvergaser Gegenstrom-Festbettvergaser stationäre Wirbelschicht Sonstiges: (Motor)abgasbehandlung Filter, wenn ja, Art des Filters: (Mehrfachauswahl möglich) Katalysator, wenn ja, Art des Katalysators: Hersteller der Anlage Sonstiges: Adsorptionsstufe, wenn ja, Art der Adsorptionsstufe: Netzkopplung direkt Umrichter Sonstiges: IKT für Einspeise- Funkrundsteuerempfänger Tonfrequenzrundsteuerempfänger Management Fernwirktechnik IKT geplant keine IKT Sonstiges: TECHNISCHE KENNDATEN II: Bei mehreren Erzeugungseinheiten folgende Parameter bitte möglichst einzeln benennen. Erzeugungseinheit 1 Erzeugungseinheit 2 Erzeugungseinheit 3 Erzeugungseinheit 4 elektrische Leistung [kWel] thermische Leistung [kWth] Wirkungsgrad (elektr. / therm.) el. % el. % el. % el. % th. % th. % th. % th. % Inbetriebnahme (mm.jjjj) ggf. Angaben zur Stilllegung (mm.jjjj) EEG-Anlagenschlüssel Vergütung der Einheit nach: Bitte EEG-Version je Erzeugungseinheit wählen: (1) EEG 2000 (2) EEG 2004 (3) EEG 2009 (4) EEG2012 (5) EEG 2014 Stromerzeugungstechnologie Bitte die Stromerzeugungstechnologie je Erzeugungseinheit wählen: (1) Gas-Otto-Motor (3) Zündstrahlmotor (5) Turboaufladung ist vorhanden (2) Stirling-Motor (4) Sonstiges: bitte oben eintragen (6) keine Turboaufladung vorhanden Generator Bitte den Typ des Generators wählen: a) Asynchrongenerator b) Synchrongenerator Betriebsstunden [h/Jahr] strom- oder wärmegeführte Fahrweise? strom- wärme- strom- wärme- strom- wärme- strom- gesamte erz. Strommenge [kWhel/Jahr] d.h. inkl. Eigenstrombedarf der Holzvergaseranl. EEG-vergütete Strommenge [kWhel/Jahr] gesamte erz. Wärmemenge [kWhth/Jahr] in KWK erz. Wärmemenge [kWhth/Jahr] 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 150 wärme- Literatur- und Referenzverzeichnis WÄRMEERZEUGUNG Falls nicht möglich die Wärmeerzeugung je Erzeugungseinheit anzugeben, bitte für die Gesamtanlage angeben: gesamte in KWK erzeugte Wärmemenge: kWhth/Jahr Bei mehreren Erzeugungseinheiten die Angaben bitte zusammenfassend für die Gesamtanlage machen. Ist eine Wärmenutzung vorhanden? Falls ja, wieviel der in der gesamten Anlage erzeugten Wärmemenge wird genutzt? WÄRMENUTZUNG ja nein kWhth/Jahr oder % der gesamten erzeugten Wärmemenge Wird die Wärme (a) außer- oder (b) innerbetrieblich genutzt? Bitte aus untenstehender Liste *die Art der Wärmenutzung wählen und rechts die Nummer eintragen. Wärmemenge [kWhth/Jahr] ca. oder Anteil an der gesamten erzeugten Wärmemenge ca. * zur Auswahl stehende Wärmenutzungen: (1) Prozesswärme – Holztrocknung (2) Prozesswärme – Sonstige Trocknung (3) Prozesswärme – Sonstige: (4) Gebäudebeheizung – Wohngebäude ca. % ca. ca. % ca. ca. % ca. % (5) Gebäudebeheizung – Sporteinrichtungen (Bäder & Hallen) (6) Gebäudebeheizung – land-/ forstwirtschaftlicher / gartenbaulicher Betriebsstätten (7) Gebäudebeheizung – Sonstige: EIGENBEDARF der Holzvergaseranlage kWhel/Jahr Eigenstrombedarf der Holzvergaseranlage: oder % der gesamten erzeugten Strommenge Wie wird der Eigenstrombedarf der Anlage gedeckt? Falls Eigendeckung und Fremdbezug, bitte jeweiligen Anteil angeben: durch Eigenerzeugung, Anteil: % durch Fremdstrombezug, Anteil: % DIREKTVERMARKTUNG (DV) War die Anlage im Jahr 2014 in der DV? Die Angaben bitte zusammenfassend für die Gesamtanlage machen. nein Ja, und zwar: Marktprämie Falls ja, Direktvermarktung für Grünstromprivileg gesamte Leistung andere anteilige Leistung von kWel Falls ja, wann war die Anlage im Jahr 2014 in der Direktvermarktung? im ganzen Jahr in den Monaten: Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez EINGESETZTE BIOMASSESORTIMENTE Genutzte Biomassesortimente in 2014 1. Brennstoff 2. Brennstoff * Bitte aus untenstehender Liste * den Brennstoff wählen und rechts die Nummer eintragen. 3. Brennstoff * 4. Brennstoff * 5. Brennstoff * * Stückigkeit (z.B. Pellets, Hackschnitzel (G30), etc.) Menge (Frischmasse) [t/Jahr] Wassergehalt (d.h. tWasser/tGesamtmasse) [%] Mittlere Transportentfernung [km] Beschaffungskosten frei Werk [€/tFrischmasse] * zur Auswahl stehende Brennstoffe: (1) Altholz AI / AII (2) Altholz AIII / AIV (3) Kurzumtriebsplantagen-Holz (4) sonstige Energiepflanzen (z.B. Miscanthus) (5) Landschaftspflegeholz (6) Park- und Gartenabfälle (7) Straßenbegleitholz (8) Rinde (9) Waldrestholz (10) Schwemmgut (11) (Industrie)Rundholz (12) Industrierestholz (13) Schwarzlauge (14) Sonstiges: (15) Sonstiges: GRUNDDATEN Genehmigung (Mehrfachauswahl möglich) Baurecht Gesamtinvestition (für Kessel, Stromerzeugungseinheit & Netzanbindung) Anschrift (Betreiber): 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 ca. 4. BImSchV 17. BImSchV mit UVP Sonstige: Tsd. € Mitarbeiterzahl ihres Unternehmens: ca. Anschrift (Anlagenstandort): Mitarbeiter Verteilnetzbetreiber (VNB): 151 Literatur- und Referenzverzeichnis KOMMENTARE ZUR ANLAGE / ZUM EEG ggf. Angaben zu geplanten Umbaumaßnahmen / Erweiterungen für 2015, ggf. Gründe für Stilllegung der Anlage: ANSPRECHPARTNER Name: Anschrift: E-Mail: Telefon: 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 152 Literatur- und Referenzverzeichnis A7 Betreiberbefragung – Pflanzenöl-BHKW (Fragebogen) Grunddaten Status Sektor in Betrieb in Planung in Bau z.Zt. außer Betrieb stillgelegt demontiert Brennstoffwechsel auf: privater Haushalt Landwirtschaft Kommunalverwaltung Gewerbe/Handel/Dienstleistung Energieversorgung sonstiger: Anzahl der BHKW (falls die Anlage aus mehreren BHKW besteht, bitte Fragebogen mehrfach ausfüllen) Inbetriebnahme [Monat/Jahr] Investitionssumme [€] ggf. Zeitpunkt Stilllegung/ Brennstoffwechsel [Monat/Jahr] Technische Daten Installierte elektrische Leistung [kWel] Installierte thermische Leistung [kWth] Wirkungsgrad elektrisch [%] Wirkungsgrad thermisch [%] Stromerzeugung Synchrongenerator Asynchrongenerator Art des Motors Vor- und Wirbelkammer Pumpe-Düse Netzkopplung direkt Sonstiges: 1 Umrichter Common-Rail IKT für Einspeisemanage Funkrundsteuerempfänger Tonfrequenzrundsteuerempfänger IKT geplant keine IKT Abgasbehandlung Partikelfilter Volumen des Pflanzenöltanks Sonstiger: Fernwirktechnik Sonstiges: thermische Nachverbrennung Oxidationskatalysator keine [t] Betriebsdaten 2014 Betriebsstunden [h/Jahr] Wartungskosten [€/Jahr] Volllaststunden [h/Jahr] Strom erzeugte Strommenge [kWhel/Jahr] eingespeiste Strommenge [kWhel/Jahr] Strommenge Eigenverbrauch [kWhel/Jahr] Wärme erzeugte Wärmemenge [kWhel/Jahr] Wärmeverbrauch der Tankheizung [kWhth/Jahr] genutzte Wärmemenge (außer Tankheizung) [kWhel/Jahr] entspricht (KWK-Anteil) [%] verkaufte Wärmemenge [kWhel/Jahr] Wärmeerlös [ct/kWhth] Art der Wärmenutzung Heizung Wohngebäude Prozesswärme 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 Heizung öffentliche Gebäude Sonstige: Heizung Gewächshäuser 153 Literatur- und Referenzverzeichnis Vergütung des Stroms 2014 Vergütungsmodell des eingespeisten Stroms EEG Wie ist Ihre Anlage nach EEG eingestuft? Grundvergütung Emissions-Bonus Direktvermarktung Marktprämie Direktvermarktung beides NawaRo-Bonus: KWK-Bonus: Technologiebonus: Regelenergie 2004 2004 2004 2009 2009 2009 andere: Bei einem Wechsel zwischen beiden Vergütungsmodellen, bitte nachfolgende Tabelle ausfüllen. Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Summe Direktvermarktung 2014 [kWhel/Jahr] Vergütung nach EEG [kWhel/Jahr] Brennstoffeinsatz 2014 Menge Kosten (frei BHKW) Rapsöl [t/Jahr] [€/t] Sonnenblumenöl [t/Jahr] [€/t] Sojaöl [t/Jahr] [€/t] Palmöl [t/Jahr] [€/t] Altspeiseöle [t/Jahr] [€/t] Biodiesel/FAME [t/Jahr] [€/t] Sonstige: [t/Jahr] [€/t] Wurde der Brennstoffeinsatz in den letzten Jahren verändert? nein ja, und zwar: Entstehen Mehrkosten durch die Verwendung zertifizierten Pflanzenöls? nein ja, in Höhe von Haben Sie für 2015 Änderungen im Anlagenbetrieb geplant? (z.B. Stilllegung, Brennstoffwechsel o.ä.) nein ja, und zwar Einkauf/ von extern Eigenproduktion/ Anbau Welches Zertifizierungssystem wird von Ihrem Lieferanten verwendet? 3310025_03MAP250_Bericht Mai 2015_final, 31.05.2015 €/t 154
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