Potenzial und Zukunft von Biomethan

9. Info Biogas Montichiari „Yes we can“ Marco Neher, Biogasrat+ e.V. 24. Jänner 2013

Entwicklung der EE in Deutschland

Installierte Leistung der erneuerbaren Energien in Deutschland 70.000

60.000

50.000

Geothermie [MW] Photovoltaic [MWp]

EEG Januar 2009

biogener Anteil des Abfalls [MW] [MW]

40.000

Biomasse [MW] Windenergie [MW] Wasserkraft [MW]

30.000

EEG August 2004 20.000

EEG April 2000 10.000

StromEinspG 0

Jahr

2

Entwicklung der EE in Deutschland

Beitrag zur Stromerzeugung der erneuerbaren Energien in Deutschland

140.000.000 120.000.000

EEG Januar 2009

[MW]

100.000.000

Geothermie [MW]

80.000.000

Photovoltaic [MWp] 60.000.000

EEG August 2004

biogener Anteil des Abfalls [MW] Biomasse [MW]

40.000.000

EEG April 2000 StromEinspG

Windenergie [MW] Wasserkraft [MW]

20.000.000 0

Jahr

3

Entwicklung der EE-Förderung

Einspeisung und Vergütung nach dem Stromeinspeisungsgesetz (StromEinspG) und dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in Deutschland 100

18.000 Einspeisung StromEinspG [TWh/a] 16.000

Einspeisung EEG [TWh/a] Vergütung [Mio. Euro]

14.000

90 80

EEG: April 2000

12.000

EEG: August 2004

70 60

10.000 50 8.000

4.000

30 StromEinspG: Januar 1991 - März 2000

20

2.000 1,0 0

40

Novelle BauGB: November 1997

6.000

[TWh/a]

[Mio. Euro]

EEG: Januar 2009

1,3

1,6

2,3

2,8

3,7

3,5

4,8 6,8

7,9 10,4 18,1 25,0 28,4 38,5 44,0 51,5 67,0 71,1 75,1 80,7 91,2

10 0

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 StromEinspG: Stromeinspeisungsgesetz; BauGB: Baugesetzbuch; EEG: Erneuerbare-Energien-Gesetz; 1 TWh = 1 Mrd. kWh; Quelle: BMU-KI III 1 nach Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat); Hintergrundbild: BMU / Bernd Müller; Stand: Juli 2012; Angaben vorläufig

4

Energiewende mit Erneuerbaren – Ja bitte!

Entwicklung einer Roadmap für EE-Integration (Systemintegration) Förderung von Speichertechnologien

Bewertung der Kosteneffizienz verschiedener EE durch Vollkostenanalyse

EE-Ausbau an Ausbau der Netze koppeln

Verzahnung der Anwendungsmärkte StromWärme- und Kraftstoff (Marktintegration)

Planungssicherheit für Investoren schaffen 5

EEG 2.0 - Markt- und Systemintegration Erneuerbarer Energien

Nutzung Erneuerbarer Energien muss sich orientieren an:

Versorgungssicherheit Vermeidung v. THG- Emissionen Kosteneffizienz und Marktfähigkeit

6

In der Diskussion zur Förderung der Erneuerbaren

Quotenmodell – nein danke! Stromversorger werden verpflichtet, einen wachsenden Anteil ihres gelieferten Stroms aus erneuerbaren Energiequellen zu verkaufen. → Vermachtung des EE-Marktes und Zerstörung mittelständischer Erzeugerstrukturen → Investitionsstau durch hohe Eigenkapitalanforderungen für EEProjektfinanzierungen, da unkalkulierbare Risiken auf Erlösseite EU-Modell Grünstrom-Zertifikate ? Verkauf EE-Strom zu Marktpreisen. Um die Mehrkosten des EE Stroms auszugleichen und Ausbau sicherzustellen, werden Verbraucher verpflichtet, eine bestimmte Menge ihres Gesamtstromverbrauchs über grüne Zertifikate von EE-Strom- Erzeugern zu decken. → Voraussetzung: EE-Strom muss tatsächlich in Europa produziert werden → Erhalt mittelständischer Erzeugerstrukturen

7

Direktvermarktung heute

Kritikpunkte

zu kompliziert Marktprämie = anzulegender Wert – Referenzmarktwert anzulegender Wert = theoretischer Vergütungssatz § 27 EEG [Grundvergütung + Einsatzstoffvergütung] inkl. Degression zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme (?) bzw. theoretischer Vergütungssatz § 27a [Bioabfallanlagen] inkl. Degression zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme (?) zuzüglich § 27c EEG Gasaufbereitungsbonus Referenzmarktwert = tatsächlicher Monatsmittelwert der Stundenkontakte am Spotmarkt der Stormbörse EPEX spot SE Leipzig (in ct/kWh) abzüglich Prämie für die notwendigen Kosten der Börsenzulassung, Handelsanbindung, Transaktionskosten etc.

monatlicher Wechsel zwischen EEG und Direktvermarktung verhindert die Entwicklung „echter“ Marktteilnehmer 8

Modell Biogasrat+ zur Förderung von EE im Strommarkt : Mehrkostenzuschlag durch „echte Marktprämie“

Mehrkosten-Zuschlagmodell = Standardisierter Ersatz der Mehrkosten + Marktpreis Erzeuger muss Strom am Markt verkaufen, nur Standardmehrkosten der Stromerzeugung durch EE gegenüber der konventionellen Stromerzeugung werden über Umlage durch feststehende Zahlung vergütet. modifizierter Einspeisevorrang Erneuerbare einsatzstoffunabhängige Förderung durch EEG-Umlage, um Einsatz von Reststoffen anzureizen Förderung des Repowerings von Bestandsanlagen unter der Voraussetzung, dass Anlagenbetreiber in Marktmodell „echte Marktprämie“ wechseln Kopplung der Inbetriebnahme von EE-Anlagen, die volatile Energien erzeugen an Ausbau der Netzkapazität (Festlegung des Deckels erfolgt auf Vorschlag der Netzbetreiber durch BNetzA)

9

Modell Biogasrat+ zur Förderung von EE im Strommarkt : Mehrkostenzuschlag durch „echte Marktprämie“

Vergütungshöhe Grundvergütung 15,3 ct/kWH (einschließlich 1,3 ct/kWh externe Wärmenutzung, mindestens 30% netto), Abschlag -2 ct/kWh ab 1201 KW KWK-Effizienzbonus 1,4 ct/kWh bei mehr als 70% externer Wärmenutzung netto durchschnittliche Rohstoffvergütung (aus allen Rohstoffklassen) 6,7 ct/kWh Güllevergütung 10 ct/kWh bezogen auf den Energieinhalt mit mind. 80% Gülleeinsatz (Rohstoffgüteklasse I + 4 ct/kwH Güllebonus). Daraus ergibt sich: •

Vor-Ort-Verstromung: KWK bis 1200 KW: 22 ct/kWh, KWK ab 1201 KW: 20 ct/kWh

•

Dezentrale Biomethanverstromung: KWK bis 1200 KW: 23,4 ct/kWh ab 1201 KW: 21,4 ct/kWh

•

Gülleanlagen: 26,3 ct/kWh

10

Modell Biogasrat+ „Echte Marktprämie“ Förderung = Differenz zur konventionellen Stromerzeugung

Vorteile: Erzeuger werden ihren EE-Strom bedarfsgerecht erzeugen, d.h. wenn er gebraucht wird und die erzielbaren Preise hoch sind lastnahe Erzeugung von EE-Strom, wodurch erneuerbarer Industriestrom nennenswert möglich wird und Vermeidung von überflüssigem Netzausbau Integrierte Erzeugerportfolios aus Wind, Sonne und Biogas im Sinne von systemintegrierten virtuellen Kraftwerken entstehen

11

Systemlösung Biomethan nutzen!

Zukunft Direktverstromung

Backup-Lösung für volatile EE durch bedarfsgerechte Erzeugung

Integration in das Gesamtsystem / Kombination mit anderen Erneuerbaren

= Dezentrale Versorgungstrukturen mit Nahwärmenetzen Einsatz als Regelenergie (z.B. virtuelle Kraftwerke)

Speicherbarkeit im Gasnetz sichert hohe Flexibilität durch bedarfsgerechte Nutzung

EU-Binnenmarkt für Biomethan / Erneuerbare Energien schaffen

Flexibilisierung der Nutzung / Strom, Wärme, Kraftstoff

Nur wenn Marktakteure genügend Spielraum haben, kann sich Markt entwickeln. 12

Biomethan Ein Produkt, viele Nutzungspfade

Objektversorgung Strom Objektversorgung Wärme Einspeisung / Dezentrale KWK Wärmemarkt Biomethan als Kraftstoff

Quelle: FNR

Reststoffpotenziale für die Biogaserzeugung Deutschland Fleischknochenmehl Kat 3

Panseninhalt Flotatschlamm Kartoffelschalen Sonnenblumenstroh Kartoffelfruchtwasser/-Pülpe Sonstige Pülpe (Abgeschätzt) Mageninhalt Schwein

Getreidestroh (2,6 Mrd. m³)

Gemüseausputz und aussortiertes Gemüse

Tier-und Blutmehl

Überlagerte Lebensmittel Safttrester (Abgeschätzt)

8,11 Mrd. m³ Biomethan

Melasse Speiseabfälle Glycerin aus der Verarbeitung von Pflanzenölen Rübenschnitzel Getreideausputz/-staub Schlempe Rübenkleinteile Gewerbeabfälle Biertreber Fleischabfälle Grünabfall Rapsextrationsschrot

Bioabfall Rübenblatt Biomüll im Hausmüll

Klärschlamm (0,6 Mrd. m³)

Kat 3 Fette (1,52 Mrd. m³) Rapsstroh (1 Mrd. m³)

Für die Vergärung verfügbare biogene Reststoffe in Biomethan 14 Quellen: Biogasrat + , FvB, KTBL

Herausforderung: Biomethan in Europa Etablierung eines europäischen Förderregimes Nachhaltige Energieversorgung europäisch denken Langfristig kann sich das EEG als nationales Förderinstrument nicht kosteneffizient im europäischen Markt weiterentwickeln Integration der Erneuerbaren Energien in ein europäisches Fördersystem notwendig Maßstab für die angemessene Vergütung könnten THG-Vermeidungskosten sein (Voraussetzung = steigende Kosten für CO2) Grundlagen schaffen, um Handel- und Vergleichbarkeit von Biomethan und Strom aus regenerativen Quellen sicherzustellen

15

Herausforderung: Biomethan in Europa Grenzüberschreitenden Handel ermöglichen

1. Kooperation nationaler Biomethanregister in einem ersten Schritt 5. Einbindung des osteuropäischen Biomethanmarktes

Entwicklung eines europäischen Biomethanmarktes 4. Auswertung aktueller und Abschätzung zu erwartender grenzüberschreitender Handelsvolumina und Ableitung effizienter Fördermechanismen

2. Schaffung eines zentralen EUBiomethanregisters in einem zweiten Schritt

3. Marktanalyse des Biomethaneinspeisemarktes in Europa und Quantifizierung der Nachfrage aus den Teilmärkten Kraftstoff-, Wärme- und Strom 16

Biogas 2.0 Die Rolle von H2 und CH4 im Energiesystem der Zukunft

Biogas 2.0: H2 und CH4 im Energiesystem der Zukunft Biogas der nächsten Generation – vollständig aus erneuerbaren Quellen erzeugt, speicherbar ohne zusätzliche Belastung der Stromnetze.

Nahtlose Integration volatiler Energie in die bestehende Infrastruktur über Methanisierung. Verbindung von Wasserstoff und Methan zu einem Verwertungspfad ohne zusätzliche Technologie/Forschung möglich. Sinnvolle Verwertung von CO2 aus Biogasproduktion, Oxyfuel etc. Quelle: EWE Energie AG

17

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit

18

Kontakt Für weitere Informationen stehen wir gerne zur Verfügung.

+49 30 201 431 33 [email protected] www.biogasrat.de

19