Band 135 Stand und Entwicklungspotenziale der landwirtschaftlichen Biogasnutzung in Baden-Württemberg – ein regionalspezifischer Vergleich Maria Ewa Stenull Forschungsbericht Stand und Entwicklungspotenziale der landwirtschaftlichen Biogasnutzung in Baden-Württemberg – ein regionalspezifischer Vergleich Von der Fakultät Energie-, Verfahrens- und Biotechnik der Universität Stuttgart zur Erlangung der Würde eines Doktor-Ingenieurs (Dr.-Ing.) genehmigte Abhandlung Vorgelegt von Maria Ewa Stenull geboren in Starogard Gdański Hauptberichter: Prof. Dr.-Ing. A. Voß Mitberichter: Prof. Dr.-Ing. M. Kranert Tag der Einreichung: 06.07.2016 Tag der mündlichen Prüfung: 26.06.2017 Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung Der Universität Stuttgart 2017 ISSN 0938-1228 D 93 (Dissertation der Universität Stuttgart) Danksagung Die vorliegende Arbeit entstand während meiner Tätigkeit als wissenschaftliche Mitarbeiterin am Insti- tut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung der Universität Stuttgart. Mein Dank gilt zuallererst Herrn Prof. Dr.-Ing. Alfred Voß für die Übernahme des Hauptberichts sowie für die konstruktiven Anregungen und Hinweise bei der Erstellung dieser Doktorarbeit. Herrn Prof. Dr.-Ing. Martin Kranert danke ich für die kritische Durchsicht der Arbeit und die Übernahme des Mitberichts. Für die Übernahme des Prüfungsvorsitzes möchte ich mich bei Herrn Prof. Dr.-Ing. Kai Hufendiek bedanken. Weiterhin gilt mein Dank meinem Lektor Herrn Dr. sc. agr. Ludger Eltrop für das kritische Lesen der Arbeit sowie die vielfältigen Anregungen. Ebenso danke ich meiner Teamleiterin Frau Dr. sc. agr. Marlies Härdtlein für das Korrekturlesen der Arbeit in den unterschiedlichen Stadien und für ihre wertvolle Unterstützung. Bei meinen ehemaligen Kolleginnen und Kollegen möchte ich mich bedanken für den wissenschaftli- chen Austausch, die anregenden Diskussionen und das freundschaftliche Miteinander. Namentlich bei Dr.-Ing. Enver Doruk Özdemir, Dr.-Ing. Sheetal Dattatraya Marathe, Dr.-Ing. Niklas Hartmann, Dr. Daniel Zech, Dr. Till Jenssen, Dr.-Ing. Jan Tomaschek und Audrey Dobbins. Danke für die unvergess- liche Zeit am IER. Mein besonderer Dank gilt meiner Familie: meinen Eltern Irena und Janusz, die mich von Anfang an in meinem wissenschaftlichen Werdegang ermutigten, meinen Schwiegereltern Ingrid und Werner, die mir so oft den Rücken freihielten und meinem Mann Kai, der immer an diese Arbeit geglaubt und mich in allen Höhen und Tiefen unterstützt hat. Stuttgart, 26. Juni 2017 Maria Ewa Stenull Inhaltsverzeichnis i Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis ....................................................................................................................... i Abbildungsverzeichnis ............................................................................................................. iii Tabellenverzeichnis................................................................................................................... v Abkürzungsverzeichnis ........................................................................................................... vii Abstract .................................................................................................................................... ix Kurzfassung.............................................................................................................................. xi 1 Einleitung ......................................................................................................................... 1 1.1 Problemstellung ...................................................................................................... 1 1.2 Zielsetzung ............................................................................................................. 3 1.3 Rechtliche Rahmenbedingungen und Grundlagen der Technik ............................. 4 1.3.1 Rechtliche Rahmenbedingungen ................................................................ 4 1.3.2 Biogaserzeugung ........................................................................................ 7 1.3.3 Biogasnutzung .......................................................................................... 13 1.4 Gliederung der Arbeit........................................................................................... 16 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg ...................................................................................................... 18 2.1 Analyse der Agrarstruktur in Baden-Württemberg im Hinblick auf Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung ........................................................... 18 2.1.1 Ackerland ................................................................................................. 22 2.1.2 Dauergrünland .......................................................................................... 24 2.1.3 Schweine- und Rindviehbestand, Gülle- und Mistanfall .......................... 25 2.2 Regionaldifferenzierte Potenzialermittlung ......................................................... 29 2.2.1 Regionalspezifische Potenzialermittlung - Vorgehensweise ................... 33 2.2.2 Fazit - regionalspezifische Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung .... 39 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg .................................................................................................. 44 3.1 Leistung, Anlagenzahl und Alter der Biogasanlagen in Baden Württemberg ..... 44 3.2 Betriebscharakteristik anhand von Betreiberumfragen ........................................ 50 3.2.1 Vorgehensweise ........................................................................................ 50 3.2.1 Substratzusammensetzung ........................................................................ 54 3.2.2 Anlagenkomponente und -betrieb ............................................................ 55 3.3 Gegenüberstellung der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung und ihrer Nutzung ................................................................................................................ 63 3.4 Fazit - Bilanz der Biogaserzeugung und -nutzung ............................................... 69 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg ......................................................................... 72 4.1 Vorgehensweise und Auswahl der Modellanlagen .............................................. 72 4.1.1 Auslegung der Nähwärmenetze und Aufbereitungsanlage ...................... 73 4.1.2 Kostendaten und EEG-Erlöse ................................................................... 75 4.1.3 Eingangsdaten Ökobilanzierung ............................................................... 81 4.1.4 Referenztechnologien ............................................................................... 87 4.1.5 Berechnung der CO2-Vermeidungskosten ............................................... 88 4.2 Ökonomische Analyse.......................................................................................... 89 4.2.1 Gestehungskosten ..................................................................................... 92 4.2.2 Differenzkosten ........................................................................................ 99 4.2.3 Zusammenfassung .................................................................................. 100 ii 4.3 Treibhausgasemissionen der Biogaserzeugung und -nutzung ............................ 102 4.3.1 Treibhausgasbilanz ................................................................................. 102 4.3.2 CO2-Vermeidungskosten ........................................................................ 106 4.3.3 Zusammenfassung .................................................................................. 108 4.4 Fazit – ökonomische und ökologische Analyse.................................................. 109 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg ............. 112 5.1 Ausbaustrategien auf Basis von modellhaften Biogasanlagen ........................... 114 5.1.1 Zukünftige Stromerzeugung aus Biogas ................................................. 119 5.1.2 Zukünftige Ausschöpfung der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung ..................................................................................... 121 5.1.3 Zukünftige Treibhausgasvermeidung ..................................................... 124 6 Zusammenfassung ........................................................................................................ 128 7 Literatur ........................................................................................................................ 134 8 Anhang ......................................................................................................................... 149 Abbildungsverzeichnis iii Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Anzahl und Leistung von Biogasanlagen in Baden-Württemberg in 2013 ....................................................................................................... 1 Abbildung 2: Aufbau der Dissertation ........................................................................... 16 Abbildung 3: Das Land Baden-Württemberg mit seinen Landkreisen und Regierungsbezirken ................................................................................. 19 Abbildung 4: Entwicklung der Acker- und Dauergrünlandflächen in Baden- Württemberg im Zeitraum 1979-2011 ..................................................... 20 Abbildung 5: Entwicklung der Viehanzahl (Schweine und Rinder) in Baden- Württemberg im Zeitraum 1979-2011 (in 1.000 Tieren) ......................... 21 Abbildung 6: Ackerlandfläche (absolut und anteilig) in Baden-Württemberg (Aufteilung nach Landkreisen) ................................................................ 22 Abbildung 7: Anbaufläche für Silomais in den Landkreisen Baden-Württembergs ..... 24 Abbildung 8: Dauergrünlandfläche in den Landkreisen Baden-Württembergs ............ 25 Abbildung 9: Rindvieh- und Schweinebesatz in den Landkreisen Baden- Württembergs .......................................................................................... 28 Abbildung 10: Gülleanfall und -dichte in den Landkreisen Baden-Württembergs ......... 29 Abbildung 11: Biomassepotenzial zur landwirtschaftlichen Biogaserzeugung in Baden-Württemberg - Angaben aus verschiedenen Studien ................... 31 Abbildung 12: Einordnung der Landkreise Baden-Württembergs in die Biogasregionen ........................................................................................ 36 Abbildung 13: Dauergrünland und Ackerland zur Gesamtfläche in den Biogasregionen ........................................................................................ 37 Abbildung 14: Das Biomassepotenzial zur Biogaserzeugung in den Biogasregionen .... 40 Abbildung 15: Die Struktur des Biomassepotenzials zur Biogaserzeugung in den Biogasregionen ........................................................................................ 42 Abbildung 16: Biomassepotenzial zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg nach Biomassearten (links) und nach Biogasregionen (rechts) in PJ/a ............ 43 Abbildung 17: Durchschnittliche elektrische Leistung pro Biogasanlage in Baden- Württemberg 2004-2013 .......................................................................... 45 Abbildung 18: Durchschnittliche elektrische Leistung pro Biogasanlage nach Größenklassen ─ Stand 2009 ................................................................... 46 Abbildung 19: Durchschnittliche Leistung der NawaRo- und Bioabfall-Anlagen in den Biogasregionen und gesamt Baden-Württemberg in 2009 ........... 47 Abbildung 20: Räumliche Darstellung der Biogasanlagen in den Biogasregionen und in den Landkreisen in 2009 ............................................................... 48 Abbildung 21: Größenstruktur der NawaRo-Anlagen in den Biogasregionen und gesamt Baden-Württemberg ............................................................. 49 Abbildung 22: Altersstruktur der NawaRo-Anlagen in den Biogasregionen und gesamt Baden-Württemberg .................................................................... 49 Abbildung 23: NawaRo-Anlagen aus der Umfrage im Vergleich zum Anlagen- bestand 2009 ─ durchschnittliche Leistung in den Größenklassen ......... 51 Abbildung 24: NawaRo-Anlagen aus der Umfrage im Vergleich zum Anlagen- bestand 2009 ─ durchschnittliche Leistung in den Biogasregionen ........ 52 Abbildung 25: Vorgehensweise für die Hochrechnung des gesamten Substrat- verbrauchs in den Biogasregionen anhand von Modellanlagen .............. 53 Abbildung 26: Durchschnittliche Substratzusammensetzung der Biogasanlagen nach Biogasregionen ................................................................................ 54 Abbildung 27: Durchschnittliche Substratzusammensetzung der Biogasanlagen nach Größenklassen ................................................................................. 55 iv Abbildung 28: Eigen- und Zukaufverhältnis der Biogassubstrate nach Größenklassen ......................................................................................... 58 Abbildung 29: Durchschnittliche Transportwege für die Biogassubstrate nach Größenklassen ................................................................................ 58 Abbildung 30: Durchschnittliche Biogasausbeute nach Größenklassen ......................... 59 Abbildung 31: Stromerzeugung pro Substrateinsatz nach Größenklassen ..................... 61 Abbildung 32: Wärmenutzung aller Biogasbetriebe nach Größenklassen ...................... 62 Abbildung 33: Flächenverteilung für den Anbau der Biogassubstrate ........................... 63 Abbildung 34: Anteile der Flächen für den Anbau der Biogassubstrate ......................... 64 Abbildung 35: Anteile von genutzter Gülle und Mist zur Biogaserzeugung .................. 66 Abbildung 36: Ausnutzung der Biomassepotenziale für Biogaserzeugung durch den Biogasanlagenbestand in 2009 ............................................... 67 Abbildung 37: Biomassepotenzial zur Biogaserzeugung versus Nutzung der Biogassubstrate ................................................................................. 68 Abbildung 38: Aufbau der Modellanlagenvarianten ....................................................... 72 Abbildung 39: Bilanzierungsrahmen für Stromerzeugung aus einer landwirtschaftlichen Biogasanlage .......................................................... 82 Abbildung 40: Stromgestehungskosten der Modellanlagenvarianten nach Kostenarten ..................................................................................... 93 Abbildung 41: Stromgestehungskosten der Modellanlagenvarianten ............................. 94 Abbildung 42: Sensitivitäten der Gestehungskosten - Modellanlagen mit Gas- und Zündstrahlmotor ............................................................................... 95 Abbildung 43: Gegenüberstellung der Stromgestehungskosten der Modellanlagenvarianten und EEG 2009-Erlöse ...................................... 96 Abbildung 44: Stromgestehungskosten der Modellanlagevarianten mit Biomethanaufbereitung ........................................................................... 97 Abbildung 45: Sensitivitäten der Gestehungskosten - Modellanlagenvarianten mit Biomethanaufbereitung ........................................................................... 98 Abbildung 46: Differenz der Erlöse und Kosten der Modellanlagen in €/kW ................ 99 Abbildung 47: Treibhausgasbilanz der 250 kWel Anlagenvarianten ............................ 102 Abbildung 48: Treibhausgaseinsparung durch Stromerzeugung aus Biogas ................ 105 Abbildung 49: Treibhausgasbilanz - Stromerzeugung aus Biomethan ......................... 106 Abbildung 50: CO2-Vermeidungskosten der Modellanlagenvarianten ......................... 107 Abbildung 51: Entwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse in Baden- Württemberg: 1998-2020 ...................................................................... 112 Abbildung 52: Entwicklung der durchschnittlichen Anlagengröße in den Jahren 2004-2013 in den Biogasregionen ........................................................ 113 Abbildung 53: Ausschöpfung der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in % ..... 121 Abbildung 54: Ausschöpfung der Energiepflanzenpotenziale in % ............................. 122 Abbildung 55: Ausschöpfung der Dauergrünlandpotenziale in % ................................ 123 Abbildung 56: Ausschöpfung der Gülle- und Mistpotenziale in % .............................. 124 Abbildung 57: Vermiedene THG-Emissionen durch den Bestand der Biogas- anlagen in den unterschiedlichen Strategien (Stand 2009 und 2020) ... 125 Abbildung 58: Vermiedene THG-Emissionen durch den Bestand und den Zubau der Biogasanlagen in den unterschiedlichen Strategien (Stand 2020) .. 127 Abbildung 59: Einordnung der Landkreise Baden-Württembergs in die Biogasregionen ...................................................................................... 128 Tabellenverzeichnis v Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Vergütungssätze für Strom aus Biogas nach dem EEG 2009 .................... 4 Tabelle 2: Vergütungssätze für Strom aus Biogas nach dem EEG 2012 .................... 5 Tabelle 3: Vergütungssätze für Strom aus Biogas nach dem EEG 2014 .................... 6 Tabelle 4: Biogaszusammensetzung aus Biogasanlagen mit verschiedenen Substraten .................................................................................................. 9 Tabelle 5: Einteilung der Verfahren zur Erzeugung von Biogas .............................. 10 Tabelle 6: Biogasausbeute aus der Vergärung verschiedener Substrate unterschieden nach Praxisbetrieben und Literaturwerten ........................ 11 Tabelle 7: Abbaugrad der Biogassubstrate im Vergärungsprozess − Richtwerte .... 12 Tabelle 8: Bestandteile und Inhaltsstoffe von Gärresten aus den Biogasanlagen .... 12 Tabelle 9: Entschwefelungsverfahren - Übersicht .................................................... 14 Tabelle 10: Biogasaufbereitungsverfahren - Übersicht .............................................. 15 Tabelle 11: Vergleich der Gas- und Zündstrahlblockheizkraftwerke in den Biogasanlagen .......................................................................................... 15 Tabelle 12: Kategorisierung der Rindvieharten und ihre Großvieheinheiten (GVE) nach /Stala BW 2008a/ ................................................................ 26 Tabelle 13: Kategorisierung der Schweinearten und ihre Großvieheinheiten (GVE) nach /Stala BW 2008a/ ................................................................ 27 Tabelle 14: Durchschnittliche Flächengröße der Kreise in Baden-Württemberg ....... 33 Tabelle 15: Gülle- und Mistanfall sowie -dichte in den Biogasregionen und in Baden-Württemberg ............................................................................ 34 Tabelle 16: Charakterisierung der Landkreise Baden-Württembergs im Hinblick auf Acker- und Grünlandfläche und Gruppierung in eine Biogasregion . 35 Tabelle 17: Annahmen für Berechnung des Biomassepotenzials zur Biogas- erzeugung: Silomais, Getreideganzpflanze und Dauergrünland ............. 38 Tabelle 18: Annahmen für Berechnung des Biomassepotenzials zur Biogaserzeugung: Gülle und Mist ........................................................... 39 Tabelle 19: Biomethananlagen in Baden-Württemberg – Stand 2010 ....................... 46 Tabelle 20: Technische Auslegung der Biogasanlagen .............................................. 56 Tabelle 21: Genutzte Anbauflächen für Biogaserzeugung ......................................... 64 Tabelle 22: Gülle- und Mistanfall und genutzte Mengen für Biogaserzeugung ......... 65 Tabelle 23: Eigenschaften der Biogasregionen in Hinsicht auf Biogaspotenzial und seine aktuelle Ausnutzung in den Biogasanlagen ............................. 71 Tabelle 24: Übersicht der Auslegung der Modellanlagen .......................................... 73 Tabelle 25: Technische Auslegung der Nahwärmenetze der Modellanlagen ............. 74 Tabelle 26: Technische Auslegung der Aufbereitungsanlagen .................................. 75 Tabelle 27: Die Nutzungsdauer der verschiedenen Anlagenkomponenten ................ 75 Tabelle 28: Kapitalgebundene Kosten der Modellanlagen ......................................... 76 Tabelle 29: Verbrauchsgebundene Kosten der Modellanlagen .................................. 76 Tabelle 30: Betriebsgebundene Kosten der Modellanlagen ....................................... 77 Tabelle 31: Sonstige Kosten der Modellanlagen ........................................................ 77 Tabelle 32: EEG-Erlöse von Modellanlagen ohne externe Wärmenutzung im Betriebsjahr 2009 ..................................................................................... 78 Tabelle 33: Wärmebereitstellungskosten und -erlöse von Modellanlagen mit externer Wärmenutzung (ein Nahwärmenetz) im Betriebsjahr 2009 ...... 79 Tabelle 34: Kosten der Modellanlagen mit Biomethanaufbereitung .......................... 80 Tabelle 35: Erlöse der Modellanlagen mit Biomethanaufbereitung nach EEG 2009 ........................................................................................ 80 Tabelle 36: CO2-Äquivalente für die Berechnung des Treibhausgaspotenzials ......... 81 Tabelle 37: Beschreibung der Transportprozesse für die Biogassubstrate ................. 83 vi Tabelle 38: Durch Biogas substituierte fossile Energien im Strom- und Wärmesektor ........................................................................................... 88 Tabelle 39: Treibhausgasemissionen der fossilen Referenzen ................................... 88 Tabelle 40: Stromerzeugung aus Biogas - Modellanlagenvarianten .......................... 90 Tabelle 41: Sensitivitätsanalysen – Stromerzeugung aus Biogas .............................. 91 Tabelle 42: Stromerzeugung aus Biomethan - Modellanlagenvarianten ................... 91 Tabelle 43: Sensitivitätsanalysen – Stromerzeugung aus Biomethan ........................ 92 Tabelle 44: Beste Biogasanlagenauslegung in Hinsicht auf Kosten, THG- Einsparung und CO2-Vermeidungskosten ............................................ 111 Tabelle 45: Strategien für Anlagenbestand und -zubau ........................................... 114 Tabelle 46: Gewählte Modellanlagenvarianten in den Strategien für den Anlagenbestand ..................................................................................... 116 Tabelle 47: Parameter der ausgewählten Modellanlagenvarianten für Anlagenbestand: Stromgestehungskosten, THG-Einsparung und CO2-Vermeidungskosten ................................................................ 116 Tabelle 48: Gewählte Modellanlagenvarianten in den Strategien für den Anlagenzubau ........................................................................................ 117 Tabelle 49: Parameter der ausgewählten Modellanlagenvarianten für Anlagenzubau: Stromgestehungskosten, THG-Einsparung und CO2-Vermeidungskosten ....................................................................... 118 Tabelle 50: Strategien für Anlagenzubau 2020: Stromerzeugung und Anlagenzahl ........................................................................................... 120 Abkürzungsverzeichnis vii Abkürzungsverzeichnis Abd. Abdeckung (der Gärrestlager) AF Ackerland BGA Biogasanlage BHKW Blockheizkraftwerk BG1 Biogasregion 1 Nordwest BG2 Biogasregion 2 Nord- und Südost BG3 Biogasregion 3 Südwest BG4 Biogasregion 4 Mitte-West BImSchV Bundes-Immissionsschutzverordnung BW Baden-Württemberg CH4 Methan CO2 Kohlenstoffdioxid DEA Diethanolamin (Aminwäsche) DüV Düngeverordnung DüMV Düngemittelverordnung DWW Druckwasserwäsche EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz EPDM Ethylen-Propylen-Dien-Kautschuk FFH Fauna-Flora-Habitat G Gasmotor GPS Ganzpflanzensilage GVE Großvieheinheit HRT Eng. Hydraulic Retention Time (Verweilzeit) KTBL Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft K Kalium KAS Kalkammonsalpeter (Stickstoffmineraldünger) KI Kaliumiodid K2O Kaliumoxid KUP Kurzumtriebsplantage LCA Lebenszyklusanalyse (Eng. Life Cycle Assessment) LF Landwirtschaftliche Fläche MEA Monoethanolamin (Aminwäsche) Nges Gesamter Stickstoff Norg Organischer Stickstoff N2O Distickstoffmonoxid, Lachgas NawaRo Nachwachsende Rohstoffe NH4-N Ammoniumstickstoff P Phosphor PSA Pressure Swing Adsorption (Eng.) (Druckwechseladsorption (DE)) PW Physikalische Wäsche P2O5 Phosphorpentoxid (gängiger Name: Phosphat) SGK Stromgestehungskosten SK Stadtkreis SNG Eng. Substitute Natural Gas (Biomethan) TA-Lärm Technische Anleitung zur Reinhaltung der Luft TA-Luft Technische Anleitung zum Schutz gegen Lärm THG Treibhausgas WN Wärmenutzung Z Zündstrahl viii Abstract ix Abstract Due to the Renewable Energy Sources Act (EEG) of 2004, the number of biogas plants in Baden-Württemberg, located in the south-west region of Germany, has increased rapidly. From 2005 to 2013 the number of biogas plants has more than has doubled, reaching 858 plants by the end of 2013 /Staatliche Biogasberatung und MLR 2004/. Analysis of the amount of agricultural land for the cultivation of energy crops as well as grassland reveals regional discrepancies due to different biogas plant density. On average 6 % of arable land in Baden-Württemberg were cultivated for biogas substrates in 2008 /Eltrop und Stenull 2011/. However, in some counties much less than 6 % of arable land were devoted to energy crops, in other counties more than 15 % of arable land were used for energy crops. If the amount of biogas plants increases in future, farmland for the cultivation of biogas substrates will become scarce. The objective of this work is to analyze the status quo and future development opportu- nities for the biogas plants in Baden-Württemberg at a high regional scale. The differences in the development of biogas plants in the regions of Baden-Württemberg will be conducted re- spectively. Here, the “typical biogas plants” were identified and assessed taking into account the existing regional agricultural structures. As a result, strategies for the development of bio- gas plants from a technological, economic, and ecological perspective in Baden-Württemberg are proposed. For this purpose, biomass potential for biogas production was determined in the counties of Baden-Württemberg. The counties were summarized into four different regions (so-called biogas regions), which are similar in terms of substrate availability for biogas production: bio- gas region 1 (BG1) in the northwest - rich in cropland and average in manure production, bio- gas region 2 (BG2) in the northeast and southeast – rich in cropland and grassland as well as characterized by a high manure production, biogas region 3 (BG3) mainly in the southwest – rich in grassland and average in manure production, and biogas region 4 (BG4) in mid-west of Baden-Württemberg – poor in cropland and grassland. In the created biogas regions, the utili- zation of biogas substrates as well as the balance of biogas utilization were analyzed. Furthermore, a comprehensive data was collected with the help of a questionnaire con- ducted among the biogas plant operators. On this basis, the analysis of future development strategies for biogas plants was conducted. For this purpose, “typical biogas plants” with re- gional specific feedstock characteristics were developed, corresponding to the technical-eco- nomic conditions of the biogas production in the analyzed capacity classes and biogas regions. Subsequently, the “typical biogas plants” were analyzed for their economic and ecological per- formance. As a result, the "best typical biogas plants" were identified in terms of technology, economy (electricity production costs), and greenhouse gas emission (GHG). The analysis of future strategies for biogas use was performed by an extrapolation of the selected "best typical biogas plants" using the following criteria: "low costs", "high GHG re- duction", "low greenhouse gas abatement costs", "expanding biomethane", and "complete uti- lization of biomass potentials". From a regional perspective four different regions were identified in terms of biomass potential for biogas production in Baden-Württemberg. In general, due to the renewable energy x act, energy crops for biogas production were utilized to a high extent in each biogas region. The free manure and grassland potential were the least utilized. In addition, the regional dif- ferences were revealed in the utilization of the free biomass potential for biogas production. In the biogas region 1 (northwest) the energy crops potential was used least (15 %), whereas in biogas region 2 (the northeast and southeast) the utilization of energy crop potential equaled over 50 %. In this region it is striking that despite the highest manure potential available, the least manure was used as a biogas feedstock (under 10 % of manure potential). In summary, due to its agricultural structures, biogas region 1 (northwest) (much agricultural land) is "in compliance with" the regulations the Renewable Energy Sources Act /EEG 2009/. There is still enough arable land for the cultivation of biogas substrates available. In contrast, in the cropland, grassland, and manure rich biogas region 2 (northeast and southeast) incentives should be created in order to use more manure in biogas plants, since an alternative to the intensively used energy crops is needed. The results show that the current substrate composition of biogas plants leads to exploi- tation of energy crops to a high extent. The plants, which are mainly operated on the basis of energy crops, could generate up to 2.43 TWhel/a electricity (strategy "low greenhouse gas abatement costs") in 2020. A significant increase in power generation (up to 3.39 TWhel/a) can only be achieved if small plants (up to 100 kWel power capacity) with a high share of manure in their feedstock are built (strategy "complete utilization of biomass potentials"). However, in order to exploit the free manure and grassland potentials, the substrate composition of the fu- ture biogas plants would have to be fundamentally changed. In particular, the operators of the biogas plants in biogas region 2 (north and southeast) would have to change their feedstock composition for manure. In future the electricity production from agricultural biogas plants in Baden-Württemberg could vary between 2.24 ("expanding biomethane") and 3.39 TWhel/a ("complete utilization of biomass potentials") according to the chosen strategy. Thus 10 to 14 % of renewable electricity production could be derived from agricultural biogas in Baden-Württemberg in 2020. Although electricity generation from agricultural biogas can only reach a share of 4 to 6 % of total elec- tricity generation in Baden-Württemberg, the energy carrier biogas could provide a meaningful contribution the GHG reduction target goals for Baden-Württemberg /IEKK 2014/ in 2020 (about 15 %). In 2050, the biomass potential for biogas production will be largely exhausted. In addition, the share of renewable energies in total electricity production will increase (goal of the state government in 2050: 86 %). For that reason, the electricity generation from agri- cultural biogas will play a minor role in the renewable energy mix compared to 2020 (max. 4 %). Kurzfassung xi Kurzfassung Die Anzahl der Biogasanlagen hat seit 2005 auch in Baden-Württemberg durch das In- krafttreten des novellierten Erneuerbare-Energien-Gesetzes /EEG 2004/ stark zugenommen. So hat sich die Anlagenzahl seit 2005 mehr als verdoppelt und lag Ende 2013 bei insgesamt 858 Anlagen /Staatliche Biogasberatung und MLR 2014/. Wird die Flächeninanspruchnahme durch Biogasanlagen für den Anbau von Energie- pflanzen regionalspezifisch betrachtet, so wird deutlich, dass die beanspruchten Acker- und Grünlandflächen − bedingt durch die unterschiedliche Biogasanlagendichte − je nach Region oft variieren. Im Jahr 2008 wurden durchschnittlich auf 6 % des Ackerlandes in Baden-Würt- temberg Biogassubstrate angebaut /Eltrop und Stenull 2011/. In manchen Landkreisen lagen die Anteile deutlich unter 6 %, in den anderen Landkreisen wurden bereits mehr als 15 % des Ackerlandes zum Substratanbau herangezogen. Sollte der Biogasanlagenbestand in Zukunft weiter ausgebaut werden, wird das Ackerland für den Anbau der Biogassubstrate vor allem in den Regionen, in denen bereits viele Biogasanlagen in Betrieb sind, immer knapper. Die Zielsetzung dieser Arbeit besteht darin, den Stand und die zukünftigen Entwick- lungsmöglichkeiten für die landwirtschaftliche Biogasnutzung in Baden-Württemberg auf der Basis einer hohen regionalen Auflösung zu erheben und dabei zu analysieren, welche Unter- schiede es in den Regionen gibt. Dabei werden „typische Modellanlagen“ für die Regionen Baden-Württembergs unter Berücksichtigung der bestehenden regionalen Agrarstruktur iden- tifiziert und bewertet. Im Ergebnis werden Strategien für die Entwicklung der Biogasnutzung in Baden-Württemberg aus technologischer, ökonomischer und ökologischer Sicht vorgeschla- gen. Hierfür wurden zuerst Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung kleinräumig auf Land- kreisebene ermittelt. Die Landkreise wurden in vier verschiedene Regionen (sog. Biogasregi- onen) zusammengefasst, die sich durch einheitliche Eigenschaften für die Biogasproduktion in Bezug auf Substratverfügbarkeit auszeichnen: die ackerreiche und gülledurchschnittliche Bio- gasregion 1 (BG1) im Nordwesten, die ackerland-, grünland- und güllereiche Biogasregion 2 (BG2) im Nord- und Südosten, die grünlandreiche und gülledurchschnittliche Biogasregion 3 (BG3) überwiegend im Südwesten und die ackerland- und grünlandarme Biogasregion 4 (BG4) in Mitte-Westen von Baden-Württemberg. In den so gebildeten Biogasregionen wurden an- schließend die Analyse der Potenzialausnutzung und die Bilanz der Biogasnutzung dargestellt. Um an praxisnahe, für Baden-Württemberg relevante Daten zu gelangen, wurde eine umfangreiche Auswertung der Biogasanlagenbetriebe auf der Ebene der Biogasregionen durchgeführt. Auf dieser Basis wurde eine Analyse der zukünftigen Entwicklungsmöglichkei- ten für Biogasnutzung vorgenommen. Hierfür wurden „typische Modellanlagen“ in Hinsicht auf Substratzusammensetzung gebildet, die den technisch-ökonomischen Bedingungen der Bi- ogaserzeugung in den festgelegten Größenklassen und den Biogasregionen in Baden-Württem- berg entsprechen. Anschließend wurden die Modellanlagen ökonomisch sowie ökologisch ana- lysiert. Als Ergebnis dieser Analysen wurden die „besten Modellanlagen“ in Hinsicht auf Tech- nik, Ökonomie (Stromgestehungskosten) und Treibhausgas (THG)-Einsparung aus dem Anla- genportfolio identifiziert. Die Analyse zukünftiger Strategien für die Biogasnutzung erfolgte mittels einer Hochrechnung über die ausgewählten „besten Modellanlagen“, anhand der xii folgenden Kriterien: „niedrige Gestehungskosten“, „hohe THG-Einsparung“, „niedrige CO2- Vermeidungskosten“, „Ausbau Biomethan“ und vollständige „Ausnutzung Biomassepotenzi- ale“. Regional gesehen konnten allein in Baden-Württemberg vier unterschiedliche Regio- nen in Hinsicht auf Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung identifiziert werden. Generell wurden in allen Biogasregionen, bedingt durch die EEG-Förderung, überwiegend Energie- pflanzen zur Biogasproduktion herangezogen. Andere Substrate, vor allem Gülle und Mist, blieben weitgehend ungenutzt. Darüber hinaus gab es regionale Unterschiede in der Ausnut- zung der freien Biomassepotenziale. In der Biogasregion 1 (Nordwest) wurden die Energie- pflanzenpotenziale am wenigsten genutzt (15 %), wohingegen die Nutzung in der Biogasre- gion 2 (Nord- und Südost) bereits über 50 % beträgt. Auffallend für diese Region ist, dass trotz höchster Güllepotenziale wenig Gülle (unter 10 % des vorhandenen Potenzials) in die Biogas- anlagen eingebracht wurde. Zusammenfassend gesehen ist die Biogasregion 1 (Nordwest) be- dingt durch ihre Agrarstruktur (viel Ackerland) mit der Förderung der Energiepflanzen und Gülle nach /EEG 2009/ „gut versorgt“. Noch steht dort ausreichend Ackerland für den Anbau der Biogassubstrate zur Verfügung. Dagegen sollten beispielsweise in der ackerland-, dauer- grünland- und güllereichen Biogasregion 2 (Nord- und Südost) Anreize geschaffen werden, um mehr Gülle in den Biogasanlagen zu nutzen, da hier eine Alternative zu den bereits intensiv verwendeten Energiepflanzen benötigt wird. Die Ergebnisse zeigen, dass bei der gegenwärtigen Substratzusammensetzung der Bio- gasanlagen nur die Energiepflanzenpotenziale im hohen Ausmaß ausgeschöpft werden. Die Anlagen, die überwiegend auf Basis von Energiepflanzen betrieben werden, könnten insgesamt bis zu 2,43 TWhel/a („niedrige CO2-Vermeidungskosten“) Strom erzeugen (2020). Eine deut- liche Steigerung der Stromerzeugung (auf 3,39 TWhel/a) kann nur erreicht werden, wenn im Schnitt Anlagen in der Größenklasse <100 kWel, mit hohen Gülleanteilen in der Substratzu- sammensetzung zugebaut werden („Ausnutzung Biomassepotenzial“). Um die freien Gülle- und Dauergrünlandpotenziale maximal auszuschöpfen, müsste die Substratzusammensetzung der zukünftig zugebauten Biogasanlagen grundlegend geändert werden. Vor allem müssten die Betreiber der neu zugebauten Biogasanlagen in der Biogasregion 2 (Nord- und Südosten) ihre Substratzusammensetzung auf Güllenutzung umstellen. In Zukunft kann sich die Stromerzeugung aus landwirtschaftlichen Biogasanlagen in Ba- den-Württemberg je nach gewählter Strategie zwischen 2,24 („Ausbau Biomethan“) und 3,39 TWhel/a („Ausnutzung Biomassepotenzial“) belaufen. Somit kann in 2020 zwischen 10 und 14 % der erneuerbaren (EE) Stromerzeugung aus landwirtschaftlichen Biogasanlagen in Baden-Württemberg stammen. Obwohl die Biogasverstromung nur einen Anteil von 4 bis 6 % der gesamten Stromerzeugung in Baden-Württemberg erreichen kann, kann der Energie- träger Biogas zu den THG-Reduktionszielen der Landesregierung /IEKK 2014/ bis 2020 einen deutlichen Beitrag leisten (ca. 15 %). Im Jahr 2050 werden die Biomassepotenziale zur Bio- gaserzeugung weitgehend ausgeschöpft sein. Zudem werden die Anteile der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung weiter ansteigen (Ziel der Landesregierung 2050: 86 %). Da- her wird 2050 die Stromerzeugung aus landwirtschaftlichem Biogas in dem erneuerbaren Strom-Mix im Vergleich zu 2020 eine eher geringe Rolle spielen (max. 4 %). 1 Einleitung 1 1 Einleitung 1.1 Problemstellung Die Anzahl der Biogasanlagen hat seit 2005 auch in Baden-Württemberg durch das In- krafttreten des novellierten Erneuerbare-Energien-Gesetzes 2004 (EEG 2004) stark zugenom- men. So hat sich die Anlagenzahl seit 2005 mehr als verdoppelt und lag im Oktober 2009 bei insgesamt 612 Anlagen /Staatliche Biogasberatung 2010/. Das EEG 2009 trieb den Ausbau der Biogasanlagen voran. Mitte 2013 gab es bereits 846 Biogasanlagen (vgl. Abbildung 1). Nach Novellierung des EEG 2012 wurde der Zubau von Biogasanlagen, bedingt durch die verrin- gerten Vergütungssätze, gebremst. Ende 2014 ist die Anzahl der Biogasanlagen auf 893 ge- stiegen (mit gesamt installierter Leistung von 319 MWel) /Staatliche Biogasberatung und MLR 2014/. Die geographische Verteilung der Biogasanlagen in Baden-Württemberg ist in Abbil- dung 1 dargestellt. Auffallend ist, dass die Dichte der Biogasanlagen im südöstlichen Teil Ba- den-Württembergs viel höher ist als in den übrigen Teilen des Bundeslandes. Hier handelt es sich auch in der Regel um diejenigen Landkreise, die bereits viel Ackerland für die Biogaser- zeugung beanspruchen. Quelle: /Staatliche Biogasberatung 2014/ Abbildung 1: Anzahl und Leistung von Biogasanlagen in Baden-Württemberg in 2013 Seit 2004 stieg der Gesamtanbau von Silomais (für Futter- und Biogaserzeugungszwe- cke) von 75.100 ha auf 108.000 ha in 2010 /Stala BW 2008a, Stala BW 2011e/. Im Jahr 2014 wurden bereits 125.400 ha Fläche für den Silomaisanbau beansprucht /Stala BW 2014/. Damit liegt der Anteil des angebauten Silomais bei 15 % des Ackerlandes. In Landkreisen wie Ravensburg und Biberach beträgt der Anbau von Silomais bereits über ein Viertel des 2 1 Einleitung Ackerlandes. Dies sind auch die Landkreise, in denen sich die meisten Biogasanlagen befinden. Nach /Hartmann 2010/ hing dieser Anstieg im Silomaisanbau direkt mit dem Anstieg der Bio- gasanlagenzahl in Baden-Württemberg zusammen. Die Biogasanlagen gerieten zunehmend in die Kritik, da sie für die „Vermaisung der Landschaft“ /Henning et al. 2012, Casaretto 2010, Neumeyer 2010/ verantwortlich gemacht wurden. Die Vergütung für Strom aus Biogas nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) be- rücksichtigt keine regionale Verfügbarkeit von Substraten. Im novellierten EEG 2012 werden nach wie vor die größeren Biogasanlagen bevorzugt, deren Substratzusammensetzung über- wiegend auf nachwachsenden Rohstoffen (vor allem Silomais) basiert, wobei der Anteil an Silomais in der Substratzusammensetzung gegenüber dem EEG 2009 auf 60 % begrenzt wurde. Die Nutzung von Reststoffen wie Gülle wurde im EEG 2004 nicht explizit gefördert. In dem EEG 2009 wurden Reststoffe nur anteilig in der Substratzusammensetzung gefördert (min. 30 %) /EEG 2009/. Dies führte dazu, dass die meisten Anlagen nur diese Mindestvoraus- setzung erfüllten. Im Vergleich zum EEG 2004 und 2009 wird im EEG 2012 und 2014 die Reststoffnutzung explizit gefördert (kleine Gülle-Anlagen mit Mindestanteil an Gülle von 80 %). Baden-Württemberg weist abhängig von der Region eine unterschiedliche Acker- und Tierhaltungsstruktur auf. Nach /DBFZ et al. 2011/ wirkt sich die Agrarstruktur in den einzelnen Bundesländern deutlich auf die Größe der Biogasanlagen und auch auf die zum Einsatz kom- menden Substrate aus. Aufgrund der kleinräumigen Struktur ist in Baden-Württemberg die durchschnittliche Anlagengröße mit 357 kW deutlich kleiner als die durchschnittliche Anla- gengröße Deutschlands (477 kW) (Stand 2014) /MLR und Staatliche Biogasberatung 2014, FNR (Hrsg.) 2014/. Des Weiteren ist in den Regionen von Baden-Württemberg die Ackerland- und Gülleverfügbarkeit für Biogasanlagen unterschiedlich. Im Norden von Baden-Württem- berg gibt es überwiegend Ackerland sowie viele Rinder- und Schweinezuchtbetriebe. In östli- chen Landkreisen (entlang der Grenze zu Bayern) gibt es sowohl viele Acker- als auch Grün- landflächen. Im südwestlichen Teil Baden-Württembergs gibt es überwiegend Grünlandflä- chen sowie Viehzuchtbetriebe (eigene Auswertung nach /Stala BW 2008a/). Wird diese Flächeninanspruchnahme für die Substratbereitstellung in den Biogasanlagen regionalspezifisch betrachtet, so wird deutlich, dass die Anteile je nach Region oft variieren. Während in manchen Landkreisen die Anteile bei weniger als 6 % lagen, wurden in den ande- ren Landkreisen (z. B. Schwarzwald Baar, Tuttlingen, Konstanz oder Ravensburg) bereits mehr als 15 % des Ackerlandes für die Substratbereitstellung herangezogen. Der Vergleich der Jahre 2009 und 2013 zeigt, dass die neuen Biogasanlagen auch weiter in den Landkreisen mit der hohen Biogasanlagendichte in Betrieb genommen werden (z. B. Landkreis Ravensburg oder Ulm). Als Ergebnis stieg innerhalb von vier Jahren die Anlagen- zahl von 612 auf knapp 893 in 2014 in Baden-Württemberg /Staatliche Biogasberatung 2010, Staatliche Biogasberatung und MLR 2014/. Sollte die Anzahl der Biogasanlagen weiter anstei- gen, muss vor allem ein schonender Ressourcenverbrauch auf der Regionalebene berücksich- tigt werden, da sich die Flächeninanspruchnahme durch Biogassubstrate weiter im Vergleich zum Jahr 2009 verschärfen und in manchen Landkreisen deutlich über 15 % betragen wird. Der Nachhaltigkeitsbeirat Baden-Württembergs geht davon aus, dass zukünftig nur ca. 10 % des Ackerlandes nachhaltig und wirtschaftlich für die Erzeugung von nachwachsenden Ener- gieträgern in Baden-Württemberg zur Verfügung stehen würden /Wirtschaftsministerium BW 1 Einleitung 3 2010/. Das zeigt, dass eine generelle Betrachtung für Baden-Württemberg nur eingeschränkte Aussagen über das jeweils noch verfügbare Potenzial für Stromerzeugung aus Biogas ermög- licht. Es ist durchaus möglich, dass bedingt durch die Förderungsstruktur, Biogasanlagen in Regionen entstehen, in denen die erschließbaren Bio-massepotenziale überschritten werden. Auch besteht dann die Gefahr, dass zu teure Lösungen eingesetzt werden, da die Substrate, die den größten Teil der Stromgestehungskosten der Biogasanlagen bestimmen, knapp werden. Im anderen Fall kann es vorkommen, dass in den Regionen die verfügbaren Potenziale wie z. B. Gülle oder Dauergrünland nicht erschlossen wurden, da es dafür zu wenig finanzielle Anreize gibt. Die regionale Substratverteilung spielt bei der Versorgung der Biogasanlagen eine ent- scheidende Rolle. Der Landwirtschaftsminister des „biogasreichsten“ Bundeslandes Bayern hält es für notwendig, die Biogasanlagen künftig stärker nach Agrarstruktur und Standort aus- zurichten, um die vorhandenen Ressourcen besser nutzen zu können /Brunner 2010/. Laut /Reinhold 2013/ zeichnen sich die Regionen mit hohem Tierbesatz auch durch eine hohe Biogasanlagendichte aus, sodass „regionale Konflikte zwischen Landnutzung, Tierhaltung und Biogaserzeugung entstanden sind.“ Diese Konflikte tragen durch Flächenknappheit und der daraus resultierenden Pachtpreissteigung oder Überdüngung zur schlechten ökologischen und ökonomischen Leistung der Biogasanlagen bei. Umfangreiche Studien zum Betrieb der Bio- gasanlagen in Gesamtdeutschland liegen zwar vor (vgl. /FNR (Hrsg.) 2010, FNR (Hrsg.) 2009, FNR (Hrsg.) 2005b/), wobei aber in diesen Studien der Bezug von Biogasanlagen zur Agrar- struktur nicht aufgegriffen wurde. Lediglich das /DBFZ et al. 2011/ berücksichtigte die regio- nale Substratcharakteristik in der Auswertung, wobei nur nach größeren Regionen wie z. B. „Süddeutschland“ differenziert wurde. Die meisten Studien zur ökonomischen und ökologi- schen Verträglichkeit von Biogasanlagen beziehen sich auf den „EEG-Anlagendurchschnitt“ /FNR (Hrsg.) 2010, KTBL 2009a, IFEU (Hrsg.) 2008/, bei denen keine Verträglichkeit für bestimmte Regionen mit bestimmten Biomasseressourcen überprüft wurde. Speziell für Ba- den-Württemberg wurden bereits ökonomisch-ökologische Analysen zu Biogasanlagen durch- geführt (vgl. /Lansche 2011/). Diese stützten sich auch auf eine Modellanlagenrechnung, be- rücksichtigen aber keine regionalen Unterschiede in der Agrarstruktur. 1.2 Zielsetzung Die Zielsetzung dieser Dissertation besteht darin, den Stand und die zukünftigen Ent- wicklungsmöglichkeiten für die Stromerzeugung aus Biogas in Baden-Württemberg in hoher regionaler Auflösung zu erheben und dabei regionalspezifische Unterschiede hinsichtlich der Substratverfügbarkeit in Baden-Württemberg explizit zu analysieren. Dabei sollen „beste Mo- dellanlagen“ unter Berücksichtigung der bestehenden regionalen Agrarstruktur identifiziert und bewertet werden und daraus Strategien für die Entwicklung der Stromerzeugung aus Bio- gas in Baden-Württemberg aus technologischer, ökonomischer und ökologischer (Treibhaus- gasvermeidung) Sicht vorgeschlagen werden. Daraus ergeben sich folgende Teilziele:  regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden- Württemberg in landkreisspezifischer Auflösung,  technische, ökonomische und ökologische Analyse der Stromerzeugung aus landwirt- schaftlichen Biogasanlagen in Baden-Württemberg in regionaler Auflösung, 4 1 Einleitung  Identifikation von „besten Modellanlagen“ in Hinsicht auf Ökonomie, Ökologie und Technik,  Analyse der Beiträge zur heutigen und zukünftigen Stromerzeugung aus Biogas in Ba- den-Württemberg unter Berücksichtigung von Biomassepotenzialen zur Biogaserzeu- gung in den Regionen und der verfügbaren Technik. 1.3 Rechtliche Rahmenbedingungen und Grundlagen der Technik 1.3.1 Rechtliche Rahmenbedingungen Grundsätzlich kann zwischen der Gesetzgebung, die die Vergütung der Biogasanlagen regelt, und der Gesetzgebung, die für die Inbetriebnahme und den Betrieb der Biogasanlagen von Bedeutung ist, unterschieden werden. In diesem Kapitel wird nur auf das Erneuerbare- Energien-Gesetz eingegangen, das die Höhe der Vergütung für Biogasanlagen regelt. Dieses Gesetz hat den Ausbau von Biogasanlagen vorangetrieben, da die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien mit einer festgesetzten Vergütung verbunden wurde. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Das EEG ist ein politisches Instrument, mit dem die erneuerbaren Energien gefördert werden. Die Netzbetreiber werden verpflichtet, vorrangig Strom aus erneuerbaren Energien abzunehmen /EEG 2004/. Die Höhe der Einspei- severgütung ist von den besonderen Vergütungsvorschriften wie Energiequelle, eingesetzte Technologie, Anlagengröße und dem Jahr der Inbetriebnahme abhängig. Das Erneuerbare- Energien-Gesetz trat am 1. April 2000 in Kraft und wurde anschließend 2004, 2009, 2012 und 2014 novelliert. Zum Schutz von Klima und Umwelt hat sich in dem Gesetz die deutsche Po- litik nach § 1 Absatz 1 und 2 bis zum Jahr 2030 das Ziel gesetzt, den Anteil erneuerbarer Ener- gien an der Stromversorgung in Deutschland auf mindestens 30 % zu erhöhen /EEG 2009/. In dem novellierten /EEG 2012/ wurde dieses Ziel angehoben und die Anteile erneuerbarer Ener- gien (EE) an der Stromversorgung auf 35 % in 2020 erhöht. Es wurden auch weitere Ziele gesetzt, indem der Anteil erneuerbarer Energien von 50 % in 2030 und 80 % in 2050 an der Stromversorgung angestrebt wird. Da für die Fragestellung dieser Arbeit vor allem die Be- standsanlagen in Baden-Württemberg, die ab 2009 gebaut wurden, berücksichtigt werden, ist die Vergütungshöhe nach dem novellierten EEG 2009 relevant. Für die neugebauten Anlagen ab 2012 gilt das novellierte EEG 2012. Für die neugebauten Anlagen ab 2014 gilt das novel- lierte EEG 2014. EEG 2009. Der Stromerzeugung aus Biogas wurde eine Grundvergütung zugesichert, die je nach Anlagengröße zwischen 11,67 Cent/kWhel (bis 150 kWel) und 7,79 Cent/kWhel (bis 20 MWel) variiert (vgl. Tabelle). Tabelle 1: Vergütungssätze für Strom aus Biogas nach dem EEG 2009 Vergütungssätze Vergütung in Cent/kWhel bis 150 kWel bis 500 kWel bis 5 MWel bis 20 MWel Grundvergütung 11,67 9,18 8,25 7,79 NawaRo-Bonus 7,00 7,00 4,00 0,00 KWK-Bonus 3,00 3,00 3,00 3,00 Technologie-Bonus 2,00a) 2,00 2,00/1,00b) 0,00 Immissions-Bonus 1,00 1,00 0,00 0,00 Gülle-Bonus 4,00 1,00 0,00 0,00 Landschaftspflege-Bonus 2,00 2,00 0,00 0,00 a) bis zu einer Aufbereitungskapazität der Anlage von 350 Nm3 Biomethan/h b) bis zu einer Aufbereitungskapazität der Anlage von 700 Nm3 Biomethan/h Quelle: /EEG 2009/ 1 Einleitung 5 Die Einspeisevergütung für die Vergärung von Substraten wird im EEG zugesichert, wenn diese nach der Biomasseverordnung als Biomasse deklariert sind. Hierzu zählen nach- wachsende Rohstoffe und Gülle, solange eine anaerobe Vergärung erfolgt. Gülle wird im /EEG 2009/ in den Anlagen bis 500 kWel zusätzlich vergütet, indem ein Gülle-Bonus vergeben wird. Hier gilt jedoch die Voraussetzung, dass Gülle mindestens einen 30 %-Anteil an der Substrat- zusammensetzung der Biogasanlagen hat. Auch andere Substrate können eingesetzt werden, wenn sie in der sogenannten Positivliste des EEG aufgeführt sind (EEG 2009, Anlage 2), wobei diese nicht zusätzlich vergütet werden. Bioabfälle wie überlagerte Lebensmittel, Küchenab- fälle, Speisereste und Speiseöle hingegen fallen per Gesetz nicht unter den Begriff der Bio- masse und sind in der Negativliste des EEG verankert. Der KWK-Bonus in Höhe von 3 Cent/kWhel wird den Biogasanlagen für den Strom im Sinne des Kraft-Wärme-Kopplungs- gesetzes (KWKG) zugesichert. Den Technologie-Bonus bekommen zusätzlich die Anlagenbe- treiber, bei denen Biogas auf Erdgasqualität aufbereitet wird. Für die Anlagen mit einer Auf- bereitungskapazität bis 350 Nm³ Biomethan pro Stunde wird eine zusätzliche Vergütung in Höhe von 2 Cent/kWhel gezahlt. Anlagen mit einer Aufbereitungskapazität bis 700 Nm³ Biomethan werden zusätzlich mit 1 Cent/kWhel vergütet (Anlage 1 in /EEG 2009/). Nach § 27 gilt der Imissions-Bonus in Höhe von 1 Cent/kWhel für die Anlagen bis 500 kWel, in denen die Formaldehydgrenzwerte nach TA-Luft eingehalten werden. Der Landschaftspfle- gebonus gilt für Anlagen bis 500 kWel, in denen überwiegend Pflanzen oder Pflanzenbestand- teile, die im Rahmen der Landschaftspflege anfallen, eingesetzt werden (Anlage 2 in /EEG 2009/). Die Förderung der regenerativen Energien wird über einen Zeitraum von 20 Jahren durch eine Mindesteinspeisevergütung zugesichert. Die Einspeisevergütung der An- lagen sinkt jährlich degressiv um 1 % in Abhängigkeit vom Zeitpunkt der Inbetriebnahme. Tabelle 2: Vergütungssätze für Strom aus Biogas nach dem EEG 2012 Anlagen- leistungs- äquivalent Vergütung für Biogasanlagen (ohne Bioabfall) Gülle-Kleinan- lagen Bioabfallver- gärungsanla- gen f) Grund-ver- gütung a) Einsatzstoff- vergütungs- klasse I b) Einsatzstoff- vergütungs- klasse II c) Gasaufbereitungs- Bonus kWel Cent/kWhel ≤ 75 14,3 6 8 25 e) 16 ≤ 150 ≤700 Nm³/h: 3 ≤ 500 12,3 ≤1.000 Nm³/h: 2 ≤ 750 11 5 8 / 6 d) ≤1.400 Nm³/h: 1 14 ≤ 5.000 11 4 ≤ 20.000 6 - - - a) Vergütungshöhe bis zur Grenze der Bemessungsleistung. b) Entsprechend der Definitionen der Biomasseverordnung. c) Nur für ausgewählte, ökologisch wünschenswerte Einsatzstoffe. d) Über 500 kWel bis 5.000 kWel nur 6 Cent/kWh für Strom aus Gülle (nur Nr. 3, 9, 11 bis 15 der Anlage 3 BiomasseV). e) Sonderkategorie für Gülle-Biogasanlagen bis 75 kWel installierter Leistung am Standort der Biogaserzeu- gungsanlage, nicht kombinierbar (d. h. keine zusätzliche Grund- oder Einsatzstoffvergütung bzw. Gasaufbe- reitungsbonus). f) Gilt ausschließlich für Biogasanlagen, die bestimmte Bioabfälle (nach § 27a Abs. 1) vergären und unmittelbar mit einer Einrichtung zur Nachrotte der festen Gärrückstände verbunden sind. Die nachgerotteten Gärrück- stände müssen stofflich verwertet werden. Die Vergütung ist nur mit dem Gasaufbereitungs-Bonus kombinier- bar. Quelle: /BMU 2012, EEG 2012/ 6 1 Einleitung EEG 2012. In /EEG 2012/ wurde eine neue Vergütungsstruktur sowie spezielle Förder- möglichkeiten für Gülle-Kleinanlagen und Bioabfallvergärungsanlagen eingeführt, die es in EEG 2004 und 2009 nicht gab. Die Biogasanlagen wurden in die Kategorien Biogasanlagen (ohne Bioabfall), Gülle-Kleinanlagen und Bioabfallvergärungsanlagen eingeteilt ( Tabelle 2). Im EEG 2012 wird versucht, den umstrittenen Einsatz von großen Mengen an Mais in den Biogasanlagen zu reduzieren (siehe auch dazu Kapitel 1.1). Der Massenanteil von Mais (GPS, CCM, Lieschkolbenschrot, Körnermais) und Getreidekorn darf in diesen Anlagen zu- sammen nicht mehr als 60 % betragen /DBFZ 2011/. Gegenüber dem EEG 2009 wird jetzt ein bestimmter Anteil an Wärmenutzung vorausgesetzt und nicht extra vergütet. Die Höhe der Wärmenutzung beträgt 60 % der BHKW- Abwärme, wobei 25 % als Fermenterheizung angerechnet werden. Wird in den Anlagen mehr als 60 % Gülle eingesetzt, besteht keine Wärmenutzungspflicht. Bei den Biogasanlagen, in de- nen kein Bioabfall vergoren wird, wurde im Vergleich zum EEG 2009 die Grundvergütung angehoben, wobei für diese Anlagen auch eine Mindestwärmenutzungspflicht vorliegt. Mit dem EEG 2012 wurde auch der Einstieg in die Direktvermarktung vorgenommen. Ab dem Jahr 2014 besteht für Anlagen ab einer installierten Anlagenleistung von 750 kWel eine verpflichtende Nutzung der Marktprämie (§ 27 Abs. 3). Soll die Vergütung mehrerer An- lagen berechnet werden (bspw. eines Satelliten-BHKW), sind alle angeschlossenen BHKW für die Bestimmung der Bemessungsleistung zusammenzufassen. Die Förderung von Strom aus Biogas wird für 20 Jahre gewährleistet. Sie unterliegt jedoch nach § 27 einer jährlichen De- gression (ausgenommen der einsatzstoffbezogenen Zusatzvergütungen nach Einsatzstoffver- gütungsklasse I oder II). EEG 2014. Im /EEG 2014/ wurden im Vergleich zu den vorherigen Fassungen grund- legende Änderungen vorgenommen. Die meisten Betreiber der Neuanlagen wurden zur Direkt- vermarktung verpflichtet. Diese gilt für Betreiber der Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 500 kWel, die ihre Anlagen seit dem 1. August 2014 in Betrieb genommen haben. Zum 1. Januar 2016 müssen auch die Betreiber der Biogasanlagen mit einer installierten Leis- tung ab 100 kWel ihren Strom direkt vermarkten, wobei sie zusätzlich zum erzielten Preis nur noch die sogenannte Marktprämie erhalten. Hinzu wurde ab dem Jahr 2016 bei einer Über- schreitung des Zubaus von 100 MWel (brutto) jährlich eine Erhöhung der Degression von 0,5 auf 1,27 % vorgesehen. Tabelle 3: Vergütungssätze für Strom aus Biogas nach dem EEG 2014 Anlagen- leistungs- äquivalent Vergütung für Biogasanlagen (ohne Bioab- fall) Gülle-Kleinanla- gen Bioabfall-ver- gärungsanlagen kWel Cent/kWhel ≤ 75 13,66 23,73 15,26 ≤ 150 - ≤ 500 11,78 - ≤ 5.000 10,55 - 13,3 ≤ 20.000 5,85 - Quelle: /EEG 2014/ 1 Einleitung 7 Der Förderanspruch besteht für die Anlagen nur noch bis zum Erreichen einer Bemes- sungsleistung von 50 % der gesamten installierten Leistung. Für darüber hinausgehende Strommengen gilt zwar der Anspruch für Abnahme, Transport und Verteilung, es entfällt je- doch die Marktprämie und der Anlagenbetreiber erhält lediglich seinen Markterlös für den er- zeugten Strom. Allerdings können Anlagenbetreiber mit einer installierten Leistung ab 100 kWel für die gesamte installierte Leistung einen sog. Flexibilitätszuschlag in Höhe von 40 Euro pro kWel und Jahr beanspruchen. Generell wurde im novellierten EEG 2014 die Höhe der Förderung für die Biogasanla- gen im Vergleich zu den vorherigen EEG-Fassungen erheblich gekürzt (siehe Tabelle 3). Die meisten Anlagenbetreiber müssen ihren Strom direkt vermarkten. Die feste Einspeisevergü- tung vom Netzbetreiber gilt nur für kleine Anlagen bis 100 kWel, Gülle-Kleinanlagen und Bi- oabfallvergärungsanlagen. Der NawaRo- und der Gasaufbereitungsbonus wurden gestrichen. Damit wurde der Ausbau der landwirtschaftlichen Biogasanlagen, deren Fütterung auf nach- wachsenden Rohstoffen wie Silomais oder Getreideganzpflanzensilage (GPS) basieren, erheb- lich gebremst. Mit dem EEG 2014 wurde der Fokus auf die Förderung der Biogaserzeugung aus Rest- und Abfallstoffen umgelenkt. 1.3.2 Biogaserzeugung Im folgenden Kapitel werden die wesentlichen technischen Grundlagen der Biogaser- zeugung dargestellt. Dabei wird unterschieden nach:  Substratbereitstellung,  Rohbiogaserzeugung sowie  Gärrestlagerung und -ausbringung (Der Verfahrensschritt der Gärrestlagerung und -ausbringung wird der Biogaserzeugung zugeordnet, da die Gärreste ein Kop- pelprodukt zum produzierten Rohbiogas darstellen.) Nachfolgend werden für die genannten Verfahrensschritte, die eingesetzte Technik und wesentliche Betriebsparameter erläutert. Substratbereitstellung. Der Verfahrensschritt Substratbereitstellung umfasst die Sub- stratproduktion sowie den Transport und die Lagerung der Substrate. Bei der Substratproduk- tion wird nach folgenden − üblicherweise in Biogasanlagen − eingesetzten Substraten unter- schieden:  Energiepflanzen, die auf landwirtschaftlichen Flächen gezielt für eine energetische Nutzung angebaut und geerntet werden. Hierzu zählen z. B. Silomais und Getreide- ganzpflanzen oder Gras von Dauergrünlandflächen und  Reststoffe, die als Neben- bzw. Abfallprodukte der landwirtschaftlichen Produktion anfallen. Hierzu zählen z. B. Gülle und Mist aus der Tierhaltung oder pflanzliche Reststoffe aus dem Pflanzenbau und der Verarbeitung (z. B. Getreideausputz). Energiepflanzen. Im Fall von Energiepflanzen berücksichtigt der Verfahrensschritt der „Substratbereitstellung“ die Substratproduktion, den Transport und die Lagerung. Die Sub- stratproduktion beinhaltet alle Feldprozesse vom Säen über das Düngen und die Bestands- pflege (z. B. Pflanzenschutzmitteleinsatz) bis zur Ernte. Für die Biogaserzeugung ist der 8 1 Einleitung konventionelle Anbau von Bedeutung, da hier mit niedrigeren Kosten höhere Hektarerträge erreicht werden. Der Transport der Energiepflanzen vom Feld zum Lagerungsort (sog. Silieranlage) wird in der Regel mit einem Schlepper und Anhänger/-n getätigt (vgl. /FNR (Hrsg.) 2005/). Die Energiepflanzen werden in Silieranlagen gelagert. Durch den Silierprozess werden die Feld- früchte haltbar gemacht und können über das ganze Jahr in die Biogasanlage eingebracht wer- den. Nach /Amon et al. 2007/ spielen für Häcksel- und Ladewagensilagen folgende Systeme eine Rolle: Siloplatten ohne Seitenwände, Fahrsilos mit geraden Seitenwänden, Fahrsilos mit schrägen Seitenwänden /Amon et al. 2007/. Idealerweise sollte die Qualität des Substrates durch den Silierprozess nicht beeinträchtigt werden. Der Verlust an Nettoenergie des Substra- tes kann jedoch zwischen 6 % und unter ungünstigen Bedingungen bis zu 40 % betragen /Jan- sen-Minssen und Gross 1992/. Nach /KTBL 2010/ betragen die Gär- und Lagerverluste bei Einlagerung von Silomais mit 25 - 30 % Trockensubstanzgehalt (TS) in einem Flachsilo zwi- schen10 - 20 % Feuchtmasse. Bei Anwelksilage (35 % TS) betragen die Verluste zwischen 10 - 15 %. Nach /Amon et al. 2007/ weisen die Traunsteiner Silosysteme die geringsten Lager- verluste auf, sind jedoch durch die höchsten Investitionskosten gekennzeichnet. Die Entnahme der Substrate aus dem Silo und Einbringung in den Feststoffdosierer er- folgt in der Regel mit Radlader, Teleskoplader oder Traktor /KTBL 2006/. Reststoffe. Bei den Reststoffen entfällt der Produktionsschritt, da diese bereits als Ne- ben- bzw. Abfallprodukte einer Produktionskette vorliegen. Die vorliegende Arbeit kon- zentriert sich auf Gülle und Mist aus der Schweine- und Rindviehhaltung, da diese Reststoffe für Biogasanlagen die wesentliche Rolle spielen. Hühnerkot oder Pferdemist spielen in Baden- Württemberg eher eine marginale Rolle, da ihre Einsatzmengen in Biogasanlagen gering sind (vgl. /Stenull et al. 2011/). Andere Reststoffe wie z. B. Getreideausputz oder Obstreste spielen ebenfalls eine untergeordnete Rolle, da sie einerseits saisonal und andererseits in kleinen Men- gen anfallen. Hinzu kommt, dass sie nach EEG 2009 nicht mit dem Bonus für Strom aus nach- wachsenden Rohstoffen (sog. NawaRo-Bonus) vergütet werden. Im EEG 2012 fallen sie auch unter Einsatzstoffe, die keinen Anspruch auf eine einsatzstoffbezogene Vergütung haben. In den landwirtschaftlichen Tierhaltungsbetrieben (Schweine- und Rinderhaltung) fallen je nach Haltungsform entweder Gülle (flüssiger Dünger) oder Mist (fester Dünger) an /Stala BW 2011a, KTBL 2011b/. Die sachgemäße Lagerung von Gülle und Mist muss gewährleistet werden, um den Gewässerschutz nicht zu gefährden (vgl. /UM und MLR BW 2008/). Mist wird daher in der Regel auf einer befestigten wasserdichten Mistplatte mit einer Auffangvor- richtung für Sickerwasser (Misthaufen) gelagert. In Ausnahmefällen kann die Mistlagerung am Feldrand erfolgen /Schultheiß et al. 2011/. Festmist als stapelbares Substrat wird ähnlich wie Energiepflanzen mit einem Radlader, Teleskoplader oder Traktor in die Biogasanlage einge- bracht. Gülle wird in der Regel in der sogenannten Güllegrube oder in einem Sammelbehälter gesammelt bzw. kurz zwischengelagert. Die Vorgruben bzw. Sammelbehälter sind in der Regel nicht gasdicht, müssen jedoch flüssigkeitsdicht sein /Amon et al. 2007/. Aus den Vorgruben oder Sammelbehältern wird die Gülle über eine Pumpstation direkt in den Fermenter einge- pumpt. Rohbiogaserzeugung. Rohbiogaserzeugung erfolgt durch anaerobe Fermentation. Dies ist ein biologischer Prozess, bei dem aus organischer Masse unter Ausschluss von Sauerstoff Biogas gewonnen wird /FNR (Hrsg.) 2010/. Dieser anaerobe Abbau organischer Biomasse 1 Einleitung 9 findet unter kontrollierten Bedingungen in den Biogasanlagen statt. Der anaerobe Abbau er- folgt als vierstufiger Prozess mit folgenden Stufen /FNR (Hrsg.) 2010, KTBL 2009b, Kunst 2005/:  Hydrolyse: Komplexe Verbindungen des Ausgangsmaterials werden in einfache orga- nische Verbindungen aufgespalten.  Acidogenese (Säurebildung): Die gebildeten Zwischenprodukte werden in niedere Fett- säuren abgebaut.  Acetogenese (Essigsäurebildung): Essigsäure, Wasserstoff und Kohlendioxid werden gebildet. Sie stellen Vorläufersubstanzen des Methans dar.  Methanogenese: Aus den Produkten der Acetogenese wird Methan gebildet. Der Ablauf dieses biologischen Prozesses und damit auch die Zusammensetzung des erzeugten Biogases ist von Milieubedingungen wie z. B. Temperatur, pH-Wert, Säurekapazität, der Sub- stratzusammensetzung (Konzentration, C:N-Verhältnis, Nährstoffverfügbarkeit) und dem et- waigen Vorhandensein hemmender oder toxischer Stoffe (z. B. Sauerstoffgehalt, Schwefelver- bindungen, organische Säuren, Schwermetalle) abhängig /Kunst 2005/. Tabelle 4 zeigt die Zu- sammensetzung des Biogases aus der Vergärung von Substraten, die in landwirtschaftlichen Biogasanlagen eingesetzt werden. Die Hauptbestandteile des Biogases stellen Methan (ca. 52 - 55 Vol.-%) und Kohlendioxid (ca. 40 Vol.-%) dar. Tabelle 4: Biogaszusammensetzung aus Biogasanlagen mit verschiedenen Substraten Gasbestandteil Substrate Einheit Gülle Silomais GPS Grassilage Methan CH4 Vol.-% 55 52 53 53 Kohlendioxid CO2 Vol.-% 38,3 41,3 40,3 40,3 Wasserdampf H2O Vol.-% 1,68 Stickstoff N2 Vol.-% 3,5 Sauerstoff O2 Vol.-% 0,5 Wasserstoff H2 Vol.-% 0,5 Ammoniak NH3 Vol.-% 0,5 Schwefelwasserstoff H2S Ppm 300 50 100 200 Feststoffpartikel µm 45 Siloxane mg/m3 10 0 Brennwert Ho MJ/Nm³ 22,04 20,84 21,24 21,25 Heizwert Hu MJ/Nm³ 19,58 18,52 18,87 18,87 Quelle: /Lansche 2011/ Die Verfahren zur Biogaserzeugung werden nach den Kriterien Trockensubstanzgehalt, Anzahl der Prozessstufen, Prozesstemperatur und Art der Beschickung im Fermenter unter- schieden (siehe Tabelle 5). 10 1 Einleitung Tabelle 5: Einteilung der Verfahren zur Erzeugung von Biogas Kriterium Verfahren Erläuterung Trockensubstanzgehalt (Konsistenz, Pumpfä- higkeit des Substrates) - Nassvergärung (*) - Trockenvergärung pumpfähige Mischung bis 15 % TS /KTBL 2009a/ stapelbares Substrat mit mehr als 30 % TS /KTBL 2009a/ Anzahl der Prozessstu- fen (räumliche Tren- nung der Prozesspha- sen der Vergärung) - einstufig (*) - zweistufig1 - mehrstufig ein Fermenter zwei Fermenter (Fermenter und Nachgärer) mehrere Fermenter Prozesstemperatur - psychrophil - mesophil (*) - thermophil < 25°C /FNR (Hrsg.) 2010/ 30°C - 40°C /Kroiss et al. 2005/, 32°C-42°C /Weiland 2001/ 50°C - 57°C /FNR (Hrsg.) 2004/, 50°C - 55°C /Kroiss et al. 2005/ Art der Beschickung („Fütterung“ mit Sub- strat) -_diskontinuierlich (Batch) - quasikontinuierlich - kontinuierlich (*) Fermenter in einem Schritt mit Substrat gefüllt und luft- dicht verschlossen (für Trockenvergärung von Bedeutung) Beschickung erfolgt mindestens einmal pro Tag Beschickung erfolgt mehrmals am Tag /FNR (Hrsg.) 2010/ * Anwendungsschwerpunkt in der Landwirtschaft, Quelle: /FNR (Hrsg.) 2010, KTBL 2009b/ Das Nassvergärungsverfahren hat sich in der Landwirtschaft durchgesetzt, da in den meisten Betrieben das fließfähige Substrat Gülle vorhanden ist. Hinzu kommt, dass die ent- sprechenden Ausbringungsgeräte vorhanden sind, die auch für die fließfähigen Gärreste ange- wendet werden können. Der anaerobe Abbau findet im Fermenter statt, der als gasdichter Be- hälter gebaut ist. Oftmals bestehen Biogasanlagen aus mehreren Fermentern und zusätzlichen Nachgärbehältern. In diesem Fall spricht man von einem Gärsystem (d. h. mehrere gasdichte Behälter). In der Landwirtschaft haben sich zweistufige Verfahren durchgesetzt: ein Fermenter und ein Nachgärer. Für die Prozessführung in den landwirtschaftlichen Biogasanlagen wird in der Regel der mesophile Temperaturbereich ausgewählt, da erstens das Verfahren durch mehr Prozessstabilität gegenüber dem thermophilen Verfahren gekennzeichnet ist /Kroiss et al. 2005/. Zweitens wird weniger Abwärme für die Fermenterheizung benötigt. In den landwirt- schaftlichen Betrieben werden die Fermenter in der Regel mehrmals am Tag, d. h. kontinuier- lich beschickt. Die Biogasausbeute stellt einen Parameter dar, mit dem das im Fermenter entstehende Biogas quantifiziert wird: Biogasausbeute (ABG) Quotient der produzierten Biogasmenge und zugeführten or- ganischen Substanz (oTS) je Zeiteinheit. =    1-1 ABG – Biogasausbeute [Nm³/kg oTS]  – zugeführte Substratmenge je Zeiteinheit [kg oTS/d] o- der [kg oTS/a]  – produzierte Biogasmenge [Nm³/d] oder [Nm³/a] Die Biogasausbeute der in den landwirtschaftlichen Biogasanlagen am häufigsten einge- setzten Substrate ist in Tabelle 6 zusammengefasst. Es handelt sich hier um die allgemeinen Literaturwerte /KTBL 2009b, KTBL 2007, LfL 2004/ sowie Werte aus Praxisbetrieben /KTBL 2009b, Dederer 2010/. In dieser 1 Zwar stellt nach /Schulz und Eder 2006/ ein einstufiges Verfahren den Anwendungsschwerpunkt in der Land- wirtschaft dar, die meisten landwirtschaftlichen Biogasanlagen in Baden-Württemberg werden jedoch zweistu- fig gebaut /Stenull et al. 2011/. 1 Einleitung 11 Zusammenstellung wird deutlich, dass die Biogasausbeuten der Praxisbetriebe höher sind als die angesetzten Literaturwerte /Stenull et al. 2011/. Dies liegt daran, dass die Biogasausbeute nach Literaturwerten in der Regel im Labormaßstab und nicht an den Biogasanlagen im Betrieb bestimmt wurde. Wird in der Literatur von der Methanausbeute statt der Biogasausbeute ge- sprochen, handelt es sich um die reine Methanausbeute aus Biogas. So zum Beispiel hat das Substrat Silomais eine Biogasausbeute von 660 Nm³/t oTS, seine Methanausbeute beträgt 343 Nm³/t oTS (entsprechend 52 Vol.-% CH4 im Biogasgemisch) (siehe Tabelle 6). Zu den weite- ren wesentlichen Parametern des anaeroben Abbaus im Fermenter bzw. Gärsystem, die für die Dimensionierung der Biogasanlage und die erzielbare Biogasausbeute von entscheidender Be- deutung sind, zählen Raumbelastung, Verweilzeit und Abbaugrad (zur Definition siehe An- hang Tabelle A 1). Tabelle 6: Biogasausbeute aus der Vergärung verschiedener Substrate unterschieden nach Praxis- betrieben und Literaturwerten Substrat Biogasausbeute Trocken- substanz org. Trocken- substanz Methan- gehalt Praxiswerte (P), Literatur- werte (L) Quelle Nm³/t oTS % FM % TM Vol.- % Silomais 650 33 95 52 P /KTBL 2009b/ 660 30 96 52 P /Dederer 2010/ 600 30 96 52 L /KTBL 2007/ 586 33 96 52 L /LfL 2004/ GPS 620 33 95 53 P /KTBL 2009b/ 638 35 94 52 P /Dederer 2010/ 520 35 94 52 L /KTBL 2007/ 495-541 a) 38-42 93-94 52-53 L /LfL 2004/ Grassilage 600 35 90 53 P /KTBL 2009b/ 616 35 89,5 54 P /Dederer 2010/ 560 35 88 54 L /KTBL 2007/ 584 40 89 54 L /LfL 2004/ Rindergülle 380 10 80 55 P /KTBL 2009b/ 407 8 80 55 P /Dederer 2010/ 280-370 b) 8 80 55 L /KTBL 2007/ 280-350 b) 8,5 85 55 L /LfL 2004/ Schweinegülle 420 6 80 60 P /KTBL 2009b/ 440 6 80 60 P /Dederer 2010/ 400 6 80 60 L /KTBL 2007/ 400 6 85 60 L /LfL 2004/ Rindermist 450 25 85 55 P /KTBL 2009b/ 495 25 80 55 P /Dederer 2010/ 450 25 80 55 L /KTBL 2007/ 450 25 80 55 L /LfL 2004/ Schweinemist 440 25 80 60 P /Dederer 2010/ 400 22,5 82,5 60 L /LfL 2004/ a) GPS Getreide körnerarm und körnerreich b) ohne und mit Futterresten Gärrestlagerung und -ausbringung. Gärreste stellen ein Koppelprodukt der Biogas- erzeugung dar. Die Gärreste können genauso wie Gülle und Mist für Düngezwecke auf land- wirtschaftliche Flächen ausgebracht werden. Durch die enthaltenen Nährstoffe bieten die Gär- reste einen wertvollen Dünger, wobei ihre Lagerung und Ausbringung ebenso wie bei Gülle und Mist mit Treibhausgas- (CH4, N2O) und Ammoniakemissionen (NH3) verbunden sind. 12 1 Einleitung Durch die anaerobe Vergärung findet ein Masseabbau statt, da der organische Kohlenstoff mit Hilfe von Bakterien in Biogas umgewandelt wird (siehe Tabelle 7). Tabelle 7: Abbaugrad der Biogassubstrate im Vergärungsprozess − Richtwerte Substrat Masseabbau Feuchtmasse (FM) org. Trocken- substanz (oTS) Silomais 0,24 0,79 Ganzpflanzensilage 0,257 0,68 Grassilage a) 0,257 0,68 Rindergülle 0,023 0,36 Rindermist 0,115 0,57 Schweinegülle 0,023 0,49 a) Der Wert wurde von der Ganzpflanzensilage übernommen. Quelle: /KTBL 2009b/ So verringern sich die Kohlenstoffgehalte im gewonnenen Gärrest im Vergleich zum unvergorenen Substrat. Die P-(Phosphor) und K-(Kalium) Gehalte der eingebrachten Substrate bleiben während der Biogaserzeugung unverändert, da es kaum P- und K-Verluste im Fermen- ter gibt. Die N- (Stickstoff) Gehalte in den Gärresten werden wiederum durch Stickstoffver- luste gemindert, da bei der Lagerung und Ausbringung der Gärreste Lachgas- und Ammoni- akemissionen entstehen (siehe Anhang Tabelle A 2). Eine beispielhafte Spezifikation der Gärreste (Nährstoffe, Humusgehalt etc.) aus einer Biogas- anlage mit 100 % Energiepflanzen und einer Biogasanlage mit 100 % Rindergülle ist in Ta- belle 8 zusammengefasst /KTBL 2007/. Tabelle 8: Bestandteile und Inhaltsstoffe von Gärresten aus den Biogasanlagen Bestandteile Abkürzung Einheit Gärrest aus einer Biogasanlage mit 100 % Energiepflanzen (80 % Silomais, 20 % Rog- gen-GPS) als Substrat 100 % Rindergülle als Sub- strat Humus a) C_Humus kg C/kg FM 12 9 Kalium K2O kg/m³ FM 11,1 6,5 Stickstoff ge- samt Nges kg/m³ FM 7 5 Ammonium- Stickstoff NH4-N b) kg/m³ FM 4,6 3,3 Stickstoff or- ganisch Norg b) kg/m³ FM 2,4 1,7 Phosphor P2O5 kg/m³ FM 2,8 1,8 Trockensub- stanz TS kg/m³ FM 0,11 0,051 a) Quelle: /LTZ Augustenberg (Hrsg.) 2010/ b) Nges=NH4-N+Norg Quelle /KTBL 2007/ Die Gärreste können in offenen, geschlossenen und gasdichten Gärrestlagern gelagert werden. Bei den offenen Gärrestlagern werden natürliche Schwimmdecken, Strohhäcksel, Gra- nulat oder Schwimmfolie verwendet. Bei den geschlossenen Gärrestlagern wird ein Zeltdach und bei den gasdichten Gärrestlagern werden beispielweise Tragluftdächer, EPDM2-Gummi- folienhauben oder befahrbare Betondecken eingesetzt /KTBL 2009b/. Da auch im Gärrestlager der Prozess der Biogaserzeugung weiter fortschreitet, entweicht auch aus den Gärresten 2Ethylen-Propylen-Dien-Kautschuk 1 Einleitung 13 weiterhin Methan. Diese „restliche Methanausbeute“ wird in der Literatur als „Restgaspoten- zial“ bezeichnet. Die Menge des entwichenen Methans hängt von den Systembedingungen wie z. B. Temperatur oder Verweilzeit im Fermenter ab und kann stark variieren (zwischen 0,1 % und 25 % der Methanausbeute) (siehe Anhang Tabelle A 3). 1.3.3 Biogasnutzung In diesem Kapitel werden die wesentlichen technischen Datengrundlagen für die Biogasnutzung dargestellt. Unter Biogasnutzung werden folgende Verfahrensschritte verstanden:  Gasreinigung (Wasser- und Schwefelwasserstoffabscheidung),  evtl. Gasaufbereitung und ggf. Transport,  Stromerzeugung. Die häufigste Nutzungsoption in Deutschland stellt die Verstromung von Biogas in einem BHKW dar. Hier wird das Biogas entweder direkt an der Anlage oder indirekt verstromt, d. h. auf Erdgasqualität aufbereitet, ins Erdgasnetz eingespeist und anschließend in einem BHKW verstromt. Es handelt sich hier um die Stromerzeugungspfade, die nach dem Inkrafttreten des EEG 2004 (vgl. Kapitel 1.3.1) auch mit den Boni vergütet wurden. Die reinen Wärme- und Kraftstofferzeugungspfade erhalten keine Vergütung im Sinne des EEG. Die Biogasreinigung beinhaltet eine Entschwefelung (Schwefelwasserstoffabschei- dung) und Gastrocknung (Wasserabscheidung). Entschwefelung. Zu den Entschwefelungsverfahren zählen /FNR (Hrsg.) 2010/:  Biologische Entschwefelung im Fermenter,  Externe biologische Entschwefelung,  Biowäscher,  Sulfidfällung,  Adsorption an imprägnierter Aktivkohle. Die Entschwefelung erfolgt in den meisten Fällen mittels einem gängigen Verfahren – der biologischen Entschwefelung im Fermenter. Hier werden geringe Mengen an Sauerstoff direkt in den Fermenter gepumpt. Die Verfahren unterscheiden sich im Energiebedarf, Verbrauch der Betriebsstoffe, Lufteintrag, Reinheit sowie Handhabung untereinander. Ein Vergleich der Entschwefelungs- verfahren kann Tabelle 9 entnommen werden. Die dort genannten Verfahren können auch mit- einander kombiniert werden. Reicht beispielsweise die biologische Entschwefelung im Fer- menter nicht aus, kann diese um die chemische Entschwefelung ergänzt werden /FNR (Hrsg.) 2010/. 14 1 Einleitung Tabelle 9: Entschwefelungsverfahren - Übersicht Verfahren Energiebedarf (elektrisch) Betriebsstoffe Luft- ein- trag Konzentra- tion in ppmv (H2S) Grob(G)-/ Fein(F)-ent- schwefelungs- verfahren a) Biol. Entschwe- felung im Fer- menter gering (Wartung und Kontrolle) keine Ja 50-2.000 < 200 b) G Ext. biol. Ent- schwefelung mittel (Pumpenan- trieb, Steuerung) gering (NPK Dün- ger, feststoffbefreite Gülle) Ja 50-100 G Biowäscher hoch gering (verdünntes NaOH) Nein 50-100 20-50 b) G/F Sulfidfällung sehr gering (Dosier- pumpe) hoch (FeCl2, FeSO4) Nein 50-500 < 20 b) 100-150 c) G/F Aktivkohle mittel bis hoch (Pumpenantrieb, Steuerung, Gas- trockung mittel (abhängig von der Beladerate) Ja < 5 < 1 b) F a) Grobe Entschwefelung wird meistens eingesetzt, wenn Biogas direkt in einem BHKW verstromt wird. Feine Entschwefelung wird vorgeschaltet, wenn Biogas auf Biomethanqualität aufbereitet wird. b) /Reinhold 2005 / c) /Urban et al. 2009/ Quelle: geändert nach /FNR (Hrsg.) 2010/ Gastrocknung. Bei der Gastrocknung können folgende Verfahren eingesetzt werden /FNR (Hrsg.) 2010/:  Kondensationsverfahren,  adsorptive Verfahren,  absorptive Verfahren. Am häufigsten kommt in den Biogasanlagen das Kondensationstrocknungsverfahren zum Einsatz, dabei wird die Abscheidung von Kondensat durch das Abkühlen von Biogas un- terhalb des Taupunktes von Wasser erreicht /FNR (Hrsg.) 2004/. Gasaufbereitung (CO2-Abscheidung). Zu den auf dem deutschen Markt etablierten Verfahren zur Kohlendioxidabscheidung (Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität (H- Qualität)) gehören die Druckwasserwäsche (DWW), die Druckwechseladsorption (PSA), die Aminwäsche (MEA und DEA) und die physikalische Wäsche mit dem organischen Mittel Ge- nosorb® (auch als Selexol-Verfahren oder Biogas-Verstärker bezeichnet) (vgl. Urban et al. 2009). Auch ein Membrantrennverfahren stellt eine mögliche Option zur Kohlendioxid- abscheidung dar. Dieses wird nur sehr selten für die Aufbereitung von Biogas eingesetzt, da sich in der Regel nur Erdgas der L-Qualität mit dem Verfahren erzeugen lässt. Die Erzeugung des Erdgases der H-Qualität ist bei dem Verfahren mit zusätzlichen Investitionen verbunden /ASUE (Hrsg.) 2011a/. Der technische Verfahrensvergleich anhand von den sich im Betrieb befindlichen Aufbereitungsanlagen ist in Urban et al. 2009 zu finden und wurde in der Ta- belle 10 zusammengefasst. 1 Einleitung 15 Tabelle 10: Biogasaufbereitungsverfahren - Übersicht Kriterien Einheit PSA a) DWW b) Genosorb® c) MEA d) DEA e) Vorreinigung ja/nein ja nein ja ja ja Chemikalien ja/nein nein nein ja ja ja Arbeitsdruck bar 4 - 7 4 - 7 4 - 7 drucklos drucklos Methanverlust % < 3 - 10 > 1 - 2 < 1 1 - 4,0 f), 1,1 - 1,2 g) < 0,1 < 0,1 Methananteil % > 96 > 97 > 97 > 99 > 99 Stromverbrauch kWh/m³Biogas 0,25 < 0,25 0,24 - 0,30 < 0,15 < 0,15 Wärmebedarf °C nein nein 70 - 80 160 160 a) PSA - engl.: Pressure swing adsorption, deutsch: Druckwechseladsorption b) DWW - Druckwasserwäsche c) Genosorb® - physikalische Wäsche mit dem organischen Mittel Genosorb® d) MEA - Monoethanolamin-Wäsche e) DEA - Diethanolamin-Wäsche Quelle: /Urban et al. 2009/,f) /dena 2010/,g) /Köppel 2011/ Im Verfahrensvergleich führt die Aminwäsche zur höchsten Gasqualität, wobei hier ther- mische Energie für die Regeneration der Waschlösung benötigt wird, und damit eher Standorte mit vorhandener Wärmequelle in Frage kommen. Die Druckwasserwäsche und Druckwech- seladsorption benötigen keine Wärme und können somit bei Standorten ohne Wärmequelle genutzt werden. Das Genosorb®-Verfahren erlaubt gleichzeitige Entschwefelung, CO2-Abtren- nung sowie eine Gastrocknung auf Taupunkt (-20°C), benötigt jedoch einen hohen Druck (bis ca. 7 bar) und externe Wärmeversorgung zur Regeneration der Waschflüssigkeit /Urban et al. 2009/. Strom- und Wärmeerzeugung. In diesem Verfahrensschritt wird Biogas oder Biome- than in einem Blockheizkraftwerk (BHKW) verbrannt. Als Antrieb dienen hier Gas-Otto- o- der Zündstrahlmotoren. Da bei Biogas oft mit unterschiedlichen Gasqualitäten gearbeitet werden muss, ist die Verbrennung des Biogases im Vergleich zur Verbrennung des Erdgases in einem BHKW aus technischer Sicht anspruchsvoller. Der Vergleich der beiden eingesetzten Motoren in den Biogasanlagen ist in der Tabelle 11 zu finden. Tabelle 11: Vergleich der Gas- und Zündstrahlblockheizkraftwerke in den Biogasanlagen Merkmal Gasmotor (Gas-Otto Motor) Zündstrahlmotor Leistungsbereich bis 2,4 MWel selten unter 100 kWel bis 350 kWel Zusätzlicher Brennstoff - bis 10 % Anteil (Biodiesel oder Pflan-zenöl – bedingt durch EEG-Vorschriften ) Wirkungsgrad el. 33 - 42 % th. 35 - 56 % el. 35 - 45 % th. 40 - 43 % Standzeit 60.000 h 35.000 h Quelle: /KTBL 2009b, KTBL 2007, Herdin 2002/ Im oberen Leistungsbereich kommen überwiegend Gasmotoren zum Einsatz. Im nied- rigeren Leistungsbereich gibt es sowohl Zündstrahl- als auch Gasmotoren. Generell erreichen Gasmotoren im Vergleich zu Zündstrahlmotoren niedrigere elektrische Wirkungsgrade (vor allem im unteren Leistungsbereich), dafür sind sie aber durch längere Standzeit und keinen zusätzlichen Brennstoffbedarf für den Zündstrahl gekennzeichnet. In Bezug auf Emissionen ist die Verbrennung von Biogas und Biomethan u. a. mit Methan- (sog. Methanschlupf (CH4)) sowie Stickstoffoxid- (NOx), Kohlenmonoxid- (CO), Schwefeloxid-, Formaldehyd- und Stau- bemissionen verbunden. 16 1 Einleitung 1.4 Gliederung der Arbeit Um die vorher genannten Ziele der Arbeit zu erreichen, wurde folgende Herangehens- weise gewählt (Abbildung 2): In Kapitel 2 werden die Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württem- berg regionalspezifisch analysiert. Hierfür wird vor allem die für die Biogasanlagen relevante Agrarstruktur regionalspezifisch erhoben, d. h. es werden auf Landkreisebene die Acker- und Dauergrünlandflächen sowie die Tierbestände ermittelt. Um die Biomassepotenziale zur Bio- gaserzeugung auf der regionalen Ebene ermitteln zu können, wird im nächsten Schritt eine Zusammenfassung der Landkreise in vier verschiedene Regionen (sog. Biogasregionen) mit Hilfe einer räumlichen Analyse durchgeführt. Diese so zusammengeführten Landkreise sind durch vergleichbare Eigenschaften in Bezug auf Agrarstruktur und somit die Substratverfüg- barkeit für die Biogasproduktion gekennzeichnet. In Kapitel 3 wird eine Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg vorgenommen. Es wird u. a. auf den Betrieb, das Alter und die insgesamt installierte Leistung der Biogasanlagen in den verschiedenen Regionen Baden-Württembergs eingegangen. Um an praxisnahe für Baden-Württemberg relevante Daten zu gelangen, wurde eine umfangreiche Befragung von Biogasanlagenbetreibern in Baden-Württemberg durchge- führt sowie weitere statistische Daten der Staatlichen Biogasberatung Baden-Württemberg ausgewertet. Abbildung 2: Aufbau der Dissertation Aufbauend auf der in Kapitel 3 durchgeführten Analyse des Standes der Biogasanlagen in Baden-Württemberg werden in Kapitel 4 Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung ausgewählt. D. h. die Biogasanlagen werden ökonomisch mit Hilfe der Annuitätenmethode, 1 Einleitung 17 sowie ökologisch (Treibhausgasbilanz) mit Hilfe der Ökobilanzmethode analysiert. Als Ergeb- nis dieser Analysen werden die kostengünstigen und umweltverträglichen Biogasanlagen für die im Kapitel 5 analysierten Ausbaustrategien für Biogaserzeugung ausgewählt. In Kapitel 5 werden die Ausbaustrategien für Stromerzeugung aus Biogas in Baden- Württemberg in Hinsicht auf  niedrige Gestehungskosten,  hohe THG-Einsparung,  niedrige CO2-Vermeidungskosten,  Ausbau Biomethan,  Ausnutzung der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung analysiert. Anschließend erfolgt in Kapitel 6 die Zusammenfassung der in der Dissertation gewon- nen Erkenntnisse sowie eine Einordnung der möglichen Entwicklungen für die Stromerzeu- gung aus dem landwirtschaftlichen Biogas in Baden-Württemberg. 18 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg In diesem Kapitel wird analysiert, wieviel Biomasse in Baden-Württemberg (BW) als Substrat für Biogasanlagen zur Verfügung steht. Hierfür werden zunächst verschiedene vor- handene Studien zu Biomassepotenzialen für eine energetische Nutzung in BW, die auch An- gaben zu Biomassepotenzialen zur Biogaserzeugung beinhalten, ausgewertet. Ergänzend wer- den eigene Berechnungen zur regionalspezifischen Ermittlung der Biomassepotenziale zur Bi- ogaserzeugung durchgeführt. In Baden-Württemberg werden überwiegend Energiepflanzen (Silomais, Ganzpflanzen- silage aus Getreide), Grassilage aus Dauergrünland sowie Gülle und Mist in den Biogasanlagen eingesetzt /Stenull et al. 2011/. Diese werden daher als die wesentlichen Substrate der nachfol- genden Erhebung der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung zu Grunde gelegt. 2.1 Analyse der Agrarstruktur in Baden-Württemberg im Hinblick auf Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung Nachfolgend wird zunächst auf die landwirtschaftliche Struktur in Baden-Württemberg eingegangen, die für die Bereitstellung der Substrate für Biogasanlagen relevant ist. Hierzu werden landwirtschaftlich genutzte Flächen (Ackerland und Dauergrünland) sowie die Rind- vieh- und Schweinehaltungsstruktur auf Landkreisebene ausgewertet. Als Grundlage für die Auswertung wurden 35 Landkreise in Baden-Württemberg auf ihre Agrarstruktur analysiert. Zur Veranschaulichung ist die administrative Unterteilung des Landes Baden-Württemberg in Abbildung 3 dargestellt. Die Auswertung bezieht sich überwiegend auf die Agrarstrukturerhebung des Statisti- schen Landesamtes Baden-Württembergs /Stala BW 2008a/ aus dem Jahr 2007 sowie Online- veröffentlichungen des Statistischen Landesamtes Baden-Württembergs (u. a. /Stala BW 2010b, Stala BW 2010c, Stala BW 2011a, Stala BW 2011b, Stala BW 2011c, Stala BW 2011e, Stala BW 2011g, Stala BW 2011h, Stala BW 2012a/). Die gesamte Fläche von Baden-Württemberg (BW) beläuft sich auf 3,58 Mio. ha. Davon werden insgesamt 1,44 Mio. ha landwirtschaftlich genutzt /Stala BW 2008a/. Angelehnt an /Stala BW 2008a/ wurden die landwirtschaftlich genutzten Flächen für diese Arbeit in die Ka- tegorien „Ackerland“, „Dauergrünland“ und „Andere“ aufgeteilt (siehe Anhang Tabelle A 4). Die landwirtschaftlich genutzte Fläche besteht zu 58 % aus Ackerland, 39 % aus Grünland und 3 % aus anderen Flächen /Stala BW 2008a/. Andere Flächen werden in den weiteren Analysen nicht berücksichtigt, da sie für Biogasanlagen nicht von Bedeutung sind (siehe /Stenull et al. 2011/). Acker- und Dauergrünlandfläche. Wesentliche Anteile an Substrat für Biogasanlagen werden vom Acker- bzw. Dauergrünland gewonnen, vor allem Silomais, Getreideganzpflanzen und Gras aus dem Dauergrünland. Hierbei handelt es sich hauptsächlich um die sogenannten Energiepflanzen, also eigens für die Energieerzeugung produzierte Pflanzen bzw. Biomasse. 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg 19 Quelle: /Stala BW 2010d/ Das Land Baden-Württemberg ist in vier Regierungsbezirke eingeteilt, die aus 35 Landkreisen und 9 Stadtkreisen bestehen. Die 35 Landkreise sind weiterhin in 1.102 Gemeinden (Stand 2010) unterteilt /Stala BW 2012b/. Abbildung 3: Das Land Baden-Württemberg mit seinen Landkreisen und Regierungsbezirken Zum Ackerland zählen alle Flächen, die in die Fruchtfolge einbezogen sind und regel- mäßig beackert und bestellt werden /Stala BW 2008a/. Im Einzelnen zählen dazu: Flächen für Brotgetreidearten, Futter- und Industriegetreidearten, Futterpflanzen, Körnermais, Corn-Cob- Mix, Hülsenfrüchte, Hackfrüchte, Gartenbauerzeugnisse, Handelsgewächse, Stilllegungsflä- chen einschließlich Brache. Das Ackerland in BW beläuft sich auf insgesamt 834.535 ha /Stala BW 2008a/. Das meiste Ackerland wurde für den Anbau von Brot-, Futter-, Industriegetreide und Futterpflanzen beansprucht (insgesamt 73 % des Ackerlandes). Wesentlichen Anteil haben auch Flächen für Handelsgewächse (9 %), Körnermais (7 %) und Stilllegungsflächen (5 %). Dauergrünland wird in der Statistik unter fünf verschiedenen Typen ausgewiesen: Wie- sen, Mähweiden, Dauerweiden, Hutungen und aus der Erzeugung genommene Flächen /Stala BW 2008a/ (vgl. Anhang Tabelle A 4). In 2007 gab es insgesamt 551.397 ha Dauergrünland in Baden-Württemberg /Stala BW 2008a/. Dauergrünland in Baden-Württemberg bestand zu fast 70 % aus Wiesen und zu 20 % aus Mähweiden /Stala BW 2008a/. Den Rest machten Dau- erweiden, Hutungen und aus der Erzeugung genommene Flächen aus (Stand 2007). Zu den möglichen Getreidearten, die als Ganzpflanzensilage (GPS) und Biogas-Sub- strat verarbeitet werden können, zählen Brotgetreide (Winterweizen, Dinkel, Sommerweizen, Durum und Roggen) sowie Futter- und Industriegetreide (Winter-, Sommergerste, Hafer, Tri- ticale). Winterweizen war unter den Feldfrüchten mit 207.837 ha Ackerland die meist ange- baute Brotgetreideart in Baden-Württemberg. Wintergerste war mit 103.911ha die meist ange- baute Feldfrucht in der Kategorie Futter- und Industriegetreide. Silomais gehört zu der 20 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg Hauptackerfutterart in Baden-Württemberg, die auf 67 % der Flächen für Futterpflanzenanbau angebaut wurde /Stala BW 2008a/. Von 1979 bis 2011 blieb die Ackerlandfläche in BW eher unverändert. Die Fläche an Dauergrünland ist seit 1979 allerdings um 12 % geschrumpft (vgl. Abbildung 4). Für den Grün- landumbruch spielen einerseits wirtschaftliche Gründe eine Rolle, da bei der Bewirtschaftung der landwirtschaftlichen Flächen der Deckungsbeitrag3 für Ackerland höher als für Dauergrün- land ist (vgl. /Baumann et al. 2010/). Andererseits spielt der Rückgang der Milchviehhaltung und somit der verringerte Futterbedarf für Milchvieh in Baden-Württemberg eine Rolle. Dar- über hinaus verringerte sich die landwirtschaftliche Fläche zugunsten von Siedlungs- und Ver- kehrsflächen. Quelle: eigene Darstellung nach /Stala BW 2008a, Stala BW 2011e/ Abbildung 4: Entwicklung der Acker- und Dauergrünlandflächen in Baden-Württemberg im Zeit- raum 1979-2011 Der Anbau von Silomais – dem wichtigsten Biogassubstrat – ist von 1985 bis 2004 ten- denziell gesunken. Diese Reduktion von Silomaisanbauflächen geschah parallel zum landwirt- schaftlichen Strukturwandel, z. B. gaben Betriebe vermehrt die Rinderhaltung auf /Hartmann 2010/. Erst seit dem Inkrafttreten des EEG 2004 wurde Silomais verstärkt als Biogassubstrat angebaut. Die Energiepflanze Silomais bietet sowohl hohe Hektarerträge als auch hohe Biogasausbeuten und gehört zu den am häufigsten eingesetzten Substraten in den Biogasanlagen in Baden-Württemberg /Stenull et al. 2011/. Im Jahre 2007 wurde in Baden- Württemberg auf 89.064 ha Ackerland Silomais angebaut /Stala BW 2008a/. Im Jahr 2010 stieg die Silomaisfläche auf 108.000 ha /Stala BW 2010c/. Im Jahr 2014 wurden bereits 125.400 ha Fläche für den Silomaisanbau beansprucht /Stala BW 2014/. Nach /Hartmann 2010/ hängt dieser Anstieg direkt mit dem Anstieg der Biogasanlagenzahl in BW zusammen. Schweine- und Rindviehbestand. Da Gülle und Mist ein wichtiges Substrat für Biogas- anlagen darstellt, ist der Schweine- und Rindviehbestand für die Potenzialabschätzung an Bi- omasse aus diesem Sektor von Bedeutung. 3 Der Deckungsbeitrag ist der Beitrag einzelner Produktionsverfahren zur Abdeckung der Fest- und Gemeinkos- ten des Betriebes, sowie der Finanzierungs- und Pachtkosten des Unternehmens /LfL 2011a/. 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg 21 Insgesamt belief sich der Rinderbestand in Baden-Württemberg auf 963.476 GVE. 2007 machten in Baden-Württemberg mit 49 % die Milchkühe (2 Jahre und älter) den höchsten An- teil des Viehbestandes aus /Stala BW 2008a/. In Baden-Württemberg entsprach der Anteil von Milchkühen am gesamten Rindviehbestand eher dem deutschen Durchschnitt /vgl. Stala BW 2008a, Destatis 2011/. Der Schweinebestand in Baden-Württemberg belief sich 2007 insgesamt auf 211.301 GVE. 44% des Schweinebestands waren Mastschweine4, gefolgt von anderen Sauen (28 %) und Ferkeln von 20 bis unter 50 kg (16 %) /Stala BW 2008a/. Im Vergleich zu Gesamtdeutsch- land werden in Baden-Württemberg anteilig weniger Mastschweine und dafür anteilig mehr Zuchtsauen gehalten /vgl. Stala BW 2008a, Destatis 2011/. Der Schweinebestand unterlag in dem Zeitraum 1979-2007 (mit Ausnahme des Jahres 1987) keinen großen Schwankungen (siehe Abbildung 5). Eine leicht sinkende Tendenz ist seit 1999 bei der Entwicklung des Schweinebestandes zu beobachten. Im Jahr 2007 betrug der Schweinebestand ca. 2,2 Mio. Stück /Stala BW 2008a/. Im Jahr 2010 sank der Schweinebe- stand im Vergleich zu 2007 auf knapp 2,1 Mio. Stück /Stala BW 2010a/. Differenziert nach Tierarten zeigt die Entwicklung der Schweinehaltung in Baden-Württemberg, dass einerseits im Zeitraum 1999 - 2010 die Gesamtmenge der Mastschweine stieg, andererseits die Zucht- sauen-Haltung kontinuierlich abnahm. Quelle: eigene Darstellung nach /Stala BW 2008a/ und /Stala BW 2010b/ Abbildung 5: Entwicklung der Viehanzahl (Schweine und Rinder) in Baden-Württemberg im Zeit- raum 1979-2011 (in 1.000 Tieren) In den Jahren 1979 - 2007 sank der Rindviehbestand und betrug im Jahr 2007 knapp über 1 Mio. Tiere. Bis 2010 blieb der Bestand unverändert. Nach /Rösch et al. 2007, Leberl et al. 2005/ stellt der züchterische und technische Fortschritt den Grund für den Rückgang des Rind- viehbestandes in Baden-Württemberg dar. Die Milchleistung einer Milchkuh ist seit 1979 bis 2009 um über 40 % gestiegen und betrug im Jahre 2009 im Schnitt 6.198 kg Milch pro Kuh und Jahr /Stala BW 2010a/. Trotz des sinkenden Tierbestandes ist die Zahl der Rinder pro Betrieb seit 1979 kontinuierlich gestiegen. Eine ähnliche Tendenz ist beim Schweinebestand 4 einschließlich der ausgemerzten Zuchttiere 22 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg zu beobachten. Dieser ist seit 1979 gesunken, jedoch ist die Anzahl der Schweine pro Betrieb − ähnlich wie bei den Rindern − kontinuierlich gestiegen. Sollte sich dieser Trend zukünftig fortsetzen, ist mit abnehmendem Futterbedarf und sinkendem Gülleanfall in Baden-Württem- berg zu rechnen, wobei mehr Gülle an einem Ort anfallen wird. Für Biogasanlagen stellt sich diese Entwicklung vorteilhaft dar. Sind mehr große Tier- haltungsbetriebe vorhanden, fallen auch große Mengen an Gülle an einem Standort an, die in die Biogasanlage vor Ort eingebracht werden können. 2.1.1 Ackerland Nachfolgend wird ein Überblick über die Größe der Ackerlandfläche und die standortty- pischen Erträge für Getreideganzpflanzen und Silomais in den Landkreisen gegeben. Quelle: eigene Darstellung nach /Stala BW 2008a/ Abbildung 6: Ackerlandfläche (absolut und anteilig) in Baden-Württemberg (Aufteilung nach Land- kreisen) Die durchschnittliche Ackerlandfläche der Landkreise in Baden-Württemberg betrug im Jahr 2007 18.967 ha pro Landkreis /Stala BW 2008a/, prozentual anteilig pro Landkreis gab es in Baden-Württemberg 21 % Ackerlandfläche. Wie die Abbildung 6 zeigt, befinden sich die meisten Landkreise mit hohen Ackerlandanteilen im Regierungsbezirk Stuttgart und Tübingen. Im Regierungsbezirk Stuttgart zählen Main-Tauber, Heilbronn und Schwäbisch-Hall (Region Heilbronn-Franken) zu den Landkreisen mit viel Ackerland. Im Regierungsbezirk Tübingen sind es Biberach und der Alb-Donau-Kreis (Region Donau-Iller). Im Vergleich zu den Land- kreisen, die über viel Ackerland verfügen, kommen − wenn man das Ackerland an der Gesamt- fläche betrachtet − bedingt durch ihre Größe einige Landkreise dazu (z. B. Bodensee, Rottweil, Böblingen, Tübingen, Hohenlohe). Die höchsten Anteile an Ackerland (über 40 % der gesam- ten Fläche) gibt es im Main-Tauber-Kreis und im Alb-Donau-Kreis (Abbildung 6 rechts). Die meisten Silomaisflächen sind in den oben bereits genannten Kreisen mit den meisten Ackerlandflächen zu finden. Auffallend ist, dass in der Region Hochrhein-Bodensee (Land- kreise Waldshut, Konstanz, Bodensee) (vgl. Abbildung 6), die über vergleichsweise wenig Ackerland absolut Ackerland zur Gesamtfläche [ 1.000 ha ] 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg 23 Ackerland verfügt, eher hohe Silomaisanteile an der gesamten landwirtschaftlichen Fläche (15 % bis 20 %) festzustellen sind. Vergleicht man die Anzahl der Biogasanlagen in den Landkreisen (Abbildung 1) mit den Anteilen der Silomaisfläche zum Ackerland (vgl. Abbildung 7, rechts), handelt es sich in der Regel bei den Landkreisen mit hoher Biogasanlagenanzahl um Landkreise mit hohen Anteilen an Silomaisfläche (vor allem in der Mitte und im Südosten von Baden-Württemberg). Getreideganzpflanzen. Die Fläche für Winterweizen macht im Schnitt 89 % der Brot- getreideartenflächen sowie 44 % aller Getreideartenflächen in Baden-Württemberg aus. Für die Hektarerträge von Getreideganzpflanzen werden exemplarisch die Erträge von Winterwei- zen im Jahr 2007 berücksichtigt. Für Winterweizen (Ganzpflanze) betrug der durchschnittliche Ertrag in Deutschland 40 t Frischmasse (FM) mit einer Bandbreite von 30 - 50 t FM/ha je nach Standortbedingungen und Anbauverfahren /KTBL 2010/. Die durch- schnittlichen Erträge für Baden-Württemberg betrugen für Winterweizenkorn 7,4 t/ha /Stala BW 2008a/. Umgerechnet ergibt sich daraus 34,5 t FM/ha5 Ganzpflanze. Betrachtet man den Zeitraum 1983 - 2010, so ergibt sich ein durchschnittlicher Hektarertrag von 29,4 t FM/ha (nach /Stala BW 2008a/). Die landkreisspezifischen Erträge für Winterweizen (Ganzpflanze) variierten zwischen 29,1 t FM/ha im Landkreis Breisgau-Hochschwarzwald und 38,1 t FM/ha im Landkreis Böblingen /Stala BW 2008a/. Somit ergibt sich für Baden-Württemberg ein eher niedriger Ertrag für die Winterweizen Ganzpflanzen im Vergleich zu den deutschen Durchschnittswerten. Silomais. Nach /KTBL 2010/ betragen die durchschnittlichen Hektarerträge für Silomais 50 Tonnen Frischmasse (t FM). Anzumerken ist, dass die regionalen Durchschnittshektarer- träge für Silomais 2004 - 2008 (außer Bayern) unter 50 t FM ausfielen /KTBL 2010/. Die Er- tragshöhe konnte nach /Stala BW 2011c/ für den Zeitraum 1983 - 2010 für Baden-Württemberg zurückverfolgt werden. Der Durchschnittshektarertrag von Silomais betrug für den Zeitraum 1983 - 2010 47,3 t/ha /Stala BW 2011c/. Die durchschnittlichen jährlichen Hektarerträge von Silomais in Baden-Württemberg schwankten in diesem Zeitraum zwischen 40,3 und 54,5 t/ha.6 In den Landkreisen schwankten die Erträge zwischen 43,0 t FM/ha im Landkreis Ravensburg und 57,4 t FM/ha im Landkreis Göppingen /Stala BW 2008a/. Der durchschnittliche Ertrag aller Landkreise in BW betrug 48,4 t FM/ha /Stala BW 2008a/. Aus den unterschiedlichen Er- trägen lassen sich daher unterschiedliche Potenziale für Biogas-Substrate ableiten. 5 Umgerechnet nach Korn-Stroh-Verhältnis 1:0,9 nach /KTBL 2010/ 6 Die Jahre 2000-2002 wurden nicht berücksichtigt, da keine statistischen Daten für Silomaiserträge vorlagen. 24 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg Quelle: eigene Darstellung nach /Stala BW 2008a/ Abbildung 7: Anbaufläche für Silomais in den Landkreisen Baden-Württembergs 2.1.2 Dauergrünland Nachfolgend wird ein Überblick über die Größe der Dauergrünlandflächen und die stand- orttypischen Erträge für Dauergrünland in den Landkreisen gegeben. In der Statistik werden die Erträge aus dem Dauergrünland „Raufuttererträge“ genannt. Die durchschnittliche Dauergrünlandfläche pro Landkreis in Baden-Württemberg beträgt 12.532 ha. Im Schnitt gibt es in Baden-Württemberg pro Landkreis 13 % Dauergrünlandfläche an der gesamten Fläche. Die Verteilung der Dauergrünlandflächen nach Landkreisen in Baden- Württemberg (absolut und anteilig an der Gesamtfläche) ist in Abbildung 8 dargestellt. Die Landkreise mit hohen Anteilen an Dauergrünlandflächen befinden sich schwer- punktmäßig im südlichen Teil Baden-Württembergs (Regierungsbezirk Freiburg und Tübin- gen) sowie in den Landkreisen Schwäbisch Hall, Ostalb und Rems-Murr (vgl. Abbildung 8). Der Landkreis Ravensburg verfügt mit 60.769 ha über die meisten Grünlandflächen in Baden- Württemberg und ist auch durch die höchsten Anteile an Dauergrünlandflächen gekennzeich- net (37 % der gesamten Fläche). Zu dem zweitgrünlandreichsten Landkreis zählt mit Abstand der Landkreis Biberach mit 25.695 ha Dauergrünlandflächen /Stala BW 2008a/. Obwohl der Regierungsbezirk Stuttgart nicht zu den dauergrünlandreichen Bezirken zählt, gibt es in den Landkreisen wie Ostalbkreis (30.937 ha Dauergrünland) und Schwäbisch Hall (26.735 ha Dau- ergrünland) überdurchschnittlich viel Dauergrünland. Im nordwestlichen Teil Baden-Württem- bergs gibt es keine Landkreise mit hohem Grünlandanteil. Die Raufuttererträge betrugen im Zeitraum 1983 - 2010 zwischen 5,5 - 8,0 t FM/ha (siehe /Stala BW 2011c/). Der Trockensubstanzgehalt (TM) des Raufutters wurde mit 85 % nach /Stala BW 2008a/ angenommen. Der durchschnittliche Hektarertrag für Baden-Württem- berg betrug für die angegebene Zeit 7,1 t FM/ha und somit umgerechnet 6 t TM/ha. Für Deutschland werden im Vergleich durchschnittliche Erträge zwischen 6,5 und 12,7 t TM/ha für Dauergrünland (Anwelksilage) angegeben /KTBL 2010/. Die durchschnittlichen Erträge für BW liegen damit im Vergleich zu Deutschland eher im unteren Bereich. Zwischen den Landkreisen Baden-Württembergs variierten die Erträge deutlich und betrugen zwischen 5,0 t FM/ha für den Stadtkreis Freiburg im Breisgau und 9,2 t FM/ha für den grünlandreichsten Silomaisfläche bis 1000 ha 1000 - 3000 ha 3000 - 6000 ha 6000 - 9000 ha 9000 - 12000 ha Silomaisfläche zur Ackerfläche unter 10 % 10% - 15% 15% - 20% 20% - 25% über 25% 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg 25 Landkreis Ravensburg /Stala BW 2008a/. Die großen Unterschiede in der Ertragshöhe hängen vor allem von der Anbauart (extensiv oder intensiv), aber auch von der unterschiedlichen Zu- sammensetzung der Pflanzengesellschaften sowie Qualität der Böden ab. Quelle: eigene Darstellung nach /Stala BW 2008a/ Abbildung 8: Dauergrünlandfläche in den Landkreisen Baden-Württembergs 2.1.3 Schweine- und Rindviehbestand, Gülle- und Mistanfall In diesem Kapitel wird der Viehbestand an Rindern und Schweinen in Hinblick auf seine Struktur und räumliche Verteilung in den Landkreisen Baden-Württembergs analysiert. An- schließend wird der für landwirtschaftliche Biogasanlagen relevante Gülle- und Mistanfall räumlich dargestellt. Die Vorgehensweise zur Berechnung des Schweine- und Rindviehbestan- des in Baden-Württemberg sowie des damit zusammenhängenden Gülle- und Mistanfalls wird unten erläutert. Die Pferde-, Schaf- und Hühnerhaltung wird in dieser Analyse nicht berück- sichtigt, da der Kot- bzw. Mistanfall dieser Tierarten für Biogasanlagen von keiner großen Bedeutung ist (vgl. Substratzusammensetzung der Biogasanlagen in Baden-Württemberg in /Stenull et al. 2011/). Vorgehensweise zur Berechnung des Schweine- und Rindviehbestandes. Die Zusam- mensetzung des Rindvieh- und Schweinebestandes wird landkreisspezifisch errechnet. Die Rindvieh- und Schweinearten sind in der Literatur unterschiedlich kategorisiert (vgl. /Stala BW 2008a, KTBL2011a, LEL 2011/). Für die vorliegende Arbeit wurde das Kategorisierungsver- fahren der Rindvieh- und Schweinearten nach dem Statistischen Landesamt Baden-Württem- berg /Stala BW 2008a/ herangezogen. Der Bestand der Nutztiere wird in sogenannte Großvie- heinheiten umgerechnet. Eine Großvieheinheit (GVE) entspricht der Lebendmasse von 500 kg. Damit ist eine Vergleichbarkeit zwischen verschiedenen Nutztieren gegeben. Für die Berech- nung des Schweine- und Rindviehbestandes wird die Anzahl der Tiere nach /Stala BW 2008a/ mit den spezifischen GVE-Faktoren von /LEL 2011/ verrechnet. Die jeweils angenommenen Werte für die in dieser Arbeit betrachteten Nutztiere wurden in der Tabelle 12 und Tabelle 13 fett markiert. Gesamte Dauergrünlandfläche bis 10 [1000ha] 10 - 25 25 - 40 40 - 60 über 60 Dauergrünlandanteil [ 1.000 ha ] 26 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg Vorgehensweise zur Berechnung Gülle- und Mistanfalls. Jede Nutztierart ist durch einen spezifischen Gülle- bzw. Mistanfall gekennzeichnet. Im nächsten Schritt wird für die in Tabelle 12 und Tabelle 13 kategorisierten Rindvieh- und Schweinearten der spezifische Gülle- und Mistanfall in den Landkreisen ermittelt. Dieser errechnet sich aus der Summe der Nutztierarten multipliziert mit dem spezifischen Gülle- oder Mistanfall der jeweiligen Nutz- tierkategorie in den Landkreisen. Die spezifischen Anfallmengen an Rinder- und Schweine- gülle sowie -mist in m³/(Tier∙a) finden sich in Tabelle A 5 und Tabelle A 6 im Anhang. Für die Bestimmung des gesamten Gülle- und Mistanfalls sowohl bei der Rinder- als auch bei der Schweinehaltung sind die Haltungsformen von entscheidender Bedeutung. Für die Berechnung des Rindergülleanfalls wurde von der Aufteilung der Haltungssysteme nach Systemen mit Gülle- bzw. Mistanfall nach /Stala BW 2011a/ ausgegangen (siehe Anhang Tabelle A 7). Für die Berechnung des Schweinegülleanfalls wurde von der Verteilung der Haltungssysteme mit Gülle- oder mit Mistanfall nach /KTBL 2011b/ ausgegangen (siehe Anhang Tabelle A 8). Da landkreisspezifische Daten zu den Haltungsformen sowohl bei der Rinder- als auch Schwein- haltung in der Statistik nicht vorliegen, wird mit baden-württembergischen Mittelwerten für die jeweiligen Landkreise gerechnet (siehe Anhang, Tabelle A 9). Tabelle 12: Kategorisierung der Rindvieharten und ihre Großvieheinheiten (GVE) nach /Stala BW 2008a/ Rindvieh [GVE] Quelle Kälber unter ½ Jahr o- der unter 220 kg Lebend- gewicht ½ bis unter 1 Jahr alte Tiere 1 bis unter 2 Jahre alte Tiere 2 Jahre und ältere Tiere männ- lich weib- lich männ- lich weib- lich männ- lich weiblich Milch- kühe Ammen- u. Mutterkühe Übrige 0,27 a) 0,50 0,50 b) 1,10 0,88 1,40 c) 1,30 d) 1,20 e) 1,22 f) LEL 2011* 0,3 g) oder 0,19 h) 0,50 0,40 0,7 c) 0,6c) 1,20 1,20 1,20 k.A. KTBL2011a k.A. 0,3i) 0,30 0,70 0,70 1,00 1,00 1,00 1,00 Stala BW 2008a * Die für die Arbeit gewählten Daten sind fett markiert a) Ein Mittelwert von Kalb bis ½ Jahr (0,24 GVE) und Mastkalb bis ½ Jahr (0,30 GVE) b) Rinder weiblich, ½ bis 1 Jahr (Acker/Grünland) (Bei der reinen Acker- und reinen Grünlandhaltung wird die gleiche Rindviehgröße angegeben (0,5 GVE)) c) Rinder weiblich 1 bis 2 Jahre (Acker/Grünland) (Bei der reinen Ackerhaltung wird eine Rindviehgröße von 0,90 GVE bei der reinen Grünlandhaltung 0,86 GVE angegeben.) d) Für Milchkühe mit unterschiedlicher Milchleistung und Haltung (Grünland (GL), Acker (A), A/GL) wird eine gleiche Größe von Milchkuh von 1,3 GVE angegeben. e) Mutterkuh, ohne Kalb f) Rind weiblich, über 2 Jahre, A/GL, Bei der reinen Ackerhaltung wird die Rindviehgröße von 1,24 GVE angegeben; bei der reinen Grünlandhaltung 1,20 GVE. g) Männlich h) Weiblich i) Rindermast Viehbesatz in Landkreisen. Für die Berechnung des Viehbesatzes in den Landkreisen wird der Quotient aus dem Gesamtviehbestand (in GVE) und der landwirtschaftlich genutzten Fläche (LF) in dem jeweiligen Landkreis zu Grunde gelegt /Stala BW 2008a/. Der errechnete Rindviehbesatz in den Landkreisen zeigt, dass es deutliche Unterschiede in der Rindviehhaltung in Baden-Württemberg gibt (vgl. Abbildung 9, links). Der durch- 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg 27 schnittliche Rindviehbesatz in Baden-Württemberg betrug 67 GVE pro 100 ha landwirtschaft- lich genutzter Fläche (LF)7. Ein hoher Rindviehbesatz zeigt sich im Südosten Baden-Württem- bergs. Den höchsten Rindviehbesatz in Baden-Württemberg (165 GVE/100 ha LF) gibt es im Landkreis Ravensburg. In diesem Landkreis befinden sich auch die meisten Dauergrünlandflä- chen (siehe Abbildung 8). Den zweithöchsten Rindviehbesatz gibt es in dem benachbarten Landkreis Biberach (112 GVE/100 ha LF) mit ebenfalls vielen Dauergrünlandflächen. Somit hatte im Vergleich zu den übrigen Regierungsbezirken der Regierungsbezirk Tübingen den höchsten durchschnittlichen Rindviehbesatz (90 GVE/100 ha LF). Ebenso einen hohen Rind- viehbesatz gibt es im Ostalbkreis (105 GVE/100 ha LF) und in den zum Ostalbkreis benach- barten Landkreisen (Heidenheim, Göppingen, Rems-Murr und Schwäbisch Hall). Der südliche Teil Baden-Württembergs, ausgenommen der Landkreise Ravensburg und Biberach, zeigt eher einen durchschnittlichen Rindviehbesatz. Tabelle 13: Kategorisierung der Schweinearten und ihre Großvieheinheiten (GVE) nach /Stala BW 2008a/ Schweine [GVE] Quelle Ferkel unter 20 kg 20 bis unter 50 kg Mastschweine einschließlich ausgemerzte Zuchttiere Zuchtschweine über 50 kg Lebendgewicht Zuchtsauen Eber insgesamt davon Lebendgewicht Jungsauen andere Sauen 0,027 k.A. 0,11 0,12 0,40 a) 0,40 b) LEL 2011 0,02-0,03 c) 0,07 0,15 0,12 0,3 d) 0,3e) KTBL2011a 0,02 f) 0,06 0,16g) k.A. 0,3 0,3 Stala BW 2008a a) Zuchtsauen, 18 Ferkel, 8 kg b) Eber 200 kg c) Aufzuchtferkel (6/8 bis 15 kg): 0,02, Aufzuchtferkel (6/8 bis 25 kg): 0,03 GV d) Zuchtsau (ohne Ferkel; 150 kg) e) Eber (150 kg) f) Das Gewicht der Ferkel wurde nicht näher spezifiziert. g) Mastschweine 50 kg und mehr Der nordwestliche Teil Baden-Württembergs zeichnet sich durch einen niedrigen Rind- viehbesatz aus. Der niedrigste Rindviehbesatz wurde für den Regierungsbezirk Karlsruhe er- rechnet (38 GVE/100 ha LF). In dem Bezirk befand sich auch der Landkreis Karlsruhe mit dem niedrigsten Rindviehbesatz (14 GVE/ 100 ha LF). Der durchschnittliche Schweinebesatz in Baden-Württemberg beträgt 15 GVE/100 ha LF.8 Der errechnete Schweinebesatz in den Landkreisen zeigt, dass es deutliche regionale 7 Der errechnete Rindviehbesatz ist tendenziell höher als in /Stala BW 2008a/. Beispielsweise betrug der durch- schnittliche Rindviehbesatz in Baden-Württemberg für das Jahr 2007 nach /Stala BW 2008b/ 52 GVE/100 ha LF, wobei der errechnete Rindviehbesatz für Baden-Württemberg bei 67 GVE/100 ha LF lag. Der Grund dafür ist, dass in /Stala BW 2008b/ niedrigere Werte für die Großvieheinheit für Rindvieharten von 2 Jahren und älter (männliche und weibliche Tiere: Milchkühe, Ammen- und Mutterkühe, Übrige) sowie 1 bis unter 2 Jahren (männ- liche und weibliche Tiere) zu Grunde gelegt wurden (vgl. Tabelle 12). Nach /Stala BW 2008a/ ist die Milchvieh- größe mit 1 GVE errechnet, nach /LEL 2011/ betrug die Milchviehgröße 650 kg und somit 1,3 GVE. Da die Milchkühe fast die Hälfe des Rindviehbestandes ausmachten, hat die zu Grunde gelegte Größe der Milchkühe (in GVE) den größten Einfluss auf die Höhe des Rindviehbesatzes. 8 Der errechnete Schweinebesatz ist tendenziell niedriger als in /Stala BW 2008a/. Beispielsweise betrug der durchschnittliche Schweinebesatz in Baden-Württemberg für das Jahr 2007 nach /Stala BW 2008b/ 17 GVE/100 ha LF, wobei der errechnete Schweinebesatz für Baden-Württemberg bei 15 GVE/100 ha LF lag. Der Grund liegt darin, dass ähnlich wie beim Rindviehbesatz für die Berechnung des Schweinebesatzes nach /Stala BW 2008b/ höhere Großvieheinheiten für Mastschweine (einschließlich ausgemerzte Tiere) zu Grunde gelegt wurden (vgl. Tabelle 13). 28 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg Unterschiede in der Schweinhaltung in Baden-Württemberg gibt (vgl. Abbildung 9, rechts). Die Landkreise mit dem höchsten Schweinebesatz konzentrieren sich überwiegend an der öst- lichen Grenze Baden-Württembergs zu Bayern. Im Landkreis Schwäbisch Hall gibt es den höchsten Schweinebesatz in Baden-Württemberg (57 GVE/100 ha LF). Den zweithöchsten Schweinebesatz gibt es in dem zum Landkreis Schwäbisch Hall benachbarten Hohenlohekreis (45 GVE/100 ha LF). Somit hat auch im Vergleich zu den übrigen Regierungsbezirken der Regierungsbezirk Stuttgart den höchsten Schweinebesatz (23 GVE/100 ha LF). Den niedrigs- ten Schweinebesatz gibt es im Regierungsbezirk Freiburg (5 GVE/100 ha LF). Quelle: eigene Darstellung nach /Stala BW 2008a/ Abbildung 9: Rindvieh- und Schweinebesatz in den Landkreisen Baden-Württembergs Gesamter Gülle- und Mistanfall (Schweine und Rind). 2007 fielen in Baden-Würt- temberg (BW) jährlich knapp 8,76 Mio. m³ Gülle in der Rindviehhaltung an. In der Schweine- haltung fallen ca. 2,905 Mio. m³ Schweinegülle pro Jahr an. Insgesamt ergibt sich in BW für 2007 ein gesamter Gülleanfall aus der Rindvieh- und Schweinehaltung von 11,67 Mio. m³ pro Jahr. Daraus ergibt sich eine durchschnittliche Gülledichte für Baden-Württemberg von 8,1 m³/ha LF. Unter den getroffenen Annahmen fallen in Baden-Württemberg 2,293 Mio. t Mist pro Jahr an. Hier spielt der Rindermist eine übergeordnete Rolle. In der Schweinehaltung in Baden-Württemberg fiel überwiegend Gülle an (siehe auch Anhang Tabelle A 9). In der Abbildung 10 sind Gülleanfall und -dichte für die einzelnen Landkreise dargestellt. Daraus resultiert ein durchschnittlicher Gülleanfall pro Landkreis in Höhe von 264.973 m³ pro Jahr. Über die meisten Nutztierbestände in GVE und damit die meisten Güllevorräte pro Land- kreis verfügen Schwäbisch Hall, Ostalbkreis, Alb Donau sowie Biberach – in diesen Landkrei- sen gibt es sowohl einen hohen Anfall an Schweingülle als auch an Rindergülle. Der Landkreis Schweinebesatz [GVE/100 ha LF] Rindviehbesatz [GVE/100 ha LF] 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg 29 Ravensburg zeichnete sich durch einen hohen Anfall an Rindergülle, der Landkreis Hohenlohe durch einen hohen Anfall an Schweinegülle aus. Gülle und Mist stellen wegen des geringen Energiegehaltes ein kaum würdiges Transportma- terial dar /MLR (Hrsg.) 2014/ und sollten somit nur vor Ort in einer Biogasanlage genutzt werden. Insgesamt gesehen zeigt die Auswertung, dass die Anfallmengen an Gülle und Mist in BW regionalspezifisch deutlich variieren. Vor allem der Nord- und Südosten Baden-Würt- tembergs zeichnet sich durch einen hohen Gülle- bzw. Mistanfall aus. Diese stehen als Rest- stoffe für Biogasanlagenfütterung zur Verfügung. Quelle: eigene Darstellung nach /Stala BW 2008a/ Abbildung 10: Gülleanfall und -dichte in den Landkreisen Baden-Württembergs 2.2 Regionaldifferenzierte Potenzialermittlung Die regionale Verfügbarkeit der Biomasse für Biogasanlagen spielt wegen der begrenz- ten Transportmöglichkeiten eine große Rolle. Die meisten Potenzialstudien weisen jedoch die gesamten Biomassepotenziale für Baden-Württemberg aus (vgl. /AEE (Hrsg.) 2013, Leible und Kälber 2004, IFEU 2005, Jenssen 2010, NBBW 2008, Wirtschaftsministerium BW 2010, Wirtschaftsministerium BW 2006/). Meistens werden in diesen Studien die Biomassepotenzi- ale als Summe der Potenziale zur Verbrennung und zur Biogaserzeugung für einzelne Bio- massesubstrate für Baden-Württemberg angegeben. Eine landkreisspezifische Auflösung in Bezug auf Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung wird in der Regel nicht vorgenommen. Eine Übersicht über diese Studien wird nachfolgend zusammengefasst. Für Baden-Würt- temberg liegen sowohl Studien vor, die das gesamte Biomassepotenzial für eine energetische Nutzung bestimmen (vgl. /AEE (Hrsg.) 2013, Leible und Kälber 2004, IFEU 2005, Jenssen 2010, NBBW 2008, Wirtschaftsministerium BW 2010, Wirtschaftsministerium BW 2006) als auch Studien, die das Potenzial einzelner Biomassesubstrate detailliert analysieren (vgl. /Rösch 30 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg et al. 2007, Hartmann 2003/). Beispielsweise wurde die potenzielle Verfügbarkeit für die ener- getische Nutzung von Biomasse aus dem Grünland in /Rösch et al. 2007/ sowie das Potenzial an Rest- und Abfallstoffen in /Hartmann 2003/ analysiert. Studien, die ausschließlich die Bio- massepotenziale heranziehen, die nur für Biogaserzeugung von Bedeutung sind, liegen für BW nicht vor. Es handelt sich bei den Potenzialangaben meist um das sogenannte technische Potenzial, d. h. der Anteil des Potenzials, der zum jetzigen Zeitpunkt mit üblichen Bereitstellungs- und Nutzungsverfahren erschlossen werden kann (siehe dazu /Jenssen 2010, Kaltschmitt und Hartmann 2000/). In Abbildung 11 ist eine Übersicht des Biomassepotenzials zur Biogaserzeugung für Baden-Württemberg zusammengefasst. Energiepflanzen. Die Ergebnisse zeigen beim Energiepflanzenpotenzial die höchsten Bandbreiten (6 - 45 PJ/a) /Jenssen 2010, NBBW 2008, Wirtschaftsministerium BW 2010, Rösch et al. 2007, FNR (Hrsg.) 2006, Wirtschaftsministerium BW 2006, IFEU 2005, Leible und Kälber 2004, Hartmann 2003/. Bei Energiepflanzen handelt es sich in den genannten Stu- dien meist um Biomassepotenziale, die über einen Anbaumix zur Biogasnutzung, thermischen Nutzung bzw. zur Kraftstoffproduktion berechnet wurden. Dies schließt nicht nur Energie- pflanzen zur Biogaserzeugung, sondern auch andere Energiepflanzen ein, die dem Biogas pau- schal angerechnet wurden. Die Potenzialbestimmungen beruhen wesentlich auf den verfügba- ren Flächen für den Energiepflanzenanbau, was wiederum häufig an politische Festlegungen bzw. Annahmen (z. B. politisch festgelegter Anteil an verfügbaren Flächen zum Energiepflan- zenanbau) geknüpft ist. Die große Bandbreite der Potenzialangaben hängt damit zusammen, dass in den Studien unterschiedliche Anteile landwirtschaftlicher Flächen für die Berechnung des Energiepflan- zenanbaus herangezogen wurden. Die gewählten Anteile beruhen u. a. auf Überlegungen zu Flächen- und Nutzungskonkurrenzen zwischen Energiepflanzen und Pflanzen für die Nah- rungsmittelversorgung, Annahmen zum Anteil an ökologischem Landbau oder der geforderten Erfüllung von politischen Nachhaltigkeitszielen. So basiert die Potenzialangabe von 6 PJ/a in den Szenarien aus /IFEU 2005/ auf der Setzung einer hohen Priorität für die Nahrungsmittel- produktion und der Erfüllung von Nachhaltigkeitszielen. Die Abschätzung von rund 45 PJ/a /IFEU 2005/ geht demgegenüber von einer Fortschreibung der Situation im Jahr 2005 ohne steuernde Maßnahmen bis zum Jahr 2020 aus. Die Schätzung des Energiepflanzenpotenzials auf 45 PJ/a würde beispielsweise für die Biogasnutzung bedeuten, dass auf ca. 35 % des Acker- landes in Baden-Württemberg Silomais angebaut werden müsste. Beträgt das Energiepflan- zenpotenzial 6 PJ/a, bedeutet das, dass auf nur knapp 5 % des Ackerlandes Silomais angebaut wird. Neben den Anteilen an Ackerland, die für den Energiepflanzenanbau zur Verfügung ste- hen, werden die Energieträgerpotenziale durch die Wahl des Energiepflanzen-Mix (Anteile an Biogasnutzung, thermische Verwertung, Kraftstoffproduktion) wesentlich bestimmt. In den je- weiligen Studien variieren die Annahmen zu Erträgen sowie Energiegehalte der Energiepflan- zen (definiert z. B. über Heizwert oder Biogasausbeute). Die Berechnung der Potenziale über die Biogasausbeute schließt, im Gegensatz zur Berechnung über den Heizwert eines Substra- tes, die Energieverluste mit ein, die während des Vergärungsprozesses im Fermenter entstehen. Die Angaben fallen damit im Vergleich niedriger aus. Dauergrünland. Die Potenzialangaben für die ausschließlich einer Biogasnutzung zur Verfügung stehende Grünland-Biomasse in Baden-Württemberg liegen zwischen rd. 2 PJ/a 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg 31 /FNR (Hrsg.) 2006/ und 4,6 PJ /Rösch et al. 2007/. Die Potenzialangabe von 4,6 PJ/a bedeutet, dass knapp 79.000 ha Dauergrünlandfläche für Biogasnutzung zur Verfügung steht. Dies ent- spricht rd. 13 % der angenommenen Gesamtgrünlandfläche im Jahr 2015 /Rösch et al. 2007/. Andere Studien (/Leible et al. 2007, NBBW 2008, Wirtschaftsministerium BW 2010/), die in der Abbildung 11 nicht berücksichtigt wurden, analysieren auch das Dauergrünlandpotenzial zur energetischen Nutzung für Baden-Württemberg. Jedoch schließen diese Potenzialangaben zusätzlich zur Biogasnutzung auch die Verbrennung von Dauergrünland mit ein. Damit weisen diese Studien deutlich höhere Potenziale für Baden-Württemberg aus. (bis zur 14 PJ/a). * Bei Energiepflanzen handelt es sich meist in den genannten Studien um Biomassepotenziale zur Bio- gasnutzung, thermischen Nutzung bzw. zur Kraftstoffproduktion, die über einen Anbaumix festgelegt wurden. Abbildung 11: Biomassepotenzial zur landwirtschaftlichen Biogaserzeugung in Baden-Württemberg - Angaben aus verschiedenen Studien Die Potenzialangaben beziehen sich meist auf das Überschussgrünland, d. h. den Anteil des Grünlandes, der nicht für die Tierfütterung benötigt wird. Somit hängt dieses Potenzial von der Entwicklung der Dauergrünlandflächen (u. a. Grünlandumbruch zugunsten von Ackerland oder Verkehrs- und Siedlungsflächen) sowie dem Viehbestand ab. Hinzu kommt, dass nicht alle Dauergrünlandflächen, die als Überschussgrünland eingestuft wurden, zur energetischen Nutzung geeignet sind. Beispielsweise Flächen mit hoher Hangneigung, Artenvielfalt sowie FFH-Flächen9 können nicht zur Biogasnutzung herangezogen werden /Rösch et al. 2007/. Nach /LfL 2011b/ werden lediglich größere Anteile der Grünlandflächen mit 3 Schnitten pro Jahr 9 FFH-Flächen sind spezielle europäische Schutzflächen im Natur- und Landschaftsschutz, die nach der Fauna- Flora-Habitat-Richtlinie ausgewiesen wurden und dem Schutz von Pflanzen (Flora), Tieren (Fauna) und Habita- ten (Lebensraumtypen) dienen, die in mehreren Anhängen zur FFH-Richtlinie aufgelistet sind /FFH-Richtlinie/. 32 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg und teilweise die Grünlandflächen mit 4 Schnitten pro Jahr als verfügbar für Biogaserzeugung eingeschätzt. Gülle und Mist. Die energetische Nutzung von Gülle und Mist in den Biogasanlagen steht im Gegensatz zu Mais, Getreideganzpflanzen und Dauergrünland in keiner Konkurrenz zu anderen energetischen Nutzungsoptionen. Viel mehr wirkt sich der Vergärungsprozess po- sitiv auf die Düngerqualität aus /LTZ Augustenberg (Hrsg.) 2010, Wulf 2002/. In den ausge- werteten Studien bewegen sich die Potenzialangaben für Gülle und Mist zwischen 5,5 PJ/a /AEE (Hrsg.) 2013/ und 14 PJ/a /Hartmann 2003/ (siehe Abbildung 11) Die Bandbreite beruht auf unterschiedlichen Annahmen zu den tatsächlich nutzbaren Mengen an Gülle und Mist in BW. So basiert die Abschätzung des Potentials in Höhe von 5,5 PJ/a /AEE (Hrsg.) 2013/ u. a. auf der Annahme, dass eine Mindestbetriebs- bzw. Viehbestandsgröße für den Betrieb von Biogasanlagen erforderlich ist. Betriebe, die diese Mindestanforderungen bzgl. Viehbe- standsgröße nicht erfüllen, werden in der Potenzialermittlung nicht berücksichtigt. Die obere Potenzialabschätzung von 14 PJ/a dagegen bezieht weitgehend den gesamten Bestand an Rin- dern, Schweinen und Geflügel in BW in die Kalkulationen ein. Die Potenziale für Reststoffe aus Verarbeitung/Industrie (Biertreber, Apfeltrester, etc.) werden in der vorliegenden Analyse nicht berücksichtigt, da diese im Jahre 2009 für die Sub- stratzusammensetzung der in dieser Arbeit berücksichtigten landwirtschaftlichen Biogasanla- gen keine Rolle gespielt haben. Sollten diese Potenziale unter geänderten Rahmenbedingungen von /EEG 2012 und EEG 2014/ mobilisiert werden, ist nach /Hartmann 2003/ mit zusätzlich knapp 12 PJ/a Potenzial in Baden-Württemberg zu rechnen. Die Veränderungen in der verar- beitenden Industrie seit 2003 müssten jedoch neu untersucht werden, um die Potenzialangaben nach /Hartmann 2003/ zu verifizieren. Die Auswertung der vorhandenen Studien in Hinblick auf die getroffenen Angaben zu Biomassepotenzialen zur Biogaserzeugung zeigt eine große Bandbreite der jeweils abgeschätz- ten bzw. errechneten Potenzialangaben. Dabei sind letztlich die angesetzte Verfügbarkeit an Acker- und Dauergrünlandflächen sowie die zu Grunde gelegten Ernteerträge und die Anzahl an Rinder- und Schweinehaltungsbetrieben sowie Tierbestandsgrößen wesentlich für die Er- mittlung der Potenziale. Hinzu kommt, dass in den meisten Studien die gesamten Biomasse- potenziale für Baden-Württemberg dargestellt wurden und keine Unterschiede in den regiona- len Biomassevorkommen analysiert wurden. Diese sind für Biogaserzeugung von entscheiden- der Bedeutung, da nur die Substrate, die sich in unmittelbarer Nähe der Biogasanlage befinden, zur Biogaserzeugung herangezogen werden sollten. /MLR (Hrsg.) 2014/ empfiehlt, dass für Energiepflanzen die Transportwege nicht länger als 10 km sein sollten. Gülle und Mist sollten grundsätzlich gar nicht transportiert werden /MLR (Hrsg.) 2014/. Aus diesem Grund wird in den nächsten Kapiteln untersucht, in welchen Regionen Baden-Württembergs hohes bzw. nied- riges Energiepflanzen-, Dauergrünland- oder Güllepotenzial zur landwirtschaftlichen Biogas- erzeugung zur Verfügung steht, um so Vorzugsgebiete zur Biogaserzeugung ausweisen zu kön- nen. Dazu dient die Analyse der Agrarstruktur in Baden-Württemberg (Kapitel 2.1) als Grund- lage. Es wird ein regionalspezifischer Ansatz gewählt, um so eine detaillierte Berechnung der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung für Baden-Württemberg vornehmen zu können. 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg 33 2.2.1 Regionalspezifische Potenzialermittlung - Vorgehensweise In diesem Kapitel wird die Vorgehensweise bei der Ermittlung des Biomassepotenzials zur Biogaserzeugung erläutert. Einordnung der Landkreise in die Biogasregionen - Vorgehensweise. Für die Poten- zialermittlung wurde eine Gruppierung der Landkreise mit ähnlicher Agrarstruktur vorgenom- men. Dabei wird deutlich, dass sich Landkreise mit überdurchschnittlich viel Ackerland im Norden Baden-Württembergs, Landkreise mit überdurchschnittlich viel Dauergrünland sind wiederum im Südwesten Baden-Württembergs finden (siehe Kapitel 2.1.1 und 2.1.2). Die ag- rarstrukturelle Charakteristik eines Landes geht aber auch über die Landkreisgrenzen hinaus. Durch eine regionale Betrachtung können somit Gebiete in BW mit hohen bzw. niedrigen Bi- omassepotenzialen zur Biogaserzeugung identifiziert und charakterisiert werden. Dies wird als Ausgangspunkt dafür genommen, auf der Grundlage ähnlicher spezifischer Kennwerte zu den Biomassepotenzialen, sogenannte „Biogasregionen“ zu bilden. Unter „Biogasregion“ wird ein Gebiet verstanden, in dem eine ähnliche Verfügbarkeit an Acker- und/ oder Grünlandflächen sowie eine bestimmte Gülleverfügbarkeit vorliegt und das aus mehreren Landkreisen besteht. Dafür dient die in den Kapiteln 2.1.1, 2.1.2 und 2.1.3 dargestellte Agrarstruktur in BW als Grundlage. Für die Gruppierung von Landkreisen zu „Biogasregionen“ werden folgende Kriterien berücksichtigt:  die durchschnittliche Ackerlandfläche ([AF∅ . ])  die durchschnittliche Dauergrünlandfläche ([DGF∅ .]) als Durchschnitt aller Kreise in BW (siehe Tabelle 14). Tabelle 14: Durchschnittliche Flächengröße der Kreise in Baden-Württemberg Bodennutzung [ha] Bodennutzung [% der gesamten Fläche] Ackerland [∅  !.] 18.967 Ackerland [∅ "#$. ] 21 % Dauergrünland [%&∅  !.] 12.532 Dauergrünland [%&∅ "#$.] 13 % Gesamtfläche [&∅  !.] 81.253 Quelle: /Stala BW 2008a/ Vom Durchschnitt weichen die einzelnen Landkreise nach oben und nach unten ab. Die Kreise mit überdurchschnittlicher Ackerlandgröße werden als  „ackerreich“ (' "#$.] > 21 %), mit unterdurchschnittlicher Ackerlandgröße als  „ackerarm“ ([' "#$.] ≤ 21 %) bezeichnet. Neben dem Ackerland spielt auch das Grünland eine wichtige Rolle. Anlog werden Kreise mit überdurchschnittlicher Dauergrünlandflächengröße als  „dauergrünlandreich“ ([%&' "#$.] > 13 %) und mit unterdurchschnittlicher Dauergrünlandflächengröße als  „dauergrünlandarm“ ([%&' "#$.] ≤| 13 %) definiert. Zur Veranschaulichung wird die Kategorisierung eines Landkreises in eine Biogasregion näher beschrieben. Zu den „ackerreichen“ Landkreisen gehört beispielsweise der Neckar-Odenwald- Kreis. Die Größe der Ackerlandfläche dieses Landkreises betrug 35.125 ha (siehe Anhang Tabelle A 10). Der prozentuale Anteil des Ackerlands an der Gesamtfläche dieses Landkreises 34 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg betrug 31 % (siehe Anhang Tabelle A 10) und war höher als der Durchschnitt aller Kreise in BW (21 %). Die Dauergrünlandfläche des Necker-Odenwald-Kreises war mit 11.151 ha und damit 10 % Anteil an der Gesamtfläche unter dem Durchschnitt aller Kreise in Baden-Würt- temberg (13 %). Gülle und Mist sind zwar durch einen niedrigen Energiegehalt gekennzeichnet und nur vor Ort nutzbar, feuchtmassebezogen machten sie jedoch über 30 % der Substratzusammen- setzung in den befragten baden-württembergischen Biogasanlagen aus (vgl. dazu /Stenull et al. 2011/). Damit stellen sie ein wichtiges Substrat dar. Um diese Substrate in der Einordnung der Landkreise berücksichtigen zu können, wurde eine spezifische gülle- und mistbedingte Ein- ordnung der Biogasregionen durchgeführt. Dies geschieht, indem in den Biogasregionen der Gülle- und Mistanfall quantifiziert wird. Bei der Quantifizierung des Gülle- und Mistanfalls in den Biogasregionen wird  von der Höhe der Gülle- ([G()* +, ]) und Mistdichte ([M()* +, ])) in der jeweiligen Biogasregion ausgegangen. Hierfür wurden in jeder Biogasregion der Gülle- und Mistanfall von der Schweine- und Rindhaltung summiert. Für die Quantifizierung des Gülle- und Mistaufkommens wurden folgende Kategorien zu Grunde gelegt: reich, überdurchschnittlich, durchschnittlich und arm (Tabelle 15). Tabelle 15: Gülle- und Mistanfall sowie -dichte in den Biogasregionen und in Baden-Württemberg Parameter Abk. Einheit Biogas- region 1 Biogas- region 2 Biogas- region 3 Biogas- region 4 Baden- Württemberg c) Nordwest Nord- und Südost Süd- west Mitte- West Gülleanfall a) Mio. m³/a 1,65 6,64 2,78 0,52 11,67 Mistanfall a) b) Mio. m³/a 0,35 1,46 0,80 0,14 2,76 Gülledichte a) m³/ha LF 5,14 12,21 6,43 4,57 8,27 Mistdichte a) b) m³/ha LF 1,09 2,69 1,84 1,24 1,96 Gülle- und Mistaufkom- men verbale Quantifizie- rung durch- schnittlich reich über- durch- schnitt- lich arm - a) Die Rinder- und Schweinegülle sowie Rinder- und Schweinemist wurden hier summiert. b) Die zu Grunde gelegte Dichte für Rinder- und Schweinemist wurde mit 0,83 t/m³ angenommen /Dederer 2010/. c) Für die Analyse des Gülle- und Mistanfalls in Baden-Württemberg siehe auch Kapitel 2.1.3. Als Ergebnis der Auswertung werden die Landkreise in BW den nachfolgend beschriebenen fünf charak- teristischen Biogasregionen zugeordnet ( Tabelle 16 und Abbildung 12). 1) Ackerreiche Biogasregion 1 (Nordwest). In dieser Region befinden sich Landkreise mit überdurchschnittlich großen Ackerlandflächen (absolut und als Prozent der Gesamtfläche). Grünlandflächen sind in diesen Landkreisen unterdurchschnittlich vertreten. Diese Biogas- region liegt im Nordwesten Baden-Württembergs (siehe Abbildung 12). Sie besteht aus sieben Landkreisen (Karlsruhe LK, Ludwigsburg, Heilbronn, Rhein-Neckar, Neckar Oden- wald, Hohenlohe, Main-Tauber). 2) Acker- und grünlandreiche Biogasregion 2 (Nord- und Südost). In dieser Region be- finden sich Landkreise mit überdurchschnittlich großen Acker- und Dauergrünlandflächen (absolut und als Prozent der Gesamtfläche). Diese Biogasregion befindet sich entlang der östlichen Grenze Baden-Württembergs zu Bayern. Hierzu zählen insgesamt neun .abs BGiG .abs BGiM LF BGiG LF BGiM 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg 35 Landkreise (Schwäbisch Hall, Ostalbkreis, Alb-Donau, Biberach, Sigmaringen, Ravens- burg, Reutlingen, Heidenheim, Bodenseekreis). 3) Grünlandreiche Biogasregion 3 (Südwest). In dieser Region befinden sich Landkreise mit überdurchschnittlich großen Dauergrünlandflächen (absolut und als Prozent der Ge- samtfläche). Ackerland ist hier unterdurchschnittlich vertreten. Diese Biogasregion befin- det sich im südwestlichen Teil Baden-Württembergs, hauptsächlich im Regierungsbezirk Freiburg. Hinzu kommen drei Landkreise, die sich im mittleren Baden-Württemberg be- finden, da sie auch vom Grünland geprägt sind. Dreizehn Landkreise bilden diese Biogas- region (Göppingen, Zollernalbkreis, Rottweil, Schwarzwald-Baar-Kreis, Tuttlingen, Kon- stanz, Breisgau-Hochschwarzwald, Lörrach, Waldshut, Ortenaukreis, Emmendingen, Ess- lingen, Rems-Murr-Kreis). Tabelle 16: Charakterisierung der Landkreise Baden-Württembergs im Hinblick auf Acker- und Grünlandfläche und Gruppierung in eine Biogasregion L an d k re is - k at eg or ie n r. Potenzial an Landkreise Biogasregion Acker- und Dauergrünland Gülle und Mist 1 ackerreich re ic h Karlsruhe LK, Ludwigsburg, Heilbronn, Rhein-Neckar, Neckar Odenwald, Hohenlohe, Main-Tauber Nordwest 2 acker- und grünlandreich üb er du rc h- sc hn itt lic h Schwäbisch Hall, Ostalbkreis, Alb-Donau, Biberach, Sigma- ringen, Ravensburg, Reutlin- gen, Heidenheim, Bodensee- kreis Nord- und Südost 3 grünlandreich du rc hs ch ni ttl ic h Göppingen, Zollernalbkreis, Rottweil, Schwarzwald-Baar- Kreis, Tuttlingen, Konstanz, Breisgau-Hochschwarzwald, Lörrach, Waldshut, Orten- aukreis, Emmendingen, Esslin- gen, Rems-Murr-Kreis Mitte-West 4 acker- und grünlandarm ar m Raststatt, Enzkreis, Calw, Böb- lingen, Freudenstadt, Tübingen Südwest 5 sehr acker- und grünlandarm städtisch Mannheim, Heidelberg, Heil- bronn SK a), Karlsruhe SK a), Pforzheim, Baden-Baden, Stuttgart, Freiburg im Breisgau In vorliegender Ar- beit nicht berück- sichtigt a) Stadtkreis 4) Acker- und grünlandarme Biogasregion 4 (Mitte-West). In dieser Biogasregion befin- den sich Landkreise mit unterdurchschnittlich großen Acker- und Dauergrünlandflächen (absolut und als Prozent der Gesamtfläche). Diese Biogasregion befindet sich im Zentrum Baden-Württembergs und der Landkreis Calw bildet die Mitte der Region. Insgesamt zählt diese Biogasregion 6 Landkreise (Raststatt, Enzkreis, Calw, Böblingen, Freudenstadt, Tü- bingen) und ist somit die kleinste Biogasregion in Hinsicht auf die gesamte Fläche. 5) Sehr acker- und grünlandarme Region (städtisch). In dieser Region befinden sich Land- kreise mit sehr unterdurchschnittlich großen Acker- und Dauergrünlandflächen (absolut und als Prozent der Gesamtfläche). Diese Kreise haben eine städtische Struktur und wurden 36 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg wegen geringen Potenzials an Acker- und Dauergrünlandflächen sowie des geringen Gülle- und Mistanfalls nicht weiter analysiert. Abbildung 12: Einordnung der Landkreise Baden-Württembergs in die Biogasregionen Wie unterschiedlich die oben beschriebenen Regionen in Bezug auf die landwirtschaftliche Struktur sind, zeigt die Abbildung 13. Anteilig befindet sich in der Biogasregion 1 das meiste Ackerland, gefolgt von der Biogasregion 2. Der Unterschied ist: In der Biogasregion 1 steht viel Ackerland aber am wenigsten Dauergrünland zur Verfügung, in der Biogasregion 2 hin- gegen befindet sich das meiste Dauergrünland. In der größten Biogasregion 3 (Südwest) stehen anteilig weniger Acker- aber dafür mehr Dauergrünlandflächen zur Verfügung, da hier der Schwarzwald viel Fläche in Anspruch nimmt. Annahmen für die Ermittlung des Biomassepotenzials zur Biogaserzeugung. Die Po- tenzialanalyse greift auf landkreisspezifische Ertrags- und Flächendaten zu Silomais, Getrei- deganzpflanzen, Dauergrünland, Gülle und Mist aus der Schweine- und Rindviehhaltung zu- rück und summiert die vorhandenen Potenziale in den vorher festgelegten Biogasregionen. Die Potenzialberechnungen beziehen sich dabei auf das jeweilige technische Energieträgerpoten- zial. Die unterstellte Biogasausbeute für die jeweiligen Biogassubstrate stammt aus /Dederer 2010/ (siehe Tabelle 6). Die jeweiligen Annahmen für die Berechnung des Biomassepotenzials zur Biogaserzeugung wurden für Silomais, Getreideganzpflanzen und Dauergrünland in der Tabelle 17 und für Gülle und Mist in der Tabelle 18 zusammengefasst. Biogasregion 1 Nordwest Biogasregion 2 Nord- und Südost Biogasregion 3 Südwest Biogasregion 4 Mitte-West 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg 37 Abbildung 13: Dauergrünland und Ackerland zur Gesamtfläche in den Biogasregionen Silomais und Getreideganzpflanzen. Der Nachhaltigkeitsbeirat BW geht davon aus, dass zukünftig nur ca. 10 % des Ackerlandes nachhaltig für die Erzeugung von Energiepflan- zen in Baden-Württemberg zur Verfügung stehen wird /Wirtschaftsministerium BW 2010/. Im Jahr 2015 werden jedoch in manchen Landkreisen bereits 15 % des Ackerlandes für Sub- stratanbau für Biogasanlagen in Anspruch genommen. Unter Berücksichtigung der Experten- einschätzung sowie der tatsächlichen Flächennutzung für Biogasanlagen (vgl. Abbildung 17) wurde in Anlehnung an /IER 2013/ 15 % des Ackerlandes zur Biogaserzeugung für Baden- Württemberg herangezogen, d. h. es wird für die vorliegende Arbeit von 15 % Ackerland für den Anbau von Silomais und Getreideganzpflanzen zur Biogaserzeugung ausgegangen. Bei der nachfolgenden Errechnung des Biomassepotenzials zur Biogaserzeugung werden anteilig der Anbau von Silomais und Getreideganzpflanzen in den Biogasregionen berücksichtigt. Die Anteile betragen im Schnitt 85 % Silomaisanbau und zu 15 % Getreideganzpflanzenanbau. Die Ackerlandgröße ist im Zeitraum von 1980 bis 2015 relativ konstant geblieben (siehe Abbildung 4), somit wird künftig von keiner Ausdehnung des Ackerlandes in Baden-Württemberg ausge- gangen, sondern vielmehr die aktuellen Flächendaten für die Potenzialberechnungen herange- zogen. Dauergrünland. Wiesen, Mähweiden und Dauerweiden aus /Stala BW 2008a/ werden als theoretisch geeignete Flächen für die Bereitstellung von Grassilage zur Biogaserzeugung eingestuft. Es wird hieraus das Überschussgrünland berechnet, d. h. die Grünlandflächen, die nach Abzug der Flächen für den Futterbedarf der Raufutterfresser zur Verfügung stehen. Die thermische Nutzung von Heu aus Dauergrünlandflächen stellt prinzipiell eine konkurrierende Nutzung zum Einsatz von Grassilage in Biogasanlagen dar. Diese Nutzung von Dauergrünland wird in der Potenzialanalyse jedoch nicht berücksichtigt, da sie sich noch im Forschungssta- dium befindet /Öchsner 2009/. 38 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg Tabelle 17: Annahmen für Berechnung des Biomassepotenzials zur Biogaserzeugung: Silomais, Ge- treideganzpflanze und Dauergrünland Parameter Energiepflanzen (Silomais, Getreideganzpflanze (GP)) Dauergrünland Flächenbedarf maximal 15 % des Ackerlandes in jedem Landkreis, angelehnt an politische Ziele von BW /Wirtschaftsministerium BW 2010/ überschüssiges Grünland (nach Abzug des Fut- terbedarfs) für Biogaserzeugung Bodennutzung Anbau von Silomais und GP, Verhältnis von Fläche für Silomais zu GP-Flächen nach Substratzusammensetzung der Biogas- anlagen in den Biogasregionen berücksichtigt werden geeignete Grünlandtypen nach /Stala BW 2008a/: Wiesen, Mähweiden, Dauerweiden (Hutungen und aus der Erzeugung genommene Flächen wurden nicht berücksich- tigt) Verluste 12 % FM Verluste (frei Biogasanlage) 12 % FM Verluste bei Wiesen und Mähweiden, keine Verluste bei Dauerweiden Flächengröße konstant gegenüber 2007 konstant gegenüber 2007 Ertrag landkreisspezifisch nach /Stala BW 2008a/ landkreisspezifisch nach 2008, Dauerweiden: 0,8 des Ertrags von Wiesen und Mähweiden nach /Rösch et al. 2007/ Ertragssteigerung keine im Basisfall keine im Basisfall Andere Nutzung 85 % Ackerland für Lebensmittel und an- dere Energiepflanzen (u. a. Raps, Miscan- thus und KUP) Futterbedarf für den Viehbestand von 2007, Fut- terbedarf nach /Rösch et al. 2007/, Fütterung: Biogasregion 1 und 4 maisbetont, Biogasregion 2: 50 % des Viehbestandes mais-, 50 % grün- landbetont, Biogasregion 3 grünlandbetont, Potenzialband- breite höchster und niedrigster Ertrag für Silomais und Getreideganzpflanzen in BW in den Jahren 1983-2010 höchster und niedrigster Raufutterertrag in BW in den Jahren 1983 - 2011 Unsicherheiten Rückgang aufgrund Siedlungs- und Ver-kehrsflächenausdehnung Entwicklung der Grünlandfläche und des Vieh- bestandes, Rückgang aufgrund Siedlungs- und Verkehrsflächenausdehnung Wird in einem der betrachteten Landkreise kein Überschussgrünland errechnet, wird in dem jeweiligen Landkreis das Potenzial für Überschussgrünland mit null angesetzt. Es wird angenommen, dass für den Futterbedarf alle in der Statistik (/Stala BW 2008a/) ausgewiesenen Dauergrünlandflächen zur Verfügung stehen. Es wird konservativ vorgegangen und auf kein zusätzliches Feldfutter aus dem Ackerland zurückgegriffen, um den Grassilagebedarf der Rau- futterfresser zu decken. Der Futterbedarf des gesamten Viehbestandes (für Rindvieh, Schweine, Pferde und Schafe) in dem jeweiligen Landkreis wird nach Energiegehalt der Fut- termittel errechnet. Der an Baden-Württemberg angepasste Raufutterbedarf für verschiedene Raufutterfresser wird /Rösch et al. 2007/ entnommen und mit der Viehanzahl des jeweiligen Typus im Landkreis multipliziert. Angelehnt an die Agrarstruktur wird in der Biogasregion 1 (Nordwest) und 4 (Mitte-West) eine maisbetonte Fütterung angenommen, in der Biogasregion 2 (Nord- und Südost) wird für die Hälfte des Viehbestandes grünland- und für die andere Hälfte maisbetonte Fütterung angenommen. In der Biogasregion 3 (Südwest) wird eine grünlandbe- tonte Fütterung angenommen Da die Erträge für Dauerweiden in der Statistik nicht vorliegen, wurden diese nach /Rösch et al. 2007/ mit 80 % der Erträge von Wiesen- und Mähweiden abgeschätzt. Die in dieser Arbeit durchgeführte Berechnung des Biomassepotenzials zur Bio- gaserzeugung berücksichtigt alle Dauergrünlandflächen, ausgenommen Hutungen, die sehr ge- ringe Erträge bringen und somit für Biogaserzeugung als eher ungeeignet einzustufen sind. Gülle und Mist. Die Annahmen für die Berechnung des Gülle- und Mistpotenzials in den Biogasregionen sind in Tabelle 18 zusammengestellt und werden nachfolgend erläutert. 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg 39 Es wird der Gülle- und Mistanfall in der Rindvieh- und Schweinehaltung berücksichtigt. Hühner-, Schaf- und Pferdebestand werden nicht in die Berechnungen einbezogen, da hier ers- tens die Potenziale nicht als relevant einzustufen sind und zweitens diese Substrate nur verein- zelt oder gar nicht in den Biogasanlagen Baden-Württembergs Verwendung finden /Stenull 2011a/. Es werden ausschließlich mittlere und große Schweine- und Rindviehbetriebe als po- tenzielle Betriebsgrößen10 berücksichtigt, die das Substrat für eine Biogasanlage bereitstellen können. Dies sind Betriebe mit einer in der Statistik /Stala BW 2008a/ ausgewiesenen Be- triebsgröße ab 60 Rinder und ab 600 Schweine.11 Zusätzlich wird für die Ermittlung einer Bandbreite an Biomassepotenzialen zur Biogaserzeugung die den Berechnungen zu Grunde gelegte Betriebsgröße entsprechend den Angaben in Tabelle 18 variiert. Tabelle 18: Annahmen für Berechnung des Biomassepotenzials zur Biogaserzeugung: Gülle und Mist Parameter Gülle und Mist einbezogene Betriebsgröße ab 60 Rinder, ab 600 Schweine Gülle- und Misttypen Schweinegülle, -mist, Rindergülle, -mist (siehe Tabelle 12 und Tabelle 13) Gülle- und Mistanfall Methode siehe Kapitel 2.1.3 Rindvieh- Schweinebestand konstant gegenüber 2007 Potenzialbandbreite kleinste einbezogene Betriebsgröße: ab 30 Rinder und 200 Schweine, größte einbezogene Betriebsgröße: ab 100 Rinder, ab 1000 Schweine Unsicherheiten Entwicklung des Viehbestandes (rückgängige Tendenz), steigende Betriebsgröße 2.2.2 Fazit - regionalspezifische Biomassepotenziale zur Biogaserzeu- gung In diesem Kapitel werden die Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in den Biogas- regionen erläutert. Anschließend erfolgt auf dieser Basis die Hochrechnung dieser Potenziale für Baden-Württemberg. Zuerst werden die Regionen in Hinsicht auf ihre Agrarstruktur und daraus resultierende Biomassepotenziale beschrieben. 1) Ackerreiche Biogasregion 1 (Nordwest). In der Biogasregion 1 (Nord- und Südost) beläuft sich das Biomassepotenzial zur Biogaserzeugung auf 7,9 PJ/a. Dieser stammt überwie- gend aus Energiepflanzen. In dieser Region gibt es Landkreise mit überdurchschnittlich viel Ackerland (35 % der Gesamtfläche) und unterdurchschnittlich viel Grünland (8 %). Die Ge- samtfläche der Biogasregion 1 (Nordwest) beträgt 714.089 ha, davon sind 252.178 ha Acker- land und 54.883 ha Dauergrünland. Der Gülle- und Mistanfall ist in dieser Region als durch- schnittlich einzustufen. Insgesamt fällt in der Biogasregion Nordwest 5,14 m³ Gülle und 1,09 m³ pro ha LF Mist an. Absolut gesehen sind das 1,65 Mio. m³ Gülle und 0,35 Mio. m³ Mist m³ pro Jahr. Auffällig ist, dass in dieser Region im Vergleich zu den Biogasregionen 3 (Südwest) und 4 (Mitte-West) viele Schweine gehalten werden. Dadurch stammt im Gegensatz 10 Die Biogasanlagen werden in der Regel an den größeren landwirtschaftlichen Viehbetrieben gebaut. Die kleinsten Biogasanlagen werden an der Betriebsgröße ab ca. 80 GVE Rind oder Schwein angegliedert /Stenull 2011a/. 11 Die nächste in der Statistik /Stala BW 2008a/ ausgewiesene Betriebsgröße beträgt ≥99 GVE. 40 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg zu den anderen Biogasregionen 42 % der Gülle aus der Schweinehaltung. Die Gülledichte be- trägt 5,14 m³/ha LF. Die Mistdichte ist in dieser Region mit 1,09 m³/ha LF im Vergleich zu den anderen drei Biogasregionen am niedrigsten. ├─┤- optimistische und konservative Potenzialberechnung (für Annahmen siehe Tabelle 17 und Tabelle 18) Abbildung 14: Das Biomassepotenzial zur Biogaserzeugung in den Biogasregionen 2) Acker- und grünlandreiche Biogasregion 2 (Nord- und Südost) In der acker-, grün- land- und güllereichen Biogasregion 2 (Nord- und Südost) gibt es das höchste Biomassepoten- zial zur Biogaserzeugung (13,9 PJ/a). Absolut gesehen verfügt diese Biogasregion über das meiste Ackerland (304.779 ha) und Dauergrünland (228.038 ha). Anteilig gibt es in dieser Bi- ogasregion sowohl überdurchschnittlich viel Ackerland (28 %) als auch überdurchschnittlich viel Dauergrünland (21 %). Somit ist diese Region in Bezug auf Biogassubstrate nicht nur we- gen ihrer Größe, sondern auch wegen der prozentualen Anteile des Acker- und Dauergrünlan- des die reichste. In dieser Region befinden sich ebenfalls die meisten Gülle- und Mistvorräte. Die räumliche Darstellung des Gülle- und Mistanfalls in Baden-Württemberg zeigte, dass das Gülle- und Mistsubstrat hauptsächlich in der Biogasregion 2 entlang der östlichen Grenze zu Bayern reichlich verfügbar ist. Diese Region ist durch die höchste Gülle- (12,21 m³ pro ha LF) und Mistdichte (2,69 m³ pro ha LF) gekennzeichnet. Die Gülle- und Mistaufkommen machen über die Hälfte des gesamten Aufkommens in Baden-Württemberg aus. In dieser Biogasregion gibt es knapp 0,55 Mio. Rinder und knapp 1,4 Mio. Schweine (berechnet nach /Stala BW 2008a/) und es fällt mit Abstand die meiste Gülle (6,64 von insgesamt 11,67 Mio. m³/a in BW) und der meiste Mist (1,46 von insgesamt 2,76 Mio. m³/a in BW) an. 3) Grünlandreiche Biogasregion 3 (Südwest). Die Biogasregion 3 ist zwar in Bezug auf die gesamte Fläche die größte Region, jedoch wird die Hälfte ihrer Fläche durch den Schwarz- wald beansprucht. Hier beläuft sich das Biomassepotenzial zur Biogaserzeugung auf 8,5 PJ/a. Die Biogasregion Südwest ist die größte in Bezug auf die Gesamtfläche (1.226.367 ha). In dieser Region nimmt der Schwarzwald die meiste Fläche (600.900 ha) ein. Dauergrünland gibt es in der Biogasregion 3 überdurchschnittlich viel (18 %). Das für die Biogaserzeugung rele- vante Ackerland liegt im unteren Durchschnitt (16 % der Gesamtfläche). Die Biogasregion 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg 41 Südwest ist durch den zweithöchsten Gülle- und Mistanfall gekennzeichnet. Der Gülle- und Mistanfall stammt vor allem aus der Rinderhaltung, die in dieser Region überwiegt. In dieser Biogasregion fallen 2,78 Mio. m³/a Gülle und 0,80 Mio. m³/a Mist an. Die Gülledichte ist halb so hoch wie in der Biogasregion 2 und beläuft sich auf 6,43 m³/ha LF. Die Mistdichte liegt bei 1,84 m³/ha LF. Diese liegt im Vergleich zu den anderen Biogasregionen ebenfalls an der zwei- ten Stelle. 4) Acker- und grünlandarme Biogasregion 4 (Mitte-West). Das geringste Potenzial, bedingt durch kleine Flächen und dazu noch wenig Acker- und Dauergrünland gibt es in der Biogasregion 4 (Mitte-West), lediglich 3,2 PJ/a (siehe Abbildung 16, rechts). Die Biogasregion 4 ist sowohl arm an Acker- und Dauergrünland als auch arm an Gülle und Mist. In dieser Biogasregion finden sich 69.242 ha Ackerland und 42.662 ha Dauergrünland, diese machen jeweils 17 % und 10 % der gesamten Fläche aus. Insgesamt fallen 0,52 Mio. m³/a Gülle und 0,14 Mio. m³/a Mist an. Als gülle- und mistarme Region wurde die Biogasregion 4 (Mitte- West) eingestuft. In dieser Region steht die geringste Gülle- und Mistmenge zur Verfügung. Hinzu war diese Region durch die niedrigste Gülledichte (4,57 m³/ha LF) gekennzeichnet. Die Struktur des Biomassepotenzials zur Biogaserzeugung d. h. die Anteile der einzelnen Biogassubstrate (Energiepflanzen (Mais und Getreideganzpflanzen), Dauergrünland, Gülle und Mist)) sind in den Biogasregionen jedoch unterschiedlich (siehe Abbildung 15). In der Biogasregion 1 (Nordwest) stammt das meiste Potenzial aus Energiepflanzen (80 % des Ge- samtpotenzials). In allen übrigen Biogasregionen (2, 3 und 4) machen die Energiepflanzenpo- tenziale zwar ca. die Hälfte des Gesamtpotenzials aus, die Bedeutung der anderen Substrate ist jedoch unterschiedlich. In der Biogasregion 2 nimmt das Gülle- und Mistpotenzial vergleichs- weise hohe Anteile (knapp 30 %) in dem gesamten Potenzial ein. In der Biogasregion 3 sind die Anteile des Dauergrünlandpotenzials (über 30 % des Potenzials) vergleichsweise hoch. Das Gülle- und Mistpotenzial nimmt in dieser Region 17 % des Gesamt-potenzials ein. In der Bio- gasregion 2 (Nord- und Südost) und Biogasregion 3 (Südwest) befinden sich die meisten Dau- ergrünlandpotenziale, wobei anzumerken ist, dass in manchen Landkreisen gar kein Über- schussgrünland nach Abzug des Futterbedarfs mehr vorhanden ist. Die regionalspezifische Analyse des Biomassepotenzials zur Biogaserzeugung zeigt so- mit, dass in Bezug auf die Substratverfügbarkeit für Biogasanlagen die Biogasregion 2 (Nord- und Südost) die vorteilhafteste Region darstellt. Hier steht den Biogasanlagen viel Acker- und Dauergrünland, aber auch die Hälfte der gesamten Gülle- und Mistmenge Baden-Württem- bergs zur Verfügung. In der Biogasregion 1 (Nordwest) steht den Biogasanlagen viel Acker- land und in der Biogasregion 3 (Südwest) viel Dauergrünland zur Verfügung. Die Biogasregion 4 (Mitte-West) ist in Bezug auf Biomassepotenzial zur Biogaserzeugung nicht bedeutend, da hier absolut gesehen das wenigste Potenzial zur Verfügung steht. 42 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg Abbildung 15: Die Struktur des Biomassepotenzials zur Biogaserzeugung in den Biogasregionen Aus der Summe der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in den Landkreisen ergibt sich folgendes Ergebnis für Baden-Württemberg: Insgesamt beläuft sich das Biomassepoten- zial zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg auf 33,4 PJ/a. Davon stammen 6,4 PJ/a aus Gülle und Mist, 8 PJ/a aus Dauergrünland und 19 PJ/a aus dem Anbau von Silomais und Ge- treideganzpflanzen als Energiepflanzen (siehe Abbildung 16 links). Unter den getroffenen An- nahmen stammt ca. 60 % des Biomassepotenzials zur Biogaserzeugung aus Energiepflanzen, ca. 15 % aus Gülle und Mist und ca. 25 % aus Dauergrünland (siehe Abbildung 16 links). Werden – für eine Variation des Biomassepotenzials zur Biogaserzeugung – höchste Flächen- erträge für Silomais, Getreideganzpflanzen und Dauergrünland in Baden-Württemberg (vgl. Tabelle 17) sowie die zusätzlich kleineren Viehbetriebe als Gülle- und Mistlieferanten (vgl. Tabelle 18) für die Biogasanlagen in die Kalkulationen einbezogen, kann sich das Biomasse- potenzial zur Biogaserzeugung unter diesen optimistischen Annahmen auf 38,8 PJ erhöhen. Werden niedrige Erträge und nur große Viehbetriebe für die Berechnungen herangezogen, sinkt das Potenzial auf 25,8 PJ/a. In der Abbildung 16 wird das Biomassepotenzial zur Biogas- erzeugung in Baden-Württemberg dargestellt. Im Vergleich zu den bereits vorliegenden Po- tenzialstudien befindet sich das hier errechnete Potenzial (19 PJ/a) für Energiepflanzen (d. h. für Mais und Getreideganzpflanzen) in einem mittleren Bereich verglichen mit den Berech- nungen und Annahmen in /Jenssen 2010 und Wirtschaftsministerium BW 2010/. Das Dauergrünlandpotenzial liegt bei 8 PJ/a. Im Vergleich zu den Potenzialangaben in der Literatur /FNR (Hrsg.) 2006, Rösch et al. 2007, Jenssen 2010/ (siehe Abbildung 11) liegt das errechnete Dauergrünlandpotenzial im oberen Bereich. Dies liegt daran, dass das gesamte Überschussgrünland der Biogasnutzung angerechnet wurde und keine konkurrierende Nut- zungsoption berücksichtigt wurde. Im Vergleich zu den Studien, die sowohl von der thermischen als auch von der Biogas- nutzung für Überschussgrünland ausgehen /Leible et al. 2007, NBBW 2008, Rösch et al. 2007, 2 Regionalspezifische Analyse der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg 43 Wirtschaftsministerium BW 2010/, liegt das Potenzial eher im unteren Bereich. Hinzu kom- men die zu Grunde gelegten Raufuttererträge, die für die Berechnung des Überschussgrünlan- des herangezogen wurden. Die durchschnittlichen Raufuttererträge für Wiesen und Mähwei- den variierten je nach Verfahren und Ertragsniveau in Baden-Württemberg und je nach Land- kreis zwischen 5 und 9,2 t FM/ha (85 % TM) /Stala BW 2008a/. Werden lediglich intensiv bewirtschaftete Dauergrünlandflächen für die Biogaserzeugung herangezogen, ist mit höherem Ertrag und somit mit höherem Potenzial aus diesen Flächen zu rechnen. Da die Anteile der Dauergrünlandflächen mit den höheren Erträgen in der Statistik12 nicht getrennt erfasst wur- den, konnten für die vorliegende Arbeit nur die Durchschnittserträge aus den Flächen für die Berechnung der Potenziale herangezogen werden. Abbildung 16: Biomassepotenzial zur Biogaserzeugung in Baden-Württemberg nach Biomassearten (links) und nach Biogasregionen (rechts) in PJ/a Das Gülle- und Mistpotenzial liegt mit 6,4 PJ/a eher im unteren Bereich der Literatur- werte /IFEU 2005, FNR (Hrsg.) 2006, NBBW 2008, Leible und Kälber 2004, Hartmann 2003, Wirtschaftsministerium BW 2006, Jenssen 2010, Wirtschaftsministerium BW 2010/. In vor- liegender Arbeit wurde der Viehbestand von 2007 zu Grunde gelegt und die Mindestgröße der Betriebe von 60 Rindern und 600 Schweinen berücksichtigt. Bei den Potenzialstudien von /Leible und Kälber 2004, Hartmann 2003/ hat u. a. die angenommene Mindestgröße der Vieh- betriebe das höhere Potenzial bestimmt. Auf Basis der regionalen Verfügbarkeit der Biomassepotenziale erfolgt in den nächsten Kapiteln eine differenzierte Bewertung des aktuellen Standes und der künftigen Entwicklungs- möglichkeiten des Biogasanlagenparks in Baden-Württemberg. 12 Nach /Stala BW 2008a/ sind durchschnittliche Raufuttererträge auf der Gemeinde- und Landkreisebene zu- sammengefasst. Für die Potenzialberechnung wurden die durchschnittlichen Raufuttererträge auf Landkreis- ebene herangezogen. 44 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg In diesem Kapitel wird der Stand der Technik sowie die energetische Nutzung von land- wirtschaftlichem Biogas in Baden-Württemberg anhand der existierenden Biogasanlagen in einer regionalen Auflösung (Biogasregionen) analysiert. Es werden die Biogasanlagenzahl, - leistung und der Betrieb von Biogasanlagen in gesamt Baden-Württemberg und regional dar- gestellt. Im Kapitel 3.1 werden Leistung und Biogasanlagenzahl sowohl in ganz Baden-Württem- berg als auch regional differenziert nach Biogasregionen (vgl. Kapitel 2.2) dargestellt. Als Da- tengrundlage dient hierfür die interne Statistik der Staatlichen Biogasberatung /Staatliche Bio- gasberatung 2010/. Diese Statistik berücksichtigt 612 Anlagen. Hierzu zählen NawaRo-Anla- gen 13 (566 Anlagen) und Bioabfall-Anlagen (46 Anlagen), die das erzeugte Biogas in einem BHKW direkt verstromen. Unter den 566 NawaRo-Anlagen gab es 4 Biomethananlagen, die Ende 2009 in Betrieb waren und statistisch erfasst wurden /Staatliche Biogasberatung 2010/. In diesen Anlagen wird Biogas auf Erdgasqualität aufbereitet, ins Erdgasnetz eingespeist und anschließend in einem BHKW verstromt. Der Fokus wird auf die NawaRo-Anlagen gelegt, die sich bedingt durch das EEG-Gesetz in den landwirtschaftlichen Betrieben etabliert haben. Die Bioabfall-Anlagen spielen unter den Bedingungen von EEG 2009 keine große Rolle. Im Kapitel 3.2 wird der Betrieb von Biogasanlagen in Baden-Württemberg anhand von Umfrageergebnissen dargestellt. Diese Auswertung bezieht sich nicht wie im Kapitel 3.1 auf 612 Anlagen, sondern auf 136 Anlagen aus den Betreiberumfragen. Im Unterschied zum Kapitel 3.1, in dem eine allgemeine statistische Auswertung in Bezug auf alle NawaRo-Anla- gen vorgenommen wurde, werden in diesem Kapitel weitere betriebliche Daten ausgewertet, die nur durch Umfragedaten erfasst wurden. Es handelt sich hier u. a. um Betriebsparameter wie Substratzusammensetzung, Biogasausbeute, Verweilzeit, Volllaststunden, Wärmenut- zung. In Bezug auf die Substratzusammensetzung werden die Biogasanlagen in den Biogasre- gionen analysiert, um die regionalen Unterschiede in Bezug auf Substrat bei der landwirtschaft- lichen Biogasproduktion zu erläutern. 3.1 Leistung, Anlagenzahl und Alter der Biogasanlagen in Baden Württemberg Gesamtbiogasanlagenzahl und -leistung in Baden-Württemberg. Seit dem Inkraft- treten des EEG 2004 ist die Biogasanlagenzahl und die durchschnittliche Anlagengröße in Deutschland und damit auch in Baden-Württemberg stets gestiegen (vgl. Abbildung 17). Ins- gesamt betrug die installierte elektrische Leistung von Biogasanlagen in Deutschland 1.893 MWel (Stand 2009), in 2013 hat sich die installierte Leistung weiter auf 3.530 MWel er- höht /FNR (Hrsg.) 2014/. In Baden-Württemberg waren davon ca. 163 MWel in Biogasanlagen installiert (Stand 2009) /Staatliche Biogasberatung 2010/. In diesen Biogasanlagen wurden ca. 630 Mio. Nm³ Biogas und somit ca. 1,25 Terawattstunden Strom in Baden-Württemberg 13 NawaRo-Anlage – eine Biogasanlage, der im Sinne des EEG 2004 und 2009 ein NawaRo-Bonus gewährt wird, d. h. in dieser Anlage werden Pflanzen bzw. Pflanzenbestandteile eingesetzt, die in der Landwirtschaft anfallen (Gülle darf in den Biogasanlagen eingesetzt werden). 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 45 erzeugt (Stand 2009).14 Diese Strommenge machte ca. 2 % des gesamten erzeugten Stroms in Baden-Württemberg aus /Stala BW 2011f/. Es wurden in Bezug auf die gesamt installierte Leistung immer größere Anlagen gebaut. Betrachtet man die Jahre 2004 und 2013, hat sich die durchschnittliche Anlagengröße mehr als verdreifacht. Ende des Jahres 2009 gab es in Baden-Württemberg insgesamt 612 Biogasanla- gen mit 163 MWel installierter Leistung (davon 566 NawaRo-Anlagen und 46 Bioabfall-Anla- gen) (siehe Abbildung 18). Die durchschnittliche Anlagengröße betrug damit 264 kWel. Seit 2011 war wegen geänderter Gesetzeslage kein großer Zuwachs von Biogasanlagen zu beobachten /FNR (Hrsg.) 2014/. Die gesamt installierte Leistung ist Ende 2013 auf lediglich 296 MWel gestiegen /Staatliche Biogasberatung und MLR 2014/. Dabei be- trug die durchschnittliche Anlagengröße 345 kWel. a) gesamte Anlagenzahl in Baden-Württemberg Quelle: eigene Darstellung nach /Staatliche Biogasberatung 2010, Staatliche Biogasberatung und MLR 2014/ Abbildung 17: Durchschnittliche elektrische Leistung pro Biogasanlage in Baden-Württemberg 2004-2013 Die meisten Anlagen (236) befinden sich in der Größenklasse ≤ 150 kWel. Die wenigsten Anlagen (59) sind in der Größenklasse ≥ 501 kWel zu finden. Betrachtet man die Größenstruktur der Anlagen, wurde über 70 % der Gesamtleistung in den 553 Anlagen bis 500 kWel, die restlichen 30 % der Gesamtleistung wurde in den 59 Anlagen ≥ 501 kWel bereitgestellt (Abbildung 18). 14 Unter der Annahme von durchschnittlichen Volllaststunden von 7.927 h/a und el. Wirkungsgrad 38,3 %. a) 46 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg a) gesamte Anlagenzahl in der Größenklasse bzw. in Baden-Württemberg Quelle: eigene Auswertung nach /Staatliche Biogasberatung 2010/ Abbildung 18: Durchschnittliche elektrische Leistung pro Biogasanlage nach Größenklassen ─ Stand 2009 Aus wirtschaftlichen Gründen (Kosten der Biomethaneinspeisung /vgl. Köppel 2011/) sind die Biomethananlagen im Schnitt über fünfmal größer im Vergleich zu den Anlagen, in denen Biogas direkt verstromt wird. Nur ein geringer Anteil (ca. 4 %) am gesamten landwirtschaftlich erzeugten Biogas in Baden-Württemberg wird in den Biomethananlagen aufbereitet. In Baden-Württemberg gab es 2010 insgesamt sieben Anlagen, die Biogas auf Erdgasqualität aufbereitet und in das Erdgasnetz eingespeist haben. Alle Biomethananlagen in Betrieb haben insgesamt ca. 4.747 Nm³ Biogas15 pro Stunde bereitgestellt /dena 2010 /. Tabelle 19: Biomethananlagen in Baden-Württemberg – Stand 2010 Nr. Ort Landkreis Betriebs- aufnahme [Jahr] Gasaufbereitungs- technik Einspeisung Biomethan [Nm³/h] 1 Mühlacker Enzkreis 2007 PSA 500 2 Ettlingen Karlsruhe 2008 PSA 330 3 Burgrieden (bei Laupheim) Biberach 2008 PSA 300 4 Tuningen Schwarzwald-Baar-Kreis 2009 Aminwäsche 250 5 Kißlegg-Rahmhaus Ravensburg 2010 Membrantechnologie 300 6 Forchheim im Breisgau Emmendingen 2010 Biogas-Verstärker 530 7 Blaufelden - Emmertsbühl Schwäbisch Hall 2010 PSA 210 SUMME 2.420 Quelle: /dena 2010/ 15 Unter der Annahme von 52 % -Vol. Methangehalt im Biogas und 2 % Methanverluste bei der Aufbereitung. a) 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 47 Gesamtbiogasanlagenzahl und -leistung in den Biogasregionen. Abbildung 19 zeigt die durchschnittliche Anlagenleistung in den Biogasregionen16 und in gesamt Baden- Württemberg. a) Anlagenzahl b) ohne Stadtkreise Quelle: eigene Auswertung nach /Staatliche Biogasberatung 2010/ Abbildung 19: Durchschnittliche Leistung der NawaRo- und Bioabfall-Anlagen in den Biogasregio- nen und gesamt Baden-Württemberg in 2009 Laut statistischer Erhebung war die durchschnittliche Größe der NawaRo-Anlagen in der ackerreichen Biogasregion 1 (Nordwest) am höchsten, in den Biogasregionen 2 (Nord- und Südost) und 3 (Südwest) am kleinsten, in der acker- und grünlandarmen Region 4 lag sie im Vergleich zu diesen beiden Biogasregionen etwas höher. Dies hängt damit zusammen, dass sich in der Region 4 (Mitte-West) prozentual mehr große Anlagen (> 501 kWel) befanden sowie höhere durchschnittliche Leistungen im Vergleich zur Biogasregion 2 und 3 installiert waren. In der ackerreichen Biogasregion 1 (Nordwest) befanden sich insgesamt 56 Anlagen (10 % des gesamten Anlagenbestandes in BW) (siehe Abbildung 20). Die meisten Anlagen (331 Anlagen) befanden sich in der acker- und grünland- sowie güllereichen Biogasregion 2 (Nord- und Südost). Diese Anlagen machten über 50 % des Gesamtanlagenbestandes in Baden- Württemberg aus. Die meisten Anlagen in der Biogasregion 2 befanden sich in den Landkreisen Ravensburg (78 Anlagen), Biberach (65 Anlagen) und Alb-Donau-Kreis (50 Anlagen). In der grünlandreichen Biogasregion 3 befanden sich 189 Biogasanlagen und in der acker- und grünlandarmen Biogasregion 4 insgesamt 39 Biogasanlagen. In jeder Biogasregion stand zum Zeitpunkt 2009 eine Biomethananlage. 16 Die Stadtkreise wurden bei der Einordnung der Kreise in die Biogasregionen nicht berücksichtigt. 48 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg Biomethananlage im Betrieb (berücksichtigt in der Gesamtsumme) Biomethananlage im Bau (nicht berücksichtigt in der Gesamtsumme) Quelle: eigene Auswertung nach /Staatliche Biogasberatung 2010, www.biogaspartner.de/ Abbildung 20: Räumliche Darstellung der Biogasanlagen in den Biogasregionen und in den Land- kreisen in 2009 NawaRo-Anlagenzahl, -Altersstruktur in den Biogasregionen. Der Fokus dieser Aus- wertung wurde auf die NawaRo-Anlagen gelegt. Die Biogaserzeugung in BW entspricht in etwa folgendem Verhältnis: In den NawaRo-Anlagen wurden 88 % des Biogases in BW er- zeugt (davon 4 % in den Biomethananlagen). Ca. 12 % des Biogases wurde in den Bioabfall- anlagen erzeugt. Die Umfragedaten 2008 und 2009 liefern keine Informationen zu den Bioab- fall-Anlagen. Aus diesem Grund werden die Bioabfall-Anlagen in der weiteren Analyse nicht berücksichtigt. Laut Schätzung der staatlichen Biogasberatung verwendeten diese Anlagen eine Substratmischung aus Bioabfall (statistisch unbekannter Herkunft) und Gülle /Staatliche Biogasberatung 2010/. Größenstruktur. In Abbildung 21 wird die Größenstruktur der Biogasanlagen in den Biogasregionen dargestellt. Die Größenstruktur der NawaRo-Anlagen zeigt, dass in der Biogasregion 1, in der die durchschnittliche Anlagengröße am höchsten war (vgl. Abbildung 19), sich auch knapp 30 % der Anlagen (bezogen auf die Biogasregion 1) mit installierter Leistung ≥ 501 kWel befanden. Die kleinsten Anlangen (≤ 150 kWel) machten in dieser Region lediglich 26 % des Anlagenbestandes aus. Im Gegensatz dazu waren in der Biogasregion 2 und 3 die kleinsten Anlagen mit 36 % bzw. 46 % deutlich mehr vertreten. Weiterhin war in diesen Biogasregionen der prozentuale Anteil der großen Anlagen (≥ 501 kWel) mit 7 % bzw. 6 % am niedrigsten. Trotz relativ knapper Substratverfügbarkeit befanden sich in der Biogasregion 4 (Mitte-West) 9 % der Anlagen mit installierter Leistung ≥ 501 kWel. In dieser Region nahmen die mittleren Anlagen (151-325 kWel) den höchsten Anteil am Gesamtanlagenbestand ein. 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 49 Quelle: eigene Auswertung nach /Staatliche Biogasberatung 2010/ Abbildung 21: Größenstruktur der NawaRo-Anlagen in den Biogasregionen und gesamt Baden- Württemberg Altersstruktur. In jeder Biogasregion wurden über 50 % des Anlagenbestandes zwi- schen 2005 und 2007 in Betrieb genommen (siehe Abbildung 22). a) Die gesamte NawaRo-Anlagenzahl in 2009 betrug 566 Anlagen. In der ausgewerteten Statistik /Staatliche Biogasberatung 2010/ liegt nicht für alle Anlagen das Inbetriebnahmejahr vor. Quelle: eigene Auswertung nach /Staatliche Biogasberatung 2010/ Abbildung 22: Altersstruktur der NawaRo-Anlagen in den Biogasregionen und gesamt Baden-Würt- temberg 2% 14% 6% 16% 12% 14% 13% 23% 3% 19% 52% 55% 52% 66% 52% 32% 18% 19% 16% 17% 0% 20% 40% 60% 80% 100% Biogasregion 1 Nordwest (44 Anlagen) Biogasregion 2 Nord- und Südost (243 Anlagen) Biogasregion 3 Südwest (164 Anlagen) Biogasregion 4 Mitte-West (32 Anlagen) Baden- Württemberg (483 Anlagen) A n z a h l d e r N a w a R o -A n la g e n <=2000 2001-2004 2005-2007 2008-2009 a) 50 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg Den höchsten prozentualen Anteil der neusten Anlagen (Inbetriebnahme 2008 und 2009) gab es in der Biogasregion 1 (Nordwest). Dort wurden über 30 % der Anlagen 2008 oder 2009 in Betrieb genommen, wohingegen in den anderen Biogasregionen in diesem Zeitraum zwischen 16 % und 19 % der Anlagen in Betrieb genommen wurden. Der höchste prozentuale Anteil der ältesten Anlagen, die im Jahre 2000 oder davor in Betrieb genommen wurden, gab es in den Biogasregionen 2 (Nord- und Südost) und 4 (Mitte-West). 3.2 Betriebscharakteristik anhand von Betreiberumfragen In diesem Kapitel werden Biogasanlagen in Baden-Württemberg, die in den Umfragen 2008 und 2009 statistisch erfasst wurden, charakterisiert. Es handelt sich hier um die NawaRo Anlagen. Mit den Umfragen 2008 und 2009 liegt eine umfassende Datenbank zu Biogasanla- gen in Baden-Württemberg vor, die als Grundlage für das Monitoring baden-württembergi- scher Biogasanlagen herangezogen werden kann. Die Datenauswertung wird in Anlehnung an die EEG-Förderung in vier Größen-Klassen vorgenommen: ≤ 150 kWel (kleinste Biogasanla- gen), 151-325 kWel (kleine Biogasanlagen), 326-500 kWel (mittlere Biogasanlagen) und ≥ 501 kWel (große Biogasanlagen). In Bezug auf Substrat wird zusätzlich die Auswertung auf der Ebene der Biogasregionen vorgenommen. 3.2.1 Vorgehensweise Umfrage. Die Repräsentativität der Umfrage aus 2008 und 2009 wird nachfolgend in Hinsicht auf die Anlagenzahl, Größen-, und Altersstruktur diskutiert. Anlagenzahl. Ende 2009 gab es 566 NawaRo-Anlagen in Baden-Württemberg (BW). An den Umfragen 2008 und 2009 nahmen davon insgesamt 24 % dieser Betriebe teil. Die durchschnittliche installierte elektrische Leistung der ausgewerteten Biogasanlagen im Ver- gleich zu der tatsächlichen durchschnittlichen elektrischen Leistung in BW sind der Abbildung 23 zu entnehmen. Im Vergleich lag die durchschnittliche elektrische Leistung der Umfrage in den Größen- klassen 151-325 kWel und 326-500 kWel sehr nah an der tatsächlichen durchschnittlichen Leis- tung in BW. Die höchsten Abweichungen lagen in der Größenklasse ≥ 501 kWel vor. Die durchschnittliche Größe der Biogasanlage aus der Umfrage war hier im Vergleich zu der tat- sächlichen Größe um knapp 200 kWel geringer, wobei hier die Rücklaufquote am besten war, da an der Umfrage 48 % der Anlagen aus der Größenklasse ≥ 501 kWel teilnahmen. In der Größenklasse 151-325 kWel und 326-500 kWel wurden 30 % der Anlagen befragt. Die nied- rigste Repräsentativität gab es in der Größenklasse ≤ 150 kWel, hier nahmen lediglich 11 % an der Umfrage teil (Abbildung 23). Die Abbildung 24 zeigt die Anzahl der Biogasanlagen aus der Umfrage im Vergleich zur Gesamtanlagenzahl in Baden-Württemberg aufgeteilt nach Biogasregionen. Die meisten be- fragten Anlagen (66 Anlagen) stammten aus der Biogasregion 2 (Nord- und Südost). Dies ist statistisch zu bestätigen, da über die Hälfte der Anlagen in BW ihren Standort in der Biogas- region 2 hatten. An zweiter Stelle liegt die Biogasregion 3 mit 45 befragten Biogasanlagen. In Biogasregion 1 wurden 21 Biogasanlagen erfasst, in der Biogasregion 4 nahmen nur 4 von 36 Anlagen an der Umfrage teil (vgl. Abbildung 24). 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 51 n - Anlagenzahl Quelle: eigene Auswertung nach /Staatliche Biogasberatung 2010/ Abbildung 23: NawaRo-Anlagen aus der Umfrage im Vergleich zum Anlagenbestand 2009 ─ durch- schnittliche Leistung in den Größenklassen Die höchste Rücklaufquote gab es in der Biogasregion 1, hier haben 45 % der Anlagen an der Umfrage teilgenommen. In der Biogasregion 2 waren es 21 %, in der Biogasregion 3 waren es 25 % der Anlagen. Die niedrigste Rücklaufquote gab es in der Biogasregion 4, hier nahmen nur 12 % des Gesamtanlagenbestandes an der Umfrage teil. Ausgenommen der Biogasregion 4 wiesen die befragten Anlagen in den Biogasregionen 1 bis 3 höhere durchschnittliche Anlagengrößen im Vergleich zur durchschnittlichen Leistung von NawaRo- Anlagen in Baden-Württemberg auf. Dementsprechend hatte die durchschnittliche Anlage anhand von Umfrageergebnissen eine höhere Leistung als die tatsächliche durchschnittliche Leistung von erfassten NawaRo-Anlagen in BW /Staatliche Biogasberatung 2010/. Dies hängt damit zusammen, dass die kleinen Anlagen in der Umfrage im Vergleich zu mittleren und großen Anlagen untervertreten waren. Insgesamt gesehen, ist in den Biogasregionen 1 bis 3 die statistische Repräsentativität gewährleistet. Die Repräsentativität in der Biogasregion 4 (Mitte- West) kann aufgrund der geringen Teilnahmezahl nicht gewährleistet werden (siehe Anhang Abbildung A 1 - Abbildung A 4). Größenstruktur. Im Schnitt sind für Baden-Württemberg große Anlagen (≥ 501 kWel) überdurchschnittlich und kleine Anlagen (≤ 150 kWel) unterdurchschnittlich im Vergleich zum Anlagenbestand in BW vertreten.17 Die Verhältnisse der Anlagengrößen unter den Biogasregionen 1, 2 und 3 blieben jedoch erhalten. Entsprechend der Statistik /Staatliche Biogasberatung 2010/ befanden sich unter den befragten Anlagen die meisten großen Anlagen in der Biogasregion 1 (Nordwest), die meisten kleinen Anlagen in der Biogas- 17 An der Befragung haben wenig Betreiber von kleinen Anlagen (≤ 150 kWel) teilgenommen – 18 % der be- fragten Betriebe. Im Schnitt machen kleine Anlagen für ganz Baden-Württemberg 39 % des Anlagenbestandes aus (vgl. Abbildung 23). Überdurchschnittlich vertreten war in der Biogasregion 1 und 3 die Größenklasse 151-325 kWel sowie die Größenklasse 325-500 kWel in der Biogasregion 2. In der Biogasregion 2 und 3 gab es anteilig deutlich mehr Anlagen in der Größenklasse ≥ 501 kWel im Vergleich zum Biogasanlagenbestand in Baden-Württemberg (Ende 2009). n 52 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg region 3 (Südwest). Somit können die Ergebnisse der Umfrage in den Biogasregionen 1 bis 3 als durchaus repräsentativ in Hinsicht auf die Anlagengröße gesehen werden. Biogasregion 4 war durch die geringe Anzahl der befragten Betriebe statistisch nicht repräsentativ. a) NawaRo-Anlagenbestand aus der Statistik /Staatliche Biogasberatung 2010/ b) Stichprobenanzahl aus der Umfragen 2008 und 2009 Abbildung 24: NawaRo-Anlagen aus der Umfrage im Vergleich zum Anlagenbestand 2009 ─ durch- schnittliche Leistung in den Biogasregionen Altersstruktur. Die meisten neuen Anlagen befanden sich in der Biogasregion 1, dies entsprach auch den Altersstrukturverhältnissen des Anlagenbestands in Baden-Württemberg (vgl. Abbildung 22). Überdurchschnittlich vertreten waren in den Biogasregionen 1, 2 und 3 die Anlagen, die im Zeitraum 2005-2007 in Betrieb genommen wurden. Im Vergleich zum Gesamtanlagenbestand gab es in den Biogasregionen 1 und 2 unter den befragten Anlagen anteilig weniger Betriebe, die vor 2005 in Betrieb genommen wurden. Anteilig weniger vertreten im Vergleich zum Gesamtanlagenbestand waren in der Umfrage die Anlagen in den Biogasregionen 1, 2 und 3, die im Zeitraum 2008-2009 ans Netz gegangen sind. Die Biogasregion 4 ist nicht repräsentativ für die Auswertung der Altersstruktur. Nutzung der Substrate. Der Ressourcenverbrauch der Biogasanlagen in Baden- Württemberg wird folgendermaßen errechnet: Jeder Biogasanlage der 566 NawaRo-Anlagen aus der vorhandenen Statistik (siehe oben - Umfrage) wurde die durchschnittliche Substrat- zusammensetzung der Biogasanlagen aus den Umfrageergebnissen in der jeweiligen Biogasregion zugeordnet. Beispielsweise einer in der Statistik vorhandenen 80 kWel Biogas- anlage aus dem Main-Tauber-Kreis (Biogasregion 1 - Nord-West) wurde die durchchnittliche Substratzusammensetzung der Biogasanlage in der Biogasregion 1 (Nord-West) [ kW BRBGA 100 1 ], die der Größenklasse ≤ 150 kWel entspricht, zugewiesen (siehe Abbildung 25). b) 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 53 * Bei der Biogasregion 4 wurde wegen unzureichender Datenverfügbarkeit die durchschnittliche Substratzusam- mensetzung für gesamt Baden-Württemberg zu Grunde gelegt. Abbildung 25: Vorgehensweise für die Hochrechnung des gesamten Substratverbrauchs in den Bio- gasregionen anhand von Modellanlagen Die Hektarerträge dienten der Berechnung der benötigten Fläche für den Substrateinsatz in den Biogasanlagen. Dafür wurden die durchschnittlichen Hektarerträge der jeweiligen Landkreise nach /Stala BW 2008a/, die zu den jeweiligen Biogasregionen gehören, zu Grunde gelegt. Um die Substratmengen frei Anlage (nach Abzug der Verluste) bestimmen zu können, wurden angelehnt an /KTBL 2009a/ bei Energiepflanzen und Dauergrünland 12 % FM Verluste für Lagerung und Transport abgezogen. Bei der Berechnung der eingesetzten Menge von Gülle und Mist in den Biogasanlagen wurde analog zum Einsatz von Energiepflanzen und Dauergrünland vorgegangen und anhand der durchschnittlichen Substratzusammensetzung bei Schweine- bzw. Rindergülle und -mist der Modellanlagen in der jeweiligen Biogasregion gerechnet. Für die Errechnung des Gülle- und Mistanfalls wurden spezifische Umrechnungsfaktoren verwendet, um je nach Tierartstruktur den Gülle- und Mistanfall pro Landkreis zu ermitteln (vgl. dazu Anhang Tabelle A 5 und Tabelle A 6). * 54 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 3.2.1 Substratzusammensetzung Silomais machte den höchsten Mengenanteil an der Substratzusammensetzung (45 %) der baden-württembergischen Biogasanlagen aus. Gülle und Festmist zusammen machten ein Drittel der Substratzusammensetzung aus. Grassilage nahm einen 12 % Anteil und GPS einen 6 % Anteil an der Substratzusammensetzung ein. Werden die Biogasregionen in Baden-Würt- temberg analysiert, zeigten sich die Unterschiede in der Substratzusammensetzung18 der Anla- gen (siehe Abbildung 26). Abbildung 26: Durchschnittliche Substratzusammensetzung der Biogasanlagen nach Biogasregionen Biogasregion 1. In der ackerreichen Biogasregion 1 nahm Silomais im Vergleich zu den anderen Biogasregionen die meisten Mengenanteile ein. Im Schnitt aller Anlagen war in der Biogasregion 1 über 50 % Silomais und 27 % Gülle in der Substratzusammensetzung der Biogasanlagen zu finden. Die Grassilage spielte im Vergleich zu den anderen Biogasregionen eine weniger bedeutende Rolle in der Substratzusammensetzung. Biogasregion 2. In der acker-, grünland- sowie güllereichen Biogasregion 2 spielte ähnlich wie in der Biogasregion 1 Silomais in der mengenanteiligen Substratzusammen- setzung die wichtigste Rolle. In der Biogasregion 2 wurde im Vergleich zu den übrigen Biogasregionen im Schnitt anteilig die meiste Grassilage eingesetzt. Die Anteile von Gülle und Mist waren die geringsten im Vergleich zu den übrigen Biogasregionen. Biogasregion 3. In der grünlandreichen Biogasregion 3 nahm Gülle und Mist (mit 44 %) den größten Anteil an der Substratzusammensetzung ein. Somit spielte Silomais im Vergleich zur Biogasregion 1 und 2 eine weniger bedeutsame Rolle. Die Grassilage hatte einen Anteil an der Substratzusammensetzung von 11 %. Trotz hohen Dauergrünlandpotenzialen wurde in der Biogasregion 3 weniger Grassilage im Vergleich zur Biogasregion 2 eingesetzt. Es ist zu 18 Durchschnitt der Substratzusammensetzung aller an der Umfrage beteiligten Biogasanlagen. 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 55 vermuten, dass Grassilage eher als Viehfutter eingesetzt wurde und eher verstärkt Gülle in die Biogasanlagen eingebracht wurde. In allen Biogasregionen ist die Ganzpflanzensilage in der Substratzusammensetzung mit 5 bis 7 % eher gleichmäßig vertreten. Die Abbildung 27 zeigt die Substratzusammensetzung differenziert nach Biogasre- gionen und Größenklassen. Die Umfragedaten zu den Biogasanlagen in der Biogasregion 4 (Mitte-West) können nicht als repräsentativ gesehen werden und wurde daher in der Abbildung 27 nicht dargestellt. Generell ist zu erkennen, dass in jeder Biogasregion mit steigender Anlagengröße die Anteile von Silomais in der Substratzusammensetzung steigen und gleichzeitig die Anteile von Gülle zu Gunsten von Silomais sinken. In jeder Größenklasse in der Biogasregion 2 (Nord- und Südost) wurde im Vergleich zu den Biogasregionen 1 (Nordwest) und 3 (Südwest) weniger Gülle und Mist eingesetzt, dafür waren die Anteile von Silomais höher. Die Anteile von eingesetzter Gülle und Mist sanken mit steigender Größenklasse in allen Biogasregionen, wobei bei der Biogasregion 3 (Südwest) die gleichen Anteile von Gülle und Mist in den Größenklassen ≤ 150 kWel und 151-325 kWel eingesetzt wurden. Abbildung 27: Durchschnittliche Substratzusammensetzung der Biogasanlagen nach Größenklassen 3.2.2 Anlagenkomponente und -betrieb In diesem Kapitel wird die betriebliche Auslegung der Biogasanlagen differenziert nach Größenklassen zusammengefasst. Es werden Anlagenkomponente sowie Anlagenbetrieb anhand ausgewählter Betriebsparameter analysiert:  Anlagenkomponente  Fermenter,  Nachgärer,  Gärrestlager und  Blockheizkraftwerk (BHKW). 56 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg  Anlagenbetrieb  Betriebsgröße – Größe des landwirtschaftlichen Betriebes (ha und/oder GVE),  Substratcharakteristik – Verhältnis von eigenem und zugekauftem Substrat, Transportwege für Substrate,  Biogaserzeugung – Charakteristik des Gärprozesses (Verweilzeit, Raumbelas- tung, Biogasausbeute). Die Erklärung der oben benannten Begrifflichkeiten ist dem Anhang Tabelle A 1 zu entnehmen.  Biogasnutzung – Stromerzeugung pro Substrateinsatz, Volllaststunden BHKW, Prozessstrombedarf, Wärmeproduktion, externe und interne Wärmenutzungs- konzepte. Anlagenkomponente. Fermenter und Nachgärer. Zu der meist vorherrschenden Behäl- terkombination zählten ein Fermenter und ein Nachgärer. Diese Kombination traf für 60 % der befragten Anlagen zu. Mehr Rührwerkleistung wurde in dem Fermenter als im Nachgärer in- stalliert. Dies hängt mit der Charakteristik des Gärprozesses zusammen. Das meiste Gas wird in den ersten 10 Tagen im Fermenter produziert /LfU (Hrsg.) 2007/ – dieser Prozess wird mit dem Substratrühren unterstützt. Die installierte spezifische Rührwerkleistung war bei den kleinsten Biogasanlagen (≤ 150 kWel) am höchsten, obwohl diese Anlagen die höchsten An- teile an Gülle in der Substratzusammensetzung hatten und mit der niedrigsten Raumbelastung gekennzeichnet waren. Bei den übrigen Größenklassen war die spezifische Rührwerkleistung tendenziell gleich. Tabelle 20: Technische Auslegung der Biogasanlagen Technik Einheit ≤ 150 151 - 325 326 - 500 ≥ 501 Gesamt kWel Fermenter und Nachgärer 1 F a) + 1 N b) % der Anlagen 58 % 70 % 58 % 41 % 60 % spez. Rührwerkleistung im Fermenter kWel/1.000 m³Fermenter 28 24 23 20 24 spez. Rührwerkleistung im Nachgärer kWel/ 1.000 m³Nachgärer 22 19 17 19 19 Gärrestlager GL c) vorhanden % der Anlagen 88 % 98 % 97 % 95 % 96 % Abdeckung der GL % der Anlagen 5 % 17 % 31 % 55 % 25 % BHKW 1 BHKW % der Anlagen 86 % 33 % 67 % 100 % 62 % 2 BHKW % der Anlagen 14 % 67 % 33 % 0 % 38 % Gasmotoren % der ges. Leistung 82 % 64 % 61 % 81 % 69 % Zündstrahlmotoren % der ges. Leistung 18 % 36 % 39 % 19 % 31 % Wirkungsgrad el Gas % 37 % 37 % 37 % 40 % 37 % Wirkungsgrad el Zündstrahl % 39 % 41 % 41 % 42 % 41 % Wirkungsgrad th Gas % 49 % 44 % 45 % 46 % 46 % Wirkungsgrad th Zündstrahl % 42 % 44 % 41 % 42 % 43 % a) Fermenter, b) Nachgärer, c) Gärrestlager Gärrestlager. 96 % der Anlagen, die in der Umfrage erfasst wurden, verfügten über ein Gärrestlager. In der Größenklasse ≤ 150 kWel gaben 88 % der Biogasanlagenbetreiber ein Gär- restlager an. Die wenigsten Gärrestlager (5 %) waren in der Größenklasse ≤ 150 kWel gasdicht abgedeckt. In der Größenklasse ≥ 501 kWel waren bereits 55 % der Gärrestlager mit gasdichter Abdeckung ausgestattet. 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 57 BHKW. In den meisten Biogasanlagen in Baden-Württemberg wurde ein BHKW betrie- ben (über 60 % der Anlagen). Etwa 40 % der Biogasanlagen verfügten über zwei BHKW. Zwei BHKW gaben am häufigsten die Betreiber der Anlagen in der Größenklasse 151-325 kWel an, gefolgt von der Größenklasse 326-500 kWel. Knapp 70 % der gesamten Leistung entfällt auf Gasmotoren. Die meisten Gasmotoren gab es in der Größenklasse ≤ 150 kWel und in der Grö- ßenklasse ≥ 501 kWel. Knapp 30 % der installierten Leistung machten somit die Zündstrahl- motoren aus. Die meisten Zündstrahlmotoren waren in der Größenklasse 326-500 kWel instal- liert. Der Anteil von Zündstrahlmotoren stieg bis zur Größenklasse 326-500 kWel und sank ab der Größenklasse ≥ 501 kWel. Dies hängt damit zusammen, dass die Zündstrahlmotoren aus emissionstechnischen Gründen in der Regel bis zur Größenklasse 350 kWel auf dem Markt angeboten werden (vgl. /KTBL 2009a/). Somit war der Zündstrahlmotor in dieser Größen- klasse nur als Kombination von zwei Motoren möglich. Der durchschnittliche elektrische Wir- kungsgrad des Gasmotors betrug laut der Befragungswerte 37 %. Für den Zündstrahlmotor betrug der elektrische Wirkungsgrad 41 %. Die elektrischen Wirkungsgrade stiegen tendenzi- ell mit der Anlagengröße. Anlagenbetrieb. Betriebsgröße. Die Größe der installierten Leistung in den Biogasanla- gen wuchs überproportional zur Größe der landwirtschaftlichen Betriebe, d. h., dass beispiels- wiese die kleinsten Anlagen (≤ 150 kWel) über 80 ha verfügten und die im Schnitt 3- bis 4-mal größere Anlagen in der Größenklasse 326-500 kWel über lediglich ca. 30 ha Acker mehr ver- fügten. Über 90 % der untersuchten Biogasanlagen waren an landwirtschaftliche Betriebe an- gegliedert. 9 % waren dagegen „reine Biogasbetriebe“, d. h. dass sie nicht an einen landwirt- schaftlichen Betrieb angegliedert waren und alle ihre Substrate extern zugekauft haben. Der Anteil „reiner Biogasbetriebe“ stieg mit der Anlagengröße und war in der Größenklasse ≥ 501 kWel mit über 30 % am höchsten. Standen die Biogasanlagen auf landwirtschaftlichen Betrieben, so handelte es sich dabei meist um Gemischtbetriebe, die Rinder bzw. Schweine hielten und zudem über Grünland und Ackerland verfügten (67 % der befragten Betriebe). Die genaue Beschreibung der Betriebscharakteristik kann /Stenull et al. 2011/ entnommen werden. Verhältnis von eigenem und zugekauftem Substrat. Das Verhältnis von eigenem und zu- gekauftem Substrat hing von der Anlagengröße und Substratart ab. Generell gilt, dass je größer die Anlage war, desto mehr Substrat wurde zugekauft (vgl. Abbildung 28). Das eigene Substrat hatte im Schnitt einen 90 %igen Anteil an der Substratzusammen- setzung der kleinsten Anlagen (≤ 150 kWel), bei den mittleren und großen Anlagen sank dieser Anteil im Schnitt auf 64 %. Die Größe der installierten Leistung in den Biogasanlagen wuchs überproportional zu der Größe der landwirtschaftlichen Betriebe (vgl. /Stenull et al. 2011/). Dies erklärt den steigenden Substratzukauf in den größeren Anlagen. Zu den am meisten zu- gekauften Substraten gehörte Silomais und Gülle. Bei Mist, GPS und Grassilage wurde ten- denziell anteilig weniger Substrat zugekauft und mehr auf eigenen Substraten basiert. Die Be- treiber der kleinsten Anlagen konnten sich fast ausschließlich selbst mit eigener Gülle und Grassilage versorgen. Die Betreiber der mittleren und großen Anlagen konnten ca. 60 % Gülle und Silomais aus dem eigenen Betrieb bereitstellen. Die Abhängigkeit vom Substratzukauf war in den Größenklassen 326-500 kWel und ≥ 501 kWel etwa ähnlich. 58 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg Abbildung 28: Eigen- und Zukaufverhältnis der Biogassubstrate nach Größenklassen Durchschnittliche Transportwege. Im Schnitt waren die durchschnittlichen Transport- wege für Silomais am längsten und betrugen 4,3 km. Gülle wurde im Schnitt über 1,7 km transportiert. Die Transportwege für Energiepflanzen und Grassilage stiegen tendenziell mit der Anlagengröße. Somit betrugen die durchschnittlichen Transportwege für Silomais in der Größenklasse ≤ 150 kWel 3,3 km, in der Größenklasse ≥ 501 kWel waren es bereits 7,2 km. Da für Silomais und Grassilage die Transportentfernungen mit der steigenden Größenklasse an- steigen, werden für weitere Berechnungen die Transportwege für GPS in der abweichenden Größenklasse 326-500 kWel angepasst und mit 4,0 km angenommen. a) Anzahl der Nennungen Abbildung 29: Durchschnittliche Transportwege für die Biogassubstrate nach Größenklassen a) e ig e n e s S u b s tr a t z u g e k a u ft e s S u b s tr a t 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 59 Biogaserzeugung. Verweilzeit (zur Begriffsdefinition siehe Tabelle A 1). Die Auswer- tung der Angaben der Biogasanlagenbetreiber in Baden-Württemberg zeigte, dass die Verweil- zeiten von den Substraten im Schnitt 49 Tage im Fermenter und ca. 91 Tage im Gesamtsys- tem19(Median20) betrugen. Tendenziell waren die kleinsten Anlagen durch geringfügig längere Verweilzeiten (ca. 93 Tage) und größere Anlagen durch kürzere Verweilzeiten (ca. 80 Tage) gekennzeichnet, wobei die Unterschiede zwischen den Größenklassen nicht groß waren. Raumbelastung (zur Begriffsdefinition siehe Tabelle A 1). Der Median der Raumbelas- tung betrug für die untersuchten Biogasanlagen 3,3 kg oTS/(m³F∙d). Die Raumbelastung stieg mit der Anlagengröße an und betrug für die kleinsten Anlagen 2,6 kg oTS/(m³F∙d), für die mittleren und großen Anlagen war die Raumbelastung höher und betrug 3,7-3,8 kg oTS/(m³F∙d). Dies hängt damit zusammen, dass in den mittleren und großen Anlagen im Ver- gleich zu den kleinsten und kleinen Anlagen mehr Energiepflanzen und weniger Gülle einge- setzt wurde (vgl. Abbildung 26). Im Vergleich zum Güllesubstrat weisen die Energiepflanzen deutlich höhere Trockensubstanzgehalte auf und verursachen somit höhere Raumbelastung im Gärbehälter. a) Anzahl der Nennungen Abbildung 30: Durchschnittliche Biogasausbeute nach Größenklassen Biogasausbeute (zur Begriffsdefinition siehe Tabelle A 1). Im Schnitt betrug die Biogas- ausbeute in den befragten Betrieben 622 (berechnet21) bzw. 639 Nm³/t oTS (gemessen22). Al- lerdings ist für die gemessene Biogasausbeute die Stichprobenanzahl geringer, da nur 40 % der befragten Biogasanlagenbetreiber diese Messung durchgeführt haben. Die gemessenen Bio- gasausbeuten zeigen auch deutliche Abweichungen im Vergleich zu den berechneten Biogas- ausbeuten. Die meisten Abweichungen in der Biogasausbeute lagen in der Größenklasse 326- 500 kWel vor. In dieser Größenklasse gab es einige Anlagen, die niedrige Volllaststunden 19 Als Gesamtsystem ist Fermenter und Nachgärer gemeint. 20 Da die Verweilzeiten deutlich streuen, wurde hier der Medianwert berücksichtigt. 21 Nach spezifischen Biogasausbeuten von /Dederer 2010/ der Substrate berechnet (vgl. Tabelle 6). 22 Nach Angaben von Biogasanlagenbetreibern. 60 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg erreicht haben. Im Schnitt aller Anlagen liegen die berechneten und gemessenen Biogasaus- beuten nah aneinander - insofern liefern beide Methoden einen guten Orientierungswert zur Biogasproduktion in der Anlage. Tendenziell wurde eine höhere berechnete Biogasausbeute in der Größenklasse 326- 500 kWel und ≥ 501 kWel im Vergleich zu den Anlagen in der Größenklasse < 326 kWel ange- geben. In den größeren Anlagen lag es an den steigenden Anteilen an Energiepflanzen in der Substratzusammensetzung, die durch höhere spezifische Biogasausbeute im Vergleich zu Gülle gekennzeichnet sind. Die Biogasausbeute pro Tonne Frischmasse stieg ebenso mit der steigenden Anlagengrößenklasse an, da mit steigender Anlagengröße weniger Gülle einge- bracht wurde. Biogasnutzung. Volllaststunden. Im Schnitt betrug für Baden-Württemberg die Auslas- tung knapp 90 %. Die Anlagen, die 2009 ans Netz gegangen sind, wurden in der Auswertung nicht berücksichtigt, da sich diese Anlagen kein volles Jahr in Betrieb befunden haben. Die höchste Auslastung wurde in der Größenklasse ≥ 501 kWel (knapp 8.000 h/a), die niedrigste Auslastung wurde in der Größenklasse ≤ 150 kWel (7.900 h/a) errechnet. Zwischen großen und kleinen Anlagen ist somit im Schnitt mit einem Unterschied von ca. 100 Volllaststunden im Jahr zu rechnen. Spezifische Stromerzeugung. Die spezifische Stromerzeugung für die untersuchten Be- triebe (d. h. Stromerzeugung pro Substrateinsatz) betrug im Schnitt 1,33 kWhel/kg oTS (vgl. Abbildung 31). In der Größenklasse ≤ 150 kWel betrug die spezifische Stromerzeugung 1,18 kWhel/kg oTS, ab der Größenklasse 326 kWel stieg sie auf 1,44 bzw. 1,43 kWhel/kg oTS an. Dies hing ebenso wie im Falle der Parameter Raumbelastung sowie Biogasausbeute mit höheren Anteilen an Energiepflanzen, aber auch mit höheren elektrischen Wirkungsgraden in den höheren Größenklassen zusammen. Prozessstrombedarf. Der Prozessstrombedarf betrug im Schnitt knapp 6 % (Median) der Gesamtstromerzeugung. Tendenziell haben Betreiber der Anlagen in der Größenklasse ≤ 150 kWel einen höheren Strombedarf im Vergleich zu den Betreibern der Anlagen in der Größen- klasse ≥ 501 kWel angegeben. Der Prozessstrombedarf streute jedoch zwischen den einzelnen Anlagen deutlich. 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 61 Abbildung 31: Stromerzeugung pro Substrateinsatz nach Größenklassen Strom- und Wärmeerzeugung. Die Strom- und Wärmeerzeugung wurde berechnet, indem die Leistung der Biogasanlagen in den Biogasregionen (insgesamt 566 Anlagen, Stand 2009) nach /Staatliche Biogasberatung 2010/ mit dem Volllastanteil der festgelegten Größen- klassen multipliziert wurde. Die landwirtschaftlichen Biogasanlagen in Baden-Württemberg haben im Basisjahr 2009 insgesamt 1.172 GWhel Strom23 erzeugt, davon belief sich die Stromerzeugung aus Biomethan auf geschätzte 48,7 GWhel/a. Die Wärmeerzeugung belief sich auf 1.288 GWhth. Das Umweltministerium BW gibt zum Vergleich 1.198 GWhel Strom aus Biogas an /UM BW (Hrsg.) 2012/. Wobei das /UM BW (Hrsg.) 2012/ auch die Bioabfallvergärungs-Anlagen berücksichtigt, die in dieser Arbeit aussen vor gelassen wurden. Unterstellt man die Volllastunden aus dem Basisjahr 200924, stieg die gesamte Stromerzeugung aus Biogas in 2013 auf geschätzte 2.396,5 GWhel/a25. Wärmeproduktion. Anhand von Angaben der befragten Biogasanlagenbetreiber zeigt sich im Durchschnitt eine eigene Nutzung (innerbetriebliche Wärmenutzung26) in Höhe von 6 %, die Anteile der verkauften Wärme (außerbetriebliche Wärmenutzung27) betrugen 22 % (vgl. Abbildung 32) der gesamten erzeugten Wärme. Insgesamt wurde damit knapp 30 % der anfallenden Wärme genutzt. Die benötigte Wärme für die Fermenterheizung wurde hier nicht berücksichtigt, da diese an den Anlagen nicht gemessen wurde. Laut Literaturangaben wird für die Fermenterheizung ca. 20 % der gesamt anfallenden Wärme benötigt /IFEU (Hrsg.) 2008, Lansche 2011/. Durch die höchsten Anteile der innerbetrieblichen Wärmenutzung (14 %) waren die Biogasanlagen in der Größenklasse ≤ 150 kWel gekennzeichnet. Da in dieser Größenklasse 23Der elektrische Wirkungsgrad vom Erdgas-BHKW, in dem das Biomethan verbrannt wird, wurde mit 41 % angenommen. 24Der Mittelwert aller Betriebe liegt bei 7890 h/a. 25Die gesamte installierte elektrische Leistung der Biogasanlagen in Baden-Württemberg stammt aus /Staatliche Biogasberatung und MLR 2014/. 26 d. h. Beheizung von eigenem Wohn- und/oder Betriebs- und/oder Stallgebäude 27 d. h. Externer Absatz/Verkauf an Dritte (z. B. Beheizung von Wohnsiedlungen über Nahwärmenetz, Bereit- stellung der Wärme für Industriebetriebe, Beheizung von öffentlichen Gebäuden wie z. B. Krankenhaus, Kin- dergarten, Rathaus) 62 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg insgesamt gesehen wenig Wärme anfällt, ist es möglich, die nennenswerten Anteile dieser Wärme zu nutzen. Mit steigender Anlagengröße sanken diese Anteile auf 4 %. Die höchsten Anteile der außerbetrieblichen Wärmenutzung wurden in der Größenklasse ≥ 501 kWel errechnet. Hier wurde im Schnitt 33 % der anfallenden Wärme genutzt. Innerbetriebliche Wärmenutzung. 78 % (105 Anlagen) der befragten Betriebe in Baden- Württemberg nutzten die anfallende Wärme innerbetrieblich. Zu den häufigsten innerbetrieb- lichen Wärmenutzungsmöglichkeiten gehörten: Beheizung von eigenen Wohn-/Aufenthalts- räumen (37 %), Betriebsräumen (31 %) sowie Stallbeheizung (20 %). Mehrfachantworten bzw. mehrere Nutzungsmöglichkeiten der anfallenden Wärme in eigenem Betrieb waren mög- lich. Außerbetriebliche Wärmenutzung. 47 % (64 Anlagen) der befragten Betriebe haben an- gegeben, dass sie die anfallende Wärme außerbetrieblich genutzt haben, wobei oft kleine Wär- memengen verkauft wurden. Zu den häufigsten Möglichkeiten der außerbetrieblichen Wärme- nutzung gehörten: Beheizung von Wohnhäusern (44 %), Holztrocknung (17 %) sowie Wärme- abgabe an öffentliche Versorger (14 %) oder andere Konzepte (35 %). Zu den anderen Kon- zepten zählten beispielsweise: Klärschlammtrocknung, Wärmenutzung im Geflügelmastbe- trieb, Büro/Internat, Entsorgungsbetrieb, Beheizung vom Schwimmbad, Schule, Rathaus, Bür- gerhaus oder Kindertagesstätte. Mehrfachantworten bzw. mehrere Möglichkeiten der außerbe- trieblichen Wärmenutzung waren auch hier möglich. Im Vergleich zu den Anlagen, die vor 2007 gebaut wurden, spielen Wärmekonzepte in den Anlagen, die nach 2007 in Betrieb ge- nommen wurden, wegen ihres verstärkten Einflusses auf die Wirtschaftlichkeit eine wichtigere Rolle. a) Bei der Fermenterheizung handelt es sich um eine Literaturannahme /IFEU (Hrsg.) 2008, Lansche 2011/, da keine Daten aus der Umfrage vorliegen. Abbildung 32: Wärmenutzung aller Biogasbetriebe nach Größenklassen a) 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 63 3.3 Gegenüberstellung der Biomassepotenziale zur Biogaserzeu- gung und ihrer Nutzung Anbauflächen für Biogasproduktion. In den Biogasregionen waren die Flächen, auf denen Biogassubstrate angebaut wurden, unterschiedlich strukturiert (vgl. Abbildung 33). Dies ist auf die leicht variierende Substratzusammensetzung der jeweiligen Biogasanlagen sowie auf die Anteile der verschiedenen Anlagengrößen zurückzuführen. In der Biogasregion 1 (Nordwest) bestehen die Flächen für den Anbau der Biogassubstrate aus über 60 % Silomais- und 20 % Dauergrünlandflächen. In der Biogasregion 2 (Nord- und Südost) sinkt der Anteil der Silomaisflächen auf 48 % zugunsten der Dauergrünlandflächen (39 % der Flächen für Bi- ogassubstratanbau). Hier war der Anteil von Grassilage (17 %) in der Substratzusammenset- zung der Biogasanlagen im Vergleich zu den anderen Biogasregionen am höchsten (vgl. Abbildung 26). In der Biogasregion 3 (Südwest) wurden anteilig für den Anbau der Biogas- substrate die wenigsten Silomaisflächen (40 %) in Anspruch genommen. Hier zeigte die Sub- stratzusammensetzung der Anlagen hohe Anteile an Grassilage sowie Gülle und Mist. Für Grassilage wurden 33 % der Flächen für Biogassubstrate angebaut. Abbildung 33: Flächenverteilung für den Anbau der Biogassubstrate Die benötigte Fläche für die landwirtschaftlichen Biogasanlagen in BW betrug knapp 81,2 [1000 ha], davon wurden 64 % Ackerland und 35 % Dauergrünland in Anspruch genommen. 64 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg Tabelle 21: Genutzte Anbauflächen für Biogaserzeugung Parameter Einheit Biogas- region 1 (Nord- west) Biogasre- gion 2 (Nord- und Süd- ost) Biogas- region 3 (Süd- west) Biogasre- gion 4 (Mitte- West) Baden- Württem- berg Silomais 1.000 ha 4,8 21,6 9,3 2,5 38,3 Anteil an der ges. Silomaisfläche % 33 % 43 % 49 % 56 % 43 % GPS 1.000 ha 0,8 3,2 3,2 0,5 7,8 Getreidekörner 1.000 ha 0,2 1,1 1,4 0,2 2,9 Ackerfutter 1.000 ha 0,4 1,2 1,7 0,2 3,6 Hirse 1.000 ha 0,0 0,1 0,0 0,0 0,2 Ackerland für Biogassubstrate 1.000 ha 6,4 27,2 15,6 3,4 52,7 Dauergrünland für Biogassubstrate 1.000 ha 1,5 17,4 7,6 1,9 28,5 Anteil an dem ges. Dauergrünland % 3 % 8 % 3 % 4 % 5 % Fläche für Biogaserzeugung 1.000 ha 7,9 44,7 23,2 5,3 81,2 Anteil an dem ges. Ackerland % 3 % 9 % 8 % 5 % 6 % Die Tabelle 21 zeigt die unterschiedliche Inanspruchnahme der Flächen durch Biogas- anlagen in den Biogasregionen sowie in ganz Baden-Württemberg. Die Stadtkreise wurden bei der Betrachtung nicht berücksichtigt, da diese über geringe Kapazitäten von Acker- und Dau- ergrünlandflächen verfügen. Die Tabelle zeigt, dass auf den Anbauflächen für Silomais, ge- folgt von Dauergrünland, am meisten für Biogassubstrate angebaut wird. Die meisten Flächen mit insgesamt 44,7 [1.000] ha für Biogassubstrate wurden bedingt durch die höchste installierte Leistung in der Biogasregion 2 (Nord- und Südost) in Anspruch genommen. Davon entfielen 21,6 [1.000] ha Fläche auf den Anbau von Silomais. Abbildung 34: Anteile der Flächen für den Anbau der Biogassubstrate 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 65 In der Biogasregion 3 – der zweitstärksten Region hinsichtlich der Anlagenzahl - wurden auf deutlich weniger Ackerland (23,2 [1.000] ha) Biogassubstrate angebaut. In der Biogasre- gion 1 (Nordwest) waren es insgesamt 7,9 [1.000] ha Flächen und in der Biogasregion 4 ins- gesamt 5,3 [1.000] ha Flächen für den Anbau der Biogassubstrate. In Baden-Württemberg wurden im Schnitt 6 % Ackerland und 5 % Dauergrünland-flä- chen für Biogassubstrate herangezogen. Wobei manche Landkreise in Baden-Württemberg wie z. B. Schwarzwald Baar, Tuttlingen, Konstanz und Ravensburg bereits mehr als 15 % der Ackerlandfläche für den Anbau der Biogassubstrate in 2009 nutzten. Die Abbildung 34 zeigt, dass es jedoch von Biogasregion zur Biogasregion Unterschiede in der anteiligen Flächennut- zung durch Biogasanlagen gab. Knapp 9 % des Ackerlandes wurden in der Biogasregion 2 (Nord- und Südost) genutzt, wobei in der Biogasregion 1 (Nordwest) nur 3 % des Ackerlandes zum Anbau von Biogassubstraten herangezogen wurden. Trotz der geringen Anteile von Silo- mais in der Substratzusammensetzung wurde in der Biogasregion 3 (Südwest) 8 % der Fläche für Silomaisanbau für Biogassubstrate genutzt. Dies hing mit dem vergleichsweise knappen Ackerland in dieser Region zusammen. In der grünlandreichen Biogasregion 3 (Südwest) wur- den knapp 4 % Dauergrünland für den Anbau der Biogassubstrate genutzt. Gülle und Mist für Biogaserzeugung. In Baden-Württemberg28 fielen unter den ge- troffenen Annahmen insgesamt über 11,66 Mio. m³ Gülle und knapp 2,77 Mio. m³ Mist an (vgl. dazu Kapitel 2.1.3). Die Abbildung 35 zeigt, dass für die Biogaserzeugung in Baden- Württemberg im Schnitt knapp 9 % der gesamt anfallenden Gülle und 8 % des gesamt anfal- lenden Mists in den Biogasanlagen eingesetzt wurden, wobei die Unterschiede in den Biogas- regionen deutlich sind. Tabelle 22: Gülle- und Mistanfall und genutzte Mengen für Biogaserzeugung Parameter Einheit Biogas-re- gion 1 (Nordwest) Biogasregion 2 (Nord- und Südost) Biogas-re- gion 3 (Südwest) Biogas-re- gion 4 (Mitte-West) Baden- Württem- berg Gülleanfall 1.000 m³/a 1.651 6.635 2.780 518 11.665 Mistanfall 1.000 m³/a 349 1.460 796 141 2.763 Mistanfall 1.000 t/a 289 1.212 660 117 2.293 Gülle- und Mistanfall 1.000 m³/a 2.000 8.095 3.575 659 14.428 Gülledichte m³/ha LF 5,1 12,2 6,4 4,6 8,3 Mistdichte m³/ha LF 1,1 2,7 1,8 1,2 2,0 Rindergüllenutzung m³/a 98.996 339.620 378.837 61.956 879.409 Schweinegüllenutzung m³/a 16.967 92.160 34.130 9.365 152.622 Rindviehmistnutzung t/a 17.002 69.330 118.651 14.784 182.407 Schweinemistnutzung t/a 1.144 4.155 3.833 1.256 8.621 Rindergüllenutzung % 10 % 7 % 15 % 15 % 10 % Schweinegüllenutzung % 2 % 5 % 11 % 10 % 5 % Rindviehmistnutzung % 7 % 6 % 19 % 14 % 9 % Schweinemistnutzung % 2 % 3 % 15 % 16 % 4 % Je nach Biogasregion wurde zwischen 7 % und 15 % der vorhandenen Gülle sowie zwi- schen 6 % und 19 % des vorhandenen Mists genutzt. Die Gülle- und Mistpotenziale für die Biogasproduktion wurden somit bei Weitem nicht ausgeschöpft. In der Biogasregion 3 (Süd- west) wurde Gülle für die Biogaserzeugung am intensivsten genutzt, da in dieser Region Gülle und Mist hohe Anteile an der Substratzusammensetzung der Biogasanlagen hat. Anzumerken 28 Stadtkreise wurden hier nicht berücksichtigt. 66 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg ist, dass in dieser Region nicht die höchste Gülle- und Mistdichte vorhanden war und auch die Anteile der größten landwirtschaftlichen Betriebe unterdurchschnittlich waren (siehe Tabelle 22). Mistnutzung lag an erster Stelle, was auf die hohen Anteile an Mist in der Substratzusam- mensetzung der Anlagen in der Größenklasse ≥ 501 kWel zurückzuführen ist. Trotz höchstem Gülle- und Mistaufkommen (vgl. Tabelle 22) und höchster installierter Leistung der Biogasanlagen wurden in dieser Biogasregion 2 die wenigsten Anteile an Gülle und Mist (7 % bzw. 6 %) genutzt. Dies geht einerseits auf die niedrige Verfügbarkeit von Gülle (eher kleinere bis mittlere Größe der Viehhaltungsbetriebe) und andererseits auf die hohe Ver- fügbarkeit von Energiepflanzen und Dauergrünland zurück. Im Vergleich zu der Biogasregion 2 war in der Biogasregion 1 (Nordwest) der Anteil der Gülle- und Mistnutzung fast genauso hoch. Anzumerken ist, dass es in der Biogasregion 1 eine eher unterdurchschnittliche Gülle- dichte gab und im Vergleich nur ein Fünftel der Leistung in Baden-Württemberg installiert war. Somit wird ersichtlich, dass in der Biogasregion 2 (Nord- und Südost) die Biogasanlagen- betreiber überwiegend auf Energiepflanzen als Biogassubstrat gesetzt haben, obwohl dort das höchste Aufkommen an Gülle und Mist vorhanden war. In der Biogasregion 3 (Südwest), die durch noch kleinere Viehhaltungsbetriebe gekennzeichnet ist, war die Güllenutzung in den Bi- ogasanlagen z.B. deutlich höher. Hier waren aber die Energiepflanzenpotenziale wesentlich geringer und somit der Anreiz für Güllenutzung höher. /Reinhold 2013/ stellte ebenso in den Regionen mit hohem Tierbesatz und eher kleinen bis mittleren Tierhaltungsbetrieben (Nord- und Süddeutschland) eine unterdurchschnittliche Nutzung von Gülle und Mist fest. Hierfür nennt er folgende Ursachen: begrenzter Gülle- und Mistanfall vor Ort, hohe Transportkosten, begrenzte Verwertungsflächen für Fremdgülle sowie hygienische Bedenken /Reinhold 2013/. Abbildung 35: Anteile von genutzter Gülle und Mist zur Biogaserzeugung Ausnutzung der Biomassepotenziale. Im Durchschnitt wurden in Baden-Württemberg 36 % der Energiepflanzenpotenziale, 22 % der Dauergrünlandpotenziale und 14 % der Gülle- und Mistpotenziale genutzt. Bei einer vergleichenden Analyse der Potenzialnutzung wird 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 67 deutlich, dass die Biogasanlagen in den Biogasregionen unterschiedlich auf die vorhandenen Potenziale zugreifen (vgl. Abbildung 36). Am stärksten wurde in den Biogasregionen auf die Energiepflanzenpotenziale zurückge- griffen. In der Biogasregion 1 (Nordwest) gab es die meisten ungenutzten Potenziale. Gleich- zeitig wurden durch den Anlagenbestand alle drei Potenziale (Energiepflanzen, Dauergrün- land, Gülle und Mist) in der Region am gleichmäßigsten (Energiepflanzen (15 %), Dauergrün- land (10 %), Gülle und Mist (11 %)) genutzt. In der Biogasregion 2 (Nord- und Südost) wurden überwiegend Dauergrünland (64 %) und Energiepflanzenpotenziale (54 %) genutzt, die Gülle- und Mistpotenziale hingegen kaum (9 %). In der Biogasregion 3 (Südwest) wurden dagegen die Gülle- und Mistpotenziale am stärksten genutzt (30 %). Bedingt durch das eher knappe Ackerland war die Nutzung der Energiepflanzenpotenziale in dieser Biogasregion relativ hoch (über 40 %). Abbildung 36: Ausnutzung der Biomassepotenziale für Biogaserzeugung durch den Biogasanlagen- bestand in 2009 Bei einem Vergleich der Biogasregionen untereinander wird deutlich, dass bei den Ener- giepflanzen in der Biogasregion 2 über 50 % der angenommenen Potenziale bereits genutzt wurden, wobei in der ackerreichen Biogasregion 1 lediglich 15 % der angesetzten Potenzial- höhe genutzt wurde. Bei dem Dauergrünland zeigte sich, dass in der Biogasregion 2 (Nord- und Südost) über 40 % der Potenziale bei der vorhandenen durchschnittlichen Substratzusam- mensetzung in den Biogasanlagen genutzt wurden. Wobei anzumerken ist, dass konservativ mit einer relativ geringen Ertragshöhe gerechnet wurde. Am wenigsten wurden die Gülle- und Mistpotenziale genutzt: Je nach Biogasregion lag der Anteil zwischen 9 % und 30 %. Somit wurde das Gülle- und Mistpotenzial in allen Biogasregionen bei Weitem nicht ausgeschöpft. Gülle hat im Vergleich zu Energiepflanzen eine deutlich niedrigere Energiedichte und kann weniger leicht transportiert werden. In der zusammenfassenden Auswertung werden die ermittelten Potenziale für die land- wirtschaftliche Biogaserzeugung (Kapitel 2.2) der Potenzialausnutzung durch Biogasanlagen 68 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg gegenübergestellt. Hierdurch werden die noch ungenutzten Potenziale in den Biogasregionen ersichtlich. Die Biogasregion 1 (Nordwest) ist die einzige Region, in der noch viele freie Ener- giepflanzenpotenziale zur Verfügung stehen. Die Biogasanlagenbetreiber in der Biogasregion 2 (Nord und Südost) können noch große freie Gülle- und Mistpotenziale nutzen und in der Biogasregion 3 (Südwest) stehen die meisten freien Dauergrünlandpotenziale zur Verfügung. Insgesamt steht für Biogaserzeugung viel freies Potenzial zur Verfügung, wobei das freie Po- tenzial innerhalb der Biogasregionen unterschiedlich verteilt ist (siehe Abbildung 37) und in manchen Landkreisen auch keine freien Potenziale mehr vorhanden sind. In den Landkreisen Heidenheim (BG2), Alb-Donau (BG2), Biberach (BG2), Rems- Murr-Kreis (BG3) und Waldshut (BG3) stehen mit dem Anlagenbestand 2009 keine freien Dauergrünlandpotenziale zur Verfügung. Dies deutet darauf hin, dass in manchen Landkreisen bereits eine verstärkte Konkurrenz zwischen Tierfütterung und Biogasproduktion besteht oder, dass Tierfutter, anders als in der Potenzialanalyse angenommen, nicht aus heimischen Futter- quellen gedeckt wird. Abbildung 37: Biomassepotenzial zur Biogaserzeugung versus Nutzung der Biogassubstrate Auch das Energiepflanzenpotenzial ist in manchen Landkreisen (Ravensburg (BG2), Schwarzwald-Baar (BG3), Rottweil (BG3), Tuttlingen (BG3), Konstanz (BG3)) 2009 bereits ausgeschöpft. Dies betrifft vor allem Landkreise in der Biogasregion 3, in der das Ackerland knapp ist. In Hinblick auf das Energiepflanzenpotenzial wird beispielsweise im Landkreis Ravensburg bereits 19 % des Ackerlandes durch die vorhandenen Biogasanlagen genutzt, was die angenommene Potenzialangabe für gesamt Baden-Württemberg deutlich überschreitet (15 % – siehe auch Tabelle 17). In den übrigen genannten Landkreisen wurden zwischen 15 % und 16 % des Ackerlandes für die Biogasproduktion in Anspruch genommen. Aus der Poten- zialsicht sollten in diesen Landkreisen keine weiteren Anlagen auf Energiepflanzenbasis ge- baut werden. Es kann also punktuell zu verstärken Konkurrenzen mit der herkömmlichen Nut- zung kommen, obwohl generell in der Biogasregion 2 (Nord und Südost) und 3 (Südwest) das Ackerland nur moderat genutzt wurde (9 % bzw. 8 % des Ackerlands für Biogasproduktion). 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 69 3.4 Fazit - Bilanz der Biogaserzeugung und -nutzung Durch die Befragung von 136 Biogasanlagenbetreibern und die räumliche Zuordnung der befragten Biogasanlagen zu den Biogasregionen konnten die Unterschiede in der anteiligen Substratzusammensetzung der Biogasanlagen in den Biogasregionen ermittelt werden. Weiter- hin wurden durch die Befragung der Stand der Technik und die Betriebsweise der Biogasanla- gen analysiert. Diese Datengrundlagen haben ermöglicht, die Biogasanlagen in Baden-Würt- temberg genauer in Hinsicht auf Technik und Betrieb (z. B. Anteile der Wärmenutzung, An- teile der Anlagen mit gasdichten Gärrestlagern, Transportentfernungen für Substrate) zu cha- rakterisieren. Somit entsteht die Grundlage für die Analyse der Energie- und Treibhausgasbi- lanz sowie Gestehungskosten der baden-württembergischen Biogasanlagen im Kapitel 4 und 5 dieser Arbeit. Energieerzeugung. Für das Jahr 2009 betrug die Erzeugung elektrischer Energie aus dem Biogasanlagenbestand in BW knapp 1.172 GWhel/a. Davon fielen 48,7 GWhel/a auf die Biomethanverstromung (eigene Schätzung). Die Erzeugung elektrischer Energie aus Biogas machte damit 2 % der in Baden-Württemberg erzeugten elektrischen Energie aus (Stand 2009). Im Jahr 2014 belief sich die Stromerzeugung aus Biogas auf 2.153 GWhel/a /UM BW (Hrsg.) 2015/. Der Zubau ist eher von mittleren und größeren Anlagen geprägt. Biomethanerzeugung spielte in Baden-Württemberg eine untergeordnete Rolle. Im Jahre 2009 gab es vier Anlagen, die 0,1 % des Erdgasverbrauchs in Baden-Württemberg aus- machten. Bis 2015 stieg die Anzahl der Biomethananlagen auf insgesamt 15 /LUBW 2016/. Einerseits ist der Beitrag von landwirtschaftlichen Biogasanlagen zur Stromerzeugung somit als niedrig einzustufen. Andererseits entstand die elektrische und thermische Energie überwiegend in Biogasanlagen, die an landwirtschaftliche Betriebe angegliedert waren. Deren Hauptrolle war primär die Nahrungsmittelproduktion und der Biogasanlagenbetrieb ist als ein zusätzliches Standbein anzusehen. Die Biogasregionen waren bedingt durch ihre Größe aber auch durch die Substratverfüg- barkeit für Biogasanlagen durch die unterschiedliche Anlagenzahl bzw. installierte Leistung gekennzeichnet. Je nach Biogasregion liegt eine unterschiedliche Größenstruktur der Biogas- anlagen vor. In der ackerreichen Biogasregion 1 (Nordwest) wurden eher größere Anlagen ge- baut, hier war die durchschnittlich installierte Leistung am höchsten (342 kWel). In der Biogas- region 2 (Nord- und Südost) wurden eher kleinere bis mittlere Anlagen (250 kWel), in der Bi- ogasregion 3 (Südwest) überwiegend kleinere Anlagen (226 kWel) und in der Biogasregion 4 mittlere Anlagen (250 kWel) gebaut. Über die Hälfte der insgesamt installierten Leistung be- fand sich dabei in der Biogasregion 2 (Nord- und Südost). Substrate. Am häufigsten wurde in den Biogasanlagen eine Mischung von Silomais, Grassilage sowie Gülle oder Mist eingesetzt. Somit spiegeln die in der Literatur dargestellten Modellbetrachtungen mit beispielsweise 100 % Gülle oder 100 % Silomais (vgl. IFEU (Hrsg.) 2008; FNR (Hrsg.) 2010) eher seltener die Situation der Biogasanlagen in Baden-Württemberg wieder, sondern zeigen lediglich die Extreme, die die Einordnung von ökonomischen und ökologischen Einflussfaktoren erlaubt. In der Umfrage gab es unter den baden- württembergischen Biogasanlagenbetreibern weder eine reine 100 %ige Silo-maisanlage noch eine 100 %ige Gülleanlage /Stenull 2011a/. 70 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg Diese Analysen haben gezeigt, dass in Baden-Württemberg die Agrarstruktur die Sub- stratzusammensetzung der landwirtschaftlichen Biogasanlagen deutlich beeinflusst. Vor allem bei den kleinsten und kleinen Anlagen ist die Substratzusammensetzung von der Agrarstruktur in der Region abhängig. In den höheren Größenklassen (ab 325 kWel) ist diese Abhängigkeit weniger ausgeprägt. Die Biogasregion 1 (Nordwest) und 2 (Nord- und Südost) waren durch die höchsten Anteile von Silomais in der Substratzusammensetzung der Biogasanlagen ge- kennzeichnet. In der Biogasregion 2 wurden zusätzlich hohe Anteile von Grassilage eingesetzt. In der Biogasregion 3 (Südwest) wurden in den Biogasanlagen die höchsten Anteile an Gülle genutzt. Die Auswertung der Umfrage ergab, dass je größer die Anlage, desto mehr Silomais und weniger Gülle gab es in der Substratzusammensetzung der Biogasanlagen. Dies galt für alle untersuchten Biogasregionen, wobei die Anteile der Energiepflanzen und Gülle und Mist von Biogasregion zu Biogasregion unterschiedlich waren. In den Biogasregionen 1 und 2 wurden im Vergleich zur Biogasregion 3 in den mittleren und großen Anlagen höhere Anteile von Silomais eingesetzt. Weiterhin gab es je nach Region z. B. beim Gülleeinsatz bis zu 20 % Un- terschiede in der gleichen Größenklasse der Anlage. Beispielsweise wurde in den kleinsten Anlagen in der Biogasregion 3 (Südwest) deutlich mehr Gülle eingesetzt als in der Biogasre- gion 2 (Nord- und Südost), obwohl in der Biogasregion 2 reichlich Gülle vorhanden war. Betrieb. Die Umfrageergebnisse haben folgende Zusammenhänge gezeigt, die unabhän- gig von der jeweiligen Biogasregion gültig sind: Je größer die Anlagen, desto mehr Wärme wird extern genutzt, desto mehr Gärrestlager werden gasdicht abgedeckt, desto mehr Energie- pflanzen und auch mehr Substrate werden extern zugekauft. Auch sind die Anteile der Gas- und Zündstrahlmotoren von der Anlagengröße abhängig. Die Anteile der Gasmotoren steigen ab 150 kWel bis zur Größenklasse 500 kWel an. Ausnutzung der Potenziale. Von den verfügbaren Biogassubstraten werden die Ener- giepflanzen (v. a. Silomais) bisher in allen Regionen bereits am umfangreichsten genutzt. Dies hängt vor allem mit dem finanziellen Anreiz des NawaRo-Bonus (EEG 2004 und 2009) zu- sammen, der die Nutzung der Energiepflanzen in den Biogasanlagen fördert. Dabei sind aber regionale Unterschiede erkennbar. Die meisten Energiepflanzenpotenziale (55 %) werden in der Biogasregion 2 (Nord- und Südost), die wenigsten Energiepflanzenpotenziale (15 %) wer- den in der Biogasregion 1 (Nordwest) durch den Anlagenbestand bereits genutzt. Die Nutzung der Güllepotenziale ist insgesamt am niedrigsten und lag in den Biogasre- gionen zum Zeitpunkt 2009 zwischen 10 % und 25 %. Vor allem in der Biogasregion 2 (Nord- und Südost), wo die meisten Güllepotenziale vorhanden sind, ist die Nutzung des Gülle- und Mistpotenzials durch den Anlagenbestand als sehr niedrig einzustufen. Das Dauergrünlandpotenzial wird in den Biogasregionen 1, 3 und 4 durch den Anlagen- bestand zwischen 10 % und 30 % genutzt. In der Tabelle 23 wird das Biomassepotenzial zur Biogaserzeugung sowie die Nutzung der Potenziale durch die bestehenden Anlagen in den Biogasregionen gegenübergestellt. Diese Analyse stellt für die Ableitung der zukünftigen Entwicklungsmöglichkeiten der Biogasanla- gen in Baden-Württemberg in Kapitel 5 eine wesentliche Datengrundlage dar. Auffallend sind die Biogasregionen, bei denen ein hohes Potenzial für ein bestimmtes Substrat bei dessen gleichzeitiger niedriger Nutzung festzustellen ist (fett markiert). Ein weiterer gezielter Ausbau des Biogasanlagenbestandes sollte vorzugsweise unter Nutzung dieser Substrate stattfinden. 3 Regionalspezifische Analyse und Bilanz der Erzeugung und Nutzung von Biogas in Baden-Württemberg 71 Es wird z. B. deutlich, dass in der Biogasregion 1 (Nordwest) vor allem freie Energiepflanzen- potenziale und in der Biogasregion 3 (Südwest) freie Dauergrünlandpotenziale für den Betrieb der Biogasanlagen zur Verfügung stehen. In der Biogasregion 2 ist die aktuell geringfügige Nutzung von Gülle und Mist bei der höchsten Anlagendichte festzustellen. Dies deutet darauf hin, dass es aktuell (noch) zu wenig Anreize für die Nutzung von Gülle und Mist in dieser Region gibt und die weiteren Biogassubstrate (Energiepflanzen und Dauergrünland) bisher sehr gut verfügbar waren. Tabelle 23: Eigenschaften der Biogasregionen in Hinsicht auf Biogaspotenzial und seine aktuelle Ausnutzung in den Biogasanlagen Parameter Biogasregion 1 (Nordwest) Biogasregion 2 (Nord- und Südost) Biogasregion 3 (Südwest) Biogasregion 4 (Mitte-West) Gesamtes Biomassepotenzial zur Biogaserzeugung mittel hoch mittel niedrig Energiepflanzen hoch mittel mittel mittel Gülle und Mist niedrig hoch mittel niedrig Dauergrünland niedrig mittel hoch niedrig Anlagengröße mittel bis groß klein bis mittel klein bis mittel mittel Aktueller Substrateinsatz in Biogasanlagenbestand Anteile der Energiepflanzen hoch hoch mittel k. A. Anteile der Gülle und Mist mittel niedrig mittel bis hoch Anteile der Grassilage mittel hoch mittel Potenzialnutzung durch Anlagenbestand Energiepflanzen niedrig hoch mittel bis hoch mittel Gülle und Mist niedrig niedrig mittel mittel Dauergrünland niedrig hoch mittel niedrig 72 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 4.1 Vorgehensweise und Auswahl der Modellanlagen Die Modellanlagen dienen dazu, die mögliche Entwicklung der Stromerzeugung aus Bi- ogas in Baden-Württemberg zu bestimmen. Sie sollten typische Bedingungen für den Betrieb der landwirtschaftlichen Biogasanlagen abbilden und als Basis für die ökonomisch-ökologi- sche Analyse der Biogasanlagen dienen. Die Parameter der Modellanlagen werden anhand von statistischen Daten /Staatliche Biogasberatung 2010/ (vgl. Kapitel 3.1) und den Umfrageergeb- nissen aus den Jahren 2008 und 2009 festgelegt (vgl. Kapitel 3.2). G Basis BHKW - An- lage mit Gasmotor, am häufigsten vertreten in BW GAB - Anlage mit Gas- motor und gasdichten Gärrestlagern GWN - Anlage mit Gas- motor und außerbe- trieblicher Wärmenut- zung GWN&AB - Anlage mit Gas- motor, außerbetrieblicher Wärmenutzung und gas- dichten Gärrestlagern Biomethan AB Basis – Bio- methanaufbereitungsan- lage, gasdichte Gärrestla- ger, am häufigsten vertre- ten in BW Z - Anlage mit Zünd- strahlmotor ZAB - Anlage mit Zünd- strahlmotor und gas- dichten Gärrestlagern ZWN - Anlage mit Zünd- strahlmotor und außer- betrieblicher Wärme- nutzung ZWN&AB - Anlage mit Zünd- strahlmotor, außerbetriebli- cher Wärmenutzung und gasdichten Gärrestlagern Abbildung 38: Aufbau der Modellanlagenvarianten Es wurden fünf Modellanlagen in verschiedenen technischen Ausführungen definiert. Schematische Darstellung der berücksichtigten Anlagenvarianten ist der Abbildung 38 zu ent- nehmen. Jede Anlage in der festgelegten Größenklasse ist durch eine spezifische 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 73 Substratzusammensetzung29 gekennzeichnet. Die Umfrage der Biogasanlagenbetreiber 2008/2009 zeigte, dass keine der 136 Anlagen eine reine „Monosubstrat-Anlage“ (z. B. 100 % Gülle oder 100 % Silomais) war /Stenull 2011a/. Dies bestätigte ebenso die Umfrage 2012 /Härdtlein et al. 2013/. Aus dem Grund wird bewusst auf die übliche Sensitivitätsdarstellung der Modellanlagenbetrachtung mit 100 % Gülle und 100 % Silomais verzichtet, wie es z. B. bei /IFEU (Hrsg.) 2008, KTBL 2009b, Scholwin et al. 2006/ der Fall war, da diese Anlagen keinen Praxisbetrieb in Baden-Württemberg wiederspiegeln. Die Modellanlagen waren in folgenden technischen Ausführungen möglich: Gas- oder Zündstrahlmotor, mit abgedeckten oder offenen Gärrestlagern, mit oder ohne externe Wärmenutzungskonzepte. Die am meisten verbreitete Variante der technischen Ausführung der Modellanlage in den Biogasregionen wird nach /Stenull 2011a/ als „BHKW-Basis“ be- zeichnet und ist mit einem Gasmotor ausgestattet und hat keine externe Wärmenutzung und keine gasdichte Abdeckung der Gärrestlager. Bei der angenommenen Variante der Biomethan- Nutzung „Biomethan-Basis“ wurde die physikalische Wäsche zu Grunde gelegt. Da es sich um eine große Anlage handelt, wurden die Gärrestlager in dem Basisfall gasdicht abgedeckt. Die Übersicht über die Auslegung der Modellanlagen wurde in der Tabelle 24 dargestellt. Die de- taillierte Auslegung der Modellanlagen ist in tabellarischer Form dem Anhang (Tabelle A 11, Tabelle A 12) zu entnehmen. Tabelle 24: Übersicht der Auslegung der Modellanlagen Parameter Ein- heit kleinste Modell- anlage kleine Modell- anlage mittlere Mo- dell-anlage große Modell- anlage größte Mo- dellanlage (Biomethan) Größenklasse kWel ≤ 150 151-325 326-500 ≥ 501 ≥ 1.000 Inbetriebnahme Jahr a 2006 Betriebsjahr a 2009 Lebensdauer a) a 20 Größe (installierte elektr. Leistung) kWel 100 250 370 500 1.000 BHKW-Typ (G b), Z c)) G Z G Z G Z G Z G Volllaststunden h/a 7.900 7.900 7.900 8.000 8.200 Substratzusammensetz. d): Gülle % FM 35% 32% 18% 6% 5% Mist % FM 3% 3% 3% 4% 0% Silomais % FM 35% 44% 57% 62% 90% Grassilage % FM 28% 17% 14% 18% 0% GPS e) % FM 0% 3% 8% 10% 5% a) bezogen auf Strom- bzw. Biomethanerzeugung in den Biogas- bzw. Biomethananlagen b) Gasmotor c) Zündstrahlmotor d) entspricht der Substratzusammensetzung der Biogasanlagen in der Biogasregion 2 e) Ganzpflanzensilage Getreide 4.1.1 Auslegung der Nähwärmenetze und Aufbereitungsanlage Nachfolgend wird die technische Auslegung der Nahwärmenetze und der Aufberei- tungsanlage für die Modellanlagen dargestellt. Auslegung der Nahwärmenetze für die Modellanlagen. Es wurde die Versorgung einer Siedlung mit Wärme zu Grunde gelegt und mit Hilfe der Siedlungstypmethode der Wärme- und Leistungsbedarf errechnet (siehe auch /Blesl et al. 2008a/). Der Wärmebedarf 29 Hier wurde exemplarisch die Substratzusammensetzung der Biogasanlagen aus der Biogasregion 2 (vgl. Ka- pitel 3.2.1), in der sich die meisten Anlagen in Baden-Württemberg befinden, zu Grunde gelegt. 74 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg einer Siedlung wurde mittels einer Dauerlinie nach dem Sochinsky-Verfahren ermittelt (siehe dazu /Blesl et al. 2008a/). Dazu wurden passende Wärmenetze mit Wärmeversorgungsaufgabe zu den gegebenen Modellanlagen (100 kWel, 250 kWel, 370 kWel, 500 kWel und Biomethananlage (1.000 kWel Äq.) erstellt /Herrmann 2011/. Es wurde von einem BHKW (Grundlasterzeuger) und einem Erdgasspitzenlastkessel ausgegangen. Die optimalen Leistungsanteile des Grundlasterzeugers liegen im Bereich 30 % - 50 % /Dötsch et al. 1998, FNR (Hrsg.) 2005, Ortinger 2007/. Es wurde von einem relativ hohen Lastanteil (50 %) des Grunderzeugers (BHKW) ausgegangen, da Wärme als Produkt des KWK-Prozesses bei den meisten Biogasanlagen in Baden-Württemberg umsonst zur Verfügung steht und ungenutzt an die Umgebung abgegeben wird (vgl. Kapitel 3.2.1). Ferner wurde von einem gleichen Abstand der Biogasanlage zur Siedlung (400 m) für alle Modellanlagen in dem Basisfall ausgegangen (siehe Tabelle 25). Die detaillierte Übersicht über die technischen Kennzahlen zur Wärmebilanz der Modellanlagen sowie Auslegung der Nahwärmenetze für die Modellanlagen sind in der Tabelle A 13 und Tabelle A 14 zusammengefasst. Tabelle 25: Technische Auslegung der Nahwärmenetze der Modellanlagen Modellanlage kW 100 250 370 500 1.000 Bruttoleistung Wärmeerzeugung kWth 199 433 665 909 1.825 Nettoleistung Wärmeerzeugung (abzüglich Eigenwärme- bedarf) kWth 181 411 633 869 1.750 Anschlussleistung kWth 184 431 681 963 2.056 Bruttowärme gesamt MWhth/a 539 999 1.576 2.170 4.536 Nettowärme gesamt MWhth/a 382 803 1.289 1.824 3.885 Genutzter Anteil der BHKW-Wärme (mit Netzverlusten) % 46 42 44 43 44 Genutzter Anteil der BHKW-Wärme (ohne Netzverluste) % 34 34 36 37 38 Abnehmer (Anzahl der angeschlossenen Wohnhäuser) Anzahl 14 19 37 46 101 Länge der Hauptleitung zur Siedlung m 400 Verteilung in der Siedlung m 321 497 909 1.181 2.570 Quelle: eigene Berechnungen, geändert nach /Herrmann 2011/ Auslegung der Aufbereitungsanlage für die Modellanlagen. Die technische Auslegung der Aufbereitungsanlagen ist in Tabelle 26 zusammengefasst. Nach /Köppel 2011/ stellt das Genosorb®-Verfahren die kostengünstigste Variante der Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität dar.Wobei die Kostenunterschiede zwischen den Aufbereitungsverfahren nicht signifikant sind. Vielmehr hängt der Einsatz der Aufbereitungsverfahren vom Anlagenstandort bzw. standortspezifischen Gegebenheiten ab (e. g. ob eine Wärmequelle vorhanden ist). Dennoch wurde für weitere Analysen das Genosorb®-Verfahren für alle Modellanlagen ausgewählt. Zwar können alle Modellanlagen mit einer Option zur Biomethanaufbereitung ausgelegt werden, unter den existierenden Rahmenbedingen (EEG 2009, Kosten der Biogasaufbereitung) sind jedoch nur die Anlagen ab einer Biomethaneinspeisekapazität von mindestens 200 Nm³/h wirtschaftlich (siehe Anlagenbestand Deutschland nach /Biogas-Netzeinspeisung 2010/). 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 75 Tabelle 26: Technische Auslegung der Aufbereitungsanlagen Modellanlage kW 100 250 370 500 1.000 CH4-Gehalt im Biogas %Vol. 0,53 0,52 0,52 0,52 0,52 Heizwert Biogas kWh/Nm³ 5,28 5,18 5,18 5,18 5,18 Rohgas Nm³/h 51 130 188 244 487 Biomethan Nm³/h 25 62 89 116 230 Methanverlust m³/a 22.972 41.352 56.057 71.987 133.255 Betriebsdruck bar a 8 8 8 8 8 Einspeisedruck bar a 16 16 16 16 16 Stromverbrauch MWh/a 157 321 452 595 1.142 Aktivkohle Feinentschwefelung kg/a 223 496 715 952 1.863 Aktivkohle kg/a 167 372 536 714 1.397 Glykolverbrauch kg/a 42 93 134 178 349 Grobentschwefelung Verbrauch Eisensalz kg/a 3.500 0 0 0 0 Ext. Grobentschwef. Verbrauch Nährlösung u. NaOH kg/a 0 356 528 714 1.429 Quelle: geändert nach /Köppel 2011/ 4.1.2 Kostendaten und EEG-Erlöse In diesem Unterkapitel wird die Gestehungskostenanalyse der Stromerzeugung aus Biogas bzw. Biomethan durchgeführt. Bei der Berechnung der Stromgestehungskosten wurde eine funktionelle Einheit „kWhel“ ausgewählt. Für die Berechnung der Wärmegestehungskos- ten im KWK-Prozess wird eine in kWhth ausgewählt. Für die ökonomische Analyse der ausge- wählten Modellanlagen wird ein Vollkostenansatz anhand von Annuitätenrechnung gewählt. Die Analyse der Strom- und Wärmegestehungskosten wurde gemäß /VDI 2067/ in kapi- tal-, verbrauchs-, betriebsgebundene und sonstige Kosten gegliedert. Die Kosten der Strom- und Wärmeerzeugung wurden mit der Annuitätenmethode durchgeführt. Mit der Annuitäten- methode werden einmalige Investitionsauszahlungen in jährlich gleichbleibende Beträge um- gerechnet, indem ein Annuitätenfaktor errechnet wird /VDI 2067/: 1)1( )1(    n n i ii a 4-1 a: Annuitätenfaktor [-] i: kalkulatorischer Zinssatz [-] n: Nutzungsdauer der Investition [-] Bei der Berechnung der Annuitätenfaktoren wurde für die Kosten der Energieerzeugung aus Biogas ein fester Zinssatz von 6 % gewählt. Die Nutzungsdauer der verschiedenen Anlagen- komponenten kann der Tabelle 27 entnommen werden. Tabelle 27: Die Nutzungsdauer der verschiedenen Anlagenkomponenten Nutzungsdauer Jahre Bau 40 BHKW 10 Technik 15 Elektrik 10 76 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg In diesem Abschnitt werden die Kostenkomponenten einzeln dargestellt. Für die Über- sicht der kapital-, verbrauchs-, betriebsgebundenen und sonstigen Kosten der Modellanlagen siehe Anhang Tabelle A 15 und Tabelle A 16. Kapitalgebundene Kosten. Die Kapitalkosten der Modellanlagen unterteilt nach Bau (u. a. Gebäude, Fermenter), BHKW, Technik und Elektrik mit Gas- und Zündstrahlmotoren sind in Tabelle 28 zusammengefasst. Basis hierfür stellen die Kosten der Anlagen aus der Umfrage dar, die in dem Zeitraum 2005-2006 gebaut wurden, da diese Anlagen zu den meisten Anlagen im Betriebsjahr 2009 in Baden-Württemberg zählten (siehe Kapitel 3.1). Die Gesamtinvestitionen der Modellanlagen beliefen sich für die kleinste Anlage auf über 0,4 Mio. €, bei der großen Anlage betrug die Investition über 1,5 Mio. €. Die Kapitalkosten für die Anlagen mit Zündstrahlmotoren fallen niedriger aus, da weniger Investitionen für den Zündstrahlmotor im Vergleich zum Gasmotor getätigt werden mussten. Tabelle 28: Kapitalgebundene Kosten der Modellanlagen Modellanlage kW 100 250 370 500 100 250 370 500 Motortyp Einheit Gas Zündstrahl Bau 1.000 € 244 505 684 896 244 505 684 896 BHKW 1.000 € 63 117 158 212 51 95 128 163 Technik 1.000 € 63 121 170 262 63 121 170 262 Elektrik 1.000 € 58 115 133 167 58 115 133 167 Summe 1.000 € 427 858 1.145 1.536 416 836 1.115 1.487 jährliche Kosten 1.000 €/a a) 39,0 77,5 102,5 137,9 37,5 74,6 98,4 131,3 Kapitalgeb. Kosten Cent/kWhel 4,9 3,9 3,5 3,4 4,7 3,8 3,4 3,3 a) Kalkulatorischer Zinssatz: 6 %. Der Annuitätenfaktor beträgt für Bau 6,6 %, für BHKW und Elektrik: 13,6 % und für Technik 10,3 %. Verbrauchsgebundene Kosten. Die spezifischen verbrauchsgebundenen Kosten der Mo- dellanlagen mit Gas- und Zündstrahlmotoren sind in der Tabelle 29 zusammengefasst. Tabelle 29: Verbrauchsgebundene Kosten der Modellanlagen Modellanlage kW 100 250 370 500 100 250 370 500 Motortyp Einheit Gas Zündstrahl Substratkosten 1.000 €/a 51,6 129,1 203,1 271,2 46,0 118,5 183,9 247,5 Stromkosten 1.000 €/a 9,8 18,9 24,9 29,3 9,8 18,9 24,9 29,3 Radladerkosten (Variable Kosten) 1.000 €/a 8,5 12,8 17,0 25,5 8,5 12,8 17,0 25,5 Zündölkosten 1.000 €/a 0,0 0,0 0,0 0,0 9,7 19,6 22,0 21,6 jährliche Kosten 1.000 €/a 69,9 160,8 245,0 326,1 74,0 169,8 247,8 323,9 Verbrauchsgebundene Kosten Cent/ kWhel 8,8 8,1 8,4 8,2 9,4 8,6 8,5 8,1 Für Substratmengen, Prozessstrom- und Zündölbedarf der Modellanlagen in den Biogasregionen siehe Tabelle A 17. Die höchsten Anteile der verbrauchsgebundenen Kosten machen die Substratkosten aus. Da bei den befragten Biogasanlagenbetrieben die Schwankungen in den Substratkosten sehr ungleichmäßig waren /Stenull et al. 2009/, wurden die spezifischen Substratkosten (€/t FM) für alle Anlagengrößen gleichgesetzt. Tendenziell kann man jedoch bei den großen Anlagen feststellen, dass die Silomaiskosten eher niedriger ausfielen (vgl. /Stenull et al. 2009/), jedoch variierten sie im Falle der eigenen Kosten stark von Betrieb zu Betrieb und nicht von der Anlagengröße. Die Substratkosten fielen bei den 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 77 Anlagen ausgestattet mit Zündstrahlmotoren im Vergleich zu den Anlagen mit Gasmotoren niedriger aus, da die elektrischen Wirkungsgrade höher sind. Im Falle der zugekauften Substrate hing die Höhe der Substratkosten eher von den langfristigen Verträgen ab, die mit den Substratlieferanten abgeschlossen wurden. Insgesamt gesehen sind aber die verbrauchsgebundenen Kosten der Anlagen,die mit Zünd-strahlmotoren ausgestattet sind, höher. Hier wird zwar weniger Substrat benötigt, um die gleiche Strommenge zu erzeugen, es musste aber zusätzlich das Zündöl dazugekauft werden. Die Zündölkosten betragen je nach Anlagengröße zwischen 0,72 €/l (100 kWel) und 0,49 €/l (500 kWel) /Stenull 2011a/ (siehe dazu Tabelle A 17). Betriebsgebundene Kosten. Die betriebsgebundenen Kosten sind in Tabelle 30 dargestellt. Die Annahmen sind dem Anhang Tabelle A 18 zu entnehmen. Da die betriebsgebundenen Kosten als prozentuale Anteile der Investitionskosten angenommen wurden, fielen diese für Anlagen ausgestattet mit Zündstrahlmotoren niedriger aus, da Instandhaltung Bau und Technik als Pro- zentsatz der Investitionskosten angenommen wurde. Tabelle 30: Betriebsgebundene Kosten der Modellanlagen Modellanlage kW 100 250 370 500 100 250 370 500 Motortyp Einheit Gas Zündstrahl Anlagenbetreuung 1.000 €/a 9,8 21,0 29,3 37,5 9,8 21,0 29,3 37,5 BHKW Wartungsvertrag 1.000 €/a 12,6 27,7 40,9 52,0 12,6 27,7 40,4 52,0 Instandhaltung Bau 1.000 €/a 4,3 8,6 11,4 15,4 4,1 8,2 11,0 16,0 Instandhaltung Technik 1.000€/a 21,4 42,9 57,2 76,8 20,6 40,8 55,2 80,1 Fixe Kosten Radlader 1.000€/a 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 jährliche Kosten 1.000 €/a 51,9 105,0 145,2 189,0 51,0 102,5 142,3 192,9 Betriebsgeb. Kosten Cent/kWhel 6,6 5,3 5,0 4,7 6,5 5,2 4,9 4,8 Sonstige Kosten. Die sonstigen Kosten machen den kleinsten Anteil der Gestehungs- kosten aus (siehe Tabelle 31). Detaillierte Daten für die Ableitung der sonstigen Kosten der Biogasanlagen sind in der Tabelle A 19 zusammengefasst. Tabelle 31: Sonstige Kosten der Modellanlagen Modellanlage kW 100 250 370 500 100 250 370 500 Motortyp Einheit Gas Zündstrahl Versicherung BGA 1.000 €/a 2,1 4,3 5,7 7,7 2,1 4,1 5,5 8,0 Büro und Verwalt. Kosten 1.000 €/a 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 Buchführung 1.000 €/a 0,9 1,7 2,3 3,1 0,8 1,6 2,2 3,2 jährliche Kosten 1.000 €/a 4,0 7,0 9,0 11,8 3,9 6,7 8,7 12,2 Sonstige Kosten Cent/kWhel 0,5 0,4 0,3 0,3 0,5 0,3 0,3 0,3 Erlöse durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Die Analyse der Kosten und EEG-Erlöse erfolgt für das Betriebsjahr 2009, in dem das novellierte EEG 2009 in Kraft trat. Die Biogasanlagen im Betriebsjahr 2009 hatten optional das Anrecht, vom EEG 2004 auf das EEG 2009 umzusteigen /Dederer 2011b/. Die Vergütungssätze nach dem EEG 2009 boten den Anlagenbetreibern höhere Erlöse (zur Vergütungshöhe und der Boni unter EEG 2004 und 2009 siehe Kapitel 1.3.1). Aus diesem Grund wurden für die Modellanlagen die Vergütungssätze nach EEG 2009 berücksichtigt. Die durchschnittlichen Erlöse, die durch das EEG 2009 für den 78 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg Strom aus Biogas für die Modellanlagen bezogen wurden, sind in der Tabelle 32 zusammen- gefasst. In der Tabelle 32 sind exemplarisch die Erlöse für Modellanlagen ohne externe Wärmenutzung dargestellt, d. h. dass der KWK-Bonus lediglich für die interne Nutzung der Wärme angerechnet wurde (Zu den Anteilen der internen Wärmenutzung zur gesamterzeugten Wärme in den Modellanlagen siehe Tabelle A 11). Tabelle 32: EEG-Erlöse von Modellanlagen ohne externe Wärmenutzung im Betriebsjahr 2009 Modellanlage kW 100 250 370 500 Motortyp Einheit Gas Grundvergütung Cent/kWhel 11,67 10,84 10,30 10,00 NawaRo-Bonus Cent/kWhel 7,00 7,00 7,00 7,00 Gülle-Bonus Cent/kWhel 4,00 3,00 0,00 0,00 KWK-Bonus (interne Nutzung a)) Cent/kWhel 0,43 0,24 0,14 0,12 Emissionsmind.-Bonus Cent/kWhel 1,00 1,00 1,00 1,00 Summe Cent/kWhel 24,10 22,07 18,44 18,11 a) Unter interner Wärmenutzung ist die Beheizung von eigenem Wohngebäude und Ställen zu verstehen (Für Anteile der Wärme nach /Stenull 2011a/ für interne Nutzung siehe Anhang Tabelle A 11 ). Für die kleinste Anlage (100 kWel) betrug die durchschnittliche EEG-Vergütung 24,1 Cent/kWhel, für die große Anlage (500 kWel) betrug die Höhe der Vergütung 18,11 Cent/kWhel. Die kleine Modellanlage (250 kWel) hatte das Anrecht auf den Gülle-Bonus, da der Massenanteil von Gülle an der Substratzusammensetzung die Mindestvoraussetzung von 30 % FM erfüllt hat (für EEG-Boni siehe Kapitel 1.3.1). Es ist anzumerken, dass gemäß EEG 2009 sowohl die Höhe der Vergütung als auch die Höhe der Boni einer jährlichen De- gression unterliegen. Kosten und Erlöse der externen Wärmenutzung (Nahwärmenetz inkl. Hausanschluss). Verfügt eine Biogasanlage über ein externes Wärmenutzungskonzept mit Nahwärmenetz, werden zusätzlich Kosten für den Betrieb eines Nahwärmenetzes, aber auch zusätzliche Erlöse für den Biogasanlagenbetreiber entstehen. Die Kosten der Nähwärmenetze für Biogasanlagen stammen aus /Herrmann 2011/. Die wichtigsten ökonomischen Kennzahlen des Nahwärme- netzes für die Modellanlagen wurden in der Tabelle 33 zusammengefasst. 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 79 Tabelle 33: Wärmebereitstellungskosten und -erlöse von Modellanlagen mit externer Wärmenut- zung (ein Nahwärmenetz) im Betriebsjahr 2009 Modellanlage kW 100 250 370 500 Motorart Einheit Gas Kosten Kapitalgebundene Kosten 1.000 €/a 20,6 31,5 48,3 60,4 Verbrauchsgebundene Kosten 1.000 €/a 5,1 6,0 9,9 13,7 Betriebsgebundene Kosten 1.000 €/a 5,5 9,4 14,0 18,2 Sonstige Kosten 1.000 €/a 4,7 8,1 12,8 17,0 jährliche Kosten 1.000 €/a 35,9 54,9 85,0 109,2 Wärmebereitstellungskosten Cent/ kWhth 9,41 6,84 6,60 5,99 Erlöse Erlös durch Wärmeverkauf a) 1.000 €/a 26,7 56,2 90,2 127,7 Erlös durch KWK Bonus (ext. Wärmenutzung) b) 1.000 €/a 8,1 24,8 37,8 52,0 Erlösung durch Förderung von Netzbau c) 1.000 €/a 3,1 4,4 6,7 7,7 jährliche Erlöse 1.000 €/a 37,9 85,4 134,8 187,4 Erlöse Cent/ kWhth 9,9 10,6 10,5 10,3 a) bei 7 Cent/kWhth anlegbarem Wärmepreis b) Förderung nach EEG 2009: KWK-Bonus: 3 Cent/kWhel für die extern genutzte KWK-Wärme c) Förderung nach KWKG 2009: 1 Cent/(mm∙m) Biomethan. Kosten der Modellanlagen mit Biomethanaufbereitung. Die Kosten der Mo- dellanlagen mit Biomethanaufbereitung berücksichtigen die Kosten der Rohbiogaserzeugung, die Kosten der Aufbereitung des Rohgases auf Erdgasqualität, die Kosten für das Erdgas- BHKW sowie die Erlöse von extern genutzter Wärme (siehe Tabelle 34). Die Kosten der Roh- biogaserzeugung beinhalten Kosten, die bis zur Rohbiogaserzeugung anfallen. Dies bedeutet Kosten, ausgenommen Kapitalkosten für Biogas-BHKW und betriebsgebundene Kosten für Biogas-BHKW-Wartungsvertrag (siehe Tabelle 28 und Tabelle 30). Die Kosten der Biogasauf- bereitung beziehen sich auf das Genosorb® Verfahren. Zur technischen Auslegung der Aufbe- reitungsanlage mit Genosorb® Verfahren für die betrachteten Modellanlagen siehe Tabelle 26. Es wurde angenommen, dass das aufbereitete Biomethan in einem Erdgas-BHKW mit einer elektrischen Leistung von 1 MWel verbrannt wurde. Die spezifischen Kapitalkosten für Biogas- und Erdgas-BHKW unterschieden sich in diesem Bereich nicht wesentlich voneinan- der /ASUE (Hrsg.) 2011b/, somit wurden die Kapitalkosten für Biogas-BHKW übernommen. Die Kosten für das Erdgas-BHKW sind der Tabelle A 20 zu entnehmen. Die Gesamtkosten der Aufbereitung von Biogas liegen zwischen 13,8 Cent/kWhSNG für die kleinste und 8,2 Cent/kWhSNG für die größte Modellanlage. 80 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg Tabelle 34: Kosten der Modellanlagen mit Biomethanaufbereitung Modellanlage 100. 250. 370. 500. 1.000. €/a Kosten Rohbiogaserzeugung a) 148.191 318.987 456.284 607.644 1.177.090 Summe Aufbereitungskosten und Netzkosten b) 123.178 151.968 176.085 200.783 304.510 davon kapitalgebundene Kosten 79.653 88.792 96.442 104.281 137.195 davon verbrauchsgebundene Kosten 16.126 35.226 51.213 67.594 136.380 davon betriebsgebundene Kosten 23.098 25.261 27.072 28.927 36.717 davon sonstige Kosten 5.974 6.659 7.233 7.821 10.290 Netzentgelte und Abgaben -4.813 -11.414 -16.893 -22.540 -46.207 Netzanschlusskosten 3.139 7.444 11.017 14.700 30.135 Kosten Erdgas BHKW c) 17.581 41.698 61.713 82.340 168.796 Cent/kWhSNG Kosten Rohbiogaserzeugung 7,08 6,43 6,21 6,20 5,86 Kosten Aufbereitung 5,89 3,06 2,40 2,05 1,52 Kosten Erdgas BHKW 0,84 0,84 0,84 0,84 0,84 Gesamtkosten 13,81 10,33 9,45 9,09 8,22 a) Kosten der Rohbiogaserzeugung beinhalten die jährlichen Gestehungskosten (siehe Tabelle 28 bis Tabelle 31) abzüglich Kapitalkosten sowie betriebs- und verbrauchsgeb. Kosten, die für das BHKW anfallen. b) Enthalten sind: spez. Nutzungsentgelt (Arbeitspreis, Leistungspreis inkl. Messung, Abrechnung), sonstige Ent- gelte (Bilanzkreis- und Betriebsführung, Biomethanvertrieb) und vermiedenes Netzentgelt nach GasNZV nach /Urban et al. 2009/). c) Das aufbereitete Biomethan wurde in einem Erdgas-BHKW mit einer elektr. Leistung von 1.000 kWel, 6.000 h/a30 Volllaststunden und einem elektr. Wirkungsgrad von 40 % und th. Wirkungsgrad von 46 % ver- brannt. Die EEG-Erlöse für die Modellanlagen mit Biomethanaufbereitung wurden in der Tabelle 35 zusammengefasst. Es wurde angenommen, dass das Biomethan in einem externen Erdgas-BHKW (1 MWel) verbrannt wird. Hier wurde eine externe Wärmenutzung berück- sichtigt, da Erdgas-BHKW in dieser Größenklasse in der Regel über externe Wärme- nutzungskonzepte verfügen. Tabelle 35: Erlöse der Modellanlagen mit Biomethanaufbereitung nach EEG 2009 Modellanlage 100 250. 370 500 1.000 Cent/kWhSNG Grundvergütung 4,32 4,24 4,03 4,01 3,67 NawaRo-Bonus 2,59 2,73 2,73 2,80 2,25 Gülle-Bonus 0 0 0 0 0 KWK-Bonus (int.) 0,03 0,04 0,04 0,04 0,04 KWK-Bonus (ext.) 0,48 0,51 0,51 0,52 0,52 Emissionsmind.-Bonus 0 0 0 0 0 Tech-Bonus 0,74 0,78 0,78 0,80 0,80 SUMME 8,16 8,29 8,08 8,16 7,28 Erlöse Wärmeverkauf 1,49 1,34 1,37 1,40 1,40 SUMME 9,66 9,64 9,45 9,57 8,68 30 Die Volllaststunden des Erdgas-BHKW variieren nach /Urban et al. 2009/ im Bereich 5.250 bis 7.500 h/a. 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 81 4.1.3 Eingangsdaten Ökobilanzierung Ökobilanzmodell. Die Klimabilanz der Modellanlagen wurde in Anlehnung an die Ökobilanzmethode berechnet. Die genaue Beschreibung der Methode ist der ISO-Norm-Reihe 14040 ff zu entnehmen. Für die Stromerzeugung aus Biogas werden nach dieser Methode Inputs und Outputs erfasst, die innerhalb der betrachteten Lebenszykluskette anfallen. Die ökobilanzielle Analyse berücksichtigt dabei alle Aufwendungen des Lebenszyklus für die Verstromung von Biogas, nämlich von der Biomassebereitstellung inklusive vorgelagerter Ketten über die Biogaserzeugung und -verstromung bis hin zur Entsorgung und aller daraus resultierenden Emissionen. Die Ergebnisse werden dem Referenzsystem Strom-Mix nach /UBA 2009/ gegenübergestellt. Funktionelle Einheit. Die Treibhausgasemissionen wurden in CO2-Äquivalenten umgerechnet. Dafür wurde ein Indikator - Treibhauspotenzial (GWP 100 Jahre) ausgewählt. Für die zugrunde gelegten CO2-Äquivalente siehe Tabelle 36. Die Aufwendungen und Gut- schriften werden in kg CO2 Äq./kWhel angegeben. Das Koppelprodukt Wärme wird im Falle der externen Wärmenutzung sowie interner Beheizung von Wohn- bzw. Betriebsgebäuden als Gutschrift angerechnet (Wärme-Mix, siehe dazu Kapitel 4.1.4). Tabelle 36: CO2-Äquivalente für die Berechnung des Treibhausgaspotenzials Treibhausgas CML 2001 Nov. 2009 kg CO2Äq./kg Kohlendioxid 1 Methan 25 Lachgas 298 Quelle: /CML 2009/ Bilanzierungsrahmen für Stromerzeugung aus einer landwirtschaftlichen Biogas- anlage. Der Bilanzierungsrahmen einer Biogasanlage, die Silomais und Gülle einsetzt, ist in der Abbildung 39 vereinfacht dargestellt. Anzumerken ist, dass die Modellanlagen zusätzlich zu den oben genannten Substraten Mist31, Ganzpflanzensilage (GPS) und Grassilage aus Dau- ergrünland32 einsetzen. Der Biogaspfad wurde in zwei Hauptprozesse geteilt: Biogaserzeugung und Biogasnutzung. Die dazugehörigen Referenzsysteme werden in der Abbildung 39 darge- stellt. Für den Aufbau des Ökobilanzmodells gilt die technische Spezifikation der Modellanla- gen (siehe Tabelle A 11 und Tabelle A 12). Weitere für das Ökobilanzmodell geltende Annah- men werden unten erläutert. 31 Mist ist in Hinsicht auf den Bilanzierungsrahmen analog zu Gülle zu verstehen. 32 Ganzpflanzensilage und Dauergrünland (abgesehen von Humuswirkung) sind in Hinsicht auf den Bilanzie- rungsrahmen analog zu Silomais zu verstehen. 82 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg Abbildung 39: Bilanzierungsrahmen für Stromerzeugung aus einer landwirtschaftlichen Biogasan- lage Der Biogaserzeugungspfad beinhaltet folgende Prozesse:  Substratbereitstellung (Gülleerzeugung, Anbau, Transport und Lagerung der Substrate),  Fermenter,  Gärrestlagerung,  Düngung mit Gärrest und Düngung mit Zusatzmineraldünger. Substratbereitstellung: Gülleerzeugung. Es wurde angenommen, dass sich der Viehstall an der Biogasanlage befindet. Die Emissionen, die durch Gülle bzw. Mist im Stall entstehen, wurden nicht berücksichtigt, da sie der Milch- bzw. Fleischproduktion zuzuschreiben sind. Gülle wird in der Regel in einer geschlossenen Güllegrube gelagert. Mist wird auf einem Lagerplatz als Misthaufen gelagert. Bei der Gülle- und Mistbereitstellung wurden keine Mas- senverluste berücksichtigt. Substratbereitstellung: Anbau. Die Anbauverfahren mit Berücksichtigung aller Feldpro- zesse für Silomais, Dauergrünland und Getreide wurden /KTBL 2006 und KTBL 2010/ ent- nommen. Die Spezifikation dieser Energiepflanzen ist im Anhang Tabelle A 21 dargestellt. Es wurde der konventionelle Silomais (SM), Winterweizen-GPS und Dauergrünland (GS) ange- lehnt an das Produktionsverfahren nach KTBL 2006 und KTBL 2010 zu Grunde gelegt. Die Auflistung der berücksichtigten Prozesse (Düngen, Eggen etc.) für die Anbauproduktionsver- fahren ist der Tabelle A 22 zu entnehmen. Für Silomais, Winterweizen und Dauergrünland wurde ein konventionelles Anbauverfahren (wendend) mit 2-ha-Schlag und 2 km Hof-Feld- Entfernung vom /KTBL 2006/ angenommen. Ferner wurde der Diesel-, Schmierölverbrauch, Arbeitszeiten der Maschinen für Feldprozesse, benötigte Saatgutmengen sowie benötigte 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 83 Düngemittel für die Produktionsverfahren berücksichtigt. Diese wurden an KTBL 2006 und KTBL 2010 angelehnt. Die Unit-Prozesse:33 Traktor, landwirtschaftliche Maschinen, Dünge- mittel, Saatgutherstellung stammen aus /Ecoinvent 2007/. Bei allen Anbaufeldfrüchten wurde Düngung nach Entzug angenommen (zu den angenommenen N-P-K Gehalten der Pflanzen, die nachgedüngt werden müssen, siehe Tabelle A 21). Die humusanreichernde oder humus- zehrende Wirkung der Substrate wurde ebenso berücksichtigt. Silomais als Pflanze hat bei- spielsweise eine humuszehrende Wirkung von −560 kg Humus-C/(ha·a), wobei Leguminosen- Gras-Gemenge im Hauptnutzungsjahr +600 kg Humus-C/(ha·a) anreichern (siehe dazu /LTZ Augustenberg (Hrsg.) 2010/). Es wurde keine Fruchtfolge berücksichtigt, da die Fruchtfolge- pflanzen einer anderen Nutzung unterliegen. Die Hektarerträge von den oben genannten Biogassubstraten (SM, GPS, GS) sind für Baden-Württemberg spezifisch ausgewählt (siehe Anhang Tabelle A 23). Hier handelt es sich um einen Durchschnittsertrag aus den berücksichtigten Landkreisen in der jeweiligen Region. Aus der Zusammensetzung der verschiedenen Dauergrünlandarten wurden die Durchschnitts- erträge für die jeweiligen Landkreise errechnet. Substratbereitstellung: Transport. Tabelle 37 zeigt die Beschreibung des Transportpro- zesses und die angenommenen Entfernungen zur Anlage. Die Transportentfernungen wurden substratspezifisch berechnet und stammen aus der Umfrage 2008/2009 (siehe Abbildung 29). Die Transportprozesse für Biogassubstrate sind detailliert in /Stenull2011b/ beschrieben. Die meisten Treibhausgase entstehen in den Anbauverfahren durch mineralische Düngung (vgl. /Stenull2011b/). Substratbereitstellung: Lagerung. Es wurde angenommen, dass die pflanzlichen Sub- strate im Traunsteiner Silo an der Biogasanlage gelagert werden (siehe Anhang Tabelle A 22: Arbeitsprozesse in der Substratbereitstellung ). Es wurde, angelehnt an /KTBL 2006/, ange- nommen, dass die Gär-, Transport - und Lagerverluste insgesamt 12 % (des FM-Ertrags) für Silomais, Winterweizen-GPS und Grassilage betragen. Tabelle 37: Beschreibung der Transportprozesse für die Biogassubstrate Anlagen- größe kWel Transportentfernung zur Anlage [km ] a) Transportcharakteristik Silomais Winterwei- zen Grassilage 100 3,3 2,7 2,9 Transport berücksichtigt sowohl Leer- als auch Voll- fahrten zum Lagerungsort. Transportmittel: Traktor (67 kW) + 2 Anhänger (Max. Nutzlast pro Anhänger: 10 t) Höchste Beladung der Anhänger mit Silomais, Grün- land oder Winterweizen: 10 t 250 3,7 3,8 3,2 370 4,4 4,0 b) 3,5 500 7,2 4,2 6,7 1.000 c) 11 5,7 10,2 a) Die durchschnittlichen Transportentfernungen stammen aus /Stenull 2011a/ (siehe Abbildung 29). b) Der Wert wurde angepasst – je größer die Anlage desto länger waren die Transportwege. c) Die Werte für eine Biomethananlage wurden linear interpoliert. Fermenter. Als Fermenter wird allgemein das Gärsystem verstanden, d. h. Fermenter und Nachgärer. Nach /Stenull 2011a/ waren die in der Umfrage berücksichtigten Anlagen in Baden- Württemberg überwiegend mehrstufig (über 80 %), somit wurde ein System mit einem Fermenter und Nachgärer berücksichtigt. In Hinsicht auf bauliche Maßnahmen der Fermenter 33Die Prozesse bzw. Produkte, die aus der Ecoinvent-Datenbank stammen, werden als Unit-Prozesse bezeichnet. 84 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg und Nachgärer wird in der Ökobilanz der Biogasnutzung die Stahlproduktion, Betonproduktion und Entsorgung sowie vereinfachter Kunststoffbedarf für den Rohrbau und Fermenterabdeckung berücksichtigt. Die Unit-Prozesse für den Materialverbrauch stammen aus /Ecoinvent 2007/. Die Biogaserzeugung einer Modellanlage wird aus der spezifischen Biogasausbeute der eingesetzten Substrate errechnet. Die Biogasausbeute der Substrate wird nach /Dederer 2010/ angenommen (siehe Tabelle 6), da diese Werte die Erfahrungswerte aus den baden-württembergischen Anlagen darstellen. Die Rohbiogaserzeugung ist auch mit Methanleckagen, d. h. Methanentweichungen durch undichte Anlagenkomponente verbunden. Hier wird ein Literaturwert von 1 % des erzeugten Rohbiogases angenommen /IFEU (Hrsg.) 2008, Ramesohl et al. 2005a/ (siehe auch Kapitel 1.3.3). Wobei anzumerken ist, dass die Werte in der Realität unterschiedlich sein können. Für eine Übersicht der Literaturwerte für Methanleckagen aus Biogasanlagen siehe Tabelle A 24. Gärrestlagerung. Bei der Gärrestlagerung ist in Baden-Württemberg von überwiegend offenen Gärrestlagern auszugehen (vgl. Kapitel 3.2.2). Beim Bau der Gärrestlager wird die Betonherstellung und -entsorgung für das Gärrestlager berücksichtigt. Beim Betrieb der Biogasanlage entweichen aus den offenen Gärrestlagern die klimarelevanten Gase Methan und auch Lachgas (geringfügig) in die Luft. Weiterhin ist mit Ammoniakemissionen zu rechnen. Der N (Stickstoff)-Gehalt in den Gärresten wird somit durch Stickstoffverluste, die bei der Lagerung der Gärreste entstehen, gemindert. Die P (Phosphor)- und K (Kalium)-Gehalte der eingebrachten Substrate bleiben während der Lagerung im Gärrestlager unverändert. Es werden Literaturwerte für die Emissionen aus den Gärrestlagern verwendet. Bei der Lagerung werden als Verluste für Gärreste aus allen Substraten 14 % des Ammonium-Stickstoffs (Durchschnitt der Werte von /IFEU (Hrsg.) 2008/ und /Schäfer 2006/) und 1 % als N2O-N des gesamten Stickstoffs angenommen (nach /IFEU (Hrsg.) 2008, IPCC 1996/). Methanemissionen, die aus den Gärrestlagern entweichen, können die Klimabilanz einer Biogasanlage deutlich beeinträchtigen. Die Methanemissionen im Gärrestlager liegen je nach Systembedingungen zwischen 0,1 und 22 % der Methanausbeute im Gärsystem /FNR (Hrsg.) 2009/. Ähnlich wie bei den Methanleckagen sind nur Literaturwerte zu den Emissionen aus den Gärrestlagern verfügbar, da die Erfassung dieser Emissionen mit aufwändigen Messungen an den Anlagen verbunden ist, die für Baden-Württemberg nicht vorliegen. Die Zusammen- stellung der Literaturwerte beruht meistens auf Laborbestimmungen, somit können die tatsäch- lichen Methanemissionen in der Praxis abweichen. Im Anhang in der Tabelle A 3 sind Litera- turwerte zur Höhe des Restgaspotenzials der Gärreste aus den Biogasanlagen zusammenge- fasst. Generell ist das Restgaspotenzial von der Temperatur abhängig, somit ist im Sommer von höheren und im Winter von niedrigeren Methanemissionen auszugehen (vgl. Anhang Ta- belle A 3). Für die vorliegende Studie wird für eine Biogasanlage, die mit einem offenen Gär- restlager ausgestattet ist, ein Methanrestgaspotenzial in Höhe von 1,4 % der Methanausbeute nach /FNR (Hrsg.) 2009/ angenommen. Es handelt sich hier um durchschnittliches Restgaspo- tenzial in dem Temperaturbereich 20-22°C für ein zweistufiges Verfahren. Nach /FNR (Hrsg.) 2009/ entsprechen die Temperaturbedingungen 20°-22°C den Praxisbedingungen. Angelehnt an /Reinhold 2009, FNR (Hrsg.) 2010/ wurde eine Verweilzeit des Gärrestmaterials im Gär- system von über 100 Tagen angenommen, um das Restgaspotenzial der Gärreste zu mindern und die Klimabilanz einer Biogasanlage zu verbessern. Rechtlich gesehen, müssen 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 85 Gärrestlager für eine Speicherkapazität von mindestens sechs Monaten ausgelegt werden /VAwS, UM und MLR BW 2008/. Düngung mit Gärresten (Ausbringung). Die Düngewirkung der Gärreste im angenom- menen Bilanzierungsrahmen wird aus den Massenflüssen der eingebrachten Substrate in die Biogasanlage errechnet. Bei Düngung mit den Gärresten wurde ihre humusanreichernde Wir- kung berücksichtigt (siehe dazu /LTZ Augustenberg (Hrsg.) 2010/). Ähnlich wie bei der Gär- restlagerung werden keine P- und K-Verluste während der Ausbringung angenommen. Es wird angenommen, dass keine Methanemissionen während der Ausbringung der Gärreste entstehen, da das Restgaspotenzial der Gärreste bereits bei der Lagerung ausgeschöpft wurde. Durch Aus- bringung der Gärreste entstehen jedoch Ammoniakemissionen sowie Lachgasemissionen. Bei der Ausbringung werden Lachgasemissionen von 1 % N2O-N des Stickstoffgehalts nach Ab- zug der Lagerungsverluste angenommen. Bei den Stickstoffverlusten durch Ammoniakemis- sionen wird bei der Ausbringung zwischen Ackerland und Grünland unterschieden. Gemäß dem angenommenen Bilanzierungsrahmen (siehe Abbildung 39) werden Gärreste aus Silomais und Weizen-GPS zurück aufs Ackerland ausgebracht. Gärreste aus Grassilage sowie vergorene Gülle und Mist − unter der Annahme von Weidegang von Rindern − werden zurück aufs Grün- land ausgebracht. Bei der Ausbringung aufs Ackerland wird angenommen, dass die eine Hälfte der Gärreste direkt mit Schleppschlauch (nach 4 Stunden) eingearbeitet wird (Verluste: 15 % NH3-N von NH4-N) und die andere Hälfte der Gärreste auf Acker mit Bewuchs ausgebracht werden (Verluste: 35 % NH3-N von NH4-N). Bei der Ausbringung von Gülle aufs Grünland werden Ammoniakverluste in Höhe von 42 % NH3-N von NH4-N für Grünland mit hohem Bestand angenommen. Die oben genannten Emissionsfaktoren stammen aus /BMVEL/UBA 2002/ und beziehen sich auf Gülle. Gleichzeitig wurden sowohl bei der Ausbringung aufs Ackerland als auch aufs Grünland die verbesserten Eigenschaften von Gärresten (im Vergleich zur Gülle) berücksichtigt. Hierbei wird eine Emissionsminderung bei Gärresten von 20 % im Vergleich zur Gülle nach /Wulf 2002/ angenommen. Düngung mit Zusatzmineraldünger. Die durch Vergärung entstandenen Gärreste reichen im Sinne der Nährstoffbilanz nicht aus, um die für die Substratbereitstellung herangezogenen Silomais-, Winterweizen und Dauergrünlandfelder zu düngen. Der Grund hierfür sind Stick- stoffverluste bei der Lagerung und Ausbringung der Gärreste sowie Massenverluste bei Lage- rung, Ernte und Transport. Aus Bilanzierungsründen wird hier der Zusatzmineraldünger bei der Düngung von Silomais, GPS-Getreide und Dauergrünland berücksichtigt, um den Nähr- stoffkreislauf zu schließen. Im Vergleich zur Düngung mit Gärresten waren die Ammoni- akemissionen bei der Ausbringung von Mineraldünger deutlich geringer als bei der Ausbrin- gung von Gülle oder Gärresten und betrugen 1,5 %34 ausgebrachten Stickstoff (als NH3-N) /EMEP/CORINAIR 2006/. Nach /BMVEL/UBA 2002/ betrugen die Emissionsfaktoren bei- spielsweise für Kalkammonsalpeter (KAS) 2 % (als NH3-N). Die Lachgasemissionen für die Ausbringung der Mineraldünger betrugen 1,25 % N2O-N. Als Referenzsysteme für den Biogaserzeungspfad gelten:  Referenzsystem Brache,  Referenzsystem mineralische Düngung,  Referenzsystem frische Gülle. 34 Emissionen für moderates Klima 86 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg Referenzsystem Brache. Es wird angenommen, dass die Brachfläche die Referenzfläche für den Energiepflanzenanbau darstellt. Die Brachflächen emittieren natürliches Lachgas (N2O) und Stickstoffemissionen (Ammoniak und Nitrat). Die Emissionsfaktoren für das Referenzsystem Brache werden an /Scheffer und Schachtschabel 2008/ angelehnt. Referenzsystem mineralische Düngung. Als Düngereferenz für die Modellanlagen wurde ausschließlich mineralische Düngung angenommen. Als Nebenprodukt der Biogaserzeugung entsteht Gärrest, der ein wertvoller Dünger ist. Dabei spart die Verwendung von Gärrest als Dünger bei der Anlage, die Silomais bzw. GPS-Getreide als Substrat einbringt, Mineraldünger ein und führt so zu einer Mineraldüngergutschrift. In dieser Gutschrift ist auch die Humusbilanz der Gärreste enthalten. Referenzsystem frische Gülle (Gärrestgutschrift). Bei der Anlage, die Gülle als Substrat verwendet, wird kein Mineraldünger eingespart, jedoch werden THG-Emissionen gemindert, da statt frischer Gülle die Gärreste für Düngezwecke verwendet werden. Frische Rindergülle ist im Gegensatz zu vergorenen Gärresten vor allem mit erheblichen Methanemissionen bei der Ausbringung verbunden. Wird statt der vergorenen Gärreste frische Rindergülle für Düngezwecke eingesetzt, ist mit erhöhten Methanemissionen bei der Lagerung und Ausbringung (bis zu 1,64 kg CH4/m³ Gülle35) zu rechnen /StMLF 2003/ (vgl. auch Tabelle A 25). Die Emissionen nur während der Lagerung der frischen Gülle betragen je nach Jahreszeit im Winter 0,164 und im Sommer 3,6 kg CH4/m³ Gülle /Amon et al. 2002/. /Amon et al. 2002/ gibt noch höhere Emissionen an, da bei der Lagerung und Ausbringung unvergorener Rindergülle (Milchvieh) insgesamt Methanemissionen in der Höhe von 4,05 kg CH4/m³ Gülle auftraten. Durch den Biogaserzeugungsprozess werden die Dauergrünlandflächen mit Gärrest an- statt mit unbehandelter Gülle gedüngt (Mineraldünger kommt nicht zum Einsatz). Dadurch werden hauptsächlich Methanemissionen eingespart. Hinzu kommt, dass während des Gär- prozesses zusätzlicher Stickstoff für die Pflanzen verfügbar gemacht wird. Im Gärrest aus Gülle steht also mehr Stickstoff in einer für Pflanzen verfügbaren Form als in der Gülle zur Verfügung. Dadurch wird der Anlage, die Gülle einsetzt, eine Gärrestgutschrift angerechnet. Der Biogasnutzungspfad wird in die  Strom- und Wärmeerzeugung aus Biogas und  Strom- und Wärmeerzeugung aus Biomethan unterteilt. Bei der Strom- und Wärmeerzeugung aus Biogas wurden folgende Prozesse berück- sichtigt: Reinigung und Strom- und Wärmeerzeugung im BHKW. Im Falle einer externen Wär- menutzung werden ebenfalls die Aufwendungen beim Bau und Betrieb des Nahwärmenetzes berücksichtigt. Reinigung. Bei der Reinigung wird das Kondensationsverfahren für Trocknung und bio- logische Entschwefelung im Fermenter angenommen, da diese Verfahren zu den meist einge- setzten Verfahren bei den Anlagen der Umfrage gehörten /Stenull 2011a/. Der Bau der Ent- schwefelungs- und Trocknungskomponente wurde nicht berücksichtigt, da sie wegen der ge- ringfügigen Bedeutung keinen Einfluss auf die Treibhausgasbilanz der Biogasanlage ausüben. Beim Betrieb der Anlage wird in dem Ökobilanzmodell der Stromverbrauch für die Luftein- blasung jedoch berücksichtigt. 35 34,5 kg CH4/(Tier∙a) (Milchkuh). Annahme für Umrechnung: Gülleanfall bei Milchvieh: 21 m³ Gülle/(Tier∙a) nach/KTBL 2009b/ 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 87 BHKW. Gas-Otto- und Zündstrahlmotor gehören zu den eingesetzten Verbrennungsag- gregaten in den Biogasanlagen in Baden-Württemberg, wobei die Häufigkeit des Gas- und Zündstrahlmotoreneinsatzes von der Anlagengröße abhängig ist (vgl. Kapitel 3.2.1). Die Me- thanschlupfhöhe für die berücksichtigten Modellanlagen wird angelehnt an /Aschmann et al. 2011, LfL 2007/ (siehe Tabelle A 26). Nahwärmenetz. Im Falle einer externen Wärmenutzung wird das Nahwärmenetz in dem Ökobilanzmodell modelliert. Die technische Auslegung des modellierten Nahwärme-netzes ist dem Kapitel 4.1.1 zu entnehmen. Beim Bau und Rückbau der Biogasanlage wird der Stahl- und Kunststoffbedarf für das ausgelegte Nahwärmenetz berücksichtigt. Die Unit-Prozesse stammen aus /Ecoinvent 2007/. Beim Betrieb des Nahwärmenetzes wurde der Erdgasverbrauch für den Spitzenlastkessel und der Strombedarf für die Pumpanlage berücksichtigt (siehe Tabelle A 14). Bei der Strom- und Wärmeerzeugung aus Biomethan wurden folgende Prozesse be- rücksichtigt: Reinigung und das Biomethanaufbereitungsverfahren (Genosorb®). Reinigung. Die Reinigung der Anlage wurde nach /Köppel 2011/ aufgebaut. Bei der Modellanlage 150 kWel wurde eine Grobentschwefelung mittels Sulfidfällung angenommen. Bei den übrigen Anlagengrößen wurde Biowäscher als Grobentschwefelungsverfahren ausge- wählt. Die Vortrocknung erfolgt mit dem Kondensatabscheider, anschließend erfolgt Feinent- schwefelung mit Aktivkohle. Für den angenommenen Betriebsstoffverbrauch siehe Tabelle 26. In dem Ökobilanzmodell nach /Lansche 2012/ wird der Eisenchloridverbrauch, Nährstofflö- sung (Biowäscher), Aktivkohleverbrauch und -entsorgung sowie Strombedarf der Anlage be- rücksichtigt. Die Unit-Prozesse stammen aus /Ecoinvent 2007/. Biomethanaufbereitung. Die Aufbereitungsanlage besteht aus einer Genosorb®-Wä- sche. Das Modell stammt aus /Lansche 2012/ und wurde nach /Köppel 2011/ aufgebaut. In dem Ökobilanzmodell wurden Glykolverbrauch und -entsorgung, Wärmebedarf für Regenera- tion (Erdgas) sowie Stromverbrauch berücksichtigt. Bei der Einspeisung des aufbereiteten Ga- ses wurde zusätzlich das zugemischte LPG-Gas berücksichtigt, um die DVGW-Norm hinsicht- lich des Brennwerts zu erfüllen. Als Referenzsysteme für den Biogasnutzungspfad gelten:  Strom-Mix und  Wärme-Mix nach /UBA 2009/-Studie (siehe Kapitel 4.1.4). 4.1.4 Referenztechnologien In diesem Unterkapitel werden die Kosten und Treibhausgasemissionen der fossilen Re- ferenzen für die Stromerzeugung aus Biogas dargestellt. Die Definition, Grundannahmen und Erläuterungen zu den Referenztechnologien für Strom und Wärme aus Biogas wurden /Stenull 2011/ entnommen. Referenz für Strom- und Wärmeerzeugung aus Biogas und Biomethan. Strom stellt im Fall der landwirtschaftlichen Biogasnutzung das Hauptprodukt dar. Wärme fällt bei den Biogasanlagen als Koppelprodukt im KWK-Prozess an. Im Sinne der Ökobilanz werden diese Produkte den fossilen Referenzen gegenübergestellt. Die Stromerzeugung aus Biogas bzw. Biomethan wird mit dem Strom-Mix verglichen (siehe Tabelle 38). Dieser Mix wurde der /UBA 2009/-Studie entnommen und beruht auf der Modellberechnung des Elektrizitätssektors nach /Klobasa et al. 2009/. In diesem Mix sind 88 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg ausschließlich fossile Energieträger enthalten, die durch erneuerbaren Strom aus Biogas ver- drängt wurden. Im Falle der externen Wärmenutzung wird der Biogasanlage eine Wärmegut- schrift zugeschrieben Tabelle 38: Durch Biogas substituierte fossile Energien im Strom- und Wärmesektor Substitutionsfaktoren für: Biogas im Stromsektor Biogas im Wärmesektor Definition Mix fossiler Energieträger, die durch Stromerzeugung aus Biogas verdrängt wurden /UBA 2009/. Mix fossiler Energieträger, die durch Wärmebereitstellung aus Biogas ver- drängt wurden /UBA 2009/. Zusammensetzung: % Braunkohle 1 Kernenergie Steinkohle 66 6 Erdgas 32 46 Mineralölprodukte 1 48 Quelle: /UBA 2009/ Strom-Mix. Nach /UBA 2009/ hat Strom aus Biogas vor allem Stein- und Erdgaskohle- kraftwerke verdrängt. Die angenommenen Gestehungskosten der Referenz Strom-Mix (frei Kraftwerk) betrugen 5,5 Cent/kWhel. Die Beschreibung der Kraftwerkgröße sowie die Kosten der jeweiligen zu Grunde gelegten Technologien für den Strom-Mix sind der Abbildung A 5 zu entnehmen. Wärme-Mix. Nach /UBA 2009/ hat Wärme aus Biogas vor allem Erdgas und Mineralölprodukte verdrängt. Aufbauend auf den Anteilen der Energieträger an den Referenzmixen beläuft sich die Höhe der Gestehungskosten des Wärme-Mix auf 8,4 Cent/kWhth. Die Beschreibung der Kessel- bzw. Kraftwerkgrößen sowie die Kosten der jeweiligen zu Grunde gelegten Technologien für den Wärme-Mix sind der Abbildung A 6 zu entnehmen. Treibhausgasemissionen der fossilen Referenzen. Die Treibhausgasemissionen (THG-Emissionen) der fossilen Referenzen beziehen sich auf die gesamte Kette der Strom- und Wärmeerzeugung der jeweiligen Energieträger (d. h. auch vorgelagerte Ketten). Die Treib- hausgasemissionen wurden im Gabi 4.4 Programm mit Hilfe der Ecoinvent Datenbank 2007 und eigenen Datensätzen errechnet, um die vorgelagerten Ketten zu berücksichtigen (siehe Tabelle 39). Tabelle 39: Treibhausgasemissionen der fossilen Referenzen Referenz THG-Emissionen kg CO2 Äq./kWhel bzw. kg CO2 Äq./kWhth Strom-Mix 0,897 kg/kWhel Wärme-Mix 0,303 kg/kWhth Quelle: /UBA 2009/ und eigene Rechnung mit /Ecoinvent 2007/ 4.1.5 Berechnung der CO2-Vermeidungskosten Die Minderung der Treibhausgasemissionen durch die Nutzung erneuerbarer Energie- träger gegenüber konventionellen Energiebereitstellungstechnologien kann mit zusätzlichen Kosten verbunden sein. Für die Berechnung dieser Kosten wird ein Indikator verwendet, der 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 89 die zusätzlichen Kosten pro vermiedene Tonne CO2-Äquivalente gegenüber einem (in der Re- gel fossilen) Referenzsystem misst, d. h. die Kosten, welche die Gesellschaft zusätzlich tragen muss, um durch Nutzung einer klimaschonenden Technologie zu den im Kyoto-Protokoll ver- einbarten Treibhausgasminderungszielen beizutragen. Unter CO2-Vermeidungskosten werden CO2-Äquivalent-Vermeidungskosten verstanden, d. h., dass nicht nur vermiedene Kohlendi- oxidemissionen, sondern auch Methan- und Lachgasemissionen in der Analyse der CO2-Ver- meidungskosten und andere Treibhausgase berücksichtigt werden. Die CO2-Vermeidungskos- ten einer Technologie zur Stromerzeugung werden nach der folgenden Formel berechnet: iREF REFi i EE KK KV    4-2 KVi CO2-Vermeidungskosten [€/t CO2Äq.] Ki Stromgestehungskosten einer Option i [€/kWhel] KREF Stromgestehungskosten einer Referenzoption [€/kWhel] EREF Treibhausgasemissionen der Stromerzeugung einer Referenzoption [t CO2 Äq./ kWhel] Ei Treibhausgasemissionen einer Option i [t CO2Äq./kWhel] Für die Berechnung der CO2-Vermeidungskosten erneuerbarer Energietechnologien wurde der Stromerzeugungspfad für eine Option und dazu eine entsprechende Referenzoption bestimmt, d. h. vorgelagerte Prozesse und der Stoffeinsatz für den Anlagenbau werden mitberücksichtigt. Zweitens spielt hier einerseits der gewählte Ansatz zur Kostenberechnung (siehe oben) und andererseits der gewählte Ansatz zur Emissionsberechnung (siehe oben) für die betrachtete Option und die Referenzoption eine wichtige Rolle. Sowohl die Treibhausgasemissionen als auch die Stromgestehungskosten (SGK) werden auf eine einheitliche Größe bezogen. Diese ist im hier dargestellten Fall 1 kWhel. 4.2 Ökonomische Analyse Im Kapitel 4.2.1 werden die Gestehungskosten für Strom und Biomethan für die festge- legten Modellanlagen analysiert. Für die zu Grunde gelegten Annahmen für die Gestehungs- kostenanalyse siehe Kapitel 4.1.2. Bei der Stromerzeugung aus Biogas wird in einem KWK-Prozess parallel auch Wärme erzeugt. Die entstandenen Kosten und Erlöse aus der Wärmenutzung werden jedoch in der gesamten Gestehungskostenanalyse dem Strom zugeordnet, da bei den Biogasanlagen bedingt durch EEG-Vergütung Strom das Hauptprodukt darstellt und in der Praxis nur Anteile (unter 25 %) der erzeugten Wärme extern genutzt werden (siehe Kapitel 3.2.1). Die Erlöse des EEG sowie auch die anderen Erlöse für die Bezuschussung des Netzbaus werden hier nicht berück- sichtigt. Diese fließen jedoch in die Analyse der Differenzkosten (Erlöse-Kosten) mit ein (Ka- pitel 4.2.2). Die Analyse der Gestehungskosten erfolgt für die festgelegten Modellanlagen und ihre Varianten (siehe Tabelle 40). Die zugrunde gelegte Substratzusammensetzung der untersuch- ten Modellanlagen wurde den Biogasanlagen aus der Biogasregion 2 entnommen, in dem sich 90 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg die meisten Biogasanlagen in BW befinden36. Die Modellanlage mit Gasmotor ohne gasdichte Gärrestlager und ohne externes Wärmenutzungskonzept (Basis-Gasmotor-Variante (G)) ent- spricht dem am häufigsten vorkommenden Praxisfall der Biogasanlagen in Baden-Württem- berg nach /Stenull et al. 2011/. Tabelle 40: Stromerzeugung aus Biogas - Modellanlagenvarianten Nr Variante Abk. Beschreibung Basis-Gasmotor G Gasmotor 1 Abdeckung G_Abd gasdichte Abdeckung der Gärrestlager 2 Wärmenutzungskonzept G_WN externes Wärmenutzungskonzept (Nahwärmenetz für Siedlung) 3 Zündstrahl Z Zündstrahl 4 Abdeckung Z_Abd Zündstrahl mit gasdichter Abdeckung der Gärrestlager Die Zusammenstellung der betrachteten Gestehungskosten-Sensitivitäten der Stromer- zeugung aus Biogas wurde in der Tabelle 41 dargestellt. An der Stelle muss angemerkt werden, dass die Bandbreiten der Sensitivitätsanalyse den Abweichungen in der Umfrage entsprechen und somit die Gestehungskostendifferenzen in den baden-württembergischen Biogasanlagen aufzeigen sollen.  Anstieg aller Substratkosten (um jeweils 20 % Feuchtmassebezogen im Vergleich zur Basis). Dies entspricht der Substratpreiseabweichungen in der Umfrage /Stenull 2011a/. Mit einer Senkung der Substratkosten ist in Zukunft nicht zu rechnen, da die Substratpreise seit 2008 stets gestiegen sind /Stenull 2011a, Härdtlein et al. 2013/.  Anstieg der Volllastanteile (um jeweils 5 % im Vergleich zur Basis). Dies entspricht in etwa der Abweichungen von den Volllastanteilen in der Umfrage /Stenull 2011a/.  Anstieg/Senkung der Kapitalkosten (um jeweils 30 % im Vergleich zur Basis) – Im Schnitt entsprach der 30 %-Anstieg dem durchschnittlichen Anstieg der Kapitalkos- ten der Anlagen, die 2008-2009 in Betrieb gingen im Vergleich zu den Anlagen, die 2005-2007 in Betrieb genommen wurden /Stenull 2011a/. Die Senkung der Kapital- kosten um 30 % entspricht in etwa den Kapitalkosten von den Anlagen, die vor 2005 ihren Betrieb aufnahmen im Vergleich zu den Anlagen, die 2005-2007 in Betrieb ge- nommen wurden /Stenull 2011a/.  Anstieg der Zündölpreise um 20 % zur Basisvariante – entspricht den Preisabwei- chungen in der Umfrage (Median). 36 Je nach Biogasregion und Anlagengröße ergeben sich bedingt durch unterschiedliche Substratzusammenset- zung geringfügige Kostenunterschiede, die bis zu 0,6 Cent/kWhel (kleinste und kleine Anlagen) betragen. Dies hängt damit zusammen, dass in den Biogasregionen massenanteilig zwar der Gülleanteil bis zu 20 % in der Sub- stratzusammensetzung gleicher Anlagengröße variiert, heizwerttechnisch werden jedoch durch den Gülleeinsatz geringfügige Unterschiede in der Substratzusammensetzung erreicht (Abbildung 44). 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 91 Tabelle 41: Sensitivitätsanalysen – Stromerzeugung aus Biogas Nr Variante Abk. Beschreibung Basis-Gasmotor G Gasmotor 1 Substratpreiseanstieg G_SK↗ 20 % Anstieg der Substratpreise (FM-bezogen) zur Basis 2 Substratpreisesenkung G_SK↘ 20 % Senkung der Substratpreise (FM-bezogen) zur Basis 3 Wärmenutzungskonzept G_WN externes Wärmenutzungskonzept (Nahwärmenetz für eine Siedlung) 4 Volllastsundenanstieg G_Vh↗ Anstieg der Volllastanteile um 5 % zur Basis 5 Volllastsundensenkung G_Vh↘ Senkung der Volllastanteile um 5 % zur Basis 6 Investmentkostenanstieg G_Invest↗ Anstieg der Investkosten um 30 % zur Basis 7 Investmentkostensenkung G_Invest↘ Senkung der Investkosten um 30 % zur Basis Zündstrahl Z Zündstrahl 8 Zündölkostenanstieg Z_Öl↗ Zündölkostenanstieg um 20 % zur Basis Die Zusammenstellung der betrachteten Gestehungskosten-Sensitivitäten der Stromer- zeugung aus Biomethan wurde in der Tabelle 42 dargestellt. Für eine detaillierte Aufstellung der Gestehungskosten für den Fall „Basis SNG-Variante“ siehe auch Tabelle 34. Es werden folgende Varianten der Basis SNG-Variante (SNG_Abd_WN) analysiert (für graphische Darstellung der Varianten siehe auch Abbildung 38):  Abdeckung der Gärrestlager (SNG_Abd),  Wärmenutzungskonzept (SNG_ohneAbd). Tabelle 42: Stromerzeugung aus Biomethan - Modellanlagenvarianten Nr Variante Abk. Beschreibung Basis Biomethan SNG_Abd_WN Basis-Aufbereitung mit Genosorb ®-Verfahren mit Abdeckung der Gärrestlager und mit Wärmenutzung 1 mit Abdeckung SNG_Abd gasdichte Abdeckung der Gärrestlager und ohne Wärmenutzung 2 ohne Abdeckung SNG_ohneAbd ohne gasdichte Abdeckung der Gärrestlager und ohne Wärmenutzung Zusätzlich wird die Sensitivitätsanalyse der Basis SNG-Variante für die Biomethan-Nut- zung, auch kurz genannt als SNG-Nutzung (eng. Substitute Natural Gas), im Detail dargestellt. Es werden folgende Sensitivitäten der Basis SNG-Variante (SNG_Abd_WN) für die festgelegten Modellanlagen analysiert (Tabelle 43):  Anstieg/Senkung der Substratkosten (um 20 % Feuchtmassebezogen im Vergleich zur Basis),  Anstieg/Senkung der Volllastanteile (8.600 bzw. 7.600 h/a im Vergleich zur Basis be- zogen auf Biogaserzeugung im Fermenter),  Anstieg/Senkung der Kapitalkosten für Biomethanaufbereitung (um jeweils 20 %). 92 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg Tabelle 43: Sensitivitätsanalysen – Stromerzeugung aus Biomethan Nr Variante Abk. Beschreibung Basis SNG_Abd_WN Basis-Aufbereitung mit Genosorb-Verfahren 1 Substratpreiseanstieg SNG_SK↗ 20 % Anstieg der Substratpreise (FM-bezogen) bei Basisvariante 2 Substratpreisesenkung SNG_SK↘ 20 % Senkung der Substratpreise (FM-bezogen) bei Basisvariante 3 Volllastsundenanstieg SNG_Vh↗ Anstieg der Volllastanteile bis 8.600 h/a 5 Aufbereitungskostenanstieg SNG_Aufb↗ 20 % Anstieg der Gesamtkosten für Biomethanaufbereitung 6 Aufbereitungskostensenkung SNG_Aufb↘ 20 % Senkung der Gesamtkosten für Biomethanaufbereitung 4.2.1 Gestehungskosten Stromerzeugung aus Biogas. Die Gestehungskosten der Modellanlagenvarianten sind in der Abbildung 40 dargestellt. Bei den Modellanlagen handelt es sich um eine KWK-Anlage, bei der Strom das Hauptprodukt und Wärme ein Koppelprodukt darstellt, das größtenteils nicht genutzt wird (siehe dazu Kapitel 3.2.1). Die zusätzlich entstandenen Differenzkosten durch Kosten für den Betrieb eines Nahwärmenetzes und Erlöse durch den Verkauf der ausgekop- pelten Wärme (anlegbarer Wärmepreis 7 Cent/kWhth) werden der Stromerzeugung zugeschla- gen. Die Stromgestehungskosten der Modellanlagen betragen je nach Anlagengröße und ihrer technischen Auslegung zwischen 16 (große Anlagen) und 22 Cent/kWhel (kleinste Anlagen) (Abbildung 40). Die höchsten Anteile in den Gestehungskosten nehmen in allen Größenklassen die verbrauchsgebundenen Kosten ein. Hier machen die Substratkosten den größten Anteil aus (vgl. Tabelle 29). Bei den kleinsten Anlagen (100 kWel) sind auch bedingt durch hohe Prozess- stromkosten die betriebsgebundenen Kosten vergleichsweise hoch. Durch die höchsten Gestehungskosten (21-22 Cent/kWhel) waren die kleinsten Modell- anlagen (100 kWel) gekennzeichnet. Keine nennenswerten Unterschiede in der Höhe von Stromgestehungskosten (SGK) sind zwischen den Varianten Gas- (G) und Zündstrahlmo- tor (Z) zu sehen. Bei den Anlagen 370 kWel und 500 kWel ist eine geringfügige Senkung der Stromgestehungskosten bei der Variante Zündstrahlmotor (Z) zu verzeichnen (Senkung der SGK um 0,2 - 0,3 Cent/kWhel). Die Unterschiede haben ihren Ursprung in der Höhe der Kapi- talkosten für BHKW-Gasmotoren und -Zündstrahlmotoren. Die Modellanlagen ausgestattet mit Zündstrahlmotoren zeigen bis zu einer Anlagengröße von 250 kWel geringfügig höhere Stromgestehungskosten. Ab 370 kWel sind die Gestehungskosten der Modellanlagen ausgestat- tet mit Zündstrahlmotor niedriger. Diese Abhängigkeit gilt jedoch bei der Annahme des Zünd- ölpreises von 72 Cent/l für die kleinste Anlage und von 49 Cent/l für die größte Anlage nach /Stenull 2011a/. Durch die Installation von Zündstrahlmotoren steigen die verbrauchsgebun- denen Kosten (Zündölverbrauch) an, wobei gleichzeitig die Kapitalkosten sinken (niedrigere Kapitalkosten bei Zündstrahlmotoren im Vergleich zu den Gasmotoren). 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 93 a) Bei den Differenzkosten handelt es sich um die Erlöse aus dem Verkauf von der Wärme abzüglich der Kosten für den Betrieb des Nahwärmenetzes (Die Erlöse vom EEG 2009 (KWK-Bonus) und Netzbauförderung wurden hier nicht berücksichtigt). Abbildung 40: Stromgestehungskosten der Modellanlagenvarianten nach Kostenarten Den größten Einfluss auf den Anstieg der SGK für Anlagen mit Zündstrahlmotoren hat die Variante der gasdichten Abdeckung der Gärrestlager (Z_Abd). Die Maßnahme „Abde- ckung der Gärrestlager“ (G_Abd) wirkt sich am stärksten bei der kleinsten Modellanlage aus. Das Investment in ein gasdichtes Gärrestlager bedeutet für die kleinste Anlage den höchs- ten Anstieg in den spezifischen Stromgestehungskosten (0,7- 0,8 Cent/kWhel). Bei den größten Anlagen (1.000 kWel) steigen unter den getroffenen Annahmen die spezifischen Stromgeste- hungskosten durch das zusätzliche Investment in ein gasdichtes Gärrestlager um 0,2 Cent/kWhel. Die Sensitivitätsanalyse zeigt, dass unter dem anlegbaren Wärmepreis von 7 Cent/kWhth eine nennenswerte Senkung der Stromgestehungskosten (0,5 Cent/kWhel) durch externe Nah- wärmekonzepte (G_WN) bei großen Modellanlagen (500 kWel) erreicht werden kann (Abbil- dung 41). Anzumerken ist, dass bei den kleinsten Anlagen (100 kWel) durch eine Nahwärme- nutzung ein Kostenanstieg von 1,2 Cent/kWhel zu erwarten ist, wenn die Kosten für das Nah- wärmenetz und Erlöse aus dem Wärmeverkauf den Stromgestehungskosten zugeschlagen wer- den. Wird ein Nahwärmenetz gebaut und Erlöse für den Absatz der Wärme bezogen, steigen die Stromgestehungskosten bei der kleinsten Anlage je nach technischer Ausrüstung sogar bis zu knapp 24 Cent/kWhel an. Ab einer Anlage mit 250 kWel ist eine tendenzielle Senkung der Stromgestehungskosten beim Betreiben des Nahwärmenetzes zu verzeichnen. Vergleicht man a) a) 94 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg die kleinste Modellanlage (100 kWel) mit den übrigen Modellanlagen, so ist das spezifische Investment für das Nahwärmenetz für die kleinste Anlage wesentlich höher. Abbildung 41: Stromgestehungskosten der Modellanlagenvarianten Sensitivitäten. Den höchsten Einfluss auf den Anstieg der Stromgestehungskosten ha- ben in der Reihenfolge folgende Parameter:  Anstieg der Kapitalkosten (G_Kap↗),  Anstieg der Substratkosten (G_SK↗),  Senkung der Volllastanteile (G_Vh↘) und  Anstieg der Zündölpreise. Der 30 %ige Anstieg der Kapitalkosten (G_Kap↗), der dem Anstieg der Kapitalkosten nach Umfragedaten entspricht (vgl. Kapitel 3.2.1), verursacht den höchsten Anstieg der spezi- fischen Stromgestehungskosten. Unter solchen Investitionen kosten die erzeugte Kilowatt- stunde bei den kleinsten Anlagen 23,5 Cent und bei den großen Anlagen 18,5 Cent (Abbildung 42). Der Anstieg der Substratpreise (G_SK↗) um 20 % verursacht eine Erhöhung der Kosten der untersuchten Modellanlagen um ca. 1,4 Cent/kWhel. Dieser Parameter hat somit unter den betrachteten Sensitivitäten den zweitgrößten Einfluss auf den Anstieg der Stromgestehungs- kosten (SGK). Da die Biogasanlangen in der Größenklasse 100 kWel bis 500 kWel in der Bio- gasregion 2 (Nord-Südost) bedingt durch ihre Substratzusammensetzung die höchsten Geste- hungskosten aufweisen, ist in den übrigen Biogasregionen für die oben genannten Sensitivitä- ten mit geringfügig niedrigeren Stromgestehungskosten zu rechnen. Die Senkung der Volllastanteile (G_Vh↘) um 5 % hat einen moderaten Einfluss auf den Anstieg der Stromgestehungskosten (SGK). Am meisten wirkte sich diese Maßnahme auf die kleinste Modellanlage (100 kW) aus. Hier war der Anstieg der SGK um 0,8 Cent/kWhel zu verzeichnen. 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 95 Abbildung 42: Sensitivitäten der Gestehungskosten - Modellanlagen mit Gas- und Zündstrahlmotor Der Anstieg der Zündölpreise um 20 % hat den geringsten Einfluss auf den Anstieg der Stromgestehungskosten. Im Falle der Erhöhung von Zündölpreisen sind gleiche Stromgeste- hungskosten für die Anlagen mit Gas- und Zündstrahlmotor ab der Größenklasse 370 kWel zu erwarten. Steigen die Zündölpreise, würden sich vor allem bei den kleinsten und kleinen An- lagen die Unterschiede in den Gestehungskosten im Vergleich zu Gasmotoren vergrößern. Den höchsten Einfluss auf die Senkung der Stromgestehungskosten haben in der Reihen- folge folgende Parameter:  Senkung der Kapitalkosten (G_Kap↘), Die Senkung der Kapitalkosten (G_Kap↘) wirkt sich am meisten auf die Senkung der gesamten Stromgestehungskosten innerhalb der berücksichtigten Sensitivitäten aus. Un- ter niedrigeren Investitionskosten kosten die erzeugte Kilowattstunde bei den kleinsten Anlagen 18,5 Cent und bei den großen Anlagen 14,8 Cent.  Senkung der Substratkosten (G_SK↗) Die Senkung der Substratkosten um 20 % (G_SK↘) hatte den zweitgrößten Einfluss auf die Höhe der Stromgestehungskosten. Hier war die Senkung der Gestehungskosten auch für die kleinste Anlage (100 kWel) entscheidend.  Anstieg der Volllastanteile (G_Vh↗). Durch den Anstieg der Volllastanteile um 5 % können die Stromgestehungskosten der kleinsten Anlagen um 0,6 Cent/kWhel gesenkt werden, bei den großen Anlagen waren es 0,4 Cent/kWhel. Gestehungskosten und EEG (2009/2012)-Erlöse. Schaut man sich die Stromgeste- hungskosten der Modellanlagen gegenüber den EEG (2009)-Erlösen an, wird deutlich, dass in 2009 die Betreiber der Anlagen bis zur Größenklasse 500 kWel ohne Wärmenutzungskonzepte positive Erlöse erwirtschaftet haben (siehe Abbildung 43). 96 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg a) 500 kW - Förderung unter EEG 2012 nur möglich, wenn die eingebrachte Güllemenge verdoppelt wird. 1.000 kW - keine Förderung unter EEG 2012 möglich (zu hohe Anteile an Silomais). Abbildung 43: Gegenüberstellung der Stromgestehungskosten der Modellanlagenvarianten und EEG 2009-Erlöse Bei einer 1.000 kWel-Anlage sichert das externe Wärmenutzungskonzept die Wirtschaft- lichkeit. Werden die Anlagen zukünftig gebaut (2020), werden die Erlöse dieser Anlagen um die im EEG 2009 festgelegte Kostendegression gemindert. In Zukunft ist eher mit einem nen- nenswerten Kapitalkosten- und Substratpreisanstieg zu rechnen. Eine neuere Umfrage aus 2012 /Härdtlein et al. 2013/ hat ergeben, dass die Kapital- sowie Substratkosten gegenüber der Umfrage in 2009 /Stenull et al. 2011/ deutlich gestiegen sind. Die kleineren Anlagen (100 kWel und 250 kWel) reagieren nicht so stark auf den Anstieg der Substratpreise, da viel kostenlose Gülle aus dem eigenen Betrieb in die Anlage eingebracht wird. Die 250 kWel Anlage kann positive Erlöse unter EEG 2009 auch unter Substrat- und Kapitalkostenanstieg erzielen. Dies hängt vor allem mit dem Gülle-Bonus zusammen. Die Anlagen in der Größenklasse ab 370 kWel, die mit 30% mehr Kapital gebaut wurden, können unter den Bedingungen des EEG 2009 nicht rentabel betrieben werden. Die Novellierung des EEG 2012 hat vor allem den Bio- gasanlagen in der Größenklasse 150 - 500 kWel ermöglicht, auch unter steigenden Substrat- und Kapitalkosten positive Erlöse zu erwirtschaften. Wobei angemerkt werden muss, dass diese Anlagen laut EEG 2012 mit Wärmenutzungskonzept ausgestattet werden müssen. Die große 1.000 kWel-Anlage wäre bedingt durch zu hohe Anteile an Silomais unter EEG 2012 nicht förderfähig. Stromerzeugung aus Biomethan. Die Stromgestehungskosten betrugen unter den ge- troffenen Annahmen für die Modellanlagen zwischen knapp 37,2 für die kleinste und 20,7 Cent/kWhel für die größte Anlage (14,8-8,4 Cent/kWhSNG) (siehe Abbildung 44). Somit wird ersichtlich, dass die kleinste Anlage fast die doppelten Gestehungskosten im Vergleich zu der größten Anlage zu verzeichnen hat. 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 97 a) Für Kosten der Rohbiogaserzeugung siehe auch Tabelle 34. b) Bei den Differenzkosten handelt es sich um die Erlöse aus dem Verkauf von der Wärme abzüglich der Kosten für den Betrieb des Nahwärmenetzes (Die Erlöse vom EEG 2009 (KWK-Bonus) und Netzbauförderung wurden hier nicht berücksichtigt). Abbildung 44: Stromgestehungskosten der Modellanlagevarianten mit Biomethanaufbereitung Die Rohbiogaserzeugung macht den größten Anteil der Stromgestehungskosten aus. Je nach Anlagengröße betragen die Kosten der Rohbiogaserzeugung zwischen 19,5 und 14,8 Cent/kWhel. Der Anstieg der spezifischen Stromgestehungskosten durch Abdeckung der Gärrestlager betrug bei den kleinsten Anlagen 1,0 und bei den größten Anlagen 0,3 Cent/kWhel. Die externe Nutzung von Wärme wirkt sich positiv auf die Höhe der Strom- gestehungskosten erst ab einer Anlagengröße von 370 kWel aus. Bei dem anlegbaren Wärme- preis von 7 Cent/kWhth wird eine nennenswerte Senkung der Stromgestehungskosten durch zusätzliche Einnahmen aus dem Verkauf der Wärme erst ab einer Anlagengröße von 500 kWel erzielt. Bei den kleinsten Anlagen ist bei dem anlegbaren Wärmepreis von 7,0 Cent/kWhth der Betrieb von einem Nahwärmenetz nicht wirtschaftlich. Erst ab einem anlegbaren Wärmepreis von 8,9 Cent/kWhth ist eine Senkung der Stromgestehungskosten für die kleinste Anlage zu erwarten. Sensitivitäten. Die 100 kWel-Anlage mit Biomethanaufbereitung wurde bei der Betrach- tung von Sensitivitäten nicht berücksichtigt. Diese Anlage weist Stromgestehungskosten von über 37 Cent/kWhel auf. Bei der gegebenen Förderung von 27,5 Cent/kWhel (EEG 2009, Inbe- triebnahme 2009) ist für die Anlage die Möglichkeit, positive Erlöse zu erzielen, heute, aber auch in Zukunft wohl nicht gegeben. b) a) 98 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg a) 500 kW - Förderung unter EEG 2012 nur möglich, wenn die eingebrachte Güllemenge verdoppelt wird. 1.000 kW - keine Förderung unter EEG 2012 möglich (zu hohe Anteile an Silomais). Abbildung 45: Sensitivitäten der Gestehungskosten - Modellanlagenvarianten mit Biomethanaufbe- reitung Den höchsten Einfluss auf die Senkung der Gestehungskosten hatten folgende Maßnah- men (siehe Abbildung 45):  Senkung der Substratkosten (SNG_SK↘) bei den Anlagen ab der Größe 250 kW,  Senkung der Aufbereitungskosten (SNG_ Aufb↘) und  Anstieg der Volllastanteile (SNG_Vh↗). Den höchsten Einfluss auf den Anstieg der Stromgestehungskosten hatten folgende Maß- nahmen (siehe Abbildung 45):  Anstieg der Substratpreise (SNG_SK↗), Der Anstieg der Substratpreise (SNG_SK↗) um 20 % verursachte den Anstieg der Stromge- stehungskosten für Anlagen mit Biomethanaufbereitung bis um 1,5 Cent/kWhel. Der Anstieg der Substratpreise wirkte sich auf die größte Anlage am stärksten aus, da in der Anlage fast ausschließlich Energiepflanzen eingesetzt wurden.  Anstieg der Kosten für Aufbereitung (SNG_ Aufb↗). Der Anstieg der Aufbereitungskosten (SNG_ Aufb↗) wirkte sich stärker auf die Anlagen 250 kW bis 500 kW aus. Bedingt durch die Größe reagierte die 1.000 kW-Anlage nicht stark auf die Erhöhung der Kosten für die Aufbereitung. Stellt man den Kosten die Erlöse gegenüber, wird deutlich, dass unter EEG 2009 nur die größte Anlage mit Biomethanaufbereitung wirt- schaftlich betrieben werden kann. Der Anstieg der Substratpreise oder Aufbereitungskosten würde für die Anlage negative Erlöse bedeuten. Unter EEG 2012 wäre die Anlage 1.000 kWel in diesem Fall nicht förderfähig. Ähnlich wie bei der direkten Verstromung haben sich die EEG 2012 Erlöse im Vergleich zu den EEG 2009 Erlösen für die größeren Anlagen erhöht. Hier wäre unter der Annahme, dass die Substrat- und Aufbereitungskosten nicht steigen, auch für 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 99 die Anlage in der Größenklasse von 500 kWel denkbar, eine Aufbereitungsanlage zu errichten. Zusammenfassend stellt Stromerzeugung aus Biomethan nur für große Anlagen eine wirt- schaftlich tragfähige Option dar. Wobei bei den Anlagen langfristige Substratverträge garan- tiert werden müssen, da der Anstieg der verbrauchsgebundenen Kosten einen sehr großen Ein- fluss auf die Höhe der Stromgestehungskosten hat. 4.2.2 Differenzkosten Die Gegenüberstellung der Erlöse und Kosten für die Stromerzeugung aus Biogas bzw. Biomethan dient der Einordnung der Wirtschaftlichkeit der Anlagen unter den gesetzlichen Rahmenbedingungen in 2009. Die Differenz der Erlöse aus den EEG 2009-Subventionen und entstandenen Kosten (Differenzkosten) in 1000€/kW für die Biogasmodellanlagen ist in der Abbildung 46 dargestellt. Ist diese Differenz positiv, arbeitet die Modellanlage wirtschaftlich. Und analog, ist sie negativ, kann die Modellanlage nicht wirtschaftlich betrieben werden. * Bei der Kostenanalyse der Stromerzeugung aus Biogas wurde die Modellanlage mit Gasmotor zu Grunde gelegt. Abbildung 46: Differenz der Erlöse und Kosten der Modellanlagen in €/kW Im Falle der Stromgestehungskosten mit externer Wärmenutzung beinhalten diese Kos- ten zusätzlich auch die jährlichen Kosten des Nahwärmenetzes. Zu den berücksichtigten Erlö- sen zählen die Vergütung des EEG 2009 (Tabelle 32) und im Fall externer Wärmenutzung zusätzlich die Vergütung des EEG 2009 für die externe Wärmenutzung (KWK-Bonus), Erlöse vom Wärmeverkauf (7 Cent/kWhth) und Erlöse durch Förderung vom Netzbau (1 Cent/mm*m nach KWKG 2009). Stromerzeugung aus Biogas. Werden die Kosten und alle Erlöse (EEG 2009, Wärme- erlös (Erdgas-BHKW)) gegenübergestellt, sieht man, dass die Modellanlagen in den 100 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg Größenklassen 100 kWel bis inklusive 500 kWel ohne externe Wärmenutzungskonzepte wirt- schaftlich betrieben werden konnten (siehe Abbildung 46). Die höchste positive Differenz zwischen Erlösen und Kosten wird für die Anlagen, die zum Gülle-Bonus berechtigt sind, erreicht. Von den Anlagen, die zum Gülle-Bonus berechtigt sind, konnten die kleinen Anlagen (250 kWel) die höchste Differenz (Cent/kWhel) zwischen Erlösen und Kosten erreichen. Generell tragen externe Wärmenutzungskonzepte zur nennens- werten Erhöhung der Differenzkosten bei. Sogar bei den 100 kWel-Modellanlagen hat der KWK-Bonus und der Wärmerlös in Höhe von 7 Cent/kWhth die vergleichsweise hohen Inves- titionen in ein Nahwärmenetz gedeckt, wobei ein Nahwärmenetz ohne den KWK-Bonus nicht wirtschaftlich ist (vgl. Abbildung 44). Durch die gasdichte Abdeckung der Gärrestlager werden in jedem Fall die positiven Differenzkosten deutlich verringert. Die höchsten positiven spezi- fischen Differenzkosten erzielen die Anlagen mit einem externen Wärmenutzungskonzept (100 kWel und 250 kWel ohne gasdichte Abdeckung der Gärrestlager). Bei der kleinen Modellanlage (250 kWel) trägt vor allem der Gülle-Bonus (EEG 2009) zu den hohen spezifischen Differenz- kosten bei. Bei den großen Anlagen sind der KWK-Bonus sowie die Einnahmen für den Absatz der Wärme für die erzielte Höhe der Differenzkosten entscheidend. Bei der größten Anlage (1.000 kW) werden ohne externe Wärmenutzungskonzepte negative Differenzkosten erzielt. Stromerzeugung aus Biomethan. Für die Gestehungskostenanalyse wurden lediglich die Anlagen mit abgedeckten Gärrestlagern berücksichtigt, da diese nach EEG 2009 zum Ener- giepflanzen-Bonus berechtigt sind. Ohne Energiepflanzen-Bonus ist es in keinem Fall möglich, die positiven Differenzkosten zu erzielen. Generell ist die Wirtschaftlichkeit der Stromerzeu- gung aus Biomethan unter den Rahmenbedingungen für das Betriebsjahr 2009 erst ab der An- lagengröße von 500 kWel gewährleistet, wobei hier niedrigere Erlöse als im Fall der Stromer- zeugung aus Biogas (sogar ohne Wärmenutzungskonzepte) zu erwarten sind. Die Analyse der Differenzkosten zeigte, dass die kleinsten, kleinen und mittleren Anlagen mit der Biometha- naufbereitungsvariante negative Differenzkosten aufweisen. 4.2.3 Zusammenfassung Für Baden-Württemberg betragen die Stromgestehungskosten aus Biogas durchschnitt- lich 17,7 Cent/kWhel (direkte Verstromung). Im Schnitt haben die Biogasanlagen in Baden- Württemberg mit diesen Stromgestehungskosten in Hinsicht auf das EEG 2009 positive Erlöse erwirtschaftet. Die kleinsten Anlagen (100 kWel) sind durch die höchsten Stromgestehungs- kosten gekennzeichnet. Ab der Anlagengröße 250 kWel sind Skaleneffekte zu beobachten, hier sinken die Stromgestehungskosten auf bis zu 17,7-18,5 Cent/kWhel (je nach Modellanlagenva- riante). Die großen Anlagen (1.000 kWel) sind durch die niedrigsten Kosten gekennzeichnet (14,5-15,5 Cent/kWhel). Dagegen betragen die Stromgestehungskosten der Anlage mit Biome- thanaufbereitung in der gleichen Größenordnung 20,7 Cent/kWhel. Sensitivitätsfaktoren. Substrat- und Kapitalkosten haben den höchsten Einfluss auf die Höhe der Gestehungskosten. Es ist tendenziell in Zukunft mit höheren Gestehungskosten für Stromerzeugung aus Biogas zu rechnen (zwischen 24-18 Cent/kWhel), da die Umfrageergeb- nisse ergeben haben, dass die Kapitalkosten von den Anlagen, die im Jahr 2005-2007 in Betrieb genommen wurden, im Vergleich zu den neueren Anlagen (Inbetriebnahme 2008-2009) im Schnitt 30 % niedriger waren. Hinzu kommt, dass der Anstieg der Energiepflanzenpreise für die Biogasanlagenbetreiber jeder Anlagengröße eine nennenswerte Senkung der erzielten 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 101 Erlöse bedeuten kann. Auf die Erlöse der kleinen Anlagen (bis 250 kWel) wird generell der Substratpreiseanstieg keinen hohen Einfluss ausüben, da die Substrate für die Biogasanlage zu 90 % bzw. 80 % im eigenen Betrieb erzeugt werden. Hinzu kommt, dass diese Anlagen relativ viel Gülle einsetzen, die in der Regel im eigenen Betrieb umsonst zur Verfügung steht. Der Anstieg der Substratpreise kann die Wirtschaftlichkeit der großen Anlagen gefährden, da in diesen Anlagen überwiegend Energiepflanzen eingesetzt wurden und im Schnitt ca. 40 % die- ser Substrate zugekauft wurden. Generell ist es anzustreben, unter den Rahmenbedingungen des EEG 2009 die Volllaststunden zu erhöhen, da dies zu höheren Erlösen führt und gleichzei- tig einen nennenswerten Beitrag zur Senkung der Stromgestehungskosten leistet. Werden 8.200 h/a (statt 7.900 h/a) Volllaststunden erreicht, können beispielsweise die Gestehungskos- ten einer 250 kWel Anlage um 0,5 Cent/kWhel reduziert werden. Vergleicht man Kosten der Stromerzeugung aus Biogas und Kosten der Stromer- zeugung aus Biomethan miteinander, sollten unter den Rahmenbedingungen von EEG 2009 die Betreiber großer Anlagen (ab ca. 1.000 kWel) ohne Aussicht auf externe Wärmenutzung die Biomethan-Option wählen. Die Anlagengröße 500 kWel mit Biomethanaufbereitung konnte zwar positive spezifische Differenzkosten erzielen, diese waren jedoch niedriger als die Differenzkosten für eine Anlage, die den Strom aus Biogas direkt erzeugt. Externe Wärmenutzung. Generell hat unter Berücksichtigung des KWK-Bonus (EEG 2009) und eines anlegbaren Wärmepreis von 7 Cent/kWhth bei jeder Anlagengröße ein An- schluss an das Nahwärmenetz zum Anstieg der Erlöse geführt, wobei bei 100 kWel-Anlagen der Anstieg als geringfügig einzustufen ist. Falls Wärmeabnehmer sich in unmittelbarer Nähe befinden, ist es somit generell gesehen unter den Rahmenbedingungen des EEG 2009 erst ab einer Anlagengröße von 250 kWel ökonomisch sinnvoll, in ein Nahwärmenetz zu investieren (Vorausgesetzt der Anschlussgrad der Siedlung mindestens 65 % und die Entfernung zur Sied- lung 400 m betragen.). Für die 100 kWel-Anlagen wäre das Investment in ein Nahwärmenetz (bei anlegbarem Wärmepreis von 7 Cent/kWhth) ohne Berücksichtigung des KWK-Bonus zu hoch und würde zu negativen Erlösen führen. Hier ist es zu empfehlen, wenn möglich, auf die kostengünstigeren Wärmenutzungskonzepte wie z. B. Holztrocknung umzusteigen. Gäbe es keinen KWK-Bonus als zusätzlichen Erlös für die Wärmenutzung sowie keine zusätzliche För- derung für den Netzbau, könnte das Nahwärmenetz beim anlegbaren Wärmepreis von 7 Cent/kWhth erst ab Anlagengröße 500 kWel wirtschaftlich betrieben werden. Weiterhin ist anzumerken, dass wenn die Entfernung zur Siedlung steigt und ein längeres Nahwärmenetz gebaut werden muss, vor allem bei den kleineren Anlagen die spezifischen Kosten deutlich ansteigen werden. Bei der großen Anlage ist der Anstieg der Entfernung zur Siedlung weniger bedeutsam (vgl. dazu /Herrmann 2011/). Wobei anzumerken ist, dass die Nahwärmenetze für die Modellanlagen so ausgelegt wurden, dass konservativ vorgegangen wurde (ungefähr 45 % der in einem BHKW gesamt anfallenden Wärme wurde genutzt). Befindet sich in unmittelbarer Nähe ein Abnehmer mit einem konstanten Wärmebedarf (z. B. Metzgerei, Schlachterei oder Schwimmbad), kann mehr Wärme abgesetzt werden und somit höhere Erlöse als in dem Mo- dellfall erzielt werden. 102 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 4.3 Treibhausgasemissionen der Biogaserzeugung und -nutzung 4.3.1 Treibhausgasbilanz In diesem Kapitel wird die Treibhausgasbilanz der unterschiedlichen Modellanlagenva- rianten (Gas- oder Zündstrahlmotor, mit und ohne Wärmenutzung, gasdichte und offene Gär- restlager) untersucht. Hier dient eine in Baden-Württemberg am meisten verbreitete 250 kWel- Anlage mit den untersuchten Varianten (Modellanlage mit Gasmotor (G), Zündstrahlmotor (Z) und jeweils mit Wärmenutzung (WN)) − repräsentativ für die Größenklasse 151- 325 kWel − als Beispiel. Zur Spezifikation der 250 kWel-Modellanlagen siehe Kapitel 4.1.1. Anschließend erfolgt ein Vergleich der Treibhausgasbilanz der 250 kWel-Anlage mit den übrigen Modellan- lagen (100 kWel, 370 kWel, 500 kWel, 1.000 kWel). Legende: ├─ – die eingesparten Emissionen bei der Modellanlage mit gasdichten Gärrestlagern ∑ – Summe der Aufwendungen und Gutschriften in der Treibhausgasbilanz G – Variante Modellanlage mit Gasmotor WN – Variante Modellanlage mit externem Wärmenutzungskonzept (Nahwärmenetz für eine Wohnsiedlung) Z – Variante Modellanlage mit Zündstrahlmotor Abbildung 47: Treibhausgasbilanz der 250 kWel Anlagenvarianten Die Höhe der eingesparten Emissionen hängt von der festgelegten fossilen Referenz ab. In diesem Kapitel werden die Aufwendungen als positive THG-Emissionen (+), die Gutschrif- ten und die gesamte Einsparung sog. THG-Bilanz (Aufwendungen – Gutschriften) als negative THG-Emissionen (-) betrachtet. Die negativen Emissionen bedeuten, dass im Vergleich zur fossilen Referenz (in dem Fall: Strom-Mix) beispielsweise durch Stromerzeugung aus Biogas bei dem Anlagentyp mit Gasmotor, ohne Wärmenutzung und ohne Gärrestlagerabdeckung 0,711 kg CO2 Äq./kWhel eingespart wurde. Gutschriften Aufwendungen Strom-Mix Wärme-Mix 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 103 Die spezifische Treibhausgaseinsparung im Vergleich zum Strom-Mix beträgt für eine 250 kWel-Anlage je nach Anlagenvariante (Gas/Zündstrahl (G/Z), mit/ohne ext. Wärmenut- zung (WN), ohne gasdichte Abdeckung der Gärrestlager (Abd.)) zwischen -0,667 und -0,801 kg CO2 Äq. pro erzeugte kWhel bzw. -0,741 und -0,880 kg CO2 Äq. pro erzeugte kWhel bei der Variante mit abgedeckten Gärrestlagern (siehe Abbildung 47). Die Aufwendungen, die bei dem Biogaserzeugungs- und -nutzungspfad berücksichtigt werden, enthalten Energiepflanzenanbau, Bau und Entsorgung der Anlage, Betrieb der Fer- menter, BHKW, Prozessstrom (hier Strom-Mix DE 200937), Wärmenetz und Gärrestlager so- wie Ausbringung der Gärreste. Die Summe der Aufwendungen beträgt je nach Anlagenvari- ante zwischen 0,43 kg CO2 Äq./kWhel (G, ohne WN) und 0,49 kg CO2 Äq./kWhel (Z mit WN). Zu den Gutschriften gehören Strom- und Wärme-Mix (Im Fall der externen Wärmenutzung wird der Wärme-Mix als Gutschrift der Anlage angerechnet), Gärrestgutschrift, Gutschrift für Brache sowie Gutschrift für den Mineraldüngerersatz. Die Summen der angerechneten Gut- schriften betragen je nach Modellanlagenvariante zwischen -1,16 kg CO2 Äq./kWhel und - 1,31 kg CO2 Äq./kWhel. Die Gutschrift für Strom-Mix macht hier den größten Anteil aus (- 0,84 kg CO2 Äq./kWhel). Einfluss der Motorart. Im Sinne der Treibhausgasbilanz hat die Auswahl von Gas- oder Zündstrahlmotor einen Einfluss auf die Höhe der eingesparten Treibhausgasemissionen, da nach /Aschmann et al. 2011 und LfL 2007/ unterschiedliche Emissionsfaktoren in dem Modell für den Methanschlupf unterstellt wurden – 2 % des zu verbrannten Methans für den Zünd- strahl und 1 % für den Gasmotor in der 250 kWel Größenklasse. Durch die Stromerzeugung in der Modellanlagenvariante ohne Wärmenutzung wird im Vergleich zum Strom-Mix - 0,801 kg CO2 Äq./kWhel (Gasmotor) und - 0,757 kg CO2 Äq./kWhel (Zündstrahlmotor) einge- spart. Der als Zündöl eingesetzte Biodiesel und höhere elektrische Wirkungsgrade vom Zünd- strahlmotor haben keinen entscheidenden Einfluss auf die THG-Einsparung. Nach EEG 2009 darf lediglich Biodiesel oder Pflanzenöl in Zündstrahlmotoren eingesetzt werden /EEG 2009/. Wird statt Biodiesel Diesel eingesetzt, würde die Anlage mit Zündstrahlmotor höhere Treib- hausgasemissionen aufweisen. Einfluss der Wärmenutzung. Durch die Stromerzeugung in einer Modellanlagenvari- ante ohne Wärmenutzung wird im Vergleich zum Strom-Mix -0,711 kg CO2 Äq./kWhel (Basis Gasmotor) eingespart. Die Modellanlagen, die über eine externe Wärmenutzung verfügen, spa- ren in dieser Variante im Schnitt -0,090 kg CO2 Äq./kWhel mehr ein als Anlagen ohne Wärme- nutzung. Durch eine externe Wärmenutzung entstehen zwar Aufwendungen für den Bau und Betrieb der Wärmenetze (vor allem beim Einsatz vom Erdgaskessel für den Spitzenlast- und der Pumpenstrombedarf), die genutzte Wärme wird aber mit der Wärme-Mix-Gutschrift „ver- gütet“ (siehe auch dazu Kapitel 4.1.3). Anzumerken ist, dass die Modellanlagen ausgestattet mit den externen Wärmenutzungskonzepten nur ca. 45 % der im BHKW anfallenden Wärme extern nutzen (der Wärmebedarf vom Fermenter wurde hier nicht berücksichtigt). Dies ist durch die Spezifikation des Wärmenetzes bedingt, die einem zeitlichen und saisonalen Wär- mebedarf untergeordnet ist. Wird eine konstante Wärmesenke gefunden, die die gesamte an- fallende Wärme aus der Biogasanlage nutzt, können wesentlich mehr Treibhausgasemissionen eingespart werden. 37 Der Prozessstrom wird bei den meisten Biogasanlagen vom Netz bezogen, damit der gesamt erzeugte Strom mit EEG-Boni vergütet werden kann. 104 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg Einfluss der gasdichten Abdeckung der Gärrestlager. Die gasdichte Abdeckung der Gärrestlager kann die Klimabilanz der Biogasanlage verbessern. Dadurch werden Emissionen aus Gärrestlagern (ca. -0,075 kg CO2Äq./kWhel) vermieden (siehe Abbildung 47). Anzumerken ist, dass ein durchschnittlicher Emissionsfaktor für das Restgaspotenzial gewählt wurde, somit können in dem Praxisbetrieb die Treibhausgasemissionen aus den offenen Gärrestlagern ab- weichen. Stromerzeugung aus Biogas. Vergleich aller Anlagenvarianten. Die Treibhausgas- einsparung (THG-Bilanz) aller untersuchten Anlagenvarianten sind in der Abbildung 48 dar- gestellt. Die kleinste Anlage (100 kWel) ist durch die höchste spezifische THG-Einsparung ge- kennzeichnet. Hier wirken sich die hohen Anteile an Grassilage und Gülle in der Substratzu- sammensetzung in den kleinen Anlagen positiv auf die Treibhausgasbilanz aus. Im besten Fall (100 kWel-Modellanlage, Gasmotor mit Wärmenutzung und geschlossenen Gärrestlagern) werden knapp -0,936 kg CO2 Äq./kWhel, im schlechtesten Fall (100 kWel-Modellanlage, Zünd- strahlmotor ohne Wärmenutzung und ohne gasdichte Abdeckung der Gärrestlager) - 0,672 kg CO2 Äq./kWhel eingespart. Bei den Anlagen in der Größenklasse ≤ 150 kWel mit der festgelegten Substratzusammensetzung wirkt sich vor allem der Einsatz des Motors auf die Höhe der Treibhausgasemissionen aus, da in dieser Größenklasse der Zündstrahlmotor deutlich höheren Methanschlupf als der Gasmotor aufweist /Aschmann et al. 2011, LfL 2007/. Zum Vergleich werden durch die Stromerzeugung in der großen Modellanlage (500 kWel) im besten Fall (500 kWel-Modellanlage, Zündstrahlmotor mit Wärmenutzung und geschlossenen Gärrestlagern) -0,777 kg CO2 Äq./kWhel und im schlechtesten Fall (500 kWel- Modellanlage, Gasmotor ohne Wärmenutzung und offenen Gärrestlagern) -0,612 kg CO2 Äq. /kWhel eingespart. Hier wiederum schneidet die Anlage mit Zündstrahlmotor besser ab, da in höheren Größenklassen38 der Methanschlupf tendenziell sinkt /Aschmann et al. 2011, LfL 2007/ und der elektrische Wirkungsgrad höher als beim Gasmotor ist. Die 500 kWel-Anlage schneidet im Vergleich zu der 100 kWel-Anlage deutlich schlechter ab, da in ihrer Substratzu- sammensetzung mehr Energiepflanzen (ca. 80 % (im Vergleich zu ca. 60 % Energiepflanzen bei der kleinsten Anlage) und weniger Gülle enthalten sind. Unter Berücksichtigung der vorhandenen Anlagengrößen und der Anteile an Anlagen mit/ohne Wärmenutzung, Gas und Zündstrahlmotor, sowie mit gasdichten und offenen Gär- restlagern wurde eine durchschnittliche Treibhausgaseinsparung für den Anlagenschnitt in Ba- den-Württemberg ermittelt. Diese betrug -0,707 kg CO2 Äq./kWhel und entsprach in etwa der Höhe der THG-Einsparung von einer 250 kWel-Anlage mit Gasmotor ohne Wärme-nutzung und Gärrestlagerabdeckung. Der Unterschied zwischen der besten und schlechtesten Anlagen- variante in Hinsicht auf die Treibhausgasvermeidung beträgt -0,324 kg CO2 Äq./ kWhel. Dies stellt in etwa den Optimierungsbereich der sich im Betrieb befindlichen Anlagen hinsichtlich der Treibhausgaseinsparung dar. 38 Es wurde angenommen, dass bei einer 500 kWel-Anlage zwei Zündstrahlmotoren je 250 kWel im Betrieb sind. 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 105 Legende: fossile Referenz - Strom-Mix (0,897 kg CO2 Äq./kWhel) - Bandbreite der THG-Einsparung ├─ - die eingesparten THG-Emissionen bei der Modellanlagenvariante mit gasdichten Gärrestlagern Abbildung 48: Treibhausgaseinsparung durch Stromerzeugung aus Biogas Stromerzeugung aus Biomethan. Bei der Variante mit Biomethanaufbereitung ist im Basis-Fall von geschlossenen Gärrestlagern auszugehen, da es sich um eine größere Anlage (hier wurde eine 1.000 kWel unterstellt) handelt, die EEG (2009)-konform betrieben werden muss. Die Verstromung von Biomethan findet in einem Erdgas-BHKW statt, die mit einem Wärmenutzungskonzept ausgestattet ist. Insgesamt werden mit der Basisvariante -0,640 kg CO2 Äq./kWhel im Vergleich zum Strom-Mix eingespart. Im Vergleich zu den Anlagenvarianten, die den Strom aus Biogas direkt erzeugen, schneiden die Varianten mit Biomethanaufbereitung schlechter ab. Die Höhe der Treibhausgaseinsparung entspricht ungefähr einer 500 kWel-Anlage ohne Wärmenutzung und ohne Abdeckung der Gärrestlager – der schlechtesten Variante unter den Modellanlagen, die Biogas verstromen. Positiv wirken sich auf die Treibhausgasbilanz die externe Nutzung der Abwärme sowie gasdichte Abdeckung der Gärrestlager aus. Jedoch entstehen durch Stromer- zeugung aus Biomethan im Vergleich zur Stromerzeugung aus Biogas mehr Treibhausgase A n la g e n - s c h n it t 106 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg durch die Prozesse Anbau der Energiepflanzen (hoher Anteil an Energiepflanzen) und Biome- thanaufbereitung (hier spielt der Stromverbrauch eine entscheidende Rolle). Abbildung 49: Treibhausgasbilanz - Stromerzeugung aus Biomethan Einfluss der Gärrestlagerabdeckung. Bei den offenen Gärrestlagern wird von durch- schnittlichen Emissionsfaktoren (1,4 % der CH4-Ausbeute) ausgegangen (vgl. Kapitel 4.1.3). Werden die Gärrestlager nicht abgedeckt, ist von einer Verschlechterung der THG-Bilanz auszugehen. Hier steigen die Emissionen aus den Gärrestlagern signifikant (vgl. Abbildung 49) und somit reduzieren sich die Einsparungen. In der Realität kann die Höhe der Emissionen aus den Gärrestlagern davon abweichen, da sie verfahrens- (Verweilzeit in dem Gärsystem) und temperaturspezifisch sind. Einfluss der Methanverluste bei der Aufbereitung. Die Methanverluste wurden in der Variation hoher Methanschlupf von 1,14 % (nach /Köppel 2011/) auf 4 % (max. Bandbreite nach /dena 2010, Urban et al. 2009/) erhöht. Diese Variation verschlechtert die Bilanz im Vergleich zur Basisanlage. 4.3.2 CO2-Vermeidungskosten Die Unterschiede in den CO2-Vermeidungskosten werden für die untersuchten Modell- anlagenvarianten in der Abbildung 50 dargestellt. Für die Stromerzeugung aus Biomethan wer- den die ausgerechneten Gestehungskosten für die Anlagengröße (300 Nm³SNG/h) zu Grunde gelegt. Abbildung 50 zeigt, dass vor allem die Maßnahmen Abdeckung von Gärrestlagern, Art und Größe des Motors sowie externe Wärmenutzung einen entscheidenden Einfluss auf die Senkung der CO2-Vermeidungskosten haben. Die CO2-Vermeidungskosten betragen zwischen 140 € (sowohl für eine 250 kWel-Anlage - Gasmotor, mit Wärmenutzung und gasdicht Gutschriften Aufwendungen Strom -Mix Wärme-Mix 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 107 abgedeckten Gärrestlagern als auch für eine 500 kWel-Anlage - Zündstrahlmotor, mit Wärme- nutzung und gasdicht abgedeckten Gärrestlagern) und 232 € (für eine 100 kWel-Anlage, Zünd- strahlmotor, ohne Wärmenutzung und ohne abgedeckte Gärrestlager) pro vermiedene Tonne CO2 Äq.. Im Schnitt betragen die CO2-Vermeidungskosten 171 €/t CO2 für Stromerzeugung aus Biogas und 245 €/t CO2 für Stromerzeugung Biomethan. Legende: fossile Referenz - Strom-Mix (0,897 kg CO2 Äq./kWhel) - Bandbreite der CO2-Vermeidungskosten a Anlage mit 234 Nm³/h Einspeisekapazität unterstellt Abbildung 50: CO2-Vermeidungskosten der Modellanlagenvarianten Im Vergleich zu den anderen erneuerbaren Energien (Windenergie und Photovoltaik) liegen die Kosten der CO2-Vermeidung aus Biogas in Baden-Württemberg eher im mittleren Bereich. Sie betrugen über das Doppelte der CO2-Vermeidungskosten aus Windenergie, aber ca. ein Fünftel der CO2-Vermeidungskosten aus Photovoltaik (Für 2009 betrugen die Kosten der CO2-Vermeidung aus Windenergie 80 €, aus der gesamten Biomasse (Biogas, feste Bio- masse Holz, Biodiesel und flüssige Brennstoffe) 132 € und aus Photovoltaik 845 € pro vermie- dener Tonne CO239). Im Jahre 2010 sanken, bedingt durch die Reduktion der EEG-Vergütung, die CO2-Vermeidungskosten für Photovoltaik auf 600 € pro t CO2. Betrachtet man die gesamte Biomasse, sind die Kosten der Stromerzeugung aus Biogas als eine eher teurere Option der CO2-Vermeidung unter den Bioenergietechnologien zu betrachten. 39 Für die Berechnung der CO2-Vermeidungskosten anderer erneuerbaren Energie wurde die Summe der EEG- Förderung 2009 abzüglich des Strompreises auf der Börse für die jeweilige Technologie zu Grunde gelegt. So- mit fallen diese Kosten geringfügig höher aus, da bei der Berechnung der CO2-Vermeidungskosten aus Biogas in dieser Studie die Stromgestehungskosten aus Biogas zu Grunde gelegt wurden. a) 108 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 4.3.3 Zusammenfassung THG-Emissionen. Zu den wichtigsten Faktoren, die die Höhe der Treibhausgasvermei- dung beeinflussen, gehören Substratzusammensetzung (Anteile der eingesetzten Gülle und Mist), Anteile der genutzten Wärme, sowie gasdichte Abdeckung der Gärrestlager. Hinzu kommt der Methanschlupf von BHKW, da hier unterschiedliche Werte abhängig von der Anlagengröße und Motorart angesetzt wurden. Generell schneiden die kleinsten Anlagen (100 kWel) in Hinsicht auf die Treibhausgas- vermeidung am besten ab, da diese durch die meisten Anteile von Gülle und Mist in ihrer Substratzusammensetzung gekennzeichnet sind. Im besten Fall (externe Wärmenutzungskon- zepte, gasdichte Abdeckung der Gärrestlager, Gasmotor) können durch Stromerzeugung aus Biogas bei den kleinsten Anlagen -0,936 kg CO2 Äq./kWhel eingespart werden, im schlechtesten Fall (keine Wärmenutzung, keine Abdeckung der Gärrestlager, Zündstrahlmotor) -0,672 kg CO2 Äq./kWhel. Im Vergleich spart die große Modellanlage (500 kWel) im besten Fall (externe Wärmenutzungskonzepte, gasdichte Abdeckung der Gärrestlager, Zündstrahlmotor) - 0,777 kg CO2 Äq./kWhel und im schlechtesten Fall -0,612 kg CO2 Äq./kWhel (keine externen Wärmenutzungskonzepte, offene Gärrestlager, Gasmotor) ein. Somit wird deutlich, dass trotz hoher Gülleanteile in der Substratzusammensetzung auch eine kleine Anlage in Hinsicht auf die Treibhausgasbilanz schlecht abschneiden kann. Bei der Biogasanlage mit Biomethanaufbereitung wurde -0,640 kg CO2 Äq./kWhel einge- spart. Wird ein höherer Methanschlupf (4 %) bei dieser Anlage angesetzt, spart diese weniger THG-Emissionen ein (-0,600 kg CO2 Äq./kWhel). Generell schneidet die Stromerzeugung aus Biomethan im Vergleich zur Stromerzeugung aus Biogas schlechter ab. Dies hängt mit den THG-Emissionen, die bei der Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität entstehen, zusam- men. Hinzu kommen auch hohe Anteile an Energiepflanzen in der Substratzusammensetzung dieser Anlagen. Da die Modellanlagen den realen Bedingungen in Baden-Württemberg entsprechen, wird bei dem Ökobilanzmodell eher konservativ vorgegangen. Die Potenziale zur Vermeidung von Treibhausgasen werden von den angesetzten Modellanlagen bei Weitem nicht ausgeschöpft. Werden in Zukunft beispielsweise die kleinsten Anlagen ausschließlich mit Gülle gefüttert, können in solch einer Anlage über -1 kg CO2 Äq./kWhel eingespart werden. Weiterhin wurde bei den Modellanlagen bei der Wärmenutzung ca. 50 % der gesamt erzeugten Wärme genutzt. Dies entspricht in etwa dem Stand der Wärmenutzung den baden-württembergischen Biogas- anlagen in der Größenklasse ≥ 501 kWel im Jahr 2012 /Härdtlein et al. 2013/. Steigen diese Anteile zu 80 % (20 % der gesamt anfallenden Wärme wird im Schnitt für die Fermenterhei- zung benötigt /IFEU (Hrsg.) 2008, Lansche 2011/), können mehr Treibhausgase vermieden werden. Für das Restgaspotenzial der Gärreste und den Methanschlupf wurden durchschnittli- che Literaturwerte (vgl. Kapitel 4.1.3) angesetzt. Wird es technisch möglich, die Motoren mit niedrigerem Methanschlupf zu betreiben – vor allem stellt sich die Frage bei den Zündstrahl- motoren, die nach /Aschmann et al. 2011/ einen relativ hohen Methanschlupf aufweisen – kön- nen ebenso Treibhausgasemissionen gemindert werden. Weiterhin besteht die Möglichkeit, das zusätzliche Investment für die Abdeckung der Gärrestlager zu tätigen oder das Restgaspoten- zial der Gärreste durch einen optimierten Gärprozess zu senken. Hier können ebenso mehr Treibhausgase in den Anlagen ohne gasdichte Abdeckung der Gärrestlager eingespart werden. 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 109 CO2-Vermeidungskosten. Die CO2-Vermeidungskosten betragen im Schnitt 171 € pro vermiedene Tonne CO2 Äq.. Durch die niedrigsten CO2-Vermeidungskosten sind die 250 kWel (G) und 500 kWel (Z)-Anlagen mit gasdichter Abdeckung der Gärrestlager und einem externen Wärmenutzungskonzept gekennzeichnet. Die oben genannten 500 kWel-Anlagen sind auch durch niedrigste Stromgestehungskosten gekennzeichnet. Zu beachten ist, dass eine relativ kleine 250 kWel-Anlage auch eine der niedrigsten CO2-Vermeidungskosten erreicht. Dies hängt damit zusammen, dass die Anlagen in dieser Größenklasse einen relativ hohen Anteil an Gülle und Mist einsetzten, was wiederum die Treibhausgaseinsparung positiv beeinflusst, gleichzeitig sind sie im Gegensatz zur der kleinsten Anlage (100 kWel) durch Skaleneffekte wesentlich kostengünstiger. Die höchsten CO2-Vermeidungkosten, bedingt durch die hohen Stromgestehungskosten, werden für die kleinsten Modellanlagen errechnet. Die großen Anla- gen (500 kWel) sind zwar kostengünstiger, sparen allerdings bedingt durch den hohen Einsatz von Energiepflanzen am wenigsten Treibausgase ein. 4.4 Fazit – ökonomische und ökologische Analyse Es wurden für verschiedene Varianten von Biogasanlagen die Stromgestehungskosten, Treibhausgasemissionen sowie CO2-Vermeidungskosten errechnet. Auf dieser Basis wurde er- mittelt, welche der Anlagen im Vergleich am besten abschneiden. Dies kann für die Entschei- dungsträger bei der Entwicklung der zukünftigen Richtlinien für die erneuerbare Energie „Bi- ogas“ als wichtiger Indikator dienen. Gestehungskosten der Biogasanlagen. Im Schnitt weisen die kleinsten Anlagen (≤ 150 kWel) die höchsten Stromgestehungskosten auf. Mit zunehmender Anlagengröße redu- zieren sich die Kosten. Für den in Baden-Württemberg am häufigsten vertretenen Anlagentyp (Gasmotor, ohne Abdeckung der Gärrestlager und ohne externe Wärmenutzungskonzepte) be- tragen die Stromgestehungskosten zwischen 20,1 Cent/kWhel für die kleinsten Anlagen (100 kWel) und 16,7 Cent/kWhel für die großen Anlagen (500 kWel). Für die kleinsten Anlagen variieren die Gestehungskosten je nach Modellanlagenvariante (mit/ohne Wärmenutzung, mit/ohne gasdichte Abdeckung der Gärrestlager, Gas- oder Zünd- strahlmotor) zwischen 20 und 23 Cent/kWhel. Die höchsten Skaleneffekte sind in der Größen- klasse 150-325 kWel erkennbar. Die Stromgestehungskosten betrugen bei den für diese Grö- ßenklasse typischen Modellanlagen (250 kWel) zwischen 17 und 18 Cent/kWhel. Die größten Anlagen (500 kWel) wiesen je nach Anlagentyp Kosten um die 16 Cent/kWhel auf. Den größten Einfluss auf die Stromgestehungskosten hat die Höhe der Substrat- und Ka- pitalkosten. Bei einem Anstieg von 30 % (die durchgeführte Umfrage der Biogasanlagenbe- treiber ergab im Schnitt einen solchen Anstieg der Kapitalkosten für die Biogasanlagen) wer- den die Gestehungskosten für die kleinste Anlage und für die größte Anlage um ca. 2 Cent pro kWhel ansteigen. Für die kleinste Anlage (100 kWel) bedeutete dies einen Betrieb an der Wirt- schaftlichkeitsgrenze. Die Anlagen ab Größenklasse 325 kWel können unter diesen Bedingun- gen ohne externe Wärmenutzungskonzepte nicht wirtschaftlich betrieben werden. Generell tru- gen die externen Wärmenutzungskonzepte (Bau von Nahwärmenetzen) zur Senkung der Stromgestehungskosten bei. Geht man davon aus, dass rund 50 % der gesamt erzeugten Wärme genutzt werden kann, so reduzieren sich die Gestehungskosten. Werden Wärmekonzepte rea- lisiert, die bis zu 80 % der gesamten erzeugten Wärme (restliche 20 % der Wärme ist für die 110 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg Fermenterheizung vorgesehen) nutzen, wird sich die Wirtschaftlichkeit der Biogasanlagen weiter verbessern. Bei den kleinsten Anlagen ist das Investment für das Nahwärmenetz jedoch zu hoch. Hier sollten kostengünstigere Nahwärmekonzepte zum Einsatz kommen (beispiels- wiese Holz- oder Gärresttrocknung). Wird das Biomethan in einem Erdgas-BHKW verstromt, sind die Stromgestehungskos- ten im Vergleich zur direkten Verstromung von Biogas generell höher. Hier spielt die Biome- thanaufbereitungsanlage eine Rolle, die über 3 Cent/kWhel der Stromgestehungskosten aus- macht. Lediglich die Stromerzeugung aus Biomethan mit einer Biomethanaufbereitungsanlage ab einer Einspeisekapazität von 500 Nm³/h war im Vergleich zur Stromerzeugung aus Biogas durch die niedrigeren Stromgestehungskosten gekennzeichnet. Treibausgasvermeidung der Biogasanlagen. Die Stromerzeugung erfolgte überwie- gend in den Biogasanlagen ohne externe Wärmenutzungskonzepte (Jeweils ca. 75% der Anla- gen in 2009 hatten kein externes Wärmekonzept nachzuweisen.) und ohne gasdichte Abde- ckung der Gärrestlager (Ca. 75 % der Gärrestlager wurden ohne gasdichte Abdeckung betrie- ben). Somit besteht hier ein erhebliches Potenzial zur Verbesserung der Treibhausgasbilanz der bestehenden Biogasanlagen. Zusätzlich kann der in die Luft entwichene Methan erfasst und zur Stromerzeugung genutzt werden. Im Schnitt betrug die spezifische THG-Vermeidung für die Stromerzeugung aus Biogas 0,721 kg CO2 Äq. pro erzeugte kWhel. Generell gilt: Je kleiner die Anlagen, desto höher war die spezifische THG-Vermeidung der Biogasanlagen. Dies hängt vor allem mit den hohen Antei- len der eingesetzten Gülle in den kleinsten Biogasanlagen zusammen. Die verstärkte Güllenut- zung trägt wesentlich sowohl zur Treibhaus- als auch zur Kosteneinsparung der Biogasanlagen bei. Auch die Anteile der eingesetzten Grassilage, durch die in der Ökobilanz berücksichtigte humusanreichernde Wirkung dieser Pflanze, hatten einen positiven Einfluss auf die Treibhaus- gasvermeidung. Die großen Anlagen (500 kWel) schnitten bedingt durch hohe Anteile der Energiepflanzen bei der Treibhausgasvermeidung am schlechtesten ab. Falls größere Anlagen (500 kWel) über externe Wärmenutzungskonzepte und abgedeckte Gärrestlager verfügen, kann die Klimabilanz aber wesentlich verbessert werden. Damit können nicht nur kleine gülleba- sierte Biogasanlagen, sondern auch große Anlagen auf Energiepflanzenbasis (bei entsprechen- der technischer Ausstattung wie z. B. geschlossene Gärrestlager und externe Wärmenutzungs- konzepte) einen nennenswerten Beitrag zur THG-Vermeidung leisten. Im Schnitt werden bei der Verstromung von Biomethan im Vergleich zur Verstromung von Biogas weniger THG-Emissionen eingespart. Hier haben vor allem der Anbau von Substraten (überwiegend Energiepflanzen) und die Biomethanaufbereitung einen Einfluss auf die Höhe der THG-Vermeidung. Beste Biogasanlagenauslegung. Tabelle 44 gibt einen zusammenfassenden Überblick über diejenigen Modellanlagen und ihre technische Ausstattung, die in der jeweiligen Größen- klasse in Hinsicht auf niedrige Kosten, hohe Treibhausgaseinsparung und niedrige CO2-Ver- meidungskosten am besten abschneiden. 4 Ableitung und Analyse modellhafter Biogasanlagen für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 111 Tabelle 44: Beste Biogasanlagenauslegung in Hinsicht auf Kosten, THG-Einsparung und CO2- Vermeidungskosten Leistung [kWel] Niedrige Gestehungskosten Hohe THG-Einsparung Niedrige CO2-Vermeidungs- kosten mit WN/ ohne WN G /Z ohne Abd./ mit Abd. mit WN/ ohne WN G /Z ohne Abd./ mit Abd. mit WN/ ohne WN G /Z ohne Abd./ mit Abd. 100 mit WN G mit Abd. ohne WN G ohne Abd. ohne WN G mit Abd. 250 mit WN G ohne Abd. mit WN G mit Abd. mit WN G mit Abd. 370 mit WN Z ohne Abd. mit WN G mit Abd. mit WN G mit Abd. 500 mit WN Z ohne Abd. mit WN Z mit Abd. mit WN Z mit Abd. Legende: WN – Wärmenutzung, G – Gas, Z-Zündstrahl, Abd. – Abdeckung (gasdicht) der Gärrestlager In Hinsicht auf die niedrigen Gestehungskosten schneiden die Modellanlagen ohne gasdichte Abdeckung der Gärrestlager am besten ab, da hier das zusätzliche Investment in die Abdeckung der Gärrestlager nicht getätigt wurde. Mit Wärmenutzung zeigten sich die Anlagen ab der Größenklasse 250 kWel am kostengünstigsten. In Hinsicht auf die Motorart, haben die kleineren Anlagen beim Einsatz eines Gasmotors am kostengünstigsten abgeschnitten, bei der Anlagengröße 370 kWel war es der Zündstrahlmotor. Die hohe Treibhausgaseinsparung wird in jeder Größenklasse für die Anlagen mit externen Wärmenutzungskonzepten und gasdichter Abdeckung der Gärrestlager erreicht. Für die große und größte Anlage (370 kWel und 500 kWel) wurde hier der Zündstrahlmotor ausge- wählt, da in dieser Größenklasse der Zündstrahlmotor nach Literaturangaben einen genauso hohen Methanschlupf wie der Gasmotor aufweist, aber gleichzeitig höhere Wirkungsgrade er- reicht. Bei den 250 kWel-Anlagen war das zwar auch der Fall, hier spielen jedoch die höheren Preise für das Zündöl, die die kleinen Anlagen bezahlt haben, eine Rolle. Da das Zündöl bio- gener Herkunft ist, sind keine relevanten THG-Emissionen mit der Verbrennung verbunden. Somit wurde in einer Modellanlage mit Zündstrahlmotor im Vergleich zum Gasmotor weniger Substrat benötigt, um eine kWhel zu erzeugen. Die niedrigen CO2-Vermeidungskosten erzielen die Anlagenvarianten, die in jeder Größenklasse mit gasdichter Abdeckung der Gärrestlager und ab der Anlagengröße 250 kWel mit einem externen Wärmenutzungskonzept ausgestattet sind. Die kleinste Anlage (100 kWel) erreicht auch ohne externe Wärmenutzungskonzepte niedrige CO2-Vermeidungskosten. Die Anlage, die mit einem Wärmenutzungskonzept ausgestattet ist, erzielt im Vergleich zur Anlage ohne ein Wärmenutzungskonzept höhere Stromgestehungskosten40. Die 500 kWel-Anlage − ausgestattet mit einem Zündstrahlmotor − sowie die 250 kWel mit einem Wärmenutzungskon- zept und Gasmotor war durch die niedrigen CO2-Vermeidungskosten gekennzeichnet. Im folgenden Kapitel wird zur Erarbeitung von Strategien für die Modernisierung des Anlagenbestandes sowie den Zubau an Biogasanlagen in Baden-Württemberg auf die hier er- arbeiteten und bewerteten Modellanlagen zurückgegriffen. 40 Die EEG-Erlöse (KWK-Bonus) wurden hier nicht berücksichtigt. 112 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg Die Stromerzeugung aus Biogas nimmt immer größere Anteile an der Stromerzeugung aus Biomasse41 ein (siehe Abbildung 51). 2004 betrug in Baden-Württemberg der Beitrag von Biogas zur Stromerzeugung aus Biomasse 11 %. 2013 hatte Strom aus Biogas einen Anteil von 52 % an der Stromerzeugung aus Biomasse und wurde somit zum wichtigsten Bestandteil an der Stromerzeugung aus Biomasse. Laut /UVM 2011/ wird sich in Zukunft (Zeithorizont 2020) der Beitrag von Biomasse zur Stromerzeugung auf 4,7 TWhel/a belaufen. /Weber et al. 2011/ schreibt diese Entwicklung fort und kommt ebenfalls auf 5 TWhel/a Strom aus Biomasse. Be- rücksichtigt man die Entwicklung der Biogasanlagenzahl in Baden-Württemberg, könnte Strom aus Biogas einen bedeutenden Anteil zwischen 2,0 - 3,1 TWh/a42 einnehmen /IER 2013/. Hier sind sowohl landwirtschaftliche Biogasanlagen als auch Vergärungsanlagen be- rücksichtigt, die teilweise Bioabfall oder verstärkt Reststoffe einsetzen. In 2009 betrug der An- teil dieser Anlagen ca. 12 % (bezogen auf die Biogaserzeugung). a) Bei den IER-Szenarien (IER konservativ, IER innovativ) wurde angenommen, dass Biogas 50 % der Stromer- zeugung aus Bioenergie in 2020 ausmacht. Der Anteil von Biogas an der Stromerzeugung aus Bioenergie ent- spricht somit dem Stand 2012 und 2013 (52 %). Quelle: eigene Darstellung nach /UM BW (Hrsg.) 2014, IER 2013, UM BW (Hrsg.) 2012, UVM 2011, Weber et al. 2011/ Abbildung 51: Entwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse in Baden-Württemberg: 1998-2020 Der Sachverständigenrat für Umweltfragen empfiehlt in Hinsicht auf die energetische Biomassenutzung die Nutzung der Reststoffe in den Vordergrund zu stellen /SRU 2011/. Die 41 Als Stromerzeugung aus Biomasse wurde Stromerzeugung aus Biogas, festen biogenen Brennstoffen, flüssi- gen biogenen Brennstoffe, Klär-, Deponie- und biogenem Anteil des Abfalls definiert. 42 Annahme: Biogas macht ca. 50 % der Stromerzeugung aus Biomasse aus (Anteile des Jahres 2012). a ) 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 113 Novellierung des EEG 2012 lehnt sich daran teilweise an und führt für die Biogasanlagen eine Vergütung für Reststoffnutzung ein. Weiterhin werden kleine Gülle-Anlagen (75 kWel) beson- ders vergütet. Dementsprechend sollten nicht nur die Energiepflanzenpotenziale, sondern auch Gülle und Mist und besonders im Fall von Baden-Württemberg Dauergrünland verstärkt ge- nutzt werden. Die Entwicklung der Biogasanlagen in den Jahren 2004 bis 2013 in Baden-Würt- temberg, die durch eine ansteigende durchschnittliche Anlagengröße geprägt ist, weist in den letzten Jahren eher auf den Zubau größerer Anlagen hin /MLR und Staatliche Biogasberatung 2014/. Ein Blick auf die Entwicklung der Anlagengröße in den letzten Jahren zeigt, dass die durchschnittliche Anlagengröße in Baden-Württemberg gestiegen ist. 2013 betrug die durch- schnittliche Anlagengröße in BW 345 kWel (Abbildung 52). Im Vergleich zu ganz Deutschland ist diese Entwicklung moderat – eine durchschnittliche deutsche Biogasanlage hatte 2013 eine Leistung von 459 kWel. /FNR (Hrsg.) 2014/. Regional gesehen waren in Baden-Württemberg Unterschiede erkennbar. Die Biogasregion 1 (Nordwest) und 4 (Mitte-West) sind durch die höchste Anlagengröße gekennzeichnet – über 400 kWel/Anlage. In den Biogasregionen 2 und 3 liegt die durchschnittliche Größe leicht über 300 kWel/Anlage. Quelle: eigene Darstellung geteilt nach Biogasregionen nach /MLR und Staatliche Biogasberatung 2014/ Abbildung 52: Entwicklung der durchschnittlichen Anlagengröße in den Jahren 2004-2013 in den Biogasregionen In diesem Kapitel wird analysiert, wie viel Strom aus landwirtschaftlichem Biogas zu- künftig in Baden-Württemberg erzeugt werden kann. Hier dienen Potenziale (Kapitel 2) sowie Status Quo der Biogasanlagen (Kapitel 3) als Dach für die Entwicklung. Ausgehend von der Analyse des Anlagenbestandes wird ein zweistufiges Vorgehen gewählt. Erstens werden die möglichen Nachrüstungsmaßnahmen für den Anlagenbestand in den Biogasregionen unter- sucht. Hierzu werden Modellanlagenvarianten ausgewählt und ihr Einfluss auf die Kosten, THG-Vermeidung und CO2-Vermeidungskosten der Biogasanlagen in Baden-Württemberg analysiert. Zweitens werden die ausgewählten Modellanlagen für die Zukunft im Sinne des Anlagenzubaus vorgeschlagen und auf Kosten, THG-Emissionen und CO2-Vermeidungskos- ten analysiert. 114 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 5.1 Ausbaustrategien auf Basis von modellhaften Biogasanlagen In diesem Kapitel werden die Annahmen zu den Ausbaustrategien für die Stromerzeu- gung aus landwirtschaftlichem Biogas in Baden-Württemberg erläutert. Hiermit sollen die in der Abbildung 51 dargestellten Szenarien für die Entwicklung der Stromerzeugung überprüft werden, wobei der Mehrwert dieser Analyse gegenüber den vorliegenden Szenarien daran liegt, dass spezifische Daten für Baden-Württemberg im regionalen Bezug verwendet werden. Somit kann auch der regionale Ausbau der Biogasanlagen in den vorher untersuchten Biogas- regionen von Baden-Württemberg in Hinsicht auf die Substratverfügbarkeit analysiert werden. Als zeitlicher Horizont wurde 2020 gewählt, da davon auszugehen ist, dass der Zubau von Biogasanlagen in Bezug auf die vorhandenen Potenziale sowie den bereits stattgefundenen ra- schen Anlagenzubau weitgehend bis 2020 abgeschlossen sein wird /IER 2013/. Dabei muss von unterschiedlichen Entwicklungsstrategien für die bestehenden Anlagen und in Zukunft zu- gebauten Anlagen ausgegangen werden. Bei den bestehenden Anlagen sind beispielsweise le- diglich Nachrüstungsmaßnahmen möglich, bei den neuen Anlagen kann abgesehen von der technischen Ausstattung z. B. von einer anderen Substratzusammensetzung ausgegangen wer- den. Die Entwicklungsstrategien werden für den Anlagenbestand mit Blick auf drei Faktoren analysiert: Ökonomie (niedrige Stromgestehungs-kosten), Ökologie (hohe Treibhausgasein- sparung43) und CO2-Vermeidungskosten (niedrige CO2-Vermeidungskosten) (siehe Tabelle 45). Als Ergebnis der Analyse werden Modellanlagenvarianten mit niedrigen Stromgeste- hungskosten, mit hoher Treibhausgaseinsparung oder mit niedrigen CO2-Vermeidungskosten identifiziert. Tabelle 45: Strategien für Anlagenbestand und -zubau Anlagenbestand Anlagenzubau Vorgehensweise Auswahl der besten Auslegung der Biogasanla- gen in der jeweiligen Größenklasse Auswahl der besten Auslegung der Biogasanlagen aus dem gesamten Anlagenportfolio Analyse in Hinsicht auf Niedrige Gestehungskosten Niedrige Gestehungskosten Hohe Treibhausgaseinsparung Hohe Treibhausgaseinsparung Niedrige CO2-Vermeidungskosten Niedrige CO2-Vermeidungskosten Ausbau Biomethan Ausnutzung Biomassepotenzial Für den Anlagenzubau werden zusätzlich zu den oben genannten Strategien die Strate- gie „Ausbau Biomethan“ (Zubau großer energiepflanzenbasierter Anlagen) sowie Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“ (d. h. die vollständige Ausnutzung der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung wird in den Biogasregionen gewährleistet) untersucht (Tabelle 45). 43 Für die Bestimmung der THG-Einsparung und der CO2-Vermeidungskosten wurde beim Anlagenbestand und -zubau die Referenz Strom-Mix nach /Klobasa et al. 2009/ gewählt. D. h. es wurde ein Mix fossiler Technolo- gien gewählt, die der Strom aus Biogas verdrängt (siehe auch Kapitel 4.1.4.). 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 115 Vorgehensweise beim Anlagenbestand. Für den Anlagenbestand werden aus den be- stehenden Modellanlagenvarianten die besten Anlagen unter dem Aspekt der Stromgeste- hungskosten, THG-Vermeidung und CO2-Vermeidungskosten ausgewählt. Die Strategien be- ziehen sich auf die vorher analysierten Anlagenvarianten im Kapitel 4. Es wurden aus dem Anlagenportfolio die Anlagentypen ausgewählt, die niedrige Gestehungskosten oder hohe Treibhausgaseinsparung oder niedrige CO2-Vermeidungskosten aufweisen (vgl. Kapitel 4.4). Da es sich um eine Optimierung des Anlagenbestandes handelt, wurde angenommen, dass le- diglich technische Nachrüstungsmaßnahmen wie Installation des Nahwärmenetzes, Abde- ckung der Gärrestlager sowie gezielter Austausch des Motors nach dem Ablauf der Lebens- dauer durchgeführt werden können. In den Strategien wird unterstellt, dass die bestehenden Anlagen bis zum Zeitpunkt 2020 auf die technische Ausstattung der ausgewählten Modellan- lagenvarianten nachgerüstet werden. In Bezug auf die Substratzusammensetzung wurde angenommen, dass keine relevanten Veränderungen der Substratzusammensetzung stattfinden. Bei den eigenen Substraten wurde davon ausgegangen, dass der Biogasanlagenbetreiber auf die vorhandenen Substrate zu- greift und beim Substratzukauf eher von längerfristigen Substratverträgen auszugehen ist. Erstens stammen die Substrate beim Anlagenbestand überwiegend aus eigener Erzeugung (70 % der Substrate aus eigener Erzeugung, vgl. Kapitel 3.2.1.). Zweitens hat sich die durch- schnittliche Substratzusammensetzung der Biogasanlagen in Baden-Württemberg im Zeitraum 2008 - 2012 kaum verändert /Stenull et al. 2009, Stenull et al. 2011, Härdtlein et al. 2013/. Für jede Strategie wurde in jeder der vier Größenklassen (siehe Tabelle 46) eine Anla- genvariante mit Blick auf (1) niedrige Gestehungskosten, (2) hohe THG-Einsparung und (3) niedrige CO2-Vermeidungskosten bestimmt (zur Höhe der Kosten und THG-Vermeidung siehe Tabelle 47). In Hinsicht auf die Substratzusammensetzung wird die typische Substratzu- sammensetzung der Biogasanlagen in den jeweiligen Biogasregionen zu Grunde gelegt. Dadurch kann die Verfügbarkeit der Biomasse für Biogasanlagen in Baden-Württemberg regi- onal abgeschätzt werden kann. Beispielsweise ist in der Größenklasse ≤ 150 kWel die 100 kWel-Biogasanlage ausgestat- tet mit Gasmotor (G), ohne Wärmenutzung (WN) und ohne gasdichte Abdeckung der Gärrest- lager (ohne Abd.) durch die niedrigen Stromgestehungskosten gekennzeichnet (siehe Tabelle 46). Die hohe Treibhausgaseinsparung wird jedoch in dieser Größenklasse durch eine 100 kWel-Modellanlage mit WN und mit Abdeckung der Gärrestlager erreicht. Die niedrigen CO2-Vermeidungskosten in der Größenklasse ≤ 150kWel zeigt eine Modellanlagenvariante zwar ohne Wärmenutzung, aber mit Abdeckung der Gärrestlager. Für die detaillierte Analyse der Anlagentypen hinsichtlich der Kosten und der Treibhausgasbilanz (THG-Einsparung und CO2-Vermeidungskosten) siehe entsprechend Kapitel 4.2 und 4.3. 116 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg Tabelle 46: Gewählte Modellanlagenvarianten in den Strategien für den Anlagenbestand S tr at eg ie n niedrige Gestehungskosten hohe THG-Einsparung niedrige CO2-Ver- meidungskosten Ausbau Bi- omethan Ausnutzung Bio- masse-potenzial mit WN/ ohne WNa) G / Zb) ohne Abd./ mit Abd.c) mit WN/ ohne WN G / Z ohne Abd./ mit Abd. mit WN/ ohne WN G / Z ohne Abd./ mit Abd. Auf- be- reit- ung ohne Abd. / mit Abd. mit WN/ ohne WN G / Z ohne Abd./ mit Abd. Leistung (kWel) Anlagenbestand ≤150 (100) ohne WN G ohne Abd. * mit WN G mit Abd. ohne WN G mit Abd. 151-325 mit WN G ohne Abd. mit WN G mit Abd. mit WN G mit Abd. (250) 326-500 mit WN Z ohne Abd. mit WN G mit Abd. mit WN G mit Abd. (370) ≥501 mit WN Z ohne Abd. mit WN Z mit Abd. mit WN Z mit Abd. (500) *Die fettmarkierten Modellanlagenvarianten werden als beste Modellanlagen für den Anlagenbestand und Anlagenzubau in Hinsicht auf die analysierten Maßnahmen ausgewählt. a) externe Wärmenutzung b) Gasmotor/Zündstrahlmotor c) gasdichte Abdeckung der Gärrestlager Das Anlagenportfolio ist bei der Strategie „hohe THG-Einsparung“ und „niedrige CO2- Vermeidungskosten“ weitgehend gleichgeblieben, da in der Regel die Anlagen, die eine hohe spezifische THG-Vermeidung aufweisen auch mit niedrigen CO2-Vermeidungskosten verbun- den sind. Nur die kleinste 100 kWel-Anlage wurde aus Kostengründen in der Strategie „nied- rige CO2-Vermeidungskosten“ ohne Wärmenutzungskonzept ausgewählt, da sich hier ein Nah- wärmenutzungskonzept ökonomisch nicht trägt (vgl. Kapitel 4.2.2). Tabelle 47: Parameter der ausgewählten Modellanlagenvarianten für Anlagenbestand: Stromgeste- hungskosten, THG-Einsparung und CO2-Vermeidungskosten Biogas-re- gion Einheit Basis Strategien Stromerzeu- gung aus Biogas- Stromerzeu- gung aus Bio- methan Niedrige Kosten Hohe THG- Einsparung Niedrige CO2- Vermeidungs- kosten BG1 Cent/kWhel 17,14 18,14 16,74 17,28 17,20 kg CO2 Äq./kWhel -0,721 -0,640 -0,751 -0,831 -0,827 €/t CO2 Äq. 162 205 150 142 142 BG2 Cent/kWhel 17,67 18,70 17,34 18,03 17,86 kg CO2 Äq./kWhel -0,712 -0,640 -0,752 -0,843 -0,834 €/t CO2 Äq. 171 207 158 149 149 BG3 Cent/kWhel 17,58 19,89 17,26 18,17 17,87 kg CO2 Äq./kWhel -0,773 -0,640 -0,813 -0,909 -0,895 €/t CO2 Äq. 157 232 145 140 139 BG4 Cent/kWhel 17,35 16,28 17,00 17,73 17,52 kg CO2 Äq./kWhel -0,756 -0,640 -0,794 -0,882 -0,872 €/t CO2 Äq. 157 176 146 139 138 Bedingt durch Unterschiede in der Substratzusammensetzung in den Regionen Baden- Württembergs variiert die Höhe der Gestehungskosten, THG-Einsparungen sowie der CO2- Vermeidungskosten (siehe Tabelle 47) leicht. 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 117 Es wurden keine technischen Nachrüstungsmaßnahmen bei den bestehenden Biometha- nanlagen angenommen, da bei diesen Anlagen in der Regel geschlossene Gärrestlager und ex- terne Wärmenutzungskonzepte vorhanden sind. Darüber hinaus haben diese Anlagen einen ge- ringen Anteil an dem gesamten Anlagenbestand in Baden-Württemberg (4 Anlagen (Stand 2009), 15 Anlagen (Stand 2015)) /Staatliche Biogasberatung 2010, LUBW 2016/. Vorgehensweise beim Anlagenzubau. Es wurde angenommen, dass im Falle des Zu- baus von Biogasanlagen ausschließlich solche Anlagen zugebaut werden, die jeweils den „bes- ten“ Anlagen des aktuellen Anlagenbestands in Hinblick auf Gestehungskosten, THG-Minde- rung und CO2-Vermeidungskosten entsprechen. Die Neuanlagen werden im Gegensatz zu den bestehenden Anlagen mit dem letzten Stand der Technik (geschlossene Gärrestlager, externe Wärmenutzungskonzepte, Motoren mit niedrigen Methanschlupf) gebaut. Eine veränderte Substratzusammensetzung ist bei dem Anlagenzubau ebenso möglich. Tabelle 48: Gewählte Modellanlagenvarianten in den Strategien für den Anlagenzubau S tr at eg ie n niedrige Gestehungskosten hohe THG-Einsparung niedrige CO2-Ver- meidungskosten Ausbau Bi- omethan Ausnutzung Bio- masse-potenzial mit WN/ ohne WNa) G / Zb) ohne Abd./ mit Abd.c) mit WN/ ohne WN G / Z ohne Abd./ mit Abd. mit WN/ ohne WN G / Z ohne Abd./ mit Abd. Auf- be- reit- ung ohne Abd. / mit Abd. mit WN / ohn e WN G / Z ohne Abd./ mit Abd. Leistung (kWel) Anlagenzubau ≤150 (100) ohne WN* G ohne Abd. mit WN G mit Abd. ohne WN G mit Abd . ohn e WN G mit Abd.e) 151-325 (250) mit WN G ohne Abd. mit WN G mit Abd. mit WN G mit Ab d. mit WN G mit Abd. e) 326-500 (370) mit WN Z ohne Abd. mit WN G mit Abd. mit WN G mit Abd . >501 (500) mit WN Z mit Abd.d) mit WN Z mit Abd. mit WN Z mit Abd . >1.000 (330 Nm3/h) Ge- no- sorb Mit Abd. *Die fettmarkierten Modellanlagenvarianten werden als beste Modellanlagen für den Anlagenbestand und Anlagenzubau in Hinsicht auf die analysierten Maßnahmen ausgewählt. a) externe Wärmenutzung b) Gasmotor/Zündstrahlmotor c) gasdichte Abdeckung der Gärrestlager d) Die 500 kWel-Anlage ist zwar ohne Abdeckung der Gärrestlager am günstigsten, konnte aber bedingt durch Vorgaben der VDI-Richtlinie 3475 gar nicht gebaut werden. e) 100 kWel-Biogasanlage in der Biogasregion 2, 250 kWel-Biogasanlage in der Biogasregion 1, 2 und 4. Im Gegensatz zum Anlagenbestand wird nur eine Biogasanlagenvariante je Größen- klasse und Biogasregion in Bezug auf niedrige Gestehungskosten, hohe THG-Einsparung oder niedrige CO2-Vermeidungskosten ausgewählt (Tabelle 48Tabelle 46). Beim Anlagenzubau wird zusätzlich die Strategie „Ausbau Biomethan“ (große Anlagen) betrachtet, um die 118 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg Ausbaupotenziale von Biomethananlagen (hier große NawaRo-Anlagen) in Baden-Württem- berg zu analysieren. Darüber hinaus wird eine Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“ un- tersucht, die beim Zubau von Anlagen unterstellt, dass die vorhandenen freien Biomassepoten- ziale vollständig genutzt werden. Für die Höhe der zu Grunde gelegten Gestehungskosten, THG-Vermeidung und CO2-Vermeidungskosten in den Strategien siehe Tabelle 49. Tabelle 49: Parameter der ausgewählten Modellanlagenvarianten für Anlagenzubau: Stromgeste- hungskosten, THG-Einsparung und CO2-Vermeidungskosten Parameter Einheit Nied- rige Kosten Hohe THG-Ein- sparung Niedrige CO2- Vermeidungs- kosten Ausbau Biome- than Ausnutzung Biomasse-po- tenzial Anlagengröße kWel 500 (Z) 100 (G) 250 (G) (330 Nm3/h) 100 a) bzw. 250 b) (G) BG1 (Nordwest) Kosten Cent/kWhel 16,51 23,40 17,85 18,70 17,40 THG-Vermeidung kg CO2 Äq./ kWhel -0,809 -0,911 -0,908 -0,640 -0,870 CO2-Vermeidungskos- ten €/t CO2 Äq. 137 197 136 207 137 BG2 (Nord- und Südost) Kosten Cent/kWhel 16,38 23,36 18,23 18,70 17,91 THG-Vermeidung kg CO2 Äq./ kWhel -0,777 -0,936 -0,910 -0,640 -1,015 CO2-Vermeidungskos- ten €/t CO2 Äq. 140 191 140 207 123 BG3 (Südwest) Kosten Cent/kWhel 16,20 22,87 17,79 18,70 16,50 THG-Vermeidung kg CO2Äq./ kWhel -0,807 -0,996 -0,994 -0,640 -1,023 CO2-Vermeidungskos- ten €/t CO2Äq. 133 175 124 207 108 BG4 (Mitte-West) Kosten Cent/kWhel 16,40 22,70 17,69 18,70 17,24 THG-Vermeidung kg CO2 Äq./ kWhel -0,809 -0,988 -0,952 -0,640 -0,976 CO2-Vermeidungskos- ten €/t CO2 Äq. 135 175 128 207 121 a) Biogasregion 2 (Nord- und Südost) b) Biogasregion 1 (Nordwest), 3 (Südwest) und 4 (Mitte-West) Strategien „niedrige Kosten“, „hohe THG-Einsparung“, „niedrige CO2-Vermeidungs- kosten“. Analog zu der Vorgehensweise bei dem Anlagenbestand werden beim Anlagenzubau die ausgewählten Anlagenvarianten mit regional unterschiedlicher Substratzusammensetzung zugrunde gelegt. Es wird für jede Strategie über die Größenklassen hinweg jeweils die beste Anlagenkonfiguration ausgewählt. In Hinsicht auf die niedrigen Gestehungskosten ist beispielsweise die 500 kWel Anlage (ausgestattet mit einem Zündstrahlmotor, mit einem externen Wärmenutzungskonzept und ohne gasdichte Abdeckung der Gärrestlager) in jeder Biogasregion am kostengünstigsten. Die Höhe der Gestehungskosten variiert in den Biogasregionen lediglich aufgrund der jeweils un- terschiedlichen Substratzusammensetzung. Im Bereich der hohen Treibhausgaseinsparung wird eine 100 kWel-Anlage mit einem Wärmenutzungskonzept und mit gasdichtem 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 119 Gärrestlager ausgewählt. Die niedrigen CO2-Vermeidungskosten wurden für eine 250 kWel- Biogasanlage mit einem Wärmenutzungskonzept und gasdichter Abdeckung der Gärrestlager errechnet. In jeder Biogasregion werden diese Anlagen jedoch mit „regionalspezifischer“ Sub- stratzusammensetzung zu Grunde gelegt. Strategie „Ausbau Biomethan“. Zusätzlich zu den oben genannten Strategien wird ein verstärkter Ausbau von Biomethananlagen analysiert. Hier wurde eine große Anlage zu Grunde gelegt, die überwiegend mit Energiepflanzen beschickt wird. D. h. für die Berechnung lag die Modellanlage (330 Nm³/h.) mittlerer Größe mit dem Genosorb®-Aufbereitungsverfah- ren als Stand der Technik und gasdichter Abdeckung der Gärrestlager zu Grunde. Es wurde für die oben genannten Strategien eine konservative Annahme in Hinsicht auf die Potenzialausnutzung getroffen. D. h. es wird angenommen, dass sobald eines der freien Potenziale (entweder Energiepflanzen-, Dauergrünland- oder Gülle- und Mistpotenzial) in der jeweiligen Biogasregion ausgeschöpft ist, der Anlagenzubau nicht fortgesetzt wird. Als Ener- giepflanzen werden Ackerpflanzen, Silomais und Getreide-Ganzpflanzensilage (GPS), als Gülle und Mist werden Gülle und Mist aus der Schweine- und Rindviehhaltung berücksichtigt. Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“. In den vorherigen Strategien bleiben immer ungenutzte Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung übrig, daher wird in dieser Strategie der Weg zur vollständigen Ausnutzung der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung ausgewählt. Beim Zubau der Anlagen wird auf die freien Potenziale in der jeweiligen Biogasregion zuge- griffen (siehe Kapitel 3.3). Die freien Potenziale (in PJ/a) werden in durchschnittliche Sub- stratzusammensetzung der Biogasanlagen für die jeweiligen Biogasregionen umgerechnet – für die Vorgehensweise vgl. Tabelle A 27. Für die angegebene Substratzusammensetzung wer- den die Kosten und THG-Emissionen der Modellanlagen ermittelt. 5.1.1 Zukünftige Stromerzeugung aus Biogas In Tabelle 50 wird die Stromerzeugung aus Biogas und die Anlagenzahl in den betrach- teten Strategien dargestellt. Die Anlagenzahl soll visualisieren, mit wie vielen Anlagen in der jeweiligen Strategie in Baden-Württemberg gerechnet werden kann, wobei die Anlagen je nach Strategie unterschiedliche Leistungen aufweisen. Je nach Ausbau-Strategie kann sich in Zukunft in Baden-Württemberg die Stromerzeu- gung aus landwirtschaftlichem Biogas auf insgesamt 2,24 - 3,39 TWhel belaufen. Dies liegt in der Größenordnung der /UVM 2011/ Prognose und in dem Bereich der innovativen Szenarien für die Entwicklung der Biogastechnologie /IER 2013/. Die Strategien zeigen aber auch, dass höhere Anteile der Stromerzeugung aus Biogas nur durch gezielte Ausnutzung der Biomasse- potenziale zur Biogaserzeugung möglich sind. Durch die Strategie „niedrige Kosten“ und „Ausbau Biomethan“ kann (zu dem auf Basis 2009 erzeugten 1,13 TWhel Strom) zukünftig zusätzlich 1,12 bzw. 1,11 TWhel/a erzeugt wer- den. In diesen Strategien wird am wenigsten Strom erzeugt, da hier durch begrenzte Biomass- epotenziale der Zubau nur weniger großer Anlagen möglich ist. Mit der Strategie „hohe THG- Einsparung“ kann zusätzlich 1,23 TWhel/a Strom in den 1.505 100 kWel-Anlagen erzeugt wer- den. Mit der Strategie „niedrige CO2-Vermeidungskosten“ können unter den getroffenen An- nahmen durch den Zubau von 636 Biogasanlagen 1,30 TWhel/a Strom erzeugt werden. 120 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg Tabelle 50: Strategien für Anlagenzubau 2020: Stromerzeugung und Anlagenzahl Strategie Basis niedrige Kosten hohe THG- Einsparung niedrige CO2- Vermei- dungskosten Ausbau Biomethan Ausnutzung Biomasse- potenzial Zeitraum 2009 2020 Modellanlage (kWel) Anlagen- portfolio 2009 500 100 250 1.000 100 bzw. 250a) Stromerzeugung TWhel/a Baden- Württemberg 2009 1,13 1,13 1,13 1,13 1,13 1,13 Biogasregion 1 (Nordwest) 0,47 0,34 0,51 0,53 0,65 Biogasregion 2 (Nord- und Südost) 0,26 0,44 0,41 0,30 0,85 Biogasregion 3 (Südwest) 0,26 0,33 0,25 0,19 0,45 Biogasregion 4 (Mitte-West) 0,12 0,12 0,12 0,09 0,31 Zubau insgesamt 1,12 1,23 1,30 1,11 2,26 Summe 1,13 2,24 2,36 2,43 2,24 3,39 Anlagenzahl b) ─ Baden- Württemberg 2009 566 566 566 566 566 566 Biogasregion 1 (Nordwest) 119 418 250 61 316 Biogasregion 2 (Nord- und Südost) 64 525 199 35 896 Biogasregion 3 (Südwest) 66 408 127 22 232 Biogasregion 4 (Mitte-West) 31 154 60 11 156 Zubau insgesamt 280 1.505 636 128 1.600 Summe 566 846 2.071 1.202 694 2.166 a) eine 100 kWel-Anlage in der Biogasregion 2, eine 250 kWel-Anlage in der Biogasregion 1, 3, 4 b) die Anlagenzahl bezieht sich auf die unterstellte Anlage in der jeweiligen Strategie Die Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“ ermöglicht (zu den auf Basis 2009 er- zeugten 1,13 TWhel Strom) die höchste zusätzliche Stromerzeugung aus Biogas: 2,26 TWhel/a. Im Vergleich zu den anderen Strategien kann damit durch gezielte Ausnutzung der Potenziale fast doppelt so viel Strom zusätzlich erzeugt werden. Dies bedeutet, dass in dieser Strategie vor allem Gülle- und Mistpotenziale mobilisiert werden, die in den anderen Strategien unge- nutzt bleiben. Wobei hier, bedingt durch hohe Anteile von Gülle und Mist, eher die kleinsten (100 kWel) und kleinen Anlagen (250 kWel) zum Einsatz kommen würden. Einordnung der Strategien in die Ziele der Landesregierung. Das integrierte Ener- gie- und Klimaschutzkonzept Baden-Württemberg /IEKK 2014/ enthält strenge Energieeffizi- enz- und Klimaschutzziele für Baden-Württemberg. 2020 sollen die Anteile der erneuerbaren Energien (EE) an der Stromerzeugung 38 % betragen, davon fallen jeweils 21 % auf die Bio- energie und die Wasserkraft, 32 % auf die Photovoltaik und 26 % auf die Windenergie. Die untersuchten Strategien für die Biogasnutzung in Baden-Württemberg zeigen, dass Biogas in 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 121 2020 zu diesem Ziel beitragen kann. Je nach gewählter Strategie können 10 (Strategie „niedrige Kosten und „Ausbau Biomethan“) bis 14 % (Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“) der erneuerbaren Stromerzeugung aus landwirtschaftlichem Biogas in 2020 stammen. Andere Bi- oenergietechnologien wie z. B. Biomassekraftwerke, Vergasungsanlagen, Bioabfall-Anlagen müssten die restlichen Anteile von 7 bis 11 % beibringen. Gesamtenergiewirtschaftlich gese- hen, könnte Biogasstrom 2020 zwischen 4 und 6 % der Stromerzeugung in Baden-Württem- berg ausmachen. 5.1.2 Zukünftige Ausschöpfung der Biomassepotenziale zur Biogaser- zeugung Die Abbildung 53 gibt einen Überblick darüber, wie die Biomassepotenziale zur Biogas- erzeugung in den Strategien genutzt werden. Hier ist die regionale Ausschöpfung der Biomass- epotenziale von zentraler Bedeutung, da aus wirtschaftlichen Gründen die Substrate nicht über weite Wege transportiert werden. Nur die Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“ unterstellt die vollständige Ausnut- zung der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung. In den übrigen Strategien werden durch den gezielten Zubau von kleinsten 100 kWel-Anlagen, die relativ hohe Gülle-Anteile (Strategie „hohe THG-Einsparung“), kleinen 250 kWel (Strategie „niedrige CO2-Vermeidungs-kosten“), großen 500 kWel-Anlagen – relativ hohe Energiepflanzenanteile in der Substratzusammenset- zung (Strategie „niedrige Kosten“) sowie Zubau großer Biomethananlagen die Biomassepo- tenziale zur Biogaserzeugung unterschiedlich ausgeschöpft. a) Bei den Energiepflanzen wird eine Mischung aus Silomais und GPS zu Grunde gelegt. Abbildung 53: Ausschöpfung der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in % 122 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg Bedingt durch die Substratzusammensetzung greifen die Modellanlagen in allen Strate- gien am meisten auf die Energiepflanzenpotenziale zu. Je nach Strategie wird zwischen 70 % und knapp 90 % des Energiepflanzenpotenzials in Baden-Württemberg für Biogaserzeugung ausgeschöpft. Insgesamt würden je nach Strategie nur 30 % bis 65 % Dauergrünlandpotenziale und 15 % bis 40 % Gülle- und Mistpotenziale in Baden-Württemberg ausgeschöpft werden. Durch die unterstellten Modellanlagen in den Strategien − niedrige Kosten, hohe THG-Einspa- rung und niedrige CO2-Vermeidungskosten sowie Ausbau Biomethan − wird das vorhandene Potenzial für Gülle und Mist bei weitem nicht ausgeschöpft (siehe Abbildung 53). Diese Rest- stoffe können nicht signifikant mobilisiert werden, wenn die Biogasanlagen mit typischer Sub- stratzusammensetzung der Bestandsbiogasanlagen in Baden-Württemberg betrieben werden. Sogar durch die Strategie „hohe-THG-Einsparung“, die lediglich den Zubau von kleinsten An- lagen (100 kWel) mit für Baden-Württemberg typischer Substratzusammensetzung unterstellt, können höchstens knapp über 40 % der Gülle- und Mistpotenziale genutzt werden. Nur die Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“ erreicht, bedingt durch die verän- derte Substratzusammensetzung der Biogasanlagen die 100 %ige Ausnutzung der Potenziale. Hier ist jedoch von grundlegenden Veränderungen in der Substratzusammensetzung der Bio- gasanlagen auszugehen. Diese Strategie bedeutet eine weitgehende Nutzung von kleinsten und kleinen Anlagen, in denen im Vergleich zu den Bestandsanlagen in 2009 mehr Gülle und ggf. Dauergrünland eingesetzt wird. Ausschöpfung der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung in den Biogasregionen. Nachfolgend wird detailliert die Nutzung der Energiepflanzen-, Dauergrünland-, Gülle- und Mistpotenziale in den Biogasregionen in den Strategien 2020 dargestellt. Hier wird auf die Darstellung der Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“ verzichtet, da dieser 100%ige Aus- nutzung der Biomassepotenziale zu Grunde legt. Abbildung 54: Ausschöpfung der Energiepflanzenpotenziale in % 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 123 Energiepflanzen. Die Substratzusammensetzung der Anlagen in allen Biogasregionen beruhte auf Energiepflanzen (Anteile zwischen 56 % und 94 % (bezogen auf den Heizwert)). In fast allen Strategien werden über 80 % der Energiepflanzenpotenziale genutzt. Lediglich in der Biogasregion 1 (Nordwest) wird durch den Zubau kleiner Anlagen (Strategie „hohe THG- Einsparung“) das Potenzial nur zur Hälfte ausgeschöpft. In dem Fall werden die Dauergrün- landpotenziale knapp und so der Zubau von Anlagen nicht fortgesetzt. In der Biogasregion 4 werden auch vergleichbar wenige Energiepflanzenpotenziale genutzt, wobei hier die Güllepo- tenziale knapp werden und so Anlagen nicht weiter zugebaut werden. Dauergrünland. Insgesamt können die Dauergrünlandpotenziale nur in der Biogasre- gion 1 und 2 durch die Strategien „hohe THG-Einsparung“ und „niedrige CO2-Vermeidungs- kosten“ weitgehend bzw. vollständig sowie in der Strategie „niedrige Kosten“ zum großen Teil ausgeschöpft werden (Abbildung 55). Dadurch, dass nicht so viele freie Potenziale in den Biogasregionen 1 und 2 zur Verfü- gung stehen, sichert auch der Zubau von großen Anlagen mit vergleichsweise kleinen Anteilen an Grassilage in der Substratzusammensetzung hohe Potenzialausnutzung. In der Biogasregion 3 und 4 sind in allen Strategien noch genügend Dauergrünlandpotenziale vorhanden, so dass die Anlagen mit der gegebenen Substratzusammensetzung die Dauergrünlandpotenziale nicht ausnutzen können. Abbildung 55: Ausschöpfung der Dauergrünlandpotenziale in % Gülle und Mist. Eine nennenswerte Ausschöpfung der Güllepotenziale wird durch die Strategien „hohe THG-Einsparung“ und „niedrige CO2-Vermeidungskosten“ in den Biogasre- gionen 1, 3 und 4 erreicht (Abbildung 56). Für diese Regionen kann die Strategie „hohe THG- 124 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg Einsparung“ in Hinsicht auf die Reststoffmobilisierung als ausreichend bezeichnet werden. Auffallend ist, dass in der Biogasregion 2 in jeder Strategie nur geringfügige Mengen (über 20 %) der vorhandenen Gülle und Mist mobilisiert werden können. Auch in der Strategie „hohe THG-Einsparung“, die hohe Anteile an Gülle in der Substratzusammensetzung der Anlagen unterstellt, werden keine nennenswerten Güllepotenziale mobilisiert. Da sich das meiste Gül- lepotenzial in der Biogasregion 2 befindet, wird trotz guter Ausnutzung in den übrigen Regio- nen in gesamt Baden-Württemberg nur 40 % vom Gülle- und Mistpotenzial mobilisiert wer- den. Somit muss der Fokus in dieser Region in Hinsicht auf die Mobilisierung der Güllepoten- ziale liegen. Werden große Anlagen zugebaut (Strategie „niedrige Kosten“ und „Biomethan“) kön- nen im besten Fall knapp 40 % der Potenzialmobilisierung in der Biogasregion 3 und 4 erreicht werden. Abbildung 56: Ausschöpfung der Gülle- und Mistpotenziale in % 5.1.3 Zukünftige Treibhausgasvermeidung Die Berechnung der eingesparten Emissionen durch Stromerzeugung aus Biogas erfolgte anhand der Zuordnung der spezifischen THG-Einsparungen (kg CO2 Äq./kWhel) zu den berück- sichtigten Anlagenvarianten (siehe Kapitel 4.1, Abbildung 38) und der Multiplikation mit den Anteilen des erzeugten Stroms in der jeweiligen Anlagenvariante. Der Strom-Mix nach /UBA 2009/ mit dem Emissionsfaktor 0,897 kg CO2 Äq./kWhel diente dabei als fossile Referenz (siehe Kapitel 4.1.4). THG-Vermeidung in Baden-Württemberg. Im Schnitt werden in Baden-Württem- berg im Basisjahr 2009 durch die Stromerzeugung aus Biogas 0,729 kg CO2 Äq. pro kWhel 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 125 vermieden. Hochgerechnet werden in Baden-Württemberg durch die Stromerzeugung aus Bi- ogas mittels direkter Verstromung 858 · 103 t CO2 Äq./a (im Vergleich zum unterstellten Strom- Mix) eingespart (siehe Abbildung 57). Mittels Biomethananlagen wird bedingt durch die kleine Anzahl der Biomethananlagen der geringste Anteil (31 · 103 t CO2 Äq./a) eingespart. Die ver- miedenen THG-Emissionen durch Stromerzeugung aus Biogas bzw. Biomethan machen ca. 1 % der gesamt emittierten Treibhausgase44 in Baden-Württemberg aus. Werden nur die THG- Emissionen aus den Kraftwerken berücksichtigt, machen die eingesparten THG-Emissionen durch die Stromerzeugung aus Biogas ca. 5 % dieser Emissionen aus. THG Vermeidung - Anlagenbestand in 2020 mit Nachrüstungsmaßnahmen. Die spezifische THG-Vermeidung für den Anlagenbestand ist für 2009 (Basis 2009) und für 2020 in Abbildung 57 zu sehen. Für 2020 werden die Strategien „niedrige Kosten“, „hohe THG- Einsparung“ und „niedrige CO2-Vermeidungskosten“, die unterschiedlichen Nachrüstungs- maßnahmen für den Anlagenbestand voraussetzen, dargestellt. Bei der Strategie „Biomethan Ausbau“ wurden keine Nachrüstungsmaßnahmen angenommen, da diese Anlagen in der Regel über abgedeckten Gärrestlager und externe Wärmenutzungskonzepte verfügen. Abbildung 57: Vermiedene THG-Emissionen durch den Bestand der Biogasanlagen in den unter- schiedlichen Strategien (Stand 2009 und 2020) Insgesamt können bis zu 15 % mehr Treibhausgase durch Nachrüstungsmaßnahmen im Anlagenbestand eingespart werden. Durch die Strategien „hohe THG-Einsparung“ und „nied- rige CO2-Vermeidungskosten“ können die meisten THG-Emissionen vermieden werden. Diese Strategien unterscheiden sich voneinander in den Nachrüstungsmaßnahmen bei den An- lagen in der Größenklasse ≤150 kWel. Da in der Größenklasse ≤150 kWel nur 12 % der Leistung 44 Im Jahre 2009 wurden 75.238 [1.000] t CO2 emittiert, davon waren knapp 89 % dieser Emissionen energiebe- dingt (Kraftwerke, Industrie/Feuerungen, Haushalte/GHD, Verkehr) /Stala BW 2011d/. Aus den Kraftwerken für allgemeine Versorgung wurden 2009 16.847 [1.000] t CO2 emittiert /Stala BW 2011d/. Die THG-Emissio- nen aus der Landwirtschaft betrugen 4.444 [1.000] t CO2. Für die Verteilung der Emissionen nach Emittenten- gruppen sowie Entwicklung der Höhe von THG-Emissionen in Baden-Württemberg seit 1990 siehe /Stala BW 2011d/. 126 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg des gesamten Anlagenbestandes installiert ist, wirkt sich die höhere THG-Einsparung in dieser Größenklasse nur geringfügig auf das Gesamtergebnis aus. Zu beachten ist, dass in der Strate- gie „hohe THG-Einsparung“ zwar in der Größenklasse ≤150 kWel eine höhere THG-Einspa- rung erreicht wird, die Stromgestehungskosten dieser Anlagen sind jedoch bedingt durch die Nachrüstungsmaßnahme „externes Wärmenutzungskonzept“ wesentlich höher. Im Gegensatz zu diesem Vorgehen können mit der Strategie „niedrige CO2-Vermeidungskosten“ fast ge- nauso viele THG-Emissionen vermieden werden, gleichzeitig sind aber die Kosten für die Nachrüstungsmaßnahmen geringer. Die Strategie „niedrige CO2-Vermeidungskosten“ bedeutet, dass das zusätzliche Invest- ment bei den Anlagen ab 150 kWel in die Nachrüstung von externen Wärmenutzungskonzepten sowie Abdeckung der Gärrestlager getätigt werden müsste. Hinzu kommt, dass Zündstrahlmo- toren, die einen höheren Methanschlupf aufweisen, nach Auslauf ihrer Lebensdauer in den kleineren Größenklassen ausgetauscht werden, um die THG-Emissionen zu mindern. Die Maß- nahme „gasdichte Abdeckung der Gärrestlager“ wirkt sich in Hinsicht auf die THG-Einsparung in der Strategie stärker aus, als die Maßnahmen externe Wärmenutzungskonzepte und Aus- tausch der Motoren. Dies liegt einerseits daran, dass bereits viel mehr Bestandsanlagen über externe Wärmenutzungskonzepte als über gasdichte Abdeckung der Gärrestlager verfügen. Andererseits ist die THG-Einsparung durch gasdichte Abdeckung der Gärrestlager höher als durch externen Absatz der Wärme, da hier erstens die Aufwendungen für den Betrieb des Nah- wärmenetzes getätigt werden müssen (Erdgasspitzenlastkessel, Pumpenstrom) und zweitens nur knapp die Hälfte der anfallenden Wärme genutzt wurde. Zu erwähnen ist, dass auch die Strategie „niedrige Kosten“ im Anlagenbestand eine geringfügige THG-Einsparung bringt. Diese Strategie zeigt, dass trotz Kostenoptimierung die Einsparung von Treibhausgasen möglich ist. Durch Nachrüstung aller Anlagen ohne externe Wärmenutzungskonzepte ab Größenklasse 151 kWel mit Wärmenutzungskonzepten sowie Austausch der Zündstrahlmotoren bis Größenklasse 325 kWel, können rund 5 % mehr Treib- hausgase vermieden werden. THG-Vermeidung - Anlagenzubau 2020. Insgesamt können durch Stromerzeugung aus Biogas je nach Strategie zukünftig zwischen 1.142 (Strategie „Ausbau Biomethan“) und 3.189 · 103 t CO2 Äq./a (Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“) vermieden werden (Ab- bildung 58). Die Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“ führt mit Abstand zu der höchsten THG- Einsparung (3.189 · 103 t CO2 Äq./a), da hier insgesamt eine größere Biomassenutzung erreicht wird. Grund dafür sind in der Strategie unterstellte güllebasierte Anlagen mit einem hohen THG-Vermeidungspotenzial, die ungenutzte Potenziale mobilisieren. Die Strategie „niedrige Kosten“ setzt den Zubau großer Anlagen (500 kWel) voraus. Durch den Zubau großer Anlagen können 895 · 103 t CO2 Äq./a vermieden werden. Werden kleine Anlagen (250 kWel) gebaut (Strategie „niedrige CO2-Vermeidungskosten“), führt der Ausbau zur Vermeidung von 1.213 · 103 t CO2 Äq./a. Der Zubau von 250 kWel-Anlagen hat sich zugleich sowohl in Hinsicht auf Skalenffekte im Vergleich zu 100 kWel als auch eingesparte THG-Emissionen (bedingt durch relativ hohe Gülleanteile) am besten im Sinne der CO2- Vermeidungskosten erwiesen. Werden kleinste Anlagen (100 kWel) gebaut − Strategie „hohe Treibhausgaseinsparung“ − tragen diese zwar zur höchsten THG-Einsparung bei (1.006 · 5 Ausbaustrategien für die zukünftige Biogasnutzung in Baden-Württemberg 127 103 t CO2 Äq./a), verursachen jedoch die höchsten Gestehungskosten sowie CO2- Vermeidungskosten. Abbildung 58: Vermiedene THG-Emissionen durch den Bestand und den Zubau der Biogasanlagen in den unterschiedlichen Strategien (Stand 2020) Der Ausbau der Biogasanlagen in der Strategie „Ausbau Biomethan“ führt zur geringsten Einsparung von THG. Diese Strategie setzt den Zubau großer „energiepflanzenbasierter“ An- lagen voraus. Dies macht in Baden-Württemberg in Hinsicht auf die Maximierung der THG- Vermeidung wenig Sinn, da vor allem in Hinsicht auf die freien Energiepflanzenpotenziale wenig Anlagen zugebaut werden können. Zweitens ist die spezifische THG-Einsparung dieser Anlagen im Vergleich zu den Anlagen, die Biogas direkt verstromen, niedriger. Obwohl der Strom aus Biogas nur zwischen 4 % und 6 % der gesamten Stromerzeu- gung in Baden-Württemberg ausmachen kann, kann der Energieträger Biogas zu den THG- Reduktionszielen des /IEKK 2014/ (25 % gg. 1990) in 2020 einen deutlichen Beitrag leisten: Die Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“ kann fast 15 % zum Gesamtreduktionsziel in Baden-Württemberg beitragen, da Stromerzeugung aus Biogas mit hoher THG-Einsparung verbunden ist, vor allem, wenn Reststoffe wie Gülle und Mist eingesetzt werden. 128 6 Zusammenfassung 6 Zusammenfassung Biogasregionen, Substratausnutzung und EEG-Förderung. Die Substratzusammen- setzung der Biogasanlagen in Baden-Württemberg wurde in erster Linie durch die Vergütungs- struktur für Energiepflanzen und Gülle im Rahmen des /EEG 2009/ bestimmt. Darüber hinaus wurde in der vorliegenden Studie gezeigt, dass die eingesetzten Substrate auch wesentlich von der Agrarstruktur und somit der Verteilung vorhandener Biomassepotenziale zur Biogaserzeu- gung abhängig sind. In dieser Arbeit wurden die Landkreise in vier verschiedene Regionen (sog. Biogasregionen) zusammengefasst, die sich durch einheitliche Eigenschaften für die Bio- gasproduktion in Bezug auf Substratverfügbarkeit auszeichnen. Abbildung 59: Einordnung der Landkreise Baden-Württembergs in die Biogasregionen In den Biogasregionen Baden-Württembergs wurden die Biogassubstrate unterschiedlich genutzt. In der Biogasregion 2 (Nord- und Südost) gibt es hohe Potenziale bei allen Biogas- substraten (Energiepflanzen, Dauergrünland, Gülle und Mist). In dieser Biogasregion konnten die Biogasanlagen in der Leistungsgröße bis 325 kWel auch ohne besonders hohe Anteile an Gülle (Voraussetzung für den Erhalt des Güllebonus war 30 % Gülleanteil in der Substratzu- sammensetzung), bedingt durch das des /EEG 2009/, wirtschaftlich betrieben werden. Generell wurde in dieser Biogasregion nur in dem Umfang auf Gülle zurückgegriffen, soweit dies die Sicherung des Gülle-Bonus gewährleistete. Da aber in der Biogasregion 2 das höchste Gülle- aufkommen in Baden-Württemberg vorhanden ist, wurden mit der EEG-Vorgabe lediglich 10 % der Gülle- und Mistpotenziale genutzt. Anders in der Biogasregion 3 (Südwest). Hier nutzten die Biogasanlagenbetreiber mehr Gülle als durch den Güllebonus vorgeschrieben war, da in dieser Biogasregion das Ackerland knapper als in der Biogasregion 2 (Nord- und Südost) war. Auch das Dauergrünland wurde nicht in hohem Ausmaß genutzt, da es in den landwirtschaft- lichen Betrieben eher an die Raufutterfresser verfüttert als in die Biogasanlage eingebracht Biogasregion 1 Nordwest Biogasregion 2 Nord- und Südost Biogasregion 3 Südwest Biogasregion 4 Mitte-West 6 Zusammenfassung 129 wurde. Dagegen wurden in der Biogasregion 2 die freien Grünlandpotenziale durch den Anla- genbestand bereits zu 70 % ausgeschöpft. In der ackerreichen Biogasregion 1 (Nord-West) gab es im Jahr 2009 nur 47 landwirtschaftliche Biogasanlagen. Dort steht noch ein nennenswertes ungenutztes Biomassepotenzial zur Biogaserzeugung zur weiteren Nutzung zur Verfügung. Bis zum Jahr 2013 stieg die Anzahl der Anlagen auf 8845 /MLR und Staatliche Biogasberatung 2014/, was die vorhandenen Potenziale jedoch noch nicht ausschöpft. In dieser Region kamen der NawaRo-Bonus und der Gülle-Bonus der vorhandenen Agrarstruktur quasi entgegen: die Region ist durch überdurchschnittlich viel Ackerland und ein eher unterdurchschnittliches Auf- kommen an Gülle und Mist gekennzeichnet. Somit wurden die hier verfügbaren Potenziale durch die im EEG-Gesetz bevorzugte Substratzusammensetzung der Biogasanlagen (30 % Gülle und 70 % NawaRo) gleichwertig genutzt. Im /EEG 2014/ wurde zwischenzeitlich der Energiepflanzen-Bonus komplett gestrichen. Das /EEG 2009/ hat keine gleichmäßige Mobilisierung der freien Potenziale in den Re- gionen von Baden-Württemberg gefördert. Das /EEG 2009/ hat ebenso wie das /EEG 2004/ vor allem die verstärkte Nutzung von Energiepflanzen als Substrate für Biogasanlagen vorangetrieben. Die Anreize durch den Gülle-Bonus waren generell unzureichend, um nennenswerte Güllepotenziale in der güllereichsten Biogasregion 2 zu mobilisieren. Nur in der Region, die über wenig Ackerland verfügt hat, konnten nennenswerte Anteile der Gülle in die Biogasanlagen eingebracht werden, da es keine andere Alternative im Sinne von EEG-geför- derten Substrate gab (Biogasregion 3 (Südwest)). Das /EEG 2012/ und vor allem das neue /EEG 2014/ setzt gezielt auf den Ausbau von Gülle-Kleinanlagen (bis zu 75 kWel). In Bezug auf das /EEG 2014/ ist die Gülle-Kleinanlage eine der wenigen Möglichkeiten überhaupt, den Bau der Biogasanlagen in Deutschland auf einer wirtschaftlichen Basis fortzuführen. Diese Zielrichtung erscheint generell für Baden-Württemberg sinnvoll, mit Ausnahme der Biogasre- gion 1 (Nord-West). Vor allem in der Biogasregion 2, die durch die meisten Anlagen, aber auch durch die größten Güllepotenziale gekennzeichnet ist, könnten die freien Biomassepoten- ziale zur Biogaserzeugung genutzt und Treibhausgase vermieden werden. Dies war unter den alten EEG-Vorgaben nicht möglich gewesen. Wird der Trend in der Landwirtschaft der Jahre 1979-2010 fortgesetzt und die Betriebsgröße der Tierhaltungsbetriebe steigt weiter an, wird es für die Biogasanlagenbetreiber auch prinzipiell leichter, Gülle zu mobilisieren, da in mehreren Betrieben größere Mengen an Gülle und Mist an einem Ort anfallen. Insgesamt gesehen, wird der mögliche Zubau der landwirtschaftlichen Biogasanlagen, der in Baden-Württemberg aus Sicht der verfügbaren Potenzialen verdoppelt werden könnte, durch das neue /EEG 2014/ deutlich verlangsamt. Entweder Flexibilisierung oder Gülle-Klein- anlagen bzw. Bioabfall-Anlagen könnten in dem novellierten /EEG 2014/ eine potenzielle wirt- schaftliche Option darstellen. Die Biogasanlagen auf Energiepflanzenbasis bzw. die Biogasan- lagen, die Biogas zu Erdgasqualität aufbereiten, werden so nicht mehr mit den zusätzlichen EEG-Boni gefördert. 45 Hier sind auch die Bioabfall-Anlagen enthalten. 130 6 Zusammenfassung Künftige Entwicklung. Strategien für Anlagenbestand. Der Trend zur Nachrüstung der Biogasanlagen mit Wärmenutzungskonzepten, der sich in den Strategien „niedrige Kos- ten“, „hohe THG-Einsparung“ und „niedrige CO2-Vermeidungskosten“ widerspiegelt, hat sich in den letzten Jahren fortgesetzt. Zwischen 2009 und 2012 sind die Anteile der extern genutzten Wärme von über 20 % auf knapp 35 % gestiegen /Härdtlein et al. 2013, Stenull et al. 2011/. Das Ziel einer 50%igen Wärmenutzung für Biogasanlagen in Baden-Württemberg, das in die- ser Studie unterstellt wurde, erscheint damit für 2020 realistisch. Das Ziel „Abdeckung der Gärrestlager aller Anlagen“ erscheint 2020 weniger realistisch – hier haben sich die Anlagen zwischen 2009 und 2012 kaum verbessert (die Anteile der Anlagen mit gasdichten Gärrestla- gern sind von 25 % auf 27 % gestiegen /Härdtlein et al. 2013, Stenull et al. 2011/). Hier können als Maßnahme eher längere Verweilzeiten im Gärsystem zur THG-Reduktion führen. Dies ist aber mit Einbußen bei der Stromerzeugung verbunden. In jedem Strategiefall für den Anlagenbestand (Kosten, THG-Emissionen und CO2-Ver- meidungskosten) ist die spezifische THG-Vermeidung höher als im Basisfall 2009. Jedoch un- ter Berücksichtigung der realen Bedingungen in den gewählten Strategien (Anzahl der Anlagen mit bereits abgedeckten Gärrestlager und mit externen Wärmenutzungskonzepten) können durch die gewählten Maßnahmen eher geringfügige Verbesserungen im Anlagenbestand – 5 % bis 15 % mehr THG-Einsparungen in Baden-Württemberg im Vergleich zum Basisfall – er- reicht werden. Stärker wirkt sich die Maßnahme „Abdeckung der Gärrestlager“ (in den Strate- gien „hohe THG-Einsparung“, „niedrige CO2-Vermeidungskosten“ sichtbar) aus, als die Maß- nahme „externen Wärmenutzungskonzepte“ (Strategie „niedrige Gestehungskosten“), da der Basisbestand der Biogasanlagen in Baden-Württemberg durch wenige Anlagen mit gasdichten Gärrestlagern gekennzeichnet ist. Hinzu kommt, dass ein Nahwärmenetz einen positiven, aber letztlich nur einen geringen Einfluss auf die Verbesserung der Treibhausgasbilanz hat, da hier unterstellt wurde, dass einerseits nur knapp 50 % der anfallenden Wärme genutzt wird, ande- rerseits ist auch der Betrieb des Nahwärmenetzes mit THG-Emissionen verbunden, vor allem bedingt durch den Betrieb von Erdgasspitzenlastkesseln und dem Pumpstrombedarf. Künftige Entwicklung. Strategien für Anlagenzubau. Die Anzahl der zugebauten An- lagen sowie die Höhe der eingesparten Treibhausgase und die zusätzlichen Kosten der CO2- Vermeidung fallen je nach unterstellter Strategie und somit Zubau von anderen Anlagentypen („niedrige Kosten“, „hohe THG-Einsparung“, „niedrige CO2-Vermeidungskosten“, „Ausbau Biomethan“ und „Ausnutzung Biomassepotenzial“) verschieden aus. Unter Berücksichtigung der ungenutzten Biomassepotenziale wurde errechnet, dass zusätzlich zum Anlagenbestand 2009 (1,13 TWhel) je nach Strategie zwischen 1,11 (Strategie „Ausbau Biomethan“) und 2,26 TWhel/a (Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“) in den landwirtschaftlichen Biogasanla- gen in Baden-Württemberg erzeugt werden kann. Somit kann sich bei der angenommenen Ent- wicklung die Stromerzeugung aus landwirtschaftlichem Biogas auf maximal 2,24 - 3,39 TWhel/a in 2020 belaufen. Dies führt zu einer jährlichen THG-Vermeidung durch land- wirtschaftliches Biogas in Höhe von 1.050 (Strategie „Ausbau Biomethan“) – 3.189 · 103 t CO2 Äq./a (Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“) in 2020. Bezogen auf die gesamten THG-Minderungsziele von Baden-Württemberg für das Jahr 2020, könnten somit die landwirtschaftlichen Biogasanlagen durch die Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“ mit knapp 15 % einen erheblichen Anteil beitragen. 6 Zusammenfassung 131 Betrachtet man in den untersuchten Strategien „niedrige Kosten“, „hohe THG-Einspa- rung“, „niedrige CO2-Vermeidungskosten“ und „Ausbau Biomethan“ die Ausnutzung der Bi- omassepotenziale durch den möglichen Anlagenzubau, so wird deutlich, dass bei der gegebe- nen Substratzusammensetzung der Anlagen nur die Energiepflanzenpotenziale im hohen Aus- maß ausgeschöpft werden können. Die Gülle- und Mistpotenziale werden nur durch die Stra- tegie „hohe THG-Einsparung“ und „niedrige CO2-Vermeidungskosten“ in den Biogasregionen 1, 3 und 4 relativ gut ausgeschöpft. Obwohl sich die meisten Gülle- und Mistpotenziale in der Biogasregion 2 befinden (über die Hälfte des gesamten Güllepotenzials in Baden-Württem- berg), wird in dieser Biogasregion in keinen der oben genannten Strategien eine hohe Nutzung dieser Potenziale gewährleistet. Sogar mit der Strategie „hohe THG-Einsparung“, die den Zu- bau kleiner Anlagen (100 kWel) mit der typischen Substratzusammensetzung in baden-würt- tembergischen Biogasregionen unterstellt, kann bezogen auf ganz Baden-Württemberg nur über 20 % der Gülle- und Mistpotenziale in 2020 mobilisiert werden. Hier waren die Anteile der Gülle und Mist in der Substratzusammensetzung der kleinen Anlagen (bis 100 kWel) un- zureichend, um diese Potenziale zu mobilisieren. Nur mit der Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“ kann eine gezielte regionale Ausnutzung der Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung erzielt werden und zudem erheblich mehr Strom aus Biogasanlagen als in den übrigen Strategien erzeugt werden (zusätzlich 2,26 TWhel/a). Davon müssten im Schnitt Anlagen in der Größenklasse 250 kWel in der Biogasre- gion 1, 3 und 4 und Anlagen in der Größenklasse 100 kWel, bedingt durch hohes Gülleaufkom- men, in der Biogasregion 2 zugebaut werden. Vor allem müssten dann die Biogasanlagenbe- treiber der neu zugebauten Biogasanlagen in der Biogasregion 2 ihre Substratzusammenset- zung grundlegend auf Güllenutzung umstellen. Blick auf den Anlagenzubau bis 2014. Die Biomassepotenziale sind knapp und sollten daher effizient genutzt werden. Sollte bei der energetischen Biomassenutzung, wie vom /SRU 2011/ empfohlen, die verstärkte Reststoffnutzung bzw. Nutzung überschüssiger Substrate im Vordergrund stehen, müsste sich die Substratzusammensetzung der neu zugebauten Anlagen grundlegend ändern. Dies bedeutet aber auch, dass vor allem der Zubau kleiner Anlagen, die durch hohe Gülleanteile in ihrer Substratzusammensetzung gekennzeichnet sind, vorangetrie- ben werden müsste. 2011 zeigte sich jedoch eine umgekehrte Tendenz. Die durchschnittliche Anlagengröße in Baden-Württemberg stieg im Vergleich zu 2009 (264 kWel/Anlage) weiter an und betrug Ende 2013 345 kWel/Anlage /MLR und Staatliche Biogasberatung 2014/. Eine wei- tere solche Entwicklung würde zur verstärkten Ressourcenknappheit (hauptsächlich „Energie- pflanzenknappheit“), vor allem in der Biogasregion Nord- und Südost, führen. Diese Entwick- lung wurde von /EEG 2014/ gestoppt, was vor allem für die Biogasregion 2 (Nord- und Südost) im Sinne der Ressourcenknappheit als positiv einzustufen ist. Vergleicht man diese Entwicklung mit den in dieser Arbeit formulierten Strategien, wird deutlich, dass nur noch ein geringer Zubau von Biogasanlagen in den mittleren und großen Größenklassen bis 2020 zu erwarten ist, da die Energiepflanzenpotenziale bereits weitgehend ausgeschöpft sind. Ein erheblicher Zubau der landwirtschaftlichen Biogasanlagen ist nur dann möglich, wenn Anlagen mit hohen Gülleanteilen gebaut werden, weil nur noch erhebliche Gül- lepotenziale für landwirtschaftliche Biogasanlagen zu mobilisieren sind. 132 6 Zusammenfassung Ein weiterer Forschungsbedarf besteht im Bereich der landwirtschaftlichen Biogasnut- zung sowohl auf struktureller als auch technisch-ökonomischer Ebene. - Strukturell: Überprüfung des EEG-Einflusses auf die Anlagenstruktur Im novellierten /EEG 2012/ wurden verstärkt Gülle-Kleinanlagen (bis 75 kWel), aber auch Anlagen mit Reststoffen gefördert, wobei bei größeren Anlagen Energiepflanzen weiter- hin das Hauptsubstrat darstellen. Das /EEG 2014/ setzt fast ausschließlich auf Gülle-Kleinan- lagen und flexible Biogasverstromung. Da in dieser Arbeit überwiegend das /EEG 2009/ be- rücksichtigt wurde, empfiehlt es sich, die Auswirkungen der Förderung nach /EEG 2012/ und /EEG 2014/ in den Biogasregionen in Baden-Württemberg zu analysieren. Ob der Trend durch gezielte Förderung der Gülle-Kleinanlagen zur Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“ durch das /EEG 2014/ unterstützt werden kann, muss geprüft werden. Hier ist im Detail zu analysieren, ob die Anreize ausreichend sind und inwieweit die ungenutzten Güllepotenziale in den Gülle-Kleinanlagen dadurch mobilisiert werden können. - Technisch-ökonomisch: Repowering der Biogasanlgen Biomethananlagen können, bedingt durch ihre Größe, keine hohe Ausnutzung der Gülle gewährleisten, was das Ziel der neueren Gesetzgebung /EEG 2012 und EEG 2014/ ist. Werden in Zukunft kleinere Biomethananlagen wirtschaftlich, könnte mehr Gülle mobilisiert werden. Vor dem Hintergrund, dass im Jahr 2009 0,1 % des Erdgases mit Biomethan aus landwirt- schaftlichen Biogasanlagen in Baden-Württemberg substituiert werden konnte, stellt sich die Frage, welchen Beitrag das Repowering der bestehenden Biogasanlagen, die zurzeit das Biogas direkt verstromen, leisten könnte. Unter Repowering wird verstanden, dass die bestehenden Biogasanlagen, die Biogas verstromen, umgerüstet werden und somit Biogas auf Erdgasquali- tät aufbereiten können. Könnten mehrere kleine Anlagen, die viel Gülle nutzen, an eine Auf- bereitungsanlage angeschlossen werden, wird die THG-Bilanz solcher Anlagen wesentlich besser ausfallen. Eine weitere Frage stellt sich in Bezug auf die bestehenden Biogasanlagen, die über keine externen Wärmenutzungskonzepte verfügen und keine Möglichkeit haben, die Wärme extern abzusetzen. Durch Repowering könnte somit ihre gesamte Effizienz und Klimabilanz verbessert werden. Wobei die neuste Gesetzgebung (/EEG 2014/) den Aufberei- tungsbonus gestrichen hat und somit diese mögliche Entwicklung aufgehalten wird. - Technisch-ökonomisch: Überprüfung der Möglichkeiten auf flexible Fahrweise der Biogasanlgen Im /EEG 2009/ spielte die flexible Stromeinspeisung keine Rolle. Das /EEG 2012/ und /EEG 2014/ bietet den Biogasanlagen die Möglichkeit, den Strom flexibel einzuspeisen. 2013 gab es in Baden-Württemberg nur 8 Anlagen /Transnet BW 2014/, die ihren Strom flexibel eingespeist haben. Nach 2014 wird der überwiegende Teil der neu zugebauten Biogasanlagen den Strom flexibel einspeisen. Ob mehr Anlagen aus dem Bestand auf die flexible Stromeinspeisung umrüsten, muss untersucht werden. Es muss weiterhin geprüft werden, bei welchen Bestandsanlagen es wirtschaftlich und technisch (häufiges An- und Abfahren des BHKWs) sinnvoll ist, auf eine flexible Fahrweise umzurüsten und bei welchen eher die direkte Verstromung oder Biomethaneinspeisung im Vordergrund stehen sollte. Mit flexibler Fahrweise können jedoch mehr Anlagen gebaut werden, die punktuell weniger Potenziale in 6 Zusammenfassung 133 Anspruch nehmen, da sie in Teillast fahren. Inwieweit die Flexibilisierung, die Substratsi- tuation in den Landkreisen wie z. B. Ravensburg, Konstanz, Biberach „entspannen“ könnte, ist zu prüfen. 134 7 Literatur 7 Literatur /AEE (Hrsg.) 2013/ Agentur für Erneuerbare Energien (AEE) e.V. (2013): Potenzialatlas Bi- oenergie in den Bundesländern, Philipp Vorher (Geschäftsführer AEE), Berlin. /AGEB 2014/ AG Energiebilanzen (AGEB) (2014): Bruttostromerzeugung in Deutschland von 1990 bis 2013 nach Energieträgern, http://www.ag-energiebilanzen.de/ (Zugriff am 27.05.2014). /Anonym 2011/ Anonym: Energiepflanzen Hektarerträge, Onlineveröffentlichung: http://www.bwagrar.de/Artikel.dll/energiepflanzen_grafiken_NDIzNTc3.PDF., (Zugriff am 21.03.2011). /Amon et al. 2002/ Amon, B.; Moitzi, G.; Schimpl, M; Kryvoruchko, V.; Wagner-Alt, C. 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(2009): Ergebnisse der Landessortenversuche mit Welschem Weidelgras und Rotklee 2007 und 2008, Heft 14/2008, Bildungs- und Wissens- zentrum Aulendorf, Aulendorf, März 2009. /Zech et al. 2010/ Zech, D.; Eltrop, L. 2010: Heizkostenvergleich für Einfamilienhäuser, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung, Universität Stuttgart, http://www.ier.uni-stuttgart.de/links/heizkostenvergleich.html (Zugriff am 25.03.2011). 8 Anhang 149 8 Anhang Abbildung A 1: NawaRo-Anlagen in der Biogasregion 1 (Nord-West) Abbildung A 2: NawaRo-Anlagen in der Biogasregion 2 (Nord- und Südost) 60 225 422 621 396 1 8 5 7 21 0 100 200 300 400 500 600 700 800 ≤150 kW 151 - 325 kW 326 - 500 kW ≥501 kW Gesamt Größenklasse [kW] d u rc h s c h n it . e l. L e is tu n g [ k W e l] 110 226 401 563 310 11 25 22 9 67 0 100 200 300 400 500 600 700 800 ≤150 kW 151 - 325 kW 326 - 500 kW ≥501 kW Gesamt Größenklasse [kW] d u rc h s c h n it . e l. L e is tu n g [ k W ] 150 8 Anhang Abbildung A 3: NawaRo-Anlagen in der Biogasregion 3 (Südwest) Abbildung A 4: NawaRo-Anlagen in der Biogasregion 4 (Mitte-West) Anmerkung: Die Analyse der Substratzusammensetzung der Biogasanlagen in den Biogasregionen beruht auf Umfrageergebnissen. Damit sind manche Größenklassen in den Biogasregionen statistisch besser vertreten als die anderen. Die Repräsentativität variiert von 8 % bis 73 % des Anlagenbestandes in den Größenklassen in den Biogasregionen. Jedoch können die Biogasregionen 1, 2 und 3 als durchaus repräsentativ gesehen werden. Die Biogasregion 4 - die acker-, grünland- und güllearme Region stellt eine analytische Schwierigkeit dar, da hier vier Anlagen von insgesamt 34 Anlagen (Anlagenbestand 2009) vertreten waren. Damit ist die Biogasre- gion 4 Mitte-West im Vergleich zu den Biogasregionen 1, 2 und 3 mit größter Datenunsicherheit verbunden, da nicht alle Größenklassen in dieser Biogasregion vertreten sind. In der Dissertation werden für die Analysen der Substratnutzung in der Biogasregion 4 die Daten aus gesamt Baden-Württemberg zu Grunde gelegt. 119 226 423 549 271 12 20 7 6 45 0 100 200 300 400 500 600 700 800 ≤150 kW 151 - 325 kW 326 - 500 kW ≥501 kW Gesamt Größenklasse [kW] d u rc h s c h n it . e l. L e is tu n g [ k W ] 100 192 445 232 4121 0 100 200 300 400 500 600 700 800 ≤150 kW 151 - 325 kW 326 - 500 kW ≥501 kW Gesamt Größenklasse [kW] d u rc h s c h n it . e l. L e is tu n g [ k W ] 8 Anhang 151 Strom-Mix 2009 DE: Stromerzeugungsmix d.h. Der bei Kraftwerkportfolio im Jahre 2009 in Deutschland er- zeugte Strom (Leitungsverluste nicht berücksichtigt) /Stala 2011, BDEV, Statistik der Kohlenwirtschaft e.V.; AG Energiebilanzen e.V./ Strom-Mix nach /UBA 2009/: Mix fossiler Energieträger, die durch Stromerzeugung aus Biogas verdrängt wur- den. Abbildung A 5: Stromgestehungskosten der anteiligen Stromerzeugungstechnologien Quelle: /eigene Berechnungen, Blesl et al 2008b, König 2009,Wissel et al. 2010/ Strom und Erdgaspreise. Bei den zu Grunde gelegten Strom- und Erdgaspreisen, die für fossile Technologien angesetzt wurden, handelt es sich um die Preise der fossilen Prozessenergie (z. B. Strombedarf des Heizwerks) oder um die Preise des Brennstoffmediums (z. B. für den Erdgaskessel), die die Höhe der verbrauchgebunde- nen Kosten bestimmen. Die Preise sind ohne Steuer zu verstehen. Für die Preise fossiler Hilfsenergien siehe unten. Strom- und Erdgaspreise für das Basisjahr 2009 ohne Steuer und Abgaben Energieträger Spezifikation Preis in Cent/kWh Erdgas Erdgaspreis Industrieabnehmer 3,5 Erdgaspreis Haushaltabnehmer 4,6 Strom Strompreis Industrieabnehmer 9,7 Strompreis Haushaltabnehmer 13,8 Quelle: /Eurostat 2012/ Die statistische Erhebung von Eurostat unterscheidet zwischen Erdgas und Strom für Industrie- bzw. Haushaltabnehmer für die europäischen Länder und für das jeweilige Jahr /Eurostat 2012/. Die Daten werden halbjährlich erhoben. Bei der Berechnung der Gestehungskosten für diejenigen Technologien, die den Strom- Mix bilden, wurde von den Preisen für Strom und Erdgas für Industrieabnehmer ausgegangen. Bei dem Wärme-Mix wurde bei den zentralen Technologien von Industrieabnehmerpreisen und bei den dezentralen Technologien von Haushaltabnehmerpreisen ausgegangen. 152 8 Anhang Wärme-Mix 2007 DE: Wärmeverbrauchmix (Th. Endenergieverbrauch für Raumwärme, Prozesswärme und Warmwasser) /UBA 2009, BDEW 2008/: Wärme-Mix nach /UBA 2009/: Mix fossiler Energieträger, die durch Wärmebereitstellung aus Biogas verdrängt wurden. *Für die zugrunde gelegten Strom- und Erdgaspreise für fossile Technologien siehe Abbildung A 5. Abbildung A 6: Wärmegestehungskosten der anteiligen Wärmeerzeugungstechnologien Quelle: /BDEW 2010; Blesl et al. 2008b; König 2010, Stenull 2011, Wissel et al. 2010; Zech et al. 2010/ 8 Anhang 153 Tabelle A 1: Relevante Parameter des anaeroben Abbaus Parameter Beschreibung Raumbelastung (BR) gibt an, wie viel Kilogramm organische Trockensubstanz dem Fermenter (je m³ Arbeitsvolumen) pro Zeiteinheit (Tag) zugeführt wird /FNR (Hrsg.) 2010/. 01 =  ∙4 5∙677 BR – Raumbelastung [kg oTS/m³ ∙ d]  – zugeführte Substratmenge je Zeiteinheit [kg/d] c – Konzentration der organischen Substanz [ % oTS] VR – Reaktorvolumen [m³] Anmerkungen: Damit das bakterielle Milieu auf dem optimalen Niveau gehalten werden kann, muss eine optimale bzw. konstant hohe Substratversorgung gewährleistet werden. Aus ökonomischen Gründen wird somit kein vollständiger Abbau der organischen Trockensubstanz, sondern eine optimale Abbauleistung angestrebt, um eine konstante Biogasproduktion zu gewährleisten. Die durchschnittliche Raumbelastung von betriebenen Biogasanlagen betrug 4,5 für einstufige Anlagen und 2,2 kg oTS/(m³·d) für zweistufige Anlagen /FNR (Hrsg.) 2009/. Mit Hilfe des Parameters Raumbelastung kann somit die optimale Fermentergröe ermittelt werden, wenn die Substratmenge angegeben ist. Verweilzeit (HRT) Quotient des Reaktorvolumens zum täglich zugeführten Sub- stratvolumen. 89: = 5  8 HRT – Verweilzeit [d] VR – Reaktorvolumen [m³]  – täglich zugeführtes Substratvolumen [m³/d] Anmerkungen: Die Verweilzeit gibt an, wie lange sich das eingebrachte Substrat im Fermentersystem befindet. Ähnlich wie bei der Raumbelastung werden aus ökonomischen Gründen die Substrate nicht vollständig abgebaut. Für den Zusammenhang zwischen Verweilzeit und Raumbelastung siehe /FNR (Hrsg.) 2010/. Die Verweilzeiten der Substrate der Biogasanlagen im einstufigen System betragen durchschnittlich 66 Tage (Bandbreite 35-110 Tage), im mehrstufigen System 130 Tage (Bandbreite 29-320 Tage) /KTBL 2009b/. Die Verweilzeiten der Biogasanlagen betragen im Durchschnitt zwischen 43-55 Tage im Fermenter bzw. 81-128 Tage im Gesamtsystem je nach Anlagengröße /Stenull et al. 2009/. Biogasausbeute46(ABG) Quotient der produzierten Biogasmenge und zugeführten or- ganischen Substanz. =   8 ABG – Biogasausbeute [Nm³/kg oTS]  – zugeführte Substratmenge je Zeiteinheit [kg oTS/d] oder [kg oTS/a]  R – produzierte Biogasmenge [Nm³/d] oder [Nm³/a] Anmerkungen: Die Biogasausbeute kann anhand von Inhaltstoffen wie verdauliches Eiweiß, Fett und Kohlen- hydrate in den Substraten ermittelt werden. Weiteres zur Ermittlungsmethode in /FNR (Hrsg.) 2010/. In der Literatur sind Werte sowohl für gerechnete Biogasausbeuten (z. B. /LfL 2004/ (außer Gülle und Mist)) als auch über Richtwerte aus den Praxisbetrieben (z. B./KTBL 2009b, Dederer 2010/) zu finden. Abbaugrad (ƞoTS)47 Der Grad des biologischen oder chemischen Abbaus organi- scher Verbindungen /FNR (Hrsg.) 2009/. ƞ = <:=> ∙ $> − (<:=A B ∙ A B) <:=> ∙ $> ∙ 100 % ȠoTS– Abbaugrad [ %] oTSSub – organischer Trockensubstanzgehalt der zugeführten Biomasse [kg/t FM] mzu - Masse der zugeführten Frischmasse [t] oTSAbl - organischer Trockensubstanzgehalt der Fermenterablaufs [kg/t FM] mAbl– Masse der Gärrückstandes [t] Anmerkungen: Der Abbaugrad zeigt, wie effizient die Substrate genutzt wurden. 46 Die Gasausbeute kann auch auf die Methanproduktion bezogen werden und wird dann als Methanausbeute bezeichnet. 47 Der Abbaugrad kann auch analog für Feuchtmasseabbau bestimmt werden. 154 8 Anhang Tabelle A 2: Emissionen bei der Lagerung und Ausbringung von Gülle und Gärresten Emis sio- nen Einheit Faktor Bemerkung Quelle L ac hg as % N2O-N 0,1 Flüssigmistlagerung IPCC 1996 0,1 Gärrestlagerung IFEU (Hrsg.) 2008 1,25 Gülle Applikation EMEP/CORINAIR 2006 0,05-0,5 Ausbringung Wulf 2002 A m m on ia k %NH3-N b) 6,0 a) RG, Lagerung (outside storage) EMEP/CORINAIR 2006 14,5 RG, Lagerung Schäfer 2006 13,5 RG, Lagerung IFEU (Hrsg.) 2008 15,0 RG; Ausbringung auf Ackerland, Einarbei-tung nach 4 h Schleppschlauch BMVEL/UBA 2002 35,0 RG; Ausbringung auf Ackerland mit Be-wuchs BMVEL/UBA 2002 42,0 RG; Grünland höherer Bestand BMVEL/UBA 2002 46,0 Ausbringung der RG BMVEL/UBA 2002 33,0 Ausbringung der RG auf Ackerland (Baden-Württemberg Durchschnitt) Schäfer 2006 47,3 Ausbringung der RG auf Grünland (Baden-Württemberg Durchschnitt) Schäfer 2006 40,0 Ausbringung RG und Gärreste 10°C KTBL 2007, KTBL 2009b 20,0 Ausbringung RG und Gärreste 10°C KTBL 2007, KTBL 2009b a) %NH3-N von Nges, b) %NH3-N von NH4-N Tabelle A 3: Restgaspotenzial der Gärreste - Literaturübersicht % CH4 Ausbeute Min Max Durch- schnitt Bemerkung Quelle 0,1 5,4 1,4 zweistufig bei 20-22°C FNR (Hrsg.) 2009 0,8 9,2 3,7 einstufig bei 20-22°C FNR (Hrsg.) 2009 1,1 15,0 5 zweistufig bei 37°C FNR (Hrsg.) 2009 2,9 22,6 10,1 einstufig bei 37°C FNR (Hrsg.) 2009 0,5 25,0a) 37°C FNR (Hrsg.) 2005b 9,2 15,8b) 20°C FNR (Hrsg.) 2005b 11,2c) Rindviehgärrest Amon et al. 2002 0,9 9,3d) Rindviehgärrest Amon et al. 2002 5 50e) y [l CH4/kg oTS]=72,414 ln(x) +10,567, x=BR [kg/m³] Reinhold 2009 3 50e) y [l CH4/kg oTS]=34472x-1,9012, x=HRT [Tage] Reinhold 2009 a) Min und Max des Restgaspotenzials der untersuchten Anlagen mit HRT > 50 Tage, Annahme: leidglich TS bedingter Massenverlust, kein Massenverlust durch Gärrestevaporation im System. b) Annahmen wie oben (umgerechnet Anlage BMP19 und BMP27 aus FNR (Hrsg.) 2005b). c) 1,345 kg CH4/ m³ Gärrest aus Rindergülle, die Emissionen beziehen sich auf Lagerung und Ausbringung, An- nahmen: CH4 Ausbeute Rindergülle=203,5 Nm3 CH4/t oTS, (TS=10 %, oTS=80 %), Masseabbau durch Vergä- rung: 2,3 % FM. d) Annahmen für Umrechnung wie oben, Min Wert: Winterexperiment, Max-Wert: Sommerexperiment. e) in l CH4/kg oTS, in Abhängigkeit der Reaktorbelastung, keine Spezifikation des Substrates dadurch Umrech- nung in % CH4 Ausbeute nicht möglich. 8 Anhang 155 Tabelle A 4: Kategorisierung landwirtschaftlich genutzter Flächen nach /Stala BW 2008a/ Kategorisierung landwirtschaftlich genutzter Flächen nach /Stala BW 2008a/: Ackerland: Zum Ackerland zählen alle Flächen, die in die Fruchtfolge einbezogen sind und regelmäßig beackert und bestellt werden /Stala BW 2008a/. Im Einzelnen zählen dazu: Flächen für Brotgetreidearten, Futter- und Industriegetreidearten, Futterpflanzen, Körnermais, Corn-Cob-Mix, Hülsenfrüchte, Hackfrüchte, Gartenbauerzeugnisse, Handelsgewächse, Stilllegungsflächen einschließlich Brache. Dauergrünland: Dauergrünland umfasst alle Grünlandflächen, die außerhalb der Fruchtfolge – das heißt ohne Unterbrechung durch andere Kulturen – genutzt werden und zur Futter- oder Streugewinnung bzw. zum Abweiden bestimmt sind /Stala BW 2008a/. Es wird unterschieden nach: Wiesen, Mähweiden, Dauerweiden (einschließlich Almen), Hutungen und Streuobstwiesen (Hierzu gehören auch Grünlandflächen mit Obstbäumen als Nebennutzung und Gras- oder Heugewinnung als Hauptnutzung (z. B. Streuobstwiesen)), Dauergrünland vorübergehend aus der Erzeugung genommen. Andere: Flächen für Rebland, Obstanlangen, Baumschulflächen, Weihnachtsbaumkulturen, Haus- und Nutzgärten. 156 8 Anhang Tabelle A 5: Rindergülle-, -mist- und -jaucheanfall pro Tierart – Zusammenstellung von Literaturwerten und gewählter Datengrundlage Gülle- und Mistart Ein- heit Kälber unter 1/2 Jahr 1) 1/2 bis unter 1 Jahr alte Tiere 1 bis unter 2 Jahre alte Tiere 2 Jahre und ältere Tiere TS Quelle män nlich weib- lich männ- lich weib- lich män nlich weiblich Milch- kühe Mutter- kühe2) Übrige % Gülle m³/a 3,0 9,3 9,3 203) 16 bis 224) 11 KTBL 2010 Gülle m³/a 3,3 6,6 7,0 bis 7,3 9 bis 9,5 10,7 bis 11,1 12,3 18,6 bis 18,95) 13,9 bis 15,7 12,3 bis 12,8 10 LfL 2010 Gülle m³/a 3,4 6,9 bis 7,5 7,7 bis 7,8 9,4 bis 10,8 11,7 13,5 19 bis 20 14,4 bis 18,0 13,4 bis 13,5 k.A. DüV Gülle m³/a 3,46) 6,9 7,7 bis 7,8 9,4 11,7 15,1 19 bis 19,57) 14,4 bis 18,0 13 11 LEL 2011 Gülle m³/a 3,4 6,9 7,8 9,4 11,7 15,1 19,0 16,2 13,4 11 Ziel- werte Mist t/a 1,2 2,3 bis 3 4,4 2,3 bis 3 4,4 10 8 bis 11 4) 25 KTBL 2010 Einstreu- menge kg/ (GV* Tag) 3 bis 4 3 bis 4 3 bis 4 3 bis 4 3 bis 4 3 bis 4 3 bis 4 KTBL 2010 Jauche m³/a 0,4 2,3 bis 3 2,4 2,3 bis 3 2,4 6,4 5,5 bis 6 k.A KTBL 2010 Mist t/a 2 3,5 bis 3,6 3,7 bis 3,8 4,8 bis 5,2 5,6 bis 5,8 6,6 9,5 bis 9,6 7,7-92 6,5 bis 6,6 25 LfL 2010 Einstreu- menge kg/Ta g 1,0 1,5 2,0 1,5 2,0 2,0 4 4 bis 5 2 LfL 2010 Jauche m³/a 1,2 2,5 bis 3,1 2,0 3,4 bis 4,4 3,0 3,5 6 5,0 bis 5,4 3,4 bis 3,5 k.A. DüV Mist t/a 1,5 bis 2 3,5 4,0 5,0 5,5 7,0 9 bis 9,5 7,5 bis 9 6,5 25 LEL 2011 Einstreu- menge kg/ (GV* Tag) 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3 3 3 LEL 2011 Jauche m³/a 1,1 bis 1,3 2,5 2,0 3,4 3,0 6,3 6 bis 6,2 5 bis 5,4 3,4 bis 3,5 1,5 LEL 2011 Festmist t/a 1,8 3,5 4,0 5,0 5,5 7,0 9,0 8,3 6,5 25 Ziel- werte Jauche m³/a 1,2 2,5 2,0 3,4 3,0 6,3 6,1 5,2 3,5 1,5 Ziel- werte 1) oder Kälber unter 220 kg Lebendgewicht 2) einschließlich der Ammen 3) Eine Milchkuh mit 8.000 kg Milchleistung 4) mit Kalb 5) bis 7.999 kg Milchleistung 6) TS-Gehalt 6 % 7) von 6.000 kg bis 7.999 kg Milchleistung 8 Anhang 157 Tabelle A 6: Schweinegülle-, -mist- und -jaucheanfall pro Tierart – Zusammenstellung von Literaturwer- ten und gewählter Datengrundlage Gülle- und Mistart Ein- heit Ferkel unter 20 kg 20 bis un- ter 50 kg Mast schw eine1 ) Zuchtschweine über 50 kg Lebendgewicht TM Quelle Zuchtsauen Eber davon % Lebendgewicht Jung- sauen andere Sauen Gülle m³/a 0,62)7) 1,53) 1,84)5) 6,06)7) 3,67) KTBL 2010 Gülle m³/a 0,88) 1,6 bis 1,83) 1,6 bis 1,8 6,6 9) 2,1 5 % LfL 2010 Gülle m³/a 0,6 1,5 1,5 6,0 3,6 DüV Gülle m³/a 0,66)7) 1,53) 1,810)5) 6,07) 3,67) LEL 2011 Gülle m³/a 0,67) 1,211) 1,53) 1,85) 6,07) 3,67) Zielwerte Mist t/a 0,20 0,7 0,6 1,9 0,8 20 % KTBL 2010 Einstreu- menge kg/ (Tier* Tag) 0,13 0,5 0,5 2,4 1,4 KTBL 2010 Jauche m³/a 0,30 0,6 0,6 2,2 1,5 2 % KTBL 2010 Mist t/a 0,30 1,0 1,0 2,79) 1,6 25 % LfL 2010 Einstreu- menge kg/Tag 0,12 0,5 0,5 1,5 1,9 LfL 2010 Jauche m³/a 0,30 0,6 0,6 1,5 1,5 LfL 2010 Mist t/a 0,122) 0,7 0,6 1,9 6) 0,8 25 % LEL 2011 Einstreu- menge kg/ (GV* Tag) LEL 2011 Jauche m³/a 0,30 0,6 0,6 1,5 1,5 2 % LEL 2011 Festmist t/a 0,20 0,3 0,8 0,7 1,9 0,9 25 % Zielwerte Jauche m³/a 0,30 0,4 0,6 0,6 1,6 1,5 2 % Zielwerte 1) einschließlich ausgemerzte Zuchttiere 2) Ferkel 8 bis 28kg 3) Gülle 7,5 % TS 4) 28 bis 115 kg 5) Gülle 6 % TS 6) Zuchtsau mit 20 Ferkeln bis 28 kg 7) Gülle 4 % TM 8) Ferkel 8 bis 30kg 9) Zuchtsauen ab Belegen mit 20 Ferkel bis unter 30kg 10) 28 bis 115 kg 11) Gülle 5 % TS, Annahme 158 8 Anhang Tabelle A 7: Anteile des Rindergülle- und Rindermistanfalls in der Rindviehhaltung Einheit Rinder- art Laufstall Anbindestall Andere gesamt davon mit Anfall gesamt davon mit Anfall ge- samtc) fest flüssig fest flüssig übrige Rindera) Zahl der Haltungspl. in 1.000 752,9 558,9 255,2 303,7 175,6 102,7 72,9 18,4 Zahl der Tiere in 1.000 b) 656,0 486,9 222,3 264,6 153,0 89,5 63,5 16,0 % 100 % 34 % 40 % 14 % 10 % 2 % Milchviehhaltung Zahl der Haltungspl. in 1.000 412,1 260,3 23,5 236,8 151,3 54,6 96,7 0,5 Zahl der Tiere in 1.000 b) 359,0 226,8 20,5 206,3 131,8 47,6 84,2 0,4 % 100 % 6 % 57 % 13 % 23 % 0 % Rinderhaltung gesamt Zahl der Haltungspl.in 1.000 1.165,0 819,2 278,7 540,5 326,9 157,3 169,6 18,9 Zahl der Tiere in 1.000b) 1.015,0 713,7 242,8 470,9 284,8 137,0 147,8 16,5 % 100 % 24 % 46 % 14 % 15 % 2 % a) Kälber und Jungrinder, männliche Rinder sowie andere Kühe b) Es wurde der Faktor von 1,148 Haltungsplatz/Tier für alle Rindvieharten angenommen (Nach /Stala BW 2011a/ gab es 2010 in Baden-Württemberg 1,015 Mio. Rindtiere und 1,165 Mio. Haltungsplätze.). Quelle: Eigene Auswertung nach /Stala BW 2011a/ c) „Andere Systeme“ bei den übrigen Rindern wurden den Güllesystemen zugerechnet. Tabelle A 8: Anteile des Gülle- und Mistanfalls in der Mastschweinehaltung Baden-Württemberg) Mastschweine Geschlossener Stall Außenklimastall Anzahl Anteil davon Entmistungsverfahren Anteil davon % fest flüssig % Kis- ten- stall b) Tiefstreu- stallc) Zahl der Tiere in 1.000 702,9 631,2 113,6 517,6 71,0 57,6 13,3 Zahl der Tiere in % 100 % 90 % 16 % 74 % 10 % 8 % 2 % a) Die Auswertung bezieht sich auf das Jahr 2004. b) Bei dem Kistenstallhaltungsverfahren wurde Gülleanfall angenommen. c) Bei dem Tiefstreuhaltungsverfahren wurde Mistanfall angenommen. Quelle: Eigene Darstellung nach /KTBL 2011b/ 8 Anhang 159 Tabelle A 9: Rinder- und Schweinehaltungsformen - Erläuterung der Vorgehensweise Rinderhaltungsformen. /Stala BW 2011a/ unterscheidet Laufstall48-, Anbindestall49- und andere Verfahren bei der Rinderhaltung. Im Laufstall wurden knapp 70 % der Tiere gehalten, im Anbindestall 29 %. Die Anteile des Rindergülle- und Rindermistanfalls bei den oben genannten Haltungsverfahren wurden in der Tabelle A 7: Anteile des Rindergülle- und Rindermistanfalls in der Rindviehhaltung zusammengefasst. Im Schnitt (Rinderhaltung gesamt) fiel in Baden-Württemberg über 60 % Gülle und knapp 40 % Mist an. Bei der Milchviehhaltung in Baden-Württemberg fiel im Jahre 2010 zu 81 % Gülle und zu 19 % Mist an (eigene Rechnung nach /Stala BW 2011a/). Nach /KTBL 2011b/ fiel im Jahre 2004 in Baden-Württemberg bei den Milchkühen 77 % Gülle und 23 % Mist an. Somit weisen beide Quellenangaben auf eine vergleichbare Verteilung an gülle- und mistspezifischen Haltungsverfahren hin. Bei den übrigen Rindern (Kälber und Jungrinder, männliche Rinder sowie andere Kühe) fiel 50 % Gülle und 48 % Mist an. /KTBL 2011b/ gab keine bundesweite Auswertung der Haltungsformen von übrigen Rindern an, es wurde lediglich bei der Rindermast auf den Trend zu Kurzständen mit Gitterrosten und Flüssigmistsystemen hingewiesen. Den anderen Verfahren wurde 2 % von Gülle- und Mistanfall zugerechnet /Stala BW 2011a/. Berücksichtigt man die Tendenz zur Intensivierung der Viehbetriebe und zur Aufgabe der kleinen Betriebe mit eher überwiegender Misthaltung in dem Zeitraum 1979-2010 scheint der Trend zu „Güllebetrieben“ zwischen den Jahren 2004 und 2010 plausibel. Schweinehaltungsformen. Bei der Bestimmung des gesamten Schweinegülle- und Mistanfalls sind die Haltungsformen von Schweinen von entscheidender Bedeutung. /KTBL 2011b/ unterscheidet zwischen geschlossenem Stall und Außenklimastall. Die Anteile der Haltungsformen von Mastschweinen in Baden- Württemberg können /KTBL 2011b/ entnommen werden. Für Haltungsformen der Zuchtsauen und Ferkel lagen keine Studien für Baden-Württemberg vor. Somit wird lediglich auf die Haltungsformen von Mastschweinen eingegangen. In Baden-Württemberg wurde nach /KTBL 2011b/ knapp 90 % des Mastschwei- nebestandes im geschlossenem Stall und ca. 10 % im Außenklimastall gehalten (siehe Tabelle A 8). Bei der Mastschweinehaltung in Baden-Württemberg fiel in geschlossener Stallhaltung (90 %) 74 % Gülle und 16 % Mist im Jahre 2004 an. In der Außenklimastallhaltung (ca. 10 %) wurden Mastschweine zu 8 % im Kistenstall und zu 2 % im Tiefstreustall gehalten. Bei der Berechnung der Anteile an Gülle- und Mistanfall bei den Mastschweinen wurde vereinfacht angenommen, dass in dem Kistenstallhaltungsverfahren lediglich Gülle und bei dem Tiefstreuverfahren Mist anfällt. /KTBL 2011b, Stala BW 2008a/ gaben keine bundesweite Auswertung der Haltungsformen von Ferkeln und Zuchtsauen an. Aus dem Grund wurde vereinfacht angenommen, dass die Anteile an Gülle- und Mistanfall bei den Zuchtsauen und Ferkeln genauso sind, wie bei den Mastschweinen nach /KTBL 2011b/. Diese vereinfachte Annahme erscheint gerechtfertigt, da der Schweinegesamtbestand sich zwischen 2003 und 2007 lediglich um knapp 3 % verändert hat. In dem Zeitraum stiegen die Anteile der Mastschweinehaltung um 5 %, wobei die Zuchtsauenhaltung gleichzeitig 10 % abnahm. 48Laufstall ist ein Stall für Nutzvieh, wo die Tiere nicht angebunden sind. Es wird zwischen Einraumlaufstall (räumliche Trennung der Funktionsbereiche) und zwischen Mehrraumstall (räumliche Trennung mind. von Liege- und Fressbereich) unterschieden /Stala BW 2011g/. 49Anbindestall ist ein Stall für Nutzvieh, wo die Tiere angebunden an dem Ort an dem sie auch Fressen und Ste- hen liegen /Stala BW 2011g/. 160 8 Anhang Tabelle A 10: Gesamt-, Acker- und Dauergrünlandfläche der Landkreise in BW Kreis Reg. Einheit Gesamt- fläche Landwirt- schaftl. gen. Fläche Acker- land Acker- land Dauer- grünland Dauer- grünland ha ha ha %a) ha %a) Stuttgart, Landeshauptstadt SKR 20.735 2.542 1.538 7 % 540 3 % Böblingen LKR 61.785 22.578 15.628 25 % 6.801 11 % Esslingen LKR 64.148 19.927 10.216 16 % 9.319 15 % Göppingen LKR 64.236 28.439 12.710 20 % 15.586 24 % Ludwigsburg LKR 68.682 32.546 24.617 36 % 5.654 8 % Rems-Murr-Kreis LKR 85.814 26.231 11.937 14 % 12.581 15 % Heilbronn SKR 9.988 4.180 3.237 32 % 217 2 % Heilbronn LKR 109.993 54.802 41.617 38 % 6.874 6 % Hohenlohekreis LKR 77.675 41.956 30.934 40 % 9.393 12 % Schwäbisch Hall LKR 148.401 77.504 50.583 34 % 26.735 18 % Main-Tauber-Kreis LKR 130.441 69.254 60.037 46 % 8.233 6 % Heidenheim LKR 62.712 26.360 16.952 27 % 9.380 15 % Ostalbkreis LKR 151.157 66.079 34.747 23 % 30.937 20 % Baden-Baden SKR 14.021 1.744 616 4 % 828 6 % Karlsruhe SKR 17.346 2.618 2.065 12 % 497 3 % Karlsruhe LKR 108.500 37.395 29.721 27 % 6.711 6 % Rastatt LKR 73.875 14.874 9.906 13 % 4.087 6 % Heidelberg SKR 10.883 1.835 1.524 14 % 230 2 % Mannheim SKR 14.496 2.748 2.382 16 % 363 3 % Neckar-Odenwald-Kreis LKR 112.626 46.854 35.126 31 % 11.151 10 % Rhein-Neckar-Kreis LKR 106.172 38.483 30.126 28 % 7.198 7 % Pforzheim SKR 9.801 991 497 5 % 493 5 % Calw LKR 79.751 17.544 8.608 11 % 8.871 11 % Enzkreis LKR 57.368 19.157 11.908 21 % 6.998 12 % Freudenstadt LKR 87.068 19.519 9.607 11 % 9.893 11 % Freiburg im Breisgau SKR 15.306 3.545 1.630 11 % 1.108 7 % Breisgau-Hochschwarz- wald LKR 137.833 49.769 19.630 14 % 24.122 18 % Emmendingen LKR 67.988 22.932 10.322 15 % 10.031 15 % Ortenaukreis LKR 186.080 58.801 28.247 15 % 23.031 12 % Rottweil LKR 76.943 30.855 16.995 22 % 13.818 18 % Schwarzwald-Baar-Kreis LKR 102.525 39.470 15.635 15 % 23.796 23 % Tuttlingen LKR 73.435 24.310 9.013 12 % 15.288 21 % Konstanz LKR 81.800 34.508 19.618 24 % 13.778 17 % Lörrach LKR 80.677 23.906 7.458 9 % 14.975 19 % Waldshut LKR 113.116 39.167 15.531 14 % 23.352 21 % Reutlingen LKR 109.404 43.347 20.487 19 % 22.679 21 % Tübingen LKR 51.918 19.869 13.585 26 % 6.198 12 % Zollernalbkreis LKR 91.772 34.082 13.452 15 % 20.487 22 % Ulm SKR 11.869 4.777 4.083 34 % 674 6 % Alb-Donau-Kreis LKR 135.732 75.390 55.960 41 % 19.317 14 % Biberach LKR 140.975 77.583 51.712 37 % 25.695 18 % Bodenseekreis LKR 66.478 34.058 13.793 21 % 12.616 19 % Ravensburg LKR 163.182 87.773 25.547 16 % 60.769 37 % Sigmaringen LKR 120.435 55.181 34.998 29 % 20.091 17 % DURCHSCHNITT 81.253 32.625 18.967 21 % 12.532 13 % a) als Prozent der Gesamtfläche der Landkreise Quelle: eigene Darstellung nach /Stala BW 2008a/ 8 Anhang 161 Tabelle A 11: Modellanlagen mit Gasmotor Parameter Abk. Einheit Modellanlagen mit Gasmotor MA Biome- than Charakteristik Anlagenname Leistung el Pel kWel 100 250 370 500 1.000 Leistung th Pth kWth 132 297 438 582 1.000 Lebensdauer Anlage LT a 20 20 20 20 20 Substratzusammensetz. Gülle FGL % FM 32 18 6 21 5 Festmist FFM % FM 3 3 4 3 0 Silomais FSM % FM 44 57 62 52 90 Grassilage FGS % FM 17 14 18 17 5 GPS FGPS % FM 3 8 10 6 0 Entfernung zur Anlage Gülle xGL km 2,5 1,7 1,6 0,5 0,5 Festmist xFM km 0,4 1,6 2,9 2,6 2,6 Silomais xSM km 3,3 3,7 4,4 7,2 7,2 Grassilage xGS km 2,9 3,2 3,5 6,7 6,7 GPS xGPS km 2,7 3,8 3,3 4,2 4,2 Anteile Eigen/Zukauf Gülle FGL Eigen % 95 % 84 % 67 % 65 % 100 % Festmist FFM Eigen % 91 % 87 % 74 % 71 % 0 % Silomais FSM Eigen % 80 % 81 % 62 % 65 % 30 % Grassilage FGS Eigen % 91 % 85 % 76 % 85 % 30 % GPS FGPS Ei- gen % 99 % 87 % 75 % 81 % 0 % Substratinput Gülle QGL IN t FM/a 939 1.161 458 2.703 1.096 Festmist QFM IN t FM/a 102 164 338 403 0 Silomais QSM IN t FM/a 1.310 3.678 5.055 6.609 19.733 Grassilage QGS IN t FM/a 516 896 1.496 2.164 1.096 GPS QGPS IN t FM/a 91 510 782 767 0 SUMME QΣ IN t FM/a 2.958 6.409 8.128 12.646 21.926 Gärprozess Volumen Fermenter VF Netto m³ 594 1.165 1.330 1.660 3.276 Volumen Fermenter VF Brutto m³ 653 1.282 1.463 1.827 3.604 Volumen Nachgärer VN Netto m³ 594 1.165 1.330 1.660 3.276 Volumen Nachgärer VN Brutto m³ 653 1.282 1.463 1.827 3.604 Volumen Gärrestlager VG Netto m³ 1.140 2.369 2.878 4.716 7.879 Volumen Gärrestlager VG Brutto m³ 1.254 2.606 3.166 5.187 8.666 Fracht Fermenter OLRF kg oTS/ (m³F∙Tag) 3,0 3,8 4,7 5,1 5,1 Verweilzeit Fermenter HRTF Tage 54 46 40 34 38 Fracht Nachgärer OLRN kg oTS/ (m³F∙Tag) 0,9 1,0 1,2 1,4 1,1 Verweilzeit Nachgärer HRTN Tage 84 79 73 57 67 Verweilzeit Gärrestlager HRTG Tage 180 180 180 180 181 Biogaserzeugung QBG MWh/a 2.135 5.338 7.595 10.127 20.759 CH4-Erzeugung QCH4 Nm³/a 213.514 533.784 759.474 1.012.658 2.075.949 CH4-Erzeugung QCH4 Nm³/h 27 68 97 127 253 162 8 Anhang Tabellenfortsetzung BHKW Wirkungsgrad el ƞel % 37 % 37 % 38 % 40 % 40 % Wirkungsgrad th ƞth % 49 % 44 % 45 % 46 % 46 % Volllastanteil Vh h/a 7.900 7.900 7.800 8.000 8.200 Stromerzeugung Qel MWhel/a 790 1.975 2.886 4.000 8.200 Wärmeerz. Brutto Qth Brutto MWhth/a 1.046 2.349 3.418 4.658 8.200 Prozesswärme Qth Prozess MWhth/a 262 470 684 838 1.476 verfügbare Wärmenutzung Qth Extern MWhth/a 785 1.879 2.734 3.820 6.724 Arbeitseinsatz Maschineneinsatz Radlader WR h/Tag 1 2 2 3 4 Personaleinsatz WP h/a 650 1.400 1.950 2.500 3.000 8 Anhang 163 Tabelle A 12: Modellanlagen mit Zündstrahlmotor Parameter Abk. Einheit Modellanlagen mit Zündstrahlmotor MA Biome- than Charakteristik Anlagenname Leistung el Pel kWel 100 250 370 500 1.000 Leistung th Brennwertkessel Pth Kessel kWth 180 Leistung th Pth kWth 108 275 370 500 1.000 Lebensdauer Anlage LT a 20 20 20 20 20 Substratzusammensetz. % FM wie MA mit Gasmotor Entfernung zur Anlage km wie MA mit Gasmotor Anteile Eigen/Zukauf % wie MA mit Gasmotor Substratinput Gülle QGL IN t FM/a 837 1.012 404 2.435 1.012 Festmist QFM IN t FM/a 91 142 298 363 0 Silomais QSM IN t FM/a 1.168 3.205 4.459 5.955 18.209 Grassilage QGS IN t FM/a 460 781 1.319 1.950 1.012 GPS QGPS IN t FM/a 81 444 689 691 0 SUMME QΣ IN t FM/a 2.638 5.584 7.169 11.395 20.232 Gärprozess Volumen Fermenter VF Netto m³ 530 1.015 1.173 1.496 3.023 Volumen Fermenter VF Brutto m³ 583 1.117 1.290 1.646 3.325 Volumen Nachgärer VN Netto m³ 530 1.015 1.173 1.496 2.449 Volumen Nachgärer VN Brutto m³ 583 1.117 1.290 1.646 2.694 Volumen Gärrestlager VG Netto m³ 1.017 2.064 2.539 4.249 7.270 Volumen Gärrestlager VG Brutto m³ 1.119 2.271 2.792 4.674 7.997 Fracht Fermenter OLRF kg oTS/ (m³F∙Tag) 3,0 3,8 4,7 5,1 5,1 Verweilzeit Fermenter HRTF Tage 54 46 40 34 38 Fracht Nachgärer OLRN kg oTS/ (m³F∙Tag) 0,9 1,0 1,2 1,4 1,4 Verweilzeit Nachgärer HRTN Tage 84 79 73 57 55 Verweilzeit Gärrestlager HRTG Tage 180 180 180 180 180 Biogaserzeugung QBG MWh/a 1.904 4.651 6.699 9.125 19.524 CH4-Erzeugung QCH4 Nm³/a 190.384 465.091 669.876 912.475 1.915.544 CH4-Erzeugung QCH4 Nm³/h 24 59 86 114 234 BHKW Wirkungsgrad el ƞel % 39 % 40 % 41 % 42 % 42 % Wirkungsgrad th ƞth % 42 % 44 % 41 % 42 % 42 % Zündölverbrauch VZÖ ml/kWhel 17 16 13 11 11 Volllastanteil Vh h/a 7.900 7.900 7.800 8.000 8.200 Stromerzeugung Qel MWhel/a 742 1.860 2.746 3.832 8.200 Wärmeerz. Brutto Qth Brutto MWhth/a 851 2.173 2.886 4.000 8.200 Prozesswärme Qth Prozess MWhth/a 213 435 577 720 1.476 verfügbare Wärmenutzung Qth Extern MWhth/a 638 1.738 2.309 3.280 6.724 Arbeitseinsatz Maschineneinsatz Radlader WR h/Tag 1 1,5 2 3 4 Personaleinsatz WP h/a 650 1.400 1.950 2.500 3.000 164 8 Anhang Tabelle A 13: Wärmebilanz der Modellanlagen Modellanlage a) kWel 100 250 370 500 1.000 Technische Auslegung von Nahwärmenetz BHKW Wärmeleistung brutto kWth 132 282 427 575 1.150 BHKW Wärmeleistung netto kWth 99 217 333 454 912 Leistungsanteil BHKW/Spitzenlast % 50 50 50 50 50 Spitzenlast brutto kWth 99 216 333 455 912 Spitzenlast netto kW 81 194 300 415 838 Spitzenlast Nutzungsgrad % 80 80 80 80 80 Spitzenlast Brennstoffbedarf MWh/a 72 84 151 221 538 Bruttoleistung Wärmeerzeugung kWth 199 433 665 909 1825 Verlustleistung kW 18 22 33 40 74 Nettoleistung Wärmeerzeugung kWth 181 411 633 869 1750 Gleichzeitigkeitsfaktor für kleine Gebäude 98 % 93 % 90 % 86 % 80 % Anschlussleistung kWth 184 431 681 963 2056 Nahwärme-Bilanz Bruttowärme BHKW MWhth/a 482 932 1.455 1.994 4.106 Bruttowärme Spitzenlast MWhth/a 58 67 121 177 430 Bruttowärme gesamt MWhth/a 539 999 1.576 2.170 4.536 Nettowärme BHKW MWhth/a 357 763 1.214 1.707 3.587 Nettowärme Spitzenlast MWhth/a 25 40 75 117 299 Nettowärme gesamt MWhth/a 382 803 1.289 1.824 3.885 Verluste BHKW MWhth/a 125 169 241 286 519 Verluste Spitzenlast MWhth/a 33 28 46 60 131 Verluste gesamt MWhth/a 158 197 287 346 650 Bruttowärmeanteil BHKW % 89 93 92 92 91 Bruttowärmeanteil Spitzenlast % 11 7 8 8 9 Volllaststunden Netz h 2.717 2.307 2.369 2.388 2.486 Volllaststunden BHKW-Wärme h 4.852 4.299 4.376 4.389 4.500 Volllaststunden Spitzenlast h 580 311 363 389 471 Genutzter Anteil der BHKW-Wärme (mit Netzverlusten) % 46 42 44 43 44 Genutzter Anteil der BHKW-Wärme (ohne Netzverluste) % 34 34 36 37 38 a) Es wurde ein Gasmotor unterstellt 8 Anhang 165 Tabelle A 14: Auslegung der Nahwärmenetze für Modellanlagen Modellanlage kW 100 250 370 500 1.000 Kennwerte Netz Vorlauftemperatur °C 90 90 90 90 90 Rücklauftemperatur °C 60 60 60 60 60 Dichte Wasser bei 70°C kg/m³ 977,7 977,7 977,7 977,7 977,7 spez. Wärmekapazität bei 70°C kJ/kg·K 4,19 4,19 4,19 4,19 4,19 Massenstrom an Heizzentrale kg/s 1,4 3,3 5,0 6,9 13,9 Volumenstrom an Heizzentrale l/s 1,4 3,2 4,9 6,8 13,6 Druckverlust Pa 100 100 100 100 100 Geschwindigkeit m/s 0,7 0,8 0,9 1,0 1,2 Wärmebelegungsdichte MWh/m*a 0,5 0,9 1,0 1,2 1,3 Anschlussdichte kW/m 0,3 0,5 0,5 0,6 0,7 Spezifischer Pumpenstrombedarf kWhel/ MWhth 19,42 12,11 10,31 9,23 8,46 Spez. Verlustleistung kW/m 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 Länge der Hauptleitung zur Siedlung m 400 400 400 400 400 gewählter Durchmesser Hauptverteilung mm 65 80 100 100 125 Verteilung m 321 497 909 1181 2570 gewählter Durchmesser Unterverteilung mm 65 65 50 50 65 Leitungslänge gesamt m 721 897 1309 1581 2970 Verteilung spezifisch m/MWhth 0,021 0 0,015 5 0,017 6 0,016 2 0,016 5 Kennwerte Siedlung Anschlussgrad der Siedlung % 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 Abnehmer 14 19 37 46 101 Einfamilienhäuser- u. Doppelhäuser-Siedlung (ST 2) kW 14,3 ländlicher Dorfkern (ST 3b) kW 15,0 Reihenhäuser (ST 4) kW 9,4 Öffentliche Sonderbauten (klein) (ST 10b) kW 185,4 ST2 Anzahl 8 10 20 25 55 ST3 Anzahl 4 5 10 12 26 ST4 Anzahl 2 3 6 7 16 ST10 Anzahl 0 1 1 2 4 166 8 Anhang Tabelle A 15: Kapitalgebundene Kosten der Biogasanlagen Substrat Gärbehälter und Bi- ogas BHKW Sonstiges Bau- und Erdar- beiten Gebäude und bauliche Anlagen Silos für NawaRo Vorgruben/ Pump- schächte und Einbin- dungen, Fermenter, Nachgärer, Gärrestla- ger BHKW (evtl. Zündöllager, Ge- bäude für das BHKW/ Maschi- nenraum Gebäude für die Steuer und Regeltech- nik Bau- und Erdarbei- ten (inkl. Aushub, Drainage und Sau- berkeitsschicht, etc.) Substratübernahme samt Leitungen Fermenter, Nachgä- rer, Gärrestlager Gasspeicher/ Fo- lienabdeckung/ Aufstellraum für Folienspeicher Büro und Aufenthalts- räume oder Sozial- räume Betonarbeiten allge- mein, wie z. B. Fun- damente und Beton- flächen für Wege Netzanschluss Garagen und Abstell- räume für Radlader o- der sonstige Hilfsge- räte Hofbefestigungen Technik und Installationen Einbringtechnik Füllstandmessung Motor und Gene- rator Elektrik Pumpen Leckageerkennung Wärmetauscher Mess-, Steuer- und Regelungstechnik Feststoffdosierer mit Waage Wasserinstallationen Wärmeverteiler Sensorik Rühr- und Zerkleine- rungswerke Wärmeinstallationen Gasfackeln Sicherheitstechnik Rohrleitungen Notkühler Evtl. Gaseinspeisung Gasführende Systeme Wärmemengen- und Stromzähler Gasreinigung (Ent- schwefelung und Ent- wässerung) Trafostation Gasanalyse Evtl. Ölbehälter Sonstige Kapitalgebundene Kosten inkl. Planung und Genehmigungsverfahren EEG EEG Maschinen und Geräte wie Traktoren, Radla- der und Schlepper Bauleitung und Bauaufsicht Düngemittelgesetz Netzanschluss- kosten des EVUs Evtl. PKW-Nutzung Brandschutz-Anfor- derungen Düngemittelverord- nung Berufsgenossenschaft- liche Anforderungen Düngeverordnung Betriebssicherheits- verordnung (Be- trSichV) Kreislaufwirtschaft- und Abfallgesetz Gesetze über die Um- weltverträglichkeits- prüfung Bioabfallverordnung TA-Luft Nebenproduktverord- nung (EU) TA-Lärm Kapitalkosten Finanzierungskosten (Zinskosten des Fremdkapitals) Je nach Genehmigungsbescheid und Entscheidung über Rückbau: Abriss und Entsorgungskosten Quelle: verändert nach /Jochimsen et al. 2006, Vidjen 2010/ 8 Anhang 167 Tabelle A 16: Betriebs-, verbrauchsgebundene und sonstige Kosten der Biogasanlagen Substrat Gärbehälter und Biogas BHKW Sonstiges Bau und Erd- arbeiten Betriebsgebundene Kosten Chemische und biologische Betreuung (Prozessbetreu- ung) samt Proben Wartung evtl. Servicevertrag Wartung evtl. Wartungs- vertrag Personalkosten, evtl. Lohnunterneh- men Wasser, bzw. Aufmischwas- ser Inspektion Inspektion Reinigung Gärrestuntersuchung Instandhaltung Instandhaltung Frostschutz Betriebsstoffe, Treib- und Schmierstoffe Verbrauchsmate- rial Ersatzteile wie Ölfilter, Luftfilter, Kopfdichtun- gen, Zündkerzen Stromzählergebühren; Messpreis für die Ver- brauchserfassung von Elektrizität Verbrauchsgebundene Kosten Substratkosten (Bereitstel- lung, Transport, Silierung, Beschickung) Spurenelemente Elektrizitätskosten Ausbringungskosten für Gärrest Entschweflung (Eisenverbindung oder Aktivkohle) Evtl. Zündöl Sonstige Kosten (v. A. Versicherungskosten) Versicherungsschutz gegen bauliche Risiken (Bauleistungsversicherung, Bauherrenhaftpflichtversicherung) Versicherungsschutz gegen betriebliche Risiken (Gebäudeversicherung (Feuer, Leitungswasser, Sturm), Maschinen- versicherung, Betriebsunterbrechungsversicherung Versicherungsschutz gegen Schäden durch Umwelteinwirkungen (Umwelthaftpflichtversicherung) Evtl. PKW-Versicherung Rechtschutzversicherung Sonstige Kosten (Büro- und Verwaltungsaufwand) Dokumentationsvertrag Substratlieferverträge, Gärresteausbringverträge Grundstücksvertrag Netzanschlussvertrag; Stromeinspeisevertrag; Wärmeliefervertrag Betreibergesellschaftsvertrag; Kaufvertrag für Anlage; Finanzierungsvertrag Buchführung/Controlling/Firmenabschluss; Bilanzen, ESt-Bescheide, ESt-Erklärungen des bisherigen landwirt- schaftlichen Betriebes; Rechts- und Steuerberatung; Vermögens- und Schuldenaufstellung bzw. Selbstauskunft Beratungs- und Dienstleistungskosten; Beiträge für Interessenvertretungen o. Berufsgenossenschaften; Schulungen Telefon-/Handykosten Quelle: verändert nach /Jochimsen et al. 2006, Vidjen 2010/ 168 8 Anhang Tabelle A 17: Annahmen für verbrauchsgebundene Kosten der Modellanlagen Modellanlage kWel 100 250 370 500 1.000 Substrate a) Herkunft Eigen Zukauf Eigen Zukauf Eigen Zukauf Eigen Zukauf Eigen Zukauf Gülle €/ t FM 0 4,2 0 4,2 0 4,2 0 4,2 0 4,2 Festmist €/ t FM 0 5,8 0 5,8 0 5,8 0 5,8 0 5,8 Maissilage €/ t FM 28 29,7 28 29,7 28 29,7 28 29,7 28 29,7 GPS €/ t FM 28,7 31,5 28,7 31,5 28,7 31,5 28,7 31,5 28,7 31,5 Grassilage €/ t FM 24,9 25,3 24,9 25,3 24,9 25,3 24,9 25,3 24,9 25,3 Radlader (vari- able Kosten) b) €/h 23 Zündölkosten a) Cent/l 0,72 0,62 0,58 0,49 0,49 Stromkosten a) Cent/ kWhel 17,9 15,4 14,4 11,6 11,6 a) Die Substrat-, Zündöl- und Stromkosten stammen aus /Stenull 2011a/ b)Annahme: 78 KW Radlader nach /KTBL 2009a/. Für Einsatzhäufigkeit der Radlader siehe Tabelle A 11 und Tabelle A 12. Tabelle A 18: Annahmen für betriebsgebundene Kosten der Modellanlagen Modellanlage kW 100 250 370 500 1.000 Personal a) €/h 15 BHKW-Wartungsvertrag Cent/kWhel 0,016 0,014 0,014 0,013 0,013 Instandhaltung BAU b) % 1 % Instandhaltung Technik b) % 5 % Fixe Kosten Radlader c) % 3 % chem.-biologische Betreuung d) €/a 1.500 2.500 4.000 5.000 7.000 a) Für Personalarbeitseinsatz für Anlagenbetreuung siehe Tabelle A 11 und Tabelle A 12. b) Prozent der Gesamtkapitalkosten c) Prozent der Gesamtkapitalkosten für Radlader d) Angelehnt an /Stenull 2011/ Tabelle A 19: Annahmen für sonstige Kosten der Modellanlagen Modellanlage kW 100 250 370 500 1.000 Versicherung BGA a) % 0,5 % Büro und Verw. Kosten €/a 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 Buchführung a) % 0,2 % a) Prozent der Gesamtkapitalkosten 8 Anhang 169 Tabelle A 20: Annahmen für das Erdgas-BHKW Modul bei der Stromerzeugung aus Biomethan Erdgas-BHKW Modul Größe kW 1.000 Kapitalkosten € 562.895 davon Gebäude € 61.800 Motor € 424.875 Einbindung € 41.200 Abgaswärmetauscher € 30.900 Inbetriebnahme € 4.120 Kapitalkosten €/a 76.479 Verbrauchgebundene Kosten a) €/a 6.960 Betriebsgebundene Kosten b) €/a 51.711 Sonstige €/a 2.814 SUMME €/a 137.965 a) enthält Kosten für den Prozessstrom b) enthält Kosten für den Erdgas-BHKW Wartungsvertrag (0,843 Cent/kWhel) nach /ASUE (Hrsg.) 2011b/, die Kosten des Brennstoffs wurden hier nicht berücksichtigt. Tabelle A 21: Biomassespezifikation Parameter Silomais Winterweizen Grünschnitt Rindergülle Konditionierungsform Silage Silage Silage Gülle Schüttdichte [kg FM /m3] 660 700 600 1000 TS-Gehalt bei der Ernte [%FM] 32 35 34 7,5 oTS-Gehalt [ %TS] 96 94 94 75 TS-Gehalt frei Anlage [ %FM] 30 33 34 7,5 Aschegehalt [ %TS]  4,30 4,10 10,00 10,00 Elementaranalyse [ %TS] C 47,10 45,10 44,20 36,90 H 5,16 6,40 5,60 4,40 S 0,14 0,12 0,14 0,56 N 1,25 1,40 1,95 4,65 O 42,00 42,90 38,10 43,49 Aschegehalt [ %TS] davon Asche 4,3 4,1 10 10 Ca 0,20 0,21 0,56 k.A. K 1,38 0,98 2,25 5,51 Mg 0,14 0,12 0,23 0,50 P 0,26 0,25 0,39 0,87 Si k.A. k.A. k.A. k.A. Summe (C,H,S,N,O, Asche) [ %TS] 100,0 100,0 100,0 100,0 Brennwert Ho kalkuliert (MJ/kg TS)  18,12 18,75 17,86 13,34 Quelle: /Stenull2011b/ 170 8 Anhang Tabelle A 22: Arbeitsprozesse in der Substratbereitstellung Anbau Biomasse Beschreibung der Prozesse Charakteristik u. Datengrundlage Silomais (SM) Düngen (KAS, Kali, Phosphat), Eggen, Säen, Herbizidausbringung, Unkraut und Bestandesbonitur, Häckseln, Kalk streuen, Stoppelgrubbern Ressourcenverbrauch: Diesel (SM-84,1 l/ha; GPS-97,0 l/ha; GS-66 l/ha) Schmieröl (1 % von Dieselverbrauch) /KTBL 2006/ Landwirtschaftliche Maschinen (Arbeitszeiten der Maschinen in den Anbauprozessen nach /KTBL 2006/) Saatgut (SM-28 kg, GPS-200kg, GS-14 kg) Düngemittel nach Entzug (siehe Biomassespezifika- tion Tabelle A 21) Prozesse: Düngemittel (KAS, K2O, P2O5) /Ecoinvent 2007/ Herbizide /Ecoinvent 2007/ Saatgut /Ecoinvent 2007/ Maschinen /Ecoinvent 2007/: Traktor, landwirtschaftliches Gerät allgemein, land- wirtschaftliches Gerät für Bodenbearbeitung, Dieselverbrennung (eigener Datensatz) Emissionen: Emissionen aus den vorgelagerten Prozessen Emissionen aus Dieselverbrennung: u. A. CO, CO2, CH4, NOx, PM Emissionen aus Mineraldüngerausbringung: N2O, NH3, NMVOC, NO Winterweizen Ganz- pflanzensilage (GPS) Düngen (KAS, Kali, Phosphat), Eggen, Säen, Herbizidausbringung, Unkraut und Bestandesbonitur, Häckseln, Kalk streuen, Stoppelgrubbern Grassilage (GS) Düngen (KAS, Kali, Phosphat), Pflügen, Walzen, Striegeln, Säen, Ernte (4 Schnitte) jeweils: Mähen, Wenden, Schwaden, Bergen Lagerung einschl. Einbringung Lagerungsart Lagerungscharakteristik Silo Traunsteiner Silo Entnahme vom Flachsilo in die Bi- ogasanlage Fassungsvermögen 875 m³, Siloplatte 35 x 10 m mit Traunsteinerwand (2,5m), Ressourcenverbrauch: Beton, Folie Radlader 67 kW Quelle: bearbeitet nach /Stenull2011b/ Tabelle A 23: Angenommene Felderträge der Biogassubstrate für Modellanlagen Biogasregion Ertrag [t FM/ha] a) Silomais (SM) Winterweizen (GPS) Grassilage (GS) Biogasregion 1 (Nordwest) 49,2 35,3 15,4 Biogasregion 2 (Nord- und Südost) 47,8 33,1 18,3 Biogasregion 3 (Südwest) 48,6 31,8 16,2 Biogasregion 4 (Mitte-West) 48,6 34,2 16,2 a) Für den zu Grunde gelegten organischen Trockensubstanz- und Trockensubstanzgehalt der Substrate siehe Tabelle A 21. Quelle: eigene Auswertung nach /Stala BW 2008a/ 8 Anhang 171 Tabelle A 24: Methan-Leckagen aus Biogasanlangen Anlagengröße Leckagen Quelle [kWel] [ %] bis 1500 1,00 /IFEU (Hrsg.) 2008/ ab 1500 0,45 s.o. k.A. 1,00 /Ramesohl et al. 2005a/ k.A. 1,80 /Scholwin et al. 2006/ Tabelle A 25: Methanemissionen aus der Güllelagerung und -ausbringung Emis sio- nen Einheit Faktor Bemerkung Quelle M e- th an kg CH4/kg oTS 0,026 a) Milchkuh Gülle; Lagerung und Ausbringung StMLF 2003, IPCC 1996 0,063 Gülle; Lagerung und Ausbringung Amon et al. 2002 a) 44 kg CH4/Tier*a, Tabelle A 26: Methanschlupf-Messungen an den Gas- und Zündstrahlmotoren Anlagengröße 110 kWel/ 190 kWel 250 kWel/ 265 kWel 324 kWel 526 kWel Quelle Methanschlupf % Gas 0,3 - 1,1 0,2 - 0,3 1,3 - 1,35 0,5 - 0,8 0,2 - 0,3 2,6 - 3,6 0,65 - 1,1 0,8 - 1,7 Aschmann et al. 2011 LfL 2007 LUBW 2008 KTBL 2009b Zündstrahl 2,5 - 4,2 1 - 1,4 1,8 - 2,5 0,4 - 0,8 0,8 - 0,95 Aschmann et al. 2011 LfL 2007 KTBL 2009b 172 8 Anhang Tabelle A 27: Bestimmung der Substratzusammensetzung der Biogasanlagen nach Strategie Ausnutzung Biomassepotenzial Strategie Ausnutzung Biomassepotenzial. Es wurde für den Anlagenzubau eine Strategie ausgewählt, die eine hohe Potenzialausnutzung in jeder Biogasregion zu Grunde legt, d. h. es wird eine veränderte Sub- stratzusammensetzung der Modellanlagen vorgeschlagen, die eine gleichwertige Ausnutzung der freien Bi- omassepotenziale sichert. durchschnittliche „optimale“ Substratzusammensetzung, die aufgrund freier bzw. ungenutzter Potenziale (Ausnutzung – freies Potenzial) im Vergleich zur Substratzusammensetzung des Bi- ogasanlagenbestandes (Basis 2009), die für die Biogasregionen errechnet wurde, zeigt die Abbildung. Substratzusammensetzung im Basisjahr 2009 und unter der Prämisse der optimalen/möglichst voll- ständigen Ausnutzung der ungenutzten Potenziale Die Abbildung zeigt, dass die Substratzusammensetzung des Anlagenbestandes (genannt als Basis 2009) in den Biogasregionen überwiegend aus den Energiepflanzen besteht. Sollte die Ausnutzung der freien Potenziale gewährleistet werden (genannt als Ausnutzung – freies Potenzial), müsste im Vergleich zur Basis 2009 in der Biogasregion 1 (Nordwest), 2 (Nord- und Südost) und 3 (Südwest) mehr Gülle und Mist und in der Biogasregionen 1, 3 und 4 mehr Dauergrünland eingesetzt werden. Vor allem in der Bio- gasregion 2 (Nord- und Südost) ändert sich die durchschnittliche Substratzusammensetzung der Anlagen grundsätzlich. Statt der 25 % Gülle und Mist in der Substratzusammensetzung, werden über 85 % Gülle und Mist eingesetzt, um die vorhandenen Potenziale in der Region auszunutzen. In der Biogasregion 1 dagegen ist die Substratzusammensetzung der Bestandsanlagen in Hinsicht auf Gülleanteile sehr nah der optimalen Ausnutzung der vorhandenen Potenziale in dieser Biogasregion. Auswahl der Anlagengröße bei der Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“. Die Ergebnisse der Umfrage zeigen, dass die Substratzusammensetzung von der Anlagengröße abhängig ist (vgl. Kapitel 3.2.1). Somit kann die Anlagengröße anhand der Anteile von Gülle und Energiepflanzen in der Regel abgeschätzt werden, da in der Regel hohe Anteile an Gülle für die Substratzusammensetzung der Anlagen im kleinen Leistungs-bereich typisch sind. Unter der Annahme der „hohen Potenzialausnutzung“ betragen die Anteile an Gülle und Mist in der Substratzusammensetzung der Biogasanlagen zwischen 34 % - 54 % in den Biogasregionen 1, 3 und 4. Diese Anteile an Gülle und Mist waren nach /Stenull 2011a/ für Anlagen in der Größenklasse 250 kWel typisch. Damit werden die Kosten und THG-Emissionen für Biogasregion 1, 3 und 4 in dieser Strategie anhand einer 250 kWel-Anlage mit externer Wärmenutzung und mit gasdichter Abdeckung der Gärrestlager errechnet. In der Biogasregion 2 betragen die Anteile an Gülle in der Substratzusammensetzung nach „hoher Potenzialausnutzung“ bereits 86 % . Es wurde angenommen, dass diese hohen Anteile an Gülle lediglich in den kleinsten Anlagen (100 kWel) in der Biogasregion 2 eingesetzt werden können. Für Biogasregion 2 werden diese anhand einer 100 kWel Modellanlage ohne externe Wärmenutzung und mit gasdichter Abde- ckung der Gärrestlager errechnet. Forschungsberichte des Instituts für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung Band 135 M. Stenull Stand und Entwicklungspotenziale der landwirtschaftlichen Biogasnutzung in Baden-Württemberg – ein regionalspezifischer Vergleich Juni 2017, 171 Seiten Band 134 J. Brunke Energieeinsparpotenziale von energieintensiven Produktionsprozessen in Deutschland: eine Analyse mit Hilfe von Energieeinsparkostenkurven August 2017, 353 Seiten Band 133 S. Wolf Integration von Wärmepumpen in industrielle Produktionssysteme: Potenziale und Instrumente zur Potenzialerschließung Juli 2017, 177 Seiten Band 132 S. 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Thöne Optimierung der Energieversorgung eines Industrieunternehmens unter Umweltschutz- und Wirtschaftlichkeitsaspekten - Wertanalyse-Projekt Januar 1994, 154 Seiten Band 14 M. Heymann, A. Trukenmüller, R. Friedrich Development prospects for emission inventories and atmospheric transport and chemistry models November 1993, 105 Seiten Band 13 R. Friedrich Ansatz zur Ermittlung optimaler Strategien zur Minderung von Luftschad- stoffemissionen aus Energieumwandlungsprozessen Juli 1992, 292 Seiten Band 12 U. Fahl, M. Fischedick, M. Hanselmann, M. Kaltschmitt, A. Voß Abschätzung der technischen und wirtschaftlichen Minderungspotentiale energiebedingter CO2-Emissionen durch einen verstärkten Erdgaseinsatz in der Elektrizitätsversorgung Baden-Württembergs unter besonderer Be- rücksichtigung konkurrierender Nutzungsmöglichkeiten August 1992, 471 Seiten Band 11 M. Kaltschmitt, A. Wiese Potentiale und Kosten regenerativer Energieträger in Baden-Württemberg April 1992, 320 Seiten Band 10 A. Reuter Entwicklung und Anwendung eines mikrocomputergestützten Energiepla- nungsinstrumentariums für den Einsatz in Entwicklungsländern November 1991, 170 Seiten Band 9 T. Kohler Einsatzmöglichkeiten für Heizreaktoren im Energiesystem der Bundesre- publik Deutschland Juli 1991, 162 Seiten Band 8 M. Mattis Kosten und Auswirkungen von Maßnahmen zur Minderung der SO2- und NOx-Emissionen aus Feuerungsanlagen in Baden-Württemberg Juni 1991, 188 Seiten Band 7 M. Kaltschmitt Möglichkeiten und Grenzen einer Stromerzeugung aus Windkraft und So- larstrahlung am Beispiel Baden-Württembergs Dezember 1990, 178 Seiten Band 6 G. Schmid, A. Voß, H.W. Balandynowicz, J. Cofala, Z. Parczewski Air Pollution Control Strategies - A Comparative Analysis for Poland and the Federal Republic of Germany Juli 1990, 92 Seiten Band 5 Th. Müller, B. Boysen, U. Fahl, R. Friedrich, M. Kaltschmitt, R. Laing, A. Voß, J. Giesecke, K. Jorde, C. Voigt Regionale Energie- und Umweltanalyse für die Region Neckar-Alb Juli 1990, 484 Seiten Band 4 Th. Müller, B. Boysen, U. Fahl, R. Friedrich, M. Kaltschmitt, R. Laing, A. Voß, J. Giesecke, K. Jorde, C. Voigt Regionale Energie- und Umweltanalyse für die Region Hochrhein-Bodensee Juni 1990, 498 Seiten Band 3 D. Kluck Einsatzoptimierung von Kraftwerkssystemen mit Kraft-Wärme-Kopplung Mai 1990, 155 Seiten Band 2 M. Fleischhauer, R. Friedrich, S. Häring, A. Haugg, J. Müller, A. Reuter, A. Voß, H.-G. Wystrcil Grundlagen zur Abschätzung und Bewertung der von Kohlekraftwerken ausgehenden Umweltbelastungen in Entwicklungsländern Mai 1990, 316 Seiten Band 1 U. Fahl KDS - Ein System zur Entscheidungsunterstützung in Energiewirtschaft und Energiepolitik März 1990, 265 Seiten Inhalt Die Anzahl der Biogasanlagen hat seit 2005 auch in Baden-Württemberg durch das Inkrafttreten des novellierten Erneuerbare-Energien-Gesetzes /EEG 2004/ stark zugenommen. So hat sich die Anlagenzahl seit 2005 mehr als verdoppelt und lag Ende 2013 bei insgesamt 858 Anlagen /Staatliche Biogasberatung und MLR 2014/. Wird die Flächeninanspruchnahme durch Biogasanlagen für den Anbau von Energiepflanzen regionalspezifisch betrachtet, so wird deutlich, dass die beanspruchten Acker- und Grünlandflächen − bedingt durch die unterschiedliche Bio- gasanlagendichte − je nach Region oft variieren. Im Jahr 2008 wurden durchschnittlich auf 6 % des Ackerlandes in Baden-Württemberg Biogassubstrate angebaut. In manchen Landkreisen lagen die Anteile deutlich unter 6 %, in den anderen Landkreisen wurden bereits mehr als 15 % des Ackerlandes zum Substratanbau herangezogen. Sollte der Biogasanlagenbestand in Zukunft weiter ausgebaut werden, wird das Ackerland für den Anbau der Biogassubstrate vor allem in den Regionen, in denen bereits viele Biogasanlagen in Betrieb sind, immer knapper. Die Zielsetzung dieser Arbeit besteht darin, den Stand und die zukünftigen Entwicklungsmöglichkeiten für die landwirtschaftliche Biogasnutzung in Baden-Württemberg auf der Basis einer hohen regionalen Auflösung zu erheben und dabei zu analysieren, welche Unterschiede es in den Regionen gibt. Dabei werden „typische Modell- anlagen“ für die Regionen Baden-Württembergs unter Berücksichtigung der bestehenden regionalen Agrarstruk- tur identifiziert und bewertet. Im Ergebnis werden Strategien für die Entwicklung der Biogasnutzung in Baden- Württemberg aus technologischer, ökonomischer und ökologischer Sicht vorgeschlagen. Hierfür wurden zuerst Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung kleinräumig auf Landkreisebene ermittelt. Die Landkreise wurden in vier verschiedene Regionen (sog. Biogasregionen) zusammengefasst, die sich durch einheitliche Eigenschaften für die Biogasproduktion in Bezug auf Substratverfügbarkeit auszeichnen: die ackerreiche und gülledurchschnitt- liche Biogasregion 1 (BG1) im Nordwesten, die ackerland-, grünland- und güllereiche Biogasregion 2 (BG2) im Nord- und Südosten, die grünlandreiche und gülledurchschnittliche Biogasregion 3 (BG3) überwiegend im Süd- westen und die ackerland- und grünlandarme Biogasregion 4 (BG4) in Mitte-Westen von Baden-Württemberg. In den so gebildeten Biogasregionen wurden anschließend die Analyse der Potenzialausnutzung und die Bilanz der Biogasnutzung dargestellt. Regional gesehen konnten allein in Baden-Württemberg vier unterschiedliche Regionen in Hinsicht auf Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung identifiziert werden. Generell wurden in allen Biogasregionen, bedingt durch die EEG-Förderung, überwiegend Energiepflanzen zur Biogasproduktion herangezogen. Andere Substrate, vor allem Gülle und Mist, blieben weitgehend ungenutzt. Darüber hinaus gab es regionale Unterschiede in der Ausnutzung der freien Biomassepotenziale. In der Biogasregion 1 (Nordwest) wurden die Energiepflanzen- potenziale am wenigsten genutzt (15 %), wohingegen die Nutzung in der Biogasregion 2 (Nord- und Südost) bereits über 50 % beträgt. Auffallend für diese Region ist, dass trotz höchster Güllepotenziale wenig Gülle (unter 10 % des vorhandenen Potenzials) in die Biogasanlagen eingebracht wurde. Zusammenfassend gesehen ist die Biogasregion 1 (Nordwest) bedingt durch ihre Agrarstruktur (viel Ackerland) mit der Förderung der Energie- pflanzen und Gülle nach /EEG 2009/ „gut versorgt“. Noch steht dort ausreichend Ackerland für den Anbau der Biogassubstrate zur Verfügung. Dagegen sollten beispielsweise in der ackerland-, dauergrünland- und güllereichen Biogasregion 2 (Nord- und Südost) Anreize geschaffen werden, um mehr Gülle in den Biogasanlagen zu nutzen, da hier eine Alternative zu den bereits intensiv verwendeten Energiepflanzen benötigt wird. Die Ergebnisse zeigen, dass bei der gegenwärtigen Substratzusammensetzung der Biogasanlagen nur die Energiepflanzenpotenziale im hohen Ausmaß ausgeschöpft werden. Die Anlagen, die überwiegend auf Basis von Energiepflanzen betrieben werden, könnten insgesamt bis zu 2,43 TWhel/a (Strategie „niedrige CO2- Vermeidungskosten“) Strom erzeugen (2020). Eine deutliche Steigerung der Stromerzeugung (auf 3,39 TWhel/a) kann nur erreicht werden, wenn im Schnitt Anlagen in der Größenklasse <100 kWel, mit hohen Gülleanteilen in der Substratzusammensetzung zugebaut werden (Strategie „Ausnutzung Biomassepotenzial“). Um die freien Gülle- und Dauergrünlandpotenziale maximal auszuschöpfen, müsste die Substratzusammensetzung der zukünftig zugebauten Biogasanlagen grundlegend geändert werden. IER Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung Universität Stuttgart Heßbrühlstr. 49a D-70565 Stuttgart