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6.3 E RZEUGUNG VON GRÜNEM S TROM

6.3.3 Optionen in der Bundesrepublik Deutschland

6.3.3.3 Biomassenutzung

nicht in Frage kommt. Aufgrund der beschriebenen Situation ist es nicht erforderlich, den Bereich flüssiger Biobrennstoffe im Rahmen der vorliegenden Arbeit weiter zu berücksichtigen.

6.3.3.3.2 Biogene Festbrennstoffe

Als Festbrennstoffe kommen vor allem Holz, Stroh sowie spezielle Energiepflanzen, wie z. B. Chinaschilf (Miscanthus), in Frage. Bei einem Anbau dieser Energieträger auf Plantagen ist die verfügbare Anbaufläche sowie die konkurrierende Nutzung der Fläche durch die verschiedenen Alternativen als Potentialfaktor zu berücksichtigen.

Zur Abschätzung der verfügbaren Anbauflächen werden die Werte aus [Kaltschmitt et al. 1993] verwendet. Die maximalen Potentiale zur Produktion auf Plantagen gehen von einer vollständigen Nutzung der gesamten verfügbaren Fläche durch eine Option aus. Die Erzeugung von Biobrennstoffen auf Plantagen wird zur Modellierung der Flächenaufteilung zwischen den verschiedenen Optionen sowie aufgrund unter-schiedlicher Preise verschiedener Energieträger gesondert abgebildet.

Stroh entsteht üblicherweise als Nebenprodukt beim Getreideanbau. Das Getreide-stroh wird bisher überwiegend in der Landwirtschaft und Viehzucht, z. B. als Einstreu in Viehställen, genutzt. Dies bedeutet, dass im Falle einer umfangreichen energeti-schen Nutzung eine Konkurrenzsituation zwienergeti-schen den verschiedenen Verwen-dungsmöglichkeiten entstehen kann. Als Potentiale werden für Baden-Württemberg 5,8 PJ/a und für die übrigen Bundesländer 68,7 PJ/a angenommen [Kaltschmitt et al.

1993, S. 216]. Die verfügbaren Preisangaben differieren sehr stark. So ergeben sich aus den Preisangaben in [Diekmann et al. 1995, S. 192], [Kaltschmitt et al. 1993, S. 219] und [Hartmann et al. 1997, S. 51 ff.] Preise zwischen 3,6 und 9,6 DM/GJ51. Allerdings ist nach [Hartmann et al. 1997] bei den Preisangaben zu berücksichtigen, dass es keinen Markt für Stroh gibt. Die Preise werden üblicherweise bilateral aus-gehandelt und können sich daher sehr stark unterscheiden. Im Rahmen der Modellie-rung wird daher für das Jahr 2000 von einem mittleren Preis von 6,4 DM/GJ ausge-gangen.

Das zur energetischen Nutzung einsetzbare Holz kann entsprechend der Herkunft und des sich daraus ergebenden Preises in verschiedene Sortimente aufgeteilt werden. Dabei wird üblicherweise zwischen Alt- oder Gebrauchtholz und Restholz aus Industrie, Sägewerken oder Landschaftspflege sowie Rinde unterschieden52. Kennzeichnend für einzelne Holzarten ist, dass diese nur beschränkt für die energe-tische Nutzung verfügbar sind, da auch eine stoffliche Nutzung, z. B. in der Span-platten- oder Zellstoffindustrie, möglich ist. Dies trifft vor allem für die mit Preisen von unter 2 DM/GJ im Vergleich zu anderen Holzarten billigen unbehandelten Althölzer zu53. Für die kommenden Jahre ist nach [Marutzky 2000] durch eine verstärkte Nachfrage aus der Zellstoffindustrie mit einem zunehmenden Wettbewerb zwischen

51 Da sich die in den genannten Quellen verfügbaren Preisangaben auf verschiedene Jahre beziehen, wurden die Werte auf Basis der vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Teuerungsrate für pflanzliche Produkte auf das Jahr 1999 umgerechnet.

52 Für eine genaue Charakterisierung der verschiedenen Holzarten siehe z. B. [Rentz et al. 2000a, S. 7 ff.].

53 Zu detaillierten Preisangaben für einzelne Holzsortimente siehe z. B. [Rentz et al. 2000a].

stofflicher und energetischer Holzverwertung zu rechnen. Aufgrund dieser Konkur-renzbeziehung zwischen verschiedenen Nutzungsmöglichkeiten ist es im Rahmen einer längerfristigen Betrachtung nicht sinnvoll, die Planung von Kraftwerksanlagen auf einzelne Holzsortimente einzugrenzen. Aus diesem Grund wird lediglich ein durchschnittliches Holzsortiment mit einem durchschnittlichen Preis in das ent-wickelte PERSEUS-REG2 Modellsystem integriert. Der Preis und die Potentiale für Baden-Württemberg werden auf Basis der detaillierten Werte in [Rentz et al. 2000]

abgeleitet54. Allerdings sind bei der Bestimmung des im Rahmen der Stromer-zeugung energetisch nutzbaren Potentials die folgenden Restriktionen zu berück-sichtigen, welche sich potentialmindernd auswirken:

• sich verschärfende Konkurrenzsituation zwischen stofflicher und energetischer Nutzung,

• Eigenverbrauch eines Großteils der in der Industrie anfallenden Holzreste durch die jeweiligen Betriebe [Baumert 1999],

• Konkurrenz zwischen Wärme- und Stromerzeugung aus Holz.

Tabelle 40: Potentiale und Preisentwicklung fester biogener Brennstoffe

Potential [PJ/a] Preis [DM/GJ]

Energieträger Baden-Württemberg

Übrige

Bundesländer 2000 2010 2020 2030 Durchschnittliches

Holzsortiment 20 122 7,5 9,1 10,5 12,7

Plantagenholz 20a 276a 8,4a 10,2 11,7 14,2

Reststroh 5,8 68,7 6,4 7,8 9 10,8

Energiepflanzen 14,6a 218,7a 9,4a 11,4 13,1 15,9

a: [Kaltschmitt et al. 1993, S. 150 ff.]

Quellen siehe Text sowie eigene Berechungen.

Aufgrund der bestehenden Nutzung industrieller Holzabfälle in den einzelnen Betrie-ben wird für die Abschätzung eines langfristig verfügbaren Potentials davon ausge-gangen, dass diese Holzmengen für die allgemeine Stromversorgung nicht zur Ver-fügung stehen. Aufgrund der zunehmenden Konkurrenz zwischen stofflicher und energetischer Nutzung verringern sich die in Kraftwerken einsetzbaren Potentiale. In [Baumert 1999, S. 694] wird der energetisch nutzbare Anteil mit 30 % abgeschätzt.

Auf dieser Basis ergibt sich ein Potential von 31 PJ/a. Da es eine Konkurrenzbezie-hung zwischen Strom- und Wärmeerzeugung gibt, wird unterstellt, dass auch im Rahmen einer gezielten Förderung grünen Stroms nicht die gesamte Menge zur Stromerzeugung genutzt werden kann. Aus diesem Grund wird ein weiterer Abschlag von einem Drittel zur Wärmeerzeugung abgezogen. Das sich dann ergebende Potential von 20 PJ/a kann auch unter den angegebenen Restriktionen als länger-fristig gesichert angesehen werden55. Die Abschätzung für die übrigen Bundesländer

54 Weitere, teilweise sehr differierende Angaben zu Holzpotentialen in Baden-Württemberg finden sich in [Nitsch 1999], [Baumbach et al. 1998], [Kaltschmitt et al. 1993], [Kaltschmitt et al. 1992].

55 Im Gegensatz dazu wird im Rahmen eines Exkurses in Kapitel 7.3.1.3 gezielt eine Ausschöpfung des gesamten Potentials untersucht.

ergibt ein Potential von 122 PJ/a [Diekmann et al. 1995, S. 203]. Dieser Wert liegt zwischen den Angaben in [Kaltschmitt et al. 1993, S. 192] und [Baumert 1999, S. 694] und kann daher als mittlerer Betrag interpretiert werden. Als Ausgangspreis für das durchschnittliche Holzsortiment ergibt sich unter Berücksichtigung der Anga-ben in [Hartmann et al. 1997], [Diekmann et al. 1995], [Kaltschmitt et al. 1993], [Rentz et al. 2000] ein Preis von 7,5 DM/GJ, wobei auch hier anzumerken ist, dass der Holzmarkt sehr stark durch regionale Angebote und Nachfrage geprägt ist.

Die unterstellte Preisentwicklung bei den biogenen Festbrennstoffen orientiert sich am Wachstumspfad der fossilen Konkurrenzenergieträger Steinkohle, Erdgas und Heizöl. Dadurch wird der grundsätzlichen Konkurrenzbeziehung zwischen regenera-tiven und fossilen Energieträgern bei der Stromerzeugung Rechnung getragen.

Weiterhin sind im Falle einer zunehmenden Nachfrage, z. B. aufgrund der Realisie-rung eines umweltpolitischen Instruments, steigende Preise bei regenerativen Ener-gieträgern zu erwarten, die sich dann an den zur Verfügung stehenden Alternativen ausrichten werden.

Tabelle 41: Daten zu Kraftwerksanlagen für biogene Festbrennstoffe

Anlagentyp Output

Jahres-

nutzungs-grad

Spezifische Investition

[DM/kWel]

Spez. fixe Ausgaben [DM/kWel a]

Betriebsmit-

telverbrauchs-abhängige Ausgaben [Pf/kWhel]

Bemerkung

Biomasse- Heizkraft-werk

Elektrizität/

Wärme 88 % 5470 88 5 ηel = 26 %

Fossiles Kraftwerk mit Bio- massezu-feuerung

Elektrizität 35 % 1340 29 0,5

Input Stein-kohle und masse, Bio-masseanteil nach [Ott 1997]

auf 25 % begrenzt, auch KWK möglich BHKW

Holzgas

Elektrizität/

Wärme 70 % 4658 46 4 ηel = 30 %

Stirling BHKW Holzgas

Elektrizität/

Wärme 75 % 6767 177 4,2 ηel = 26 %

Gasturbine Holzgas

Elektrizität/

Wärme 78 % 4000 80 7 ηel = 28 %

IGCCa Elektrizität/

Wärme 82 % 5350 94 2,3 ηel = 35 %

a: Integrated Gasification Combined Cycle auf Biomassebasis.

ηel = Elektrischer Nutzungsgrad.

Quellen: [Buchberger 1998], [Ott 1997], [CBT 1993], [DEA 1996], [BMU 2000a], [Adam 1999] sowie eigene Berechungen.

Als Optionen zur Nutzung der verschiedenen festen Biobrennstoffe steht die Verbrennung in reinen Biomassekraftwerken oder die Zufeuerung in Kohlekraft-werken zur Verfügung. Die entsprechenden Technologien sind in zahlreichen Anlagen bereits praxiserprobt, so dass ein breiter Einsatz realisiert werden kann. In

[Buchberger 1998], [CBT 1993] und [DEA 1996] finden sich Beschreibungen zahlreicher Biomassekraftwerke. Auf Basis der Daten zu existierenden Biomasse-kraftwerken werden die in Tabelle 41 angegebenen Charakteristika der im Modell abgebildeten Referenzanlagen bestimmt. Bei der Biomassezufeuerung in Stein-kohlekraftwerken wird in Anlehnung an [Ott 1997] von einem maximalen anteil von 25 % am gesamten Energieinput ausgegangen. Bei größeren Biomasse-anteilen erhöhen sich aufgrund der Charakteristika der Biobrennstoffe die Volumenströme innerhalb der Kraftwerksanlage derart, dass eine entsprechende Anlage größer dimensioniert werden muss, was zu höheren spezifischen Investitio-nen führt. Neben der Verbrennung in Heizkraftwerken stellt die thermische Biomas-severgasung und die anschließende Verbrennung des Holzgases in Gasturbinen, Motor-BHKW oder Stirling-BHKW eine Zukunftsoption dar. Für diese Anlagen-konzepte existieren derzeit überwiegend Versuchsanlagen. Eine Zusammenstellung der verschiedenen Alternativen sowie der zugrundeliegenden technischen Konzepte findet sich beispielsweise in [Buchberger 1998]. Zur Abbildung der zukünftigen Wei-terentwicklung der Technologien zur Nutzung fester Biomasse werden Lerneffekte berücksichtigt. Auf Grundlage der Angaben zu Lernkurven in [LTI 1998] und [BMU 2000a] wird bis zum Jahr 2010 eine Senkung der spezifischen Investitionen um 5 % und bis 2020 um 20 % im Vergleich zur Ausgangslage erwartet.

6.3.3.3.3 Gasförmige Biobrennstoffe

Bei den gasförmigen Biobrennstoffen handelt es sich um Deponie- und Klärgas sowie Biogas aus der Vergärung biologischer Abfälle. Deponiegas muss gemäß der Technischen Anleitung Siedlungsabfall56 durch geeignete Anlagen erfasst und ver-wertet werden. Da für die Zukunft mit einem Rückgang der zu deponierenden Abfall-menge sowie mit einer Veränderung der Abfallzusammensetzung zu rechnen ist [Kaltschmitt et al. 1993, S. 282], [UVM 2000], kann nicht von einer dauerhaft gleich-bleibenden Deponiegasmenge ausgegangen werden. Zur Abschätzung der Verfüg-barkeit wird der in [Kaltschmitt et al. 1993, S. 283] angegebene Verlauf unterstellt.

Dies bedeutet, dass in Baden-Württemberg ein Rückgang der verfügbaren Gas-menge von 2,9 PJ/a in 2000 auf 0,15 PJ/a im Jahr 2020 zu erwarten ist. Für die übri-gen Bundesländer wird von 20 PJ/a in 2000 ausgeganübri-gen, wobei hier aufgrund feh-lender Daten die Neuen Bundesländer nicht berücksichtigt sind.

Klärgas entsteht in Kläranlagen, die mit einer biologisch-anaeroben Klärstufe aus-gestattet sind. Für diese Anlagen ist die energetische Nutzung des anfallenden Gases besonders attraktiv, da ein hoher Eigenbedarf, z. B. zur Beheizung der Faultürme, besteht. Aufgrund dieser Situation steht nur ein kleiner Teil der gesamten Energiemenge zur Produktion von grünem Strom für die öffentliche Versorgung zur Verfügung. In [Diekmann et al. 1995, S. 212] wird dafür ein Wert von 4 % genannt, aus [Kaltschmitt et al. 1993, S. 286] ergeben sich 5,5 %. Bei einer Verfügbarkeit von 4 % der erzeugten Elektrizität für die öffentliche Versorgung ergibt sich aus [Kaltschmitt et al. 1993, S. 284] ein Potential von 0,2 PJel/a für Baden-Württemberg und von 0,85 PJel/a für die übrigen Bundesländer.

56 TA Siedlungsabfall Abschnitt 10.6.5.2.

Die Produktion von Biogas auf Basis einer Vergärung organischer Abfälle beschränkt sich zur Zeit überwiegend auf den Bereich der Landwirtschaft. Dabei wird vor allem Gülle und Mist aus der Nutzviehhaltung eingesetzt. Darüber hinaus ist eine Nutzung biogener Abfälle aus der Lebensmittelindustrie oder aus Großküchen möglich57. Für Baden-Württemberg wird das verfügbare Biogaspotential mit 6 PJ/a und für die übri-gen Bundesländer mit 74,9 PJ/a abgeschätzt [Kaltschmitt et al. 1993, S. 245].

Sämtliche Gase werden üblicherweise in Blockheizkraftwerken (BHKW) verbrannt, wobei Elektrizität und Wärme erzeugt wird. Die zur Modellierung erforderlichen Anla-gendaten werden aus [MHKW 1999] abgeleitet und stellen den aktuellen Stand der Technik dar. Für ein Gas-BHKW mit 500 kWel ergeben sich spezifische Investitionen von 1200 DM/kWel. Zusätzliche Kosten für Anlagen zur Gasfassung werden geson-dert berücksichtigt. Im Fall von Deponiegas ist durch die TA Siedlungsabfall eine Gasfassung vorgeschrieben und kann daher zu den Kosten des Deponiebetriebs gerechnet werden. Bei Klärgas können die Kosten für Gasfassung und anaerobe Stufe der Abwasserreinigung zugerechnet werden. Damit ist es gerechtfertigt, dass für die Klär- und Deponiegasnutzung lediglich die Kosten des Motoraggregats bei der Bestimmung der Strom- und Wärmepreise berücksichtigt werden. Bei Anlagen zur Biomassevergärung sind zusätzlich zum BHKW die Reaktoren zur Vergärung erforderlich. Die in diesem Bereich bisher realisierten Anlagen haben überwiegend eine elektrische Leistung von unter 0,5 MW, so dass aufgrund der Anlagengröße mit spezifischen Investitionen, die im Bereich von 1500 – 4000 DM/kWel liegen [MHKW 1999], gerechnet werden muss. Auf Basis der Angaben in [BMU 2000a, S. 51], [Buchberger 1998, S. 168], [Jäckel 1997] und [Buschner 1997] können spezifische Investitionen für die Komplettanlage von 13600 DM/kWel und spezifische fixe Ausgaben in Höhe von 90 DM/kWel a abgeleitet werden. Allerdings ist hierbei anzumerken, dass die in der Literatur genannten Werte eine große Spannweite aufweisen. In Abhängigkeit des Eigenleistungsanteils und der Anlagengröße können auch geringere spezifische Investitionen erzielt werden (siehe dazu auch [Schulz 1997]).