2.4 Potenzialanalyse
3.4.4 Staubemissionen
Tabelle 72 und Tabelle 73 zeigen die Ergebnisse für die Staubemissionen bei der Biomethannutzung in einem PKW zur Bereitstellung einer Transportdienstleistung im Vergleich zu Referenzsystemen.
Tabelle 72 - Staubemissionen einer PKW-Transportdienstleistung mit Biomethan im Vergleich zu Benzin, Diesel und Erdgas. Prozesswärmebereitstellung für Biomethanerzeugung mit fester Biomasse.
Summe [mg/PKW-km]
Benzin 34
Diesel 41
Erdgas 36
800 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 49 800 Nm³/h_87% Int. Fruchtfolge+13% Gülle 50
500 Nm³/h_100% Reststoffe 59
400 Nm³/h_70% Zwischenfrüchte+30% Stroh* 42 250 Nm³/h_40% Mais+52% Gülle+8% Reststoffe 67 300 Nm³/h_10% Mais+60% Gülle+30% Reststoffe 58 250 Nm³/h_52% Int. Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 72
27 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 44
27 Nm³/h_25% Schweinegülle+75% Rindergülle 46 7 Nm³/h_56% Schweinegülle+44% Hühnermist 28
* zukünftige Technologie Staub
Tabelle 73 - Staubemissionen einer PKW-Transportdienstleistung mit Biomethan im Vergleich zu Benzin, Diesel und Erdgas. Prozesswärmebereitstellung für Biomethanerzeugung mit Biogas.
600 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 41
400 Nm³/h_100% Reststoffe 59
130 Nm³/h_52% Int.Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 44
22 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 38
20 Nm³/h_25% Scheinegülle+75% Rindergülle 29
* zukünftige Technologie Staub
3.4.4.2 Wärmebereitstellung
Tabelle 74 und Tabelle 75 zeigen die Ergebnisse für die Staubemissionen bei der Biomethannutzung in einem Brennwertkessel zur Wärmebereitstellung im Vergleich zu Referenzsystemen.
Tabelle 74 - Staubemissionen der Wärmebereitstellung mit Biomethan im Vergleich zu Pellet, Öl und Erdgas. Prozesswärmebereitstellung für Biomethaner-zeugung mit fester Biomasse.
Summe [mg/kWh]
Pellet 156
Öl 20
Erdgas 9
800 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 31 800 Nm³/h_87% Int. Fruchtfolge+13% Gülle 33
500 Nm³/h_100% Reststoffe 44
400 Nm³/h_70% Zwischenfrüchte+30% Stroh* 22 250 Nm³/h_40% Mais+52% Gülle+8% Reststoffe 54 300 Nm³/h_10% Mais+60% Gülle+30% Reststoffe 43 250 Nm³/h_52% Int. Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 61
27 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 24
27 Nm³/h_25% Schweinegülle+75% Rindergülle 28 7 Nm³/h_56% Schweinegülle+44% Hühnermist 3
* zukünftige Technologie Staub
Tabelle 75 - Staubemissionen der Wärmebereitstellung mit Biomethan im Vergleich zu Pellet, Öl und Erdgas. Prozesswärmebereitstellung für Biomethaner-zeugung mit Biogas.
600 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 21
400 Nm³/h_100% Reststoffe 44
130 Nm³/h_52% Int.Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 25
22 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 16
20 Nm³/h_25% Scheinegülle+75% Rindergülle 5
* zukünftige Technologie Staub
3.4.4.3 Strombereitstellung
Tabelle 76 und Tabelle 77 zeigen die Ergebnisse für die Staubemissionen bei der Biomethannutzung in einem Erdgas GuD-Kraftwerk zur Strombereitstellung im Ver-gleich zu einem erdgasbetriebenen Referenzsystem.
Tabelle 76 - Staubemissionen der Strombereitstellung mit Biomethan im Vergleich zu Erdgas. Prozesswärmebereitstellung für Biomethanerzeugung mit fes-ter Biomasse.
Summe [mg/PKW-km]
Erdgas 15
800 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 57 800 Nm³/h_87% Int. Fruchtfolge+13% Gülle 60
500 Nm³/h_100% Reststoffe 82
400 Nm³/h_70% Zwischenfrüchte+30% Stroh* 40 250 Nm³/h_40% Mais+52% Gülle+8% Reststoffe 100 300 Nm³/h_10% Mais+60% Gülle+30% Reststoffe 79 250 Nm³/h_52% Int. Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 113
27 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 44
27 Nm³/h_25% Schweinegülle+75% Rindergülle 50 7 Nm³/h_56% Schweinegülle+44% Hühnermist 3
* zukünf tige Technologie Staub
Tabelle 77 - Staubemissionen der Strombereitstellung mit Biomethan im Vergleich zu Erdgas. Prozesswärmebereitstellung für Biomethanerzeugung mit Biogas
Summe [mg/kWh]
Erdgas 15
600 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 36
400 Nm³/h_100% Reststoffe 81
130 Nm³/h_52% Int.Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 44
22 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 28
20 Nm³/h_25% Scheinegülle+75% Rindergülle 6
* zukünf tige Technologie Staub
3.4.4.4 Strom- und Wärmebereitstellung
Tabelle 78 zeigt die Ergebnisse für die Staubemissionen bei der Biomethannutzung in einer Mikro-KWK-Anlage mit Gasturbine zur Strom- und Wärmebereitstellung im Vergleich zu einem erdgasbetriebenen Referenzsystem bei 100%iger Wärmenut-zung. Tabelle 79 und Tabelle 80 zeigen die Ergebnisse für die Nutzung Biogas in
einem Biogas-BHKW zur Strom- und Wärmebereitstellung für 100%ige Wärmenut-zung und einen Gesamtanlagewirkungsgrad von 60%.
Tabelle 78 - Staubemissionen für die Strom- und Wärmebereitstellung mit Biome-than in einer Mikro-KWK (Gasturbine) im Vergleich zu Erdgas
Summe
[mg/kWh Strom+Wärme]
Erdgas Mikro KWK 17
800 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 48
400 Nm³/h_100% Reststoffe 65
20 Nm³/h_25% Schweinegülle+75% Rindergülle 11 Staub
Tabelle 79 - Staubemissionen für ein Biogas-BHKW mit 100% Wärmenutzung im Vergleich zu Erdgas. Werte nicht direkt vergleichbar, da unterschiedliche Verhältnisse von Strom- zu Wärmenutzung
Summe
[mg/kWh Strom+Wärme]
Erdgas BHKW 15
1500 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 28
800 Nm³/h_100% Reststoffe 69
450 Nm³/h_52% Int.Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 39
45 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 23
45 Nm³/h_25% Scheinegülle+75% Rindergülle 10
* zukünftige Technologie Staub
Tabelle 80 – Staubemissionen für ein Biogas-BHKW mit 60% Gesamtnutzungsgrad im Vergleich zu Erdgas. Werte nicht direkt vergleichbar, da unterschied-liche Verhältnisse von Strom- zu Wärmenutzung
Summe
[mg/kWh Strom+Wärme]
Erdgas BHKW 21
1500 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 44
800 Nm³/h_100% Reststoffe 86
450 Nm³/h_52% Int.Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 49
45 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 35
45 Nm³/h_25% Scheinegülle+75% Rindergülle 16
* zukünftige Technologie Staub
3.4.5 Fossiler Primärenergiebedarf 3.4.5.1 Transportdienstleistung
Tabelle 81 und Tabelle 82 zeigen die Ergebnisse für den Beitrag zur Versauerung bei Biomethannutzung in einem PKW zur Bereitstellung einer Transportdienstleis-tung im Vergleich zu Referenzsystemen.
Tabelle 81 – Fossiler Primärenergiebedarf einer PKW-Transportdienstleistung mit Biomethan im Vergleich zu Benzin, Diesel und Erdgas. Prozesswärmebe-reitstellung für Biomethanerzeugung mit fester Biomasse
Summe [kWh/PKW-km]
Benzin 0,90
Diesel 0,72
Erdgas 0,95
800 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 0,26 800 Nm³/h_87% Int. Fruchtfolge+13% Gülle 0,26
500 Nm³/h_100% Reststoffe 0,37
400 Nm³/h_70% Zwischenfrüchte+30% Stroh* 0,23 250 Nm³/h_40% Mais+52% Gülle+8% Reststoffe 0,24 300 Nm³/h_10% Mais+60% Gülle+30% Reststoffe 0,22 250 Nm³/h_52% Int. Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 0,24
27 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 0,23
27 Nm³/h_25% Schweinegülle+75% Rindergülle 0,18 7 Nm³/h_56% Schweinegülle+44% Hühnermist 0,15
* zukünftige Technologie Fossiler Primärenergiebedarf
Tabelle 82 – Fossiler Primärenergiebedarf einer PKW-Transportdienstleistung mit Biomethan im Vergleich zu Benzin, Diesel und Erdgas. Prozesswärmebe-reitstellung für Biomethanerzeugung mit Biogas
Summe [kWh/PKW-km]
Benzin_2008 0,90
Diesel_2008 0,72
Erdgas_2008 0,95
600 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 0,13
400 Nm³/h_100% Reststoffe 0,29
130 Nm³/h_52% Int.Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 0,14
22 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 0,14
20 Nm³/h_25% Scheinegülle+75% Rindergülle 0,11
* zukünftige Technologie
Fossiler Primärenergiebedarf
3.4.5.2 Wärmebereitstellung
Tabelle 83 und Tabelle 84 zeigen die Ergebnisse für die Treibhausgasemissionen bei Biomethannutzung in einem Brennwertkessel zur Wärmebereitstellung im Vergleich zu Referenzsystemen.
Tabelle 83 – Fossiler Primärenergiebedarf der Wärmebereitstellung mit Biomethan im Vergleich zu Pellet, Öl und Erdgas. Prozesswärmebereitstellung für Biomethanerzeugung mit fester Biomasse.
Summe [kWh/kWh]
Pellet 0,16
Öl 1,27
Erdgas 1,16
800 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 0,25 800 Nm³/h_87% Int. Fruchtfolge+13% Gülle 0,25
500 Nm³/h_100% Reststoffe 0,39
400 Nm³/h_70% Zwischenfrüchte+30% Stroh* 0,21 250 Nm³/h_40% Mais+52% Gülle+8% Reststoffe 0,23 300 Nm³/h_10% Mais+60% Gülle+30% Reststoffe 0,20 250 Nm³/h_52% Int. Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 0,22
27 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 0,22
27 Nm³/h_25% Schweinegülle+75% Rindergülle 0,16 7 Nm³/h_56% Schweinegülle+44% Hühnermist 0,11
* zukünftige Technologie
Fossiler Primärenergiebedarf
Tabelle 84 – Fossiler Primärenergiebedarf der Wärmebereitstellung mit Biomethan im Vergleich zu Pellet, Öl und Erdgas. Prozesswärmebereitstellung für Biomethanerzeugung mit Biogas.
600 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 0,09
400 Nm³/h_100% Reststoffe 0,29
130 Nm³/h_52% Int.Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 0,10
22 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 0,10
20 Nm³/h_25% Scheinegülle+75% Rindergülle 0,06
* zukünftige Technologie
Fossiler Primärenergiebedarf
3.4.5.3 Strombereitstellung
Tabelle 85 und Tabelle 86 zeigen die Ergebnisse für den fossilen Primärenergiebe-darf bei der Biomethannutzung in einem Erdgas GuD-Kraftwerk zur Strombereit-stellung im Vergleich zu einem erdgasbetriebenen Referenzsystem.
Tabelle 85 – Fossiler Primärenergiebedarf der Strombereitstellung mit Biomethan im Vergleich zu Erdgas. Prozesswärmebereitstellung für Biomethaner-zeugung mit fester Biomasse.
Summe [kWh/kWh]
Erdgas 2,17
800 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 0,44 800 Nm³/h_87% Int. Fruchtfolge+13% Gülle 0,44
500 Nm³/h_100% Reststoffe 0,72
400 Nm³/h_70% Zwischenfrüchte+30% Stroh* 0,36 250 Nm³/h_40% Mais+52% Gülle+8% Reststoffe 0,39 300 Nm³/h_10% Mais+60% Gülle+30% Reststoffe 0,35 250 Nm³/h_52% Int. Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 0,39
27 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 0,39
27 Nm³/h_25% Schweinegülle+75% Rindergülle 0,26 7 Nm³/h_56% Schweinegülle+44% Hühnermist 0,18
* zukünftige Technologie
Fossiler Primärenergiebedarf
Tabelle 86 – Fossiler Primärenergiebedarf der Strombereitstellung mit Biomethan im Vergleich zu Erdgas. Prozesswärmebereitstellung für Biomethaner-zeugung mit Biogas.
Summe [kWh/kWh]
Erdgas 2,17
600 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 0,13
400 Nm³/h_100% Reststoffe 0,52
130 Nm³/h_52% Int.Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 0,16 22 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 0,14 20 Nm³/h_25% Scheinegülle+75% Rindergülle 0,09
* zukünftige Technologie
Fossiler Primärenergiebedarf
3.4.5.4 Strom- und Wärmebereitstellung
Tabelle 87 zeigt die Ergebnisse für den fossilen Primärenergiebedarf bei der Biome-thannutzung in einer Mikro-KWK-Anlage mit Gasturbine zur Strom- und Wärmebe-reitstellung im Vergleich zu einem erdgasbetriebenen Referenzsystem bei 100%iger Wärmenutzung. Tabelle 88 und Tabelle 89 zeigen die Ergebnisse für die Nutzung Biogas in einem Biogas-BHKW zur Strom- und Wärmebereitstellung für 100%ige Wärmenutzung und einen Gesamtanlagewirkungsgrad von 60%.
Tabelle 87 – Fossiler Primärenergiebedarf für die Strom- und Wärmebereitstellung mit Biomethan in einer Mikro-KWK (Gasturbine) im Vergleich zu Erdgas
Summe [kWh/kWh]
Erdgas Mikro KWK 1,58
800 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 0,32
400 Nm³/h_100% Reststoffe 0,38
20 Nm³/h_25% Schweinegülle+75% Rindergülle 0,06 Fossiler Primärenergiebedarf
Tabelle 88 – Fossiler Primärenergiebedarf für ein Biogas-BHKW mit 100% Wärme-nutzung im Vergleich zu Erdgas. Werte nicht direkt vergleichbar, da un-terschiedliche Verhältnisse von Strom- zu Wärmenutzung.
Summe [kWh/kWh]
Erdgas BHKW 1,48
600 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 0,08
400 Nm³/h_100% Reststoffe 0,39
130 Nm³/h_52% Int.Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 0,12
22 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 0,05
20 Nm³/h_25% Scheinegülle+75% Rindergülle 0,00
* zukünftige Technologie
Fossiler Primärenergiebedarf
Tabelle 89 – Fossiler Primärenergiebedarf für ein Biogas-BHKW mit 60% Gesamt-wirkungsgrad im Vergleich zu Erdgas. Werte nicht direkt vergleichbar, da unterschiedliche Verhältnisse von Strom- zu Wärmenutzung.
Summe [kWh/kWh]
Erdgas BHKW 2,03
600 Nm³/h_85% Energiefruchtfolge+15% Gülle 0,12
400 Nm³/h_100% Reststoffe 0,49
130 Nm³/h_52% Int.Fruchtfolge+6% Stroh+43% Gülle* 0,15
22 Nm³/h_50% Wiesengras+50% Gülle 0,07
20 Nm³/h_25% Scheinegülle+75% Rindergülle 0,00
* zukünftige Technologie
Fossiler Primärenergiebedarf
4 Betriebswirtschaftliche Analyse und Bewertung
4.1 Aufgabenstellung
Die Aufgabenstellungen dieses Arbeitspaketes sind:
1. Festlegung der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen und Kalkulationsparameter und Adaption des Berechnungswerkzeugs
2. Definition der notwendigen Datengrundlage – Kommunikation mit den Arbeits-paketen des Leitprojekts
3. Ökonomische Beschreibung der Biogasnutzungspfade (max. 20). Einbindung der Ergebnisse aus AP 10.2
4. Kalkulation und Abschätzung der kapital-, betriebs- und verbrauchsgebundenen Kosten => Ableitung von Vollkosten
5. Kalkulation von spezifischen Kenngrößen wie Biogas-, Strom-, Wärme- Geste-hungskosten, CO2-Vermeidungskosten, …
6. Analyse der Kostenstruktur
7. Durchführung von Sensitivitätsanalysen
8. Vergleich mit anlegbaren Marktpreisen als Referenz => Ableitung von Kriterien zur wirtschaftlichen Optimierung
9. Schlussfolgerungen und Empfehlungen
4.2 Methodik
Die Analyse und Bewertung der Nutzungspfade wird mit einem wirtschaftlichen Va-riantenvergleich auf Basis Vollkosten in Anlehnung an die VDI 2067 bzw. die Ö-Norm M 7140 [vgl. ÖNORM M7140] durchgeführt, wobei auch die Kalkulation von spezifischen Gestehungskosten, die Analyse der Kostenstrukturen und die Durch-führung von Sensitivitätsanalysen enthalten sind. Die internen und externen Dis-kussionen der Ergebnisse stellen einen wichtigen Teil dar.
Die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen wurden wie folgt im Rahmen des Projekt-konsortiums festgelegt:
Basis der schwankenden Kosten bzw. Preisen: Mittelwert des Jahres 2008;
Konkrete Anlagenbeispiele und kein Technologievergleich;
Analyse und Bewertung der definierten Nutzungspfade und keine Projektopti-mierung;
Beheizung der Fermenter und der Gas-Aufbereitung mit Offgas aus Aufbereitung (soweit Wärme rückgewinnbar ist) und ergänzend entweder Hackgut- bzw. Pel-lets-Heizkessel oder Biogas-BHKW;
Förderungen (zB Umweltförderung im Inland KPC) wurden nur dort berücksich-tigt, wo explizit darauf verwiesen ist;
Die einzelnen Komponenten der Nutzungspfade stellen abgeschlossene Systeme dar, dh alle Inputs und Outputs wurden finanziell bewertet soweit dies möglich war.