red 2 – anforderungen an nachhaltigkeit und ... · 5/10/2015 · standardwerte für gülle, mais,...
TRANSCRIPT
RED II – Anforderungen an Nachhaltigkeit und
Nachweisführung von EE-Gasen
Karin Naumann, Kathleen Meisel, Katja Oehmichen
Biogasregister Deutschland | Nutzerforum 2018 26.06.2018
© A
nkla
m B
ioe
tha
no
l G
mb
H
Agenda
2
RED II – Gültigkeit von 2021 bis 2030
Ziele
Nachhaltigkeitsanforderungen
THG-Bilanzierung
Standardwerte Biogas/Biomethan
RED II – Ausblick für Deutschland
Beispielhafte Szenarien Verkehrssektor 2030
Fazit
EU Erneuerbare-Energien-RichtlinieKompromiss zur RED II (14.06.2018) – Ziele 2030
3
32% erneuerbare Energien insgesamt
14% erneuerbare Energien im Verkehrssektor
3,5% fortschrittliche Biokraftstoffe (advanced, 2022: 0,2%, 2025: 1%),
2fache Anrechnung
7% Deckelung für Biokraftstoffe aus Feldfrüchten (food-crops)
2fache Anrechnung von Biokraftstoffen aus Altspeisefetten/-ölen
Auslaufen von Biokraftstoffen mit hohem ILUC-Risiko (phase out palmoil)
4fache Anrechnung von erneuerbarer Elektrizität im Straßenverkehr,
1,5fache Anrechnung von erneuerbarer Elektrizität im Schienenverkehr
1,2fache Anrechnung von Biokraftstoffen im Schiffs- und Luftverkehr
Nachhaltigkeitsanforderungen auch für gasförmige und feste Energieträger
EU Erneuerbare-Energien-Richtlinie IIRohstoffe für fortschrittliche Biokraftstoffe | Anhang IX
4
a) Algen,
b) Biomasseanteil gemischter Siedlungsabfälle,
c) Bioabfälle aus privaten Haushalten,
d) Biomasseanteil von Industrieabfällen, die nicht für die Verwendung
in der Lebens- oder Futtermittelkette geeignet sind,
e) Stroh,
f) Tierdünger und Klärschlamm,
g) Abwässer der Palmölmühle und leere Palmfruchtbündel,
h) Tallölpech,
i) Rohglyzerin,
j) Bagasse,
k) Trester und Weintrub,
l) Nussschalen.
Kompromiss zur RED IIFossile Referenzwerte
Anmerkung: siehe Änderungen/Ergänzungen auf Folien Nr. 21, 22 5
Einführung erstmals verbindlicher Nachhaltigkeitskriterien für die
Produktion von Strom, Wärme und Brennstoffen aus fester und
gasförmiger Biomasse.
Die entsprechende Berechnungsmethodik entspricht in ihrem Aufbau und
der Logik der bestehenden Methode für die Biokraftstoffe im Verkehrssektor
bzw. der flüssigen Energieträger im Strombereich.
Fossile Vergleichswerte für Biokraftstoffe, Strom und Wärme bleiben
EU Durchschnittsmixe:
• für Biokraftstoffe: 94 g CO2Äq./ MJ (vormals 83,8 gCO2Äq./ MJ)
• für Strom: 183 g CO2Äq./ MJ (bzw. 212 in Randgebieten)
• für Wärme / Kälte: 80 g CO2Äq./ MJ
• für Wärme, die nachweislich Kohle ersetzt: 124 g CO2Äq./ MJ
Kompromiss zur RED IINachhaltigkeitsanforderungen
Anmerkung: siehe Änderungen/Ergänzungen auf Folien Nr. 21, 22 6
Auch alle Biomassebrennstoffe müssen künftig Nachhaltigkeits-
kriterien erfüllen.
Mindestanforderungen zur THG-Vermeidung werden angehoben,
entsprechend dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage:
RED II
Kraftstoffe
RED II
Strom & Wärme
Mind. 50% vor 05.10.2015 vor 05.10.2015
Mind. 60% nach 05.10.2015 nach 05.10.2015
Mind. 70% nach 01.01.2021 nach 01.01.2021
non-biological and recycled carbon
Mind. 75% nach 01.01.2026
Stand: 04.04.2018
Kompromiss zur RED IIMethodologie zur Berechnung der THG-Emissionen
7
RED I (Kraftstoffe, Biokraftstoffe und flüssige Biobrennstoffe):
E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr – eee
RED II (Biokraftstoffe):
E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr
E = Gesamtemissionen bei der Verwendung des Kraftstoffs
eec = Emissionen bei der Gewinnung oder beim Anbau der Rohstoffe
el = Emissionen (/a) aufgrund von Kohlenstoffbestandsänderungen infolge von Landnutzungsänderungen
ep = Emissionen bei der Verarbeitung
etd = Emissionen bei Transport und Vertrieb
eu = Emissionen bei der Nutzung des Kraftstoffs
esca = Emissionseinsparung infolge besserer landwirtschaftlicher Bewirtschaftungspraktiken
eccs = Emissionseinsparung durch Abscheidung und geologische Speicherung von Kohlendioxid
eccr = Emissionseinsparung durch Abscheidung und Ersetzung von Kohlendioxid
eee = Emissionseinsparung durch überschüssige Elektrizität aus Kraft- Wärme-Kopplung
Kompromiss zur RED IIMethodologie zur Berechnung der THG-Emissionen
8
RED II (Strom, Wärme, Strom & Wärme):
ECh,el = Gesamte Treibhausgasemissionen des Endenergieträgers
E = Gesamte Treibhausgasemissionen der Energieträgers vor der Endkonversion
ηel = elektrischer Wirkungsgrad, definiert als der jährlich erzeugte Strom dividiert durch den jährlichen
Brennstoffeinsatz aufgrund seines Energiegehalt
ηh = Wärmewirkungsgrad, definiert als die jährliche Nutzwärmeleistung dividiert durch den jährlichen
Brennstoffeinsatz bezogen auf den Energiegehalt
Cel = Anteil der Exergie im Strom und/oder mechanische Energie, eingestellt auf 100 % (Cel = 1)
Ch = Carnot-Wirkungsgrad (Anteil der Exergie in der Nutzwärme),
Bei Wärme ≤ 150 °: Ch = 0,3546
Th = Temperatur, gemessen in absoluter Temperatur (Kelvin) der Nutzwärme am Abgabepunkt.
T0 = Umgebungstemperatur, eingestellt auf 273 Kelvin (entspricht 0 °C)
h
h
EEC
hhelel
elel
el
elCC
CEEC
hhelel
hh
h
hCC
CEEC
Kompromiss zur RED IIWeitere Änderungen THG-Bilanzierung
9
Neuer feedstock factor zur Umrechnung von Anbauwerten
Anlagenscharfe Ermittlung der Wassergehalte und unteren Heizwerte des
Rohstoffs auf Basis der Trockensubstanz und Weiterreichung entlang der
Lieferkette. (bisher einheitlicher Konversionsfaktor)
Erhöhung der Charakterisierungsfaktoren
• Lachgas (N2O): auf 298 von derzeit 296
(derzeitig gültige Empfehlung des IPCC: 265)
• Methan (CH4): auf 25 von derzeit 23
Kompromiss zur RED IIErgänzung des ANNEX VI
10
Biogaswerte finden sich im Anhang der RED II: ANNEX VI regelt
künftig die Berechnung der Biomassebrennstoffe & gibt Teilstandard-
und Standardwerte vor
• Neu: Standardwerte für Biogas und Biomethan aus Gülle, Bioabfall und
Gülle, sowie Misch-Standardwerte für Biogas aus Mais & Gülle
(Mischungsverhältnisse Gülle:Mais = 80:20, 70:30, 60:40)
• Neu: Substrate können gemischt werden
• Neu: Gutschrift für vermiedene Methanemissionen
• Neu: Gutschrift für Düngewirkung Gärprodukt
Kompromiss zur RED IIAnhang V | Standardwerte für Biogas und -methan
Wirkungsgrad Strom: 0,4 | Wirkungsgrad Wärme: 0,9 11
Standardwerte für Gülle, Mais, Bioabfall, Mischungen (s.u.) &
verschiedene Randbedingungen
Beispiel Biomethan
Standardwert Kraftstoff Strom Wärme
[gCO2 Äq./MJ] [% THG-Vermeidung]
Gülle 60%
Mais 40%
Offenes
Gärrestlager
keine AGN 66 30% 10% 8%
AGN 45 52% 39% 38%
abgedecktes
Gärrestlager
keine AGN 31 67% 58% 57%
AGN 10 89% 86% 86%
Gülle 70%
Mais 30%
abgedecktes
Gärrestlager
AGN1 99% 99% 99%
Gülle 80%
Mais 20%
abgedecktes
Gärrestlager
AGN-12 113% 116% 117%
12
Kompromiss zur RED IIStrombasierte Kraftstoffe | PTx
Strombasierte Kraftstoffe |
erneuerbare Kraftstoffe nichtbiologischer Herkunft
• THG-Vermeidung mind. 70%
• Volle Anrechnung bei Anlagen ohne Netzkopplung,
ansonsten anteilig entsprechend Erneuerbaren im Strommix,
Ausnahme: Nachweis, dass Anrechnung des EE-Stroms in keinem
anderen Sektor erfolgt
• Keine Unterquote für strombasierte Kraftstoffe
AusblickTHG-Emissionen und Ziele im Verkehrssektor
13
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
1990 1995 2000 2005 2010 2015 2030 2050
TH
G-E
mis
sio
ne
n im
Ve
rke
hrs
sekto
r in
Mio
. t
CO
2-Ä
q.
sonst. nationaler Verkehr
Straßenverkehr
-40% ggü. 1990
-95% ggü. 1990
Datenbasis: UBA 2018 © DBFZ 04/2018
RED II – Ausblick für DeutschlandBeispielhafte Szenarien Verkehrssektor 2030
Quelle: eigene Berechnungen, Gesamtenergiebedarf sowie Strommengen auf Basis Renewbility III (2016), weitere Datenbasis: BAFA,
BMVI, BLE, UCOME max 21 PJ (2015) 14
2.242 PJ ca. 2.300 PJ2.170 PJ
0
1.250
2.500
0
100
200
300
400
(real) (rechnerisch) (real) (rechnerisch)
2015 2020 2030 (Basis)
Endenerg
iebedarf
im
Str
aß
en-
und
Schie
nenve
rkehr
insg.
in P
J
Ern
euerb
are
E
nerg
ien i
n P
J
konventionelle Biokraftstoffe Biodiesel (UCOME) fortschrittliche Biokraftstoffe
EE-Strom Straße EE-Strom Schiene Gesamtbedarf
10 %
14 %
8,7 %7,8 %
© DBFZ 06/2018
5,6 %
RED II – Ausblick für DeutschlandBeispielhafte Szenarien Verkehrssektor 2030
15
2.170 PJ 2.170 PJ 2.170 PJ
0
1.250
2.500
0
100
200
300
400
(real) (rechn.) (real) (rechn.) (real) (rechn.)
2030Basis
2030weniger E-Mob
2030mehr E-Mob
Endenerg
iebedarf
im
Str
aß
en
-und
Schie
nenve
rkehr
insg.
in P
J
Ern
euerb
are
E
nerg
ien i
n P
J
konventionelle Biokraftstoffe Biodiesel (UCOME) fortschrittliche Biokraftstoffe
EE-Strom Straße EE-Strom Schiene Gesamtbedarf
8,7 %
14 %
9,9 %
© DBFZ 06/2018
14 %
7,2 %
14 %
RED II – Ausblick für DeutschlandBeispielhafte Szenarien Verkehrssektor 2030
16
2.170 PJ
2.410 PJ
1.500 PJ
0
1.250
2.500
0
100
200
300
400
(real) (rechn.) (real) (rechn.) (real) (rechn.)
2030Basis
2030mehr Verkehr
2030weniger Verkehr
Endenerg
iebedarf
im
Str
aß
en
-und
Schie
nenve
rkehr
insg.
in P
J
Ern
euerb
are
E
nerg
ien i
n P
J
konventionelle Biokraftstoffe Biodiesel (UCOME) fortschrittliche Biokraftstoffe
EE-Strom Straße EE-Strom Schiene Gesamtbedarf
8,7 %
14 %
9,1 %
© DBFZ 06/2018
14 %
5,7 %
14 %
RED II – Ausblick für DeutschlandÜberblick beispielhafte Szenarien Verkehrssektor 2030
Quelle: Quelle: eigene Berechnung, u.a. auf Basis BAFA, BMVI, BLE, UBA
* Für 2030 Verwendung der angepassten Emissionswerte für fossile Kraftstoffe, für 1990: 83,8 gCO2-Äq./MJ 17
THG-Quote: bei 7,5 bis 8,5% in 2030 (ohne UER)
Szenario EE-Anteil
Straßenverkehr
Anteil konv. Biokraftstoffe
(inkl. 0-100 % UCOME)
THG-Emissionen
ggü. 1990*
Basis 8,7 % 3,2-6,4 % 69-138 PJ + 8,5 %
E-Mob 9,9 % 3,9-7,9 % 86-171 PJ + 7,8 %
E-Mob 7,2 % 2,2-4,3 % 47-94 PJ + 9,5 %
65 % EE 8,2 % 2,8-5,5 % 69-138 PJ + 9,2 %
45 % EE 9,3 % 3,6-7,2 % 78-156 PJ + 7,9 %
UCOME 9,2 %3,2-6,4 % 69-138 PJ
+ 8,2 %
UCOME 7,8 % + 9,1 %
Verkehr 9,1 % 3,4-6,8 % 82-164 PJ + 20,5 %
Verkehr 5,7 % 1,9-3,8 % 28-164 PJ - 23 %
Klimaziel:
- 40%
18
RED II – Ausblick für DeutschlandWesentliche Einflussfaktoren
• Gesamtenergiebedarf im Straßen- und Schienenverkehr
• Anteil Strom im Straßenverkehr
• Anteil erneuerbarer Energien im Strommix
• Anteil UCOME
• ggf. weitere Alternativen wie recycled fossil carbon
• 7%-Deckel für konv. Biokraftstoffe (ohne UCOME) nahezu obsolet
Fortschrittliche BKS-Option Menge
von je 10 PJ KS
Rohstoffpotenzial
in PJ KS
Markt-Restriktion
Biomethan aus Abfällen 3 TWh > 105 PJ sinkender CNG-Absatz
(2015: 2 TWh / 6,5 PJ)Biomethan aus Stroh 3 TWh 44-64 PJ
Bioethanol aus Stroh 375 Tsd. t 69 PJ5 bzw. 10% Beimischung
(2030 ca. 20 PJ)
Potenziale: Berechnungen von A. Brosowski, DBFZ
Zusammenfassung / Fazit
19
• Für Biogas und –methan wird ab 2021 grundsätzlich
Nachhaltigkeitsnachweis erforderlich
• THG-Vermeidung bei KWK-Anwendung i.d.R. höher als bei
Kraftstoffanwendung
• Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe bietet besonderen
Vorteil für nicht-NawaRo-basiertes Biomethan
• Allgemein ist im Verkehrssektor keine deutliche Steigerung für
alternative Energieträger bis 2030 zu erwarten
• Nächster Schritt: Ausgestaltung der nationalen Umsetzung
DBFZ Deutsches
Biomasseforschungszentrum
gemeinnützige GmbH
Torgauer Straße 116
D-04347 Leipzig
Phone: +49 (0)341 2434 – 112
E-Mail: [email protected]
www.dbfz.de
Smart Bioenergy – Innovationen für eine nachhaltige Zukunft
Ansprechpartner
Karin Naumann
Ergänzungen im Nachgang
Quelle: Council of the European Union: 2016/0382 (COD), 21.06.2018 21
Nachhaltigkeitsanforderungen inklusive der Mindestanforderungen zur
THG-Vermeidung für Wärme/Kälte und Strom gelten für feste und
gasförmige Biobrennstoffe, eingesetzt in Anlagen ab:
Feuerungswärmeleistung von ≥ 20 MW für feste Biomasse
Feuerungswärmeleistung von ≥ 2 MW für gasförmige Biomasse
Ergänzungen im Nachgang
Quelle: Council of the European Union: 2016/0382 (COD), 21.06.2018 22
Mindestanforderungen zur THG-Vermeidung:
50% für Biokraftstoffe, Biomethankraftstoff & flüssige Biobrennstoffe,
erzeugt in Anlagen mit Inbetriebnahme bis zum 05.10.2015
60% für Biokraftstoffe, Biomethankraftstoff & flüssige Biobrennstoffe,
erzeugt in Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem 05.10.2015
65% für Biokraftstoffe, Biomethankraftstoff & flüssige Biobrennstoffe,
erzeugt in Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem 01.01.2021
70 % für die Bereitstellung von Strom, Wärme und Kälte
aus gasförmigen und festen Biobrennstoffen,
eingesetzt in Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem 01.01.2021
80 % für die Bereitstellung von Strom, Wärme und Kälte
aus gasförmigen und festen Biobrennstoffen,
eingesetzt in Anlagen mit Inbetriebnahme nach dem 01.01.2026