Ausgehend vom Bestand der Anlagen zur Produktion von Biogas in Deutschland wurden im Forschungsvorhaben „Optionen für Biogas-Bestandsanlagen bis 2030 aus ökonomischer und energiewirtschaftlicher Sicht“ (Akronym: Biogas2030) Anlagenkonzepte identifiziert, für die drei verschiedene Betriebsmodelle näher betrachtet wurden. Auf der Basis der ausgewählten Modelle (Substratreduktion, Flex-Konzept, Umrüstung VOV zu Biomethan) wurden Kostenbetrachtungen und THG-Bilanzen erstellt, Hemmnisse für deren Umsetzbarkeit identifiziert und Handlungsoptionen abgeleitet. Zur angemessenen Berücksichtigung der ökologischen, ökonomischen und energiesystem-technischen Aspekte empfehlen die Wissenschaftler des Projektkonsortiums, nach Anlagengröße und regionalen Rahmenbedingungen zu differenzieren. Während für die kleineren Bestandsanlagen Anreize für Substratreduktion (Betriebsmodell 1) oder zur Flexibilisierung der Anlagen (Betriebsmodell 2) zu setzen sind, wird ausschließlich für die größeren Biogasanlagen (> 250 m3 Biogas/h) die Umstellung der Anlage zur Bereitstellung von Biomethan (Betriebsmodell 3) empfohlen. Um die Substratreduktion des NawaRo-Anteils (Betriebsmodell 1) für landwirtschaftliche Biogasanlagen anzureizen, sollten für Anlagen mit hohem Gülleanteil die EEG-Festvergütung fortgeführt, bzw. eine gesetzliche Anschlussförderung in Erwägung gezogen werden. Die Reduktion der Substratmenge im Betriebsmodell 1 (50 % energetisch) führe letztlich zu einer Flexibilisierung der Anlage und eröffne damit auch die Möglichkeit, die Flexibilitätsprämie in Anspruch nehmen zu können, so die Wissenschaftler.
Für die Flexibilisierung der Biogasanlage (Betriebsmodell 2) werden darüber hinaus Anpassungen der rechtlichen Rahmenbedingungen durch eine Optimierung des Ausschreibungsmanagements für Bestandsanlagen empfohlen. So sind in erster Linie konkrete Ausschreibungsvolumina für Strom aus Biomasse für den Zeitraum ab 2023 festzulegen und frühzeitig bekannt zu machen. Bei der Umstellung auf Biomethan (Betriebsmodell 3) bedarf es u.a. einer Änderung des rechtlich regulatorischen Regelwerks, um die Anreize zur vollkostenoptimierten Erzeugung und Einspeisung von Biomethan zu erhöhen. Eine Option, die spezifischen Bereitstellungskosten von Biomethan zu reduzieren, könnte bspw. im Bereich der Gaskonditionierung (u.a. Brennwertanpassung) sowie einer Anpassung an der 38. BImSchV bestehen. Eine Lenkung der Entwicklung von Biogasbestandsanlagen in die strategisch gewünschte Richtung erfordert, so das Projektkonsortium, neben der Anpassung der wirtschaftlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen in erster Linie eine Gesamtstrategie für Biogas bzw. Biomethan, in der eine klare Richtungsentscheidung und Lenkungsmechanismen für den Bestand der Biogasanlagen festgehalten werden.
Das Vorhaben wurde im Auftrag des Umweltbundesamtes im Rahmen des Energieforschungsplanes – Forschungskennzahl 37EV 16 111 0 – unter der Fachaufsicht des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie durchgeführt und mit Bundesmitteln finanziert. Auftraggeber: Umweltbundesamt (UBA) Projektpartner: dena, FraunhoferIEE, Becker/Büttner/Held

(Quelle: dbfz)