Die deutsche Bundesregierung hat mit dem EEG 2023 und dem Osterpaket bis 2030 ein Ausbauziel von 80 % erneuerbare Energien im Stromsektor beschlossen und sich auf dem G7 Gipfel in Elmau im Juni 2022 zu einem klimaneutralen Stromsystem bis 2035 verpflichtet. Welche Rolle Biogasanlagen dabei spielen können, zeigt die „Kurzstudie zur Rolle von Biogas für ein klimaneutrales, 100 % erneuerbares Stromsystem 2035“ des Deutschen Biomasseforschungszentrums (DBFZ) und des Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie im Auftrag des Direktvermarktungsunternehmens Energy2market (e2m). Die Studie soll laut e2m als wissenschaftliche Grundlage bzw. als Input für die anstehenden politischen Vorhaben der Bundesregierung rund um die Plattform Klimaneutrales Stromsystem, die Biomasse-Nachhaltigkeitsstrategie und das EEG-Herbstpaket dienen, das auch die Biogasförderung neu ausrichten soll.

Konkurrenz zur Biomethanerzeugung

Die Studienautoren zeigen darin auf, welches Potenzial Biogas als Substitut für Erdgas im Stromsystem hat und untersucht die Vor- und Nachteile von Biogas gegenüber konkurrierenden Nutzungspfaden wie Biomethan oder der Rückverstromung aus Wasserstoff. So könnte Biogas auch ohne die Aufbereitung zu Biomethan, also in der Vor-Ort-Verstromung maßgeblich zur flexiblen Stromproduktion beitragen. Dadurch wären etwa 15 % der Stromerzeugung aus Erdgas ersetzbar.

Durch verstärkte Anstrengungen zur flexiblen Stromerzeugung ließen sich bei Beibehaltung der derzeitigen Strommenge bis zu 46 % – also fast die Hälfte – der momentan durch Gaskraftwerke erzeugten Stromproduktion aus Biogas decken. Während die Vor-Ort-Verstromung in Deutschland bereits im nennenswerten Umfang verfügbar ist, müsste eine Biomethanproduktion, die den Ersatz von Erdgas auch außerhalb des Stromsektors begünstigt, erst mühsam aufgebaut werden. Dabei lassen sich aber auch mittelfristig nur 3 % des Gesamtbedarfs an Erdgas durch Biomethan ersetzen. Auch die Wasserstoffverstromung, so geben die Autoren zu bedenken, wird bis 2030 nur begrenzt möglich sein, da begrenzt verfügbarer Wasserstoff kurz- und mittelfristig primär in der Industrie und teilweise auch im Verkehr benötigt wird. Nicht zuletzt würde der notwendige Import der benötigten Wasserstoffmengen im Gegensatz zur heimischen Biogasproduktion zu erneuten Abhängigkeiten in der Energieversorgung führen.

Deutlich geringer CO₂-Fußabdruck

Die Autoren beleuchten in der Studie ebenfalls den Klimanutzen von Biogas im Vergleich zu den möglichen Alternativen der steuerbaren Stromerzeugung. Während der CO₂-Fußabdruck bei der Stromerzeugung aus Biogas auch unter Berücksichtigung von indirekten Emissionen über die gesamte Konversionskette der Stromerzeugung größtenteils negativ ist, fallen für eine Kilowattstunde Strom aus Erdgas 350 g CO₂/kWh an. Auch Wasserstoff aus Elektrolyse entfaltet seinen Klimanutzen erst, wenn der für die Produktion bezogene Netzstrom eine Emissionsintensität von unter 180 g CO2/kWh hat. Der Strommix in Deutschland hatte 2019 allerdings noch einen Emissionsfaktor von etwa 400 g.

Zudem geht aus der Studie hervor, dass auch unter Verzicht auf Nawaro die Einsatzstoffversorgung der Anlagen künftig durch eine weitgehende Umstellung auf Rest- und Abfallstoffe gewährleistet bleibt.

Neues Förderregime nötig

Die Studie weist allerdings ebenfalls darauf hin, dass es ohne Anpassung des bestehenden Förderregimes zu einem Rückbau des bestehenden Anlagenparks kommen wird. Hohe formelle Anforderungen, geringe Vergütungssätze, gestiegene Investitions- und Finanzierungsrisiken sowie zunehmender Kostendruck werden als Gründe genannt, warum Betreiber ihre Anlagen stilllegen. Bereits heute sei ein Nettorückgang der installierten elektrischen Leistung und der erzeugten Arbeit zu beobachten. Damit nicht nur die Strommengen aus Erdgas anteilig ersetzt werden, sondern auch die Qualität der Erzeugung durch Biogas gewährleistet bleibt, müssten zusätzliche Biogaskapazitäten vor allem systemdienlich eingesetzt werden.

Im Kern dürften trotz der aktuell attraktiven Preissignale auf den Strommärkten für viele Anlagenbetreibende bzw. deren Hausbanken die finanziellen Risiken für weitere Flexibilisierungsmaßnahmen überwiegen und ein wesentlicher Grund für die derzeit geringe Investitionsdynamik in diesem Bereich sein. „Vor allem die Kombination aus der feststehenden Laufzeitbegrenzung der Flexibilitätsprämie für Anlagen, die diese bereits beziehen, zusammen mit der verkürzten Förderdauer von nur zehn Jahren für Bestandsanlagen im Ausschreibungsdesign erschweren die Abschreibung von zusätzlichen Anlagenkomponenten über deren technische Laufzeit“, heißt es in der Studie.

Die durch das EEG abgesicherten Zeiträume zur Refinanzierung von BHKW, Gas- und Wärmespeicher sind damit gegenüber Neuanlagen bzw. bei erstmaliger Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie deutlich verkürzt. Diese Hemmnisse ließen sich entweder durch eine Anpassung der Flexibilitätsprämie (Stichwort Stauchungsmodell) oder eine Angleichung der Vergütungsdauer für Bestandsanlagen auf 20 Jahre beseitigen. Welcher Ansatz dabei den kosteneffizientesten Weg darstellt und ob auch das aktuelle Vergütungsniveau ausreicht um eine nachhaltige Betriebsperspektive für eine relevanten Größenordnung von Anlagen zu sichern, bedarf einer weitereingehenden Analyse.

Die Studie finden Sie hier.