Die InfraServ GmbH & Co.Gendorf KG beantragt hier das Vorhaben (geänderter Antrag)– Errichtung und Betrieb einer neuen Energieversorgungsanlage (D01 – Biomasse-Heizkraftwerk) zur Erzeugung von Wärme, Prozessdampf und Strom. Der Chemiepark Gendorf möchte damit durch Selbstversorgung das Ziel Klimaneutralität des Standorts Gendorf vorantreiben. Die neue Anlage soll am östlichen Rand des Chemieparks Gendorf errichtet werden. Als Einsatzstoffe sind Biobrennstoffe (Restholz, Altholz und Holzabfälle, überwiegend land- und forstwirtschaftlicher Ursprungs nach § 2 Abs. 4 Nr. 1 u. 2 der 13. BImSchV), diese werden per Lkw oder Zug angeliefert. Die Anlage ist für einen Brennstoffdurchsatz von ca. 24 t/h Biobrennstoff ausgelegt. Insgesamt soll die Anlage D01 eine max. Feuerungswärmeleistung von 57 MW aufweisen.
Die Firma Dold Holzwerke GmbH, Talstraße 9, 79256 Buchenbach, Flurstück Nr. 29/32, Gemarkung Wagensteig, beantragt für diesen Standort die Erteilung einer immissionsschutzrechtlichen Änderungsgenehmigung für den geänderten Bau und Betrieb eines Biomasse-Heizwerkes. Das Biomasse-Heizwerk besteht aus einer Feuerungsanlagen mit 6,9 MW Feuerungswärmeleistung zur Warmwassererzeugung mit Brennstofflagerung. Das erzeugte Warmwasser wird in das bestehende Wärmenetz der Dold Holzwerke GmbH eingespeist. Das Änderungsvorhaben umfasst den Verzicht auf die ursprünglich vorgesehene und genehmigte zweite Feuerungsanlage sowie die Rauchgaskondensation, welche nicht realisiert werden. Außerdem wird auf den Einsatz von Altholz AI und von Altholz AII unter Berücksichtigung eines Qualitätssicherungskonzepts als sogenannter fester Biobrennstoff verzichtet. Als Hauptbrennstoff ist ausschließlich naturbelassenes Holz und Rinde, die vom angrenzenden Rundholzplatz stammt, vorgesehen. Zugleich werden die aus der eigenen Produktion anfallenden Nebenprodukte Hackschnitzel, Sägespäne, Hobelspäne und Kappholz eingesetzt. Der Zukauf von weiterem Brennstoff in Form von naturbelassenem Holz ergänzt den eigenen Rohstoff. Das Vorhaben unterfällt der Ziffer 1.2.1 Spalte 2 der Anlage 1 zum Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG).
Liebe Leser*innen, vor Kurzem wurde der Monatsbericht Plus zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland im Gesamtjahr 2024 veröffentlicht. Damit präsentiert die Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat) erste Schätzungen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in den Bereichen Strom, Wärme und Verkehr für das Gesamtjahr 2024. Dieser Newsletter gibt Ihnen eine Kurzzusammenfassung der Ergebnisse und alle wichtigen Links zu den neuen Daten. Außerdem möchten wir Sie mit diesem Newsletter über weitere Aktivitäten mit Bezug zur Erneuerbare-Energien-Statistik informieren, insbesondere die Veröffentlichung der Publikation „ Erneuerbare Energien in Zahlen“ des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK). Eine interessante Lektüre und eine besinnliche Weihnachtszeit wünscht das Team der Geschäftsstelle der AGEE-Stat am Umweltbundesamt Monatsbericht Plus: Gesamtjahresschätzung zur Entwicklung der Erneuerbaren Energien in Deutschland im Jahre 2024 veröffentlicht Entwicklung der erneuerbaren Energien im Gesamtjahr 2024 Quelle: AGEE-Stat / Umweltbundesamt Nach vorläufigen Daten und unter Berücksichtigung einer Schätzung für den Dezember steigt die erneuerbare Stromerzeugung im Jahr 2024 um etwa 4 Prozent auf 285 Terawattstunden (TWh). Dies sind etwa 12 TWh mehr als im Jahr 2023. Wichtigster Grund war die deutliche Steigerung der Stromerzeugung aus Photovoltaikanlagen, die gegenüber dem Vorjahr um 16 Prozent zunahm. Die Stromerzeugung aus Windenergielangen blieb in etwa auf dem Niveau des Vorjahres, dabei nahm die Stromproduktion aus Windenergieanlagen an Land leicht ab, die Erzeugung auf See dagegen zu. Die Stromerzeugung aus Biomasse lag auf dem Niveau des Vorjahres. Auch die Wasserkraft konnte gegenüber dem trockeneren Vorjahr zulegen. Erneuerbare Wärmeerzeugung bleibt auf Vorjahresniveau Im Gesamtjahr 2024 blieb die Wärmebereitstellung aus erneuerbaren Energien in etwa auf dem Niveau des Vorjahres. Insgesamt wurden etwa 193 Terawattstunden (TWh) Wärme und Kälte aus erneuerbaren Energien bereitgestellt. Gekennzeichnet war das Jahr durch eine ähnlich warme Witterung wie im Vorjahr sowie leicht gesunkene Preise für fossile Energieträger. Während der Einsatz von Biomasse zu Heizzwecken voraussichtlich leicht rückläufig war, erreichte die mittels Wärmepumpen nutzbar gemachte oberflächennahe Geothermie und Umweltwärme im Jahr 2024 über 29 TWh – ein Anstieg von 14 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Damit tragen Wärmepumpen bereits mehr zur erneuerbaren Wärme bei als flüssige und gasförmige Biobrennstoffe zusammen. Die Wärmeerzeugung in Solarthermieanlagen lag aufgrund geringerer Sonneneinstrahlung um 2 Prozent unter dem Wert des Vorjahres. Weniger Biokraftstoffe, aber mehr erneuerbarer Strom im Verkehr genutzt Im Verkehr wurden auch infolge der Änderung der 38. Bundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV) deutlich weniger Biokraftstoffe eingesetzt als im Vorjahr. Zwar scheint nach derzeitigem Datenstand der Bioethanolverbrauch knapp vier Prozent höher als im Vorjahr zu liegen, der Verbrauch an Biodiesel könnte jedoch mit einem Minus von 24 Prozent sehr stark zurückgegangen sein. Ein wesentlicher Grund ist, dass Mineralölunternehmen ihre im Zuge einer Übererfüllung der Treibhausgasminderungsquote in den Vorjahren eingesparten Emissionen nur noch im Jahr 2024 oder erst wieder ab 2027 anrechnen lassen können. Zugleich lässt die Rechtsänderung für die Jahre 2025 und 2026 einen deutlichen Anstieg beim Verbrauch an Biokraftstoffen erwarten. Den Rückgang bei den Biokraftstoffen konnte auch ein starkes Wachstum von fast 14 Prozent bei der Nutzung von erneuerbarem Strom im Schienen- und Straßenverkehr nicht ganz ausgleichen. Es wurden rechnerisch etwa neun TWh grüner Strom im Verkehr eingesetzt – dies entspricht etwa drei Prozent der erneuerbaren Stromerzeugung. Ausführliche Informationen, Grafiken und Tabellen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland für das Gesamtjahr 2024 sowie monatsweise Daten für die Monate Januar bis Dezember finden Sie in unserem kürzlich veröffentlichten „Monatsbericht-PLUS“ sowie mit einigen weiteren Hintergrundinformationen in der kürzlich erschienenen Pressemitteilung. Erneuerbare Energien in Zahlen – Nationale und internationale Entwicklung im Jahr 2023 Die neue Publikation „ Erneuerbare Energien in Zahlen – Nationale und internationale Entwicklung im Jahr 2023 “ wurde auf den Internetseiten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) veröffentlicht. Sie veranschaulicht mit einer Vielzahl interessanter Grafiken und Tabellen die Entwicklung der erneuerbaren Energien im Strom-, Wärme- und Verkehrssektor im Jahr 2023 und gibt Einblicke in die Auswirkungen auf Wirtschaft und Klima. Neben Daten zur Entwicklung in Deutschland hält die Publikation auch informative Fakten zum Status Quo der erneuerbaren Energien in Europa und der Welt bereit. Grundlage der Publikation sind die Daten und Ergebnisse der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat), die im Auftrag des BMWK die Bilanz der erneuerbaren Energien für Deutschland erarbeitet. Die Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien ab dem Jahr 1990 sind sowohl im EXCEL- als auch im PDF-Format auf dem Informationsportal „Erneuerbare Energien“ des BMWK verfügbar. Des Weiteren finden Sie auf diesen Internetseiten eine Vielzahl von Schaubildern zur Entwicklung der erneuerbaren Energien. EU- Berichterstattung nach RED: Übermittlung des SHARES-Tools Anteil erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch Quelle: AGEE-Stat / Umweltbundesamt Am 19.11.2024 hat Deutschland das SHARES-Tool (Short Assessment of Renewable Energy Sources) an Eurostat übermittelt. Die Berechnungsvorschriften basieren auf den Regeln der jeweils gültigen „Renewable Energies Directive“ (RED) und unterliegen damit über die Jahre methodischen Änderungen. Seit 2021 gilt die RED II, wobei im Oktober 2023 die RED III verabschiedet wurde, die ab 2025 in die Berichtspflichten einfließen wird. Die SHARES-Daten sind auch Grundlage für die Zustandsbeschreibung relevanter Indikatoren im Bereich der erneuerbaren Energien entsprechend der Governance-Verordnung. So fließen die Daten unter anderem in die zweijährig zu erstellenden Fortschrittsberichte zu den Nationalen Energie- und Klimaschutzplänen (NECP-R) ein, die zum Monitoring der Zielerreichung der europäischen Energie- und Klimaschutzpolitik eingesetzt werden. Diese sind auch die Basis für die „State of the Energy Union“-Reports . Der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch steigt von 20,9 % im Jahr 2022 auf 21,5 % im Jahr 2023 an. Die sektoralen Anteile stiegen ebenfalls: Im Stromsektor stieg der Anteil erneuerbarer Energien von 47,9 % (2022) auf 52,2 % (2023), im Sektor Wärme und Kälte von 17,6 % (2022) auf 17,1 % (2023) und im Verkehrssektor von 10,1 % (2022) auf 11,9 % (2023). Anfang Dezember wurden die entsprechenden Tabellen aller Mitgliedsländer durch Eurostat veröffentlicht . Terminankündigung: AGEE-Stat Fachgespräch „Steckersolargeräte in Deutschland: Marktvolumen, Stromerzeugung und Selbstverbrauch“ Steckersolargeräte, umgangssprachlich auch „Balkonkraftwerke“ genannt, bieten eine relativ kostengünstige und einfach umzusetzende Möglichkeit zur Solarstromerzeugung und -nutzung für breite Teile der Bevölkerung. Seit 2023 ist der Markt dieser Anlagen erheblich gewachsen. Zum Ende des ersten Halbjahres 2024 waren rund 586.000 Steckersolargeräte mit einer kumulierten Leistung von knapp 500 Megawatt im Marktstammdatenregister (MaStR) gemeldet. Da jedoch viele Anlagen nicht gemeldet wurden und werden, dürfte die tatsächliche Anlagenzahl deutlich größer sein. Da die Anlagen vorwiegend zur Eigennutzung des Photovoltaik-Stroms genutzt werden, stellt sich die Frage, in welchem Umfang der mit Steckersolargeräten erzeugte Photovoltaik-Strom selbst verbraucht bzw. eingespeist wird. Die AGEE-Stat hat das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung (ZSW) mit einem Kurzgutachten zum Thema „Steckersolargeräte: Statistische Untersuchung zu Anzahl, installierter Leistung und Selbstverbrauch“ beauftragt, um diesen Fragen nachzugehen. Hierzu wird am 22. Januar 2025 ein Fachgespräch stattfinden, in dessen Rahmen das ZSW erste Ergebnisse ihres Kurzgutachtens vorstellt. Der Termin richtet sich an geladene Fachexpert*innen und wird als Webkonferenz stattfinden.
Projektförderung Das Vorhaben “Umsetzung einer klimaverträglichen Biomasseverwertung” wird im Berliner Programm für Nachhaltige Entwicklung (BENE) gefördert aus Mitteln des Europäischen Fonds für Regionale Entwicklung und des Landes Berlin (Förderkennzeichen 1161-B5-0). Die aktuelle einfache Kompostierung von Grünabfällen aus Berlin (maßgeblich Straßenlaub der BSR und Mähgut der Grünflächenpflege) weist trotz Nutzen des Kompostes deutliche Emissionen an Treibhausgasen auf, rd. 7.600 Mg CO 2 -Äq. pro Jahr, zudem geht der Energieinhalt dieser Abfälle verloren. In dem vom Berliner Abgeordnetenhaus beschlossenen Abfallwirtschaftskonzept 2020 bis 2030 werden diese Treibhausgas-Emissionen aus der bisherigen Einfachkompostierung angesprochen und zum Fazit geführt: „Die Behandlung von Berliner Grasschnitt- und Laubabfällen in solchen Einfachkompostierungsanlagen ist daher bis Ende 2022 zu beenden.” Auch das Berliner Energie- und Klimaschutzprogramm des Landes Berlin fordert, diese Abfälle vollständig einer höherwertigen Verwertung zuzuführen. In den vorhergehenden Jahren wurden von der Senatsumweltverwaltung verschiedene technische Möglichkeiten dieser höherwertigen Verwertung untersucht. Für die höherwertige, klimaentlastende Verwertung der genannten Grünabfälle wurden die Vergärung, die direkte Verbrennung, die Aufbereitung in Hausmüll-Behandlungsanlagen und die Hydrothermale Karbonisierung (HTC) untersucht. Teils aus verfahrenstechnischen, teils aus Kostengründen konnte sich bislang keines dieser Verfahren durchsetzen. Im vorliegenden Forschungsvorhaben wurde der Weg untersucht, die Grünreste über ein mechanisches Pressverfahren zu Brennstoff aufzubereiten und diesen dann in bestehenden Kraftwerken als Kohleersatz einzusetzen. Dazu wurden in einer bereits bestehenden Aufbereitungsanlage der Firma florafuel AG für Laub und Gras in der Nähe von München große Mengen an Brennstoff produziert und für großtechnische Verbrennungsversuche in Berlin eingesetzt. In dieser Aufbereitung werden die Grünreste zunächst zerkleinert und dann gewaschen, um Inertstoffe und verbrennungsschädliches Chlor und Kalium auszutragen. Danach wird der Faserschlamm mechanisch entwässert, nachfolgend getrocknet und zu Pellets oder Briketts verpresst. Dieser Brennstoff ist in seinen physikalisch/chemischen Eigenschaften regulären Holzbrennstoffen sehr ähnlich. Die Aufbereitung selbst arbeitet nach langjähriger Betriebserfahrung weitgehend sicher. Daher soll in Berlin eine erste Demonstrationsanlage von rd. 12.000 Mg/a Durchsatz errichtet werden. Im Projekt war die sehr wichtige Frage zu klären, ob der erzeugte Brennstoff in bestehenden Berliner Kraftwerken verarbeitbar ist und dabei klimabelastende Kohle ersetzen kann. Dazu wurden in den Kohle-Kraftwerken der BTB, von Vattenfall und im Fernheizwerk Neukölln insgesamt über 150 Mg aufbereiteten Brennstoffs testweise verbrannt, in verschiedenen Feuerungsverfahren (Wanderrost und Wirbelschicht). Die Ergebnisse der Verbrennungs-Großversuche zeigen, dass sich die Grünrest-Brennstoffe zwar nicht allein, aber in Mischung mit anderen Brennstoffen in beiden Feuerungsverfahren gut verbrennen lassen. Das in den Versuchen begleitend aufgezeichnete Emissionsverhalten einer solchen Mischung erwies sich als unproblematisch. Allerdings neigt der Brennstoff bei mehrfachen Umlade- und Abwurfvorgängen zu relevanten Staubentwicklungen. Dies konnte durch die geänderte Brennstoff-Konfektionierung zwar deutlich reduziert werden, bildet aber eine noch weiter zu lösende Aufgabe. Die weitere Prüfung – eben auch über möglichst bald durchzuführende weitere Versuche – als Grundlage einer zugesagten Dauerabnahme der Bio-Brennstoffe wird durch die EVU, gerade auch im Hinblick auf zukünftige Standortkonzepte im Kontext Kohleausstieg fortgesetzt. Die Abnahme des Brennstoffs zunächst aus der Demonstrationsanlage ist die zentrale Voraussetzung für die erzielbare hohe Treibhausgas-Entlastung: Durch die Umlenkung aus der Kompostierung in diese energetische Verwertung kann eine spezifische THG-Reduzierung von rd. -460 kg CO 2 -Äq/Mg erreicht werden. Für die Gesamtmenge von rd. 102.000 Mg/a an Laub und Mähgut wäre damit eine jährliche THG-Entlastung von rd. -47.000 Mg CO 2 -Äq erzielbar. Das ist einerseits im Bereich der Abfallwirtschaft Berlins eine im Vergleich sehr hohe absolute Klima-Entlastung, andererseits liegt der spezifische Preis für die THG-Minderung im Bereich von 40 €/Mg CO 2 -Äq und damit im unteren Bereich alternativer Reduktionsmaßnahmen. Im Verlauf des Projektes ergab sich im Austausch mit dem CarboTip-Projekt (FU Berlin) eine ergänzende vorteilhafte Verwertungsmethode: Aufbereitete Mengen aus Laub und Mähgut werden zur pyrolytischen Erzeugung von Pflanzenkohle (langfristige Bindung des Kohlenstoffes im Boden) und Pyrolysegas als Erdgasersatz verwendet. Der Klimaeffekt ist ähnlich positiv wie beim Ersatz von Kohle im Kraftwerk, die CO 2 -Reduktionskosten sind ähnlich günstig.
Allgemeinde Vorhabenbeschreibung Die Provincie Groningen (NL), Sint Jansstraat 4, 9712JN Groningen, hat dem Staatlichen Gewerbeaufsichtsamt Oldenburg die Durchführung eines grenzüberschreitenden UVP-Verfahrens zum Vorhaben der RWE Holding II B.V. zur Erhöhung des Anteils der Biomasse im Kraftwerk RWE Eemshaven am Standort Eemshaven (NL) mitgeteilt. Nach deutschem Recht, das die internationalen Vorgaben umsetzt, ist die zuständige Behörde in Deutschland bei einem ausländischen UVP-Vorhaben diejenige Behörde, die für ein gleichartiges Vorhaben auf der deutschen Seite der Grenze zuständig wäre (§58 Abs.5 UVPG). In Niedersachsen wäre dies für das geplante Vorhaben in den Niederlanden das Staatliche Gewerbeaufsichtsamt Oldenburg. Das bestehende und betriebene Kraftwerk Eemshaven der RWE Holding II B.V. in Eemshaven besteht aus zwei (identischen) kohlenbefeuerten Einheiten von brutto je 800 MWe. Auf Grundlage der derzeitigen (Umwelt-) Genehmigungen können außer dem Hauptbrennstoff Kohle 800 Kilotonnen pro Jahr Biomasse in diesen Einheiten mitverbrannt werden. RWE beabsichtigt, den Anteil Biomasse von 800 auf 1600 kt pro Jahr zu erhöhen. Ausgangspunkt ist, dass diese Erhöhung im Rahmen des genehmigten Biomassekonzeptes (Lagerung, Umschlag, Logistik, innerbetrieblicher Transport, Verarbeitung und Mitverbrennung) und der genehmigten Emissionen in die Luft erfolgt. Diese Erhöhung führt zu einem dementsprechend geringeren Einsatz von Kohle. Neben den bisher bereits genehmigten Biomasse-Brennstoffen A-Holz, Holzpellets, Sägemehl und Zuckerrohrabfälle sollen zukünftig auch Lignin als Restprodukt der Bio-Raffination und Bentonit als Restprodukt u.a. aus der Lebensmittel- und Getränkeindustrie eingesetzt werden. Durch die Provincie Groningen (NL) wurde der deutschen Öffentlichkeit im Jahr 2019 die Möglichkeit eingeräumt, Stellungnahmen, Kommentare, Einwendungen bezüglich des UVP-Berichtes und/oder dem zugehörigen Genehmigungsantrag postalisch oder mündlich an die in der amtlichen Bekanntmachung genannten Stellen abzugeben. Nach der Ergänzung der Antragsunterlagen und des UVP-Berichtes und der Erstellung des Genehmigungsentwurfes nach dem Umgebungsgesetz (Wabo) wurde der deutschen Öffentlichkeit die Gelegenheit gegeben, in diese Unterlagen in der Zeit vom 07.04.2021 bis einschließlich 19.05.2021 an den in der beigefügten Bekanntmachung genannten Stellen sowie im Internet unter www.officielebekendmakingen.nl Einsicht zu nehmen. Bis einschließlich 19.05.2021 bestand die Möglichkeit, zum Genehmigungsentwurf Einwendungen zu erheben. Mit der Entscheidung vom 15.09.2021 hat der Provinzialausschuss (Deputiertenstaaten) der Provinz Groningen die Änderungsgenehmigung für das Vorhaben erteilt. Die Entscheidung mit den zugehörigen Unterlagen lagen in der Zeit vom 16.09.2021 bis einschließlich 26.10.2021 an den in der beigefügten Bekanntmachung genannten Stellen aus und konnten im Internet unter www.officielebekendmakingen.nl eingesehen werden. Aufgrund einer richterlichen Entscheidung wurde der Genehmigungsbescheid vom 15.09.2021 geändert. Der Entwurf des Änderungsbescheides und die begründenden Unterlagen liegen in der Zeit vom 29.08.2024 bis zum 10.10.2024 bei den in der beigefügten Bekanntmachung genannten Stellen aus und können im Internet unter www.officielebekendmakingen.nl eingesehen werden. Weitere Details zur Auslegung sowie zur Möglichkeit Einwände gegen den Entwurf einzureichen, können der beigefügten Bekanntmachung vom 28.08.2024 entnommen werden.
Die Scherzer & Boss Fruchtgemüse GmbH beabsichtigt, die Errichtung und den Betrieb eines Biomasseheizkraftwerkes mit einer Feuerungswärmeleistung (FWL) von 7 MW auf dem Grundstück Fl.-Nr. 1759 der Gemarkung Wonsees. Als Brennstoff werden im Biomasseheizkraftwerk ausschließlich Biobrennstoffe gem. § 2 Abs. 7 der 44. BImSchV eingesetzt. Es handelt sich hierbei um die wesentliche Änderung der bestehenden Heizzentrale (umfasst fünf Blockheizkraftwerke (14,799 MW FWL), einen Gaskessel (10,8 MW FWL), einen Ölkessel (6,25 MW FWL)) und des bestehenden Biomasseheizwerkes (7 MW FWL), um den Gasbedarf zu reduzieren.
Emissionen von Wärmekraftwerken und anderen Verbrennungsanlagen Deutschland verpflichtete sich 2003 mit der Zeichnung des PRTR-Protokolls dazu, ein Register über Schadstofffreisetzungen und -transporte aufzubauen. Hierzu berichten viele Industriebetriebe jährlich dem UBA über Schadstoffemissionen und die Verbringung von Abwässern und Abfällen. Das UBA bereitet diese Daten in einer Datenbank für Bürgerinnen und Bürger auf. Umweltbelastende Emissionen aus Wärmekraftwerken und anderen Verbrennungsanlagen Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen, die mit fossilen Brennstoffen (insbesondere Steinkohle, Braunkohle, Erdgas) oder biogenen Brennstoffen betrieben werden, sind bedeutende Verursacher von umweltbelastenden Emissionen. Sie sind verantwortlich für einen erheblichen Teil des Ausstoßes an Kohlendioxid (CO₂), Stickstoffoxiden (NO x ) und Schwefeloxiden (SO x ). Die Kohleverbrennung ist zudem die wichtigste Emissionsquelle für das Schwermetall Quecksilber (Hg). Das Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregister (PRTR) in Deutschland Industriebetriebe müssen jährlich dem Umweltbundesamt ( UBA ) sowohl über ihre Emissionen in Luft, Wasser und Boden berichten, als auch darüber, wie viele Schadstoffe sie in externe Abwasserbehandlungsanlagen weiterleiten und wie viele gefährliche Abfälle sie entsorgen. Die Betriebe müssen nicht über jeden Ausstoß und jede Entsorgung berichten, sondern nur dann, wenn der Schadstoffausstoß einen bestimmten Schwellenwert oder der Abfall eine gewisse Mengenschwelle überschreitet. In diesem Artikel werden Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von über 50 Megawatt ( MW ), die von Anhang I, Nummer 1.c) der Europäischen PRTR -Verordnung erfasst werden, betrachtet. Das Umweltbundesamt (UBA) sammelt die von Industriebetrieben gemeldeten Daten in einer Datenbank: dem Schadstofffreisetzungs- und -verbringungsregister PRTR ( P ollutant R elease and T ransfer R egister). Das UBA leitet die Daten dann an die Europäische Kommission weiter und macht sie im Internet unter der Adresse https://thru.de der Öffentlichkeit frei zugänglich. Es gibt drei Rechtsgrundlagen für die PRTR-Berichterstattung: das PRTR-Protokoll der Wirtschaftskommission der Vereinten Nationen für Europa ( UN ECE) vom 21. Mai 2003, die Europäische Verordnung 166/2006/EG vom 18. Januar 2006 und das deutsche PRTR-Gesetz vom 6. Juni 2007, das durch Artikel 1 des Gesetzes vom 9. Dezember 2020 geändert worden ist. Erfasst werden im PRTR industrielle Tätigkeiten in insgesamt neun Sektoren. Einer davon ist der Energiesektor, zu dem die hier dargestellten Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen gehören. Für das aktuelle Berichtsjahr 2022 waren in Deutschland insgesamt 140 Betriebe mit einer Feuerungswärmeleistung von mehr als 50 Megawatt (MW) und mit Luftemissionen nach PRTR berichtspflichtig (siehe Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Luftemissionen im Jahr 2022“). Die Aussagekraft des PRTR ist jedoch begrenzt. Drei Beispiele: Energieerzeuger müssen nicht über den eingesetzten Brennstoff informieren; die PRTR-Daten lassen sich also nicht etwa nach Braun- oder Steinkohle aufschlüsseln. Unternehmen berichten nicht über Kohlendioxid (CO₂)- oder Schadstoffemissionen einer einzelnen Industrieanlage oder eines Kessels, sondern über die Gesamtheit aller Anlagen einer „Betriebseinrichtung“. Unter einer Betriebseinrichtung versteht man eine oder mehrere Anlagen am gleichen Standort, die von einer natürlichen oder juristischen Person betrieben werden. Das PRTR gibt Auskunft über die Emissionsmengen der einzelnen Betriebseinrichtungen, nicht aber zu den installierten Kapazitäten und deren Effizienz oder Umweltstandards. Kohlendioxid-Emissionen in die Luft Kohlendioxid (CO₂)-Emissionen entstehen vor allem bei der Verbrennung fossiler Energieträger. Somit gehören Wärmekraftwerke und andere stationäre Verbrennungsanlagen zu den bedeutenden Quellen dieses Treibhausgases. Dies ist auch im PRTR erkennbar. Nicht jeder Betreiber muss CO₂-Emissionen melden. Für die Freisetzung von CO₂ in die Luft gilt im PRTR ein Schwellenwert von 100.000 Tonnen pro Jahr (t/Jahr). Erst wenn ein Betrieb diesen Wert überschreitet, muss er dem Umweltbundesamt die CO₂-Emissionsfracht melden. In den Jahren 2007 bis 2022 meldeten jeweils zwischen 120 und 156 Betreiber von Wärmekraftwerken und andere Verbrennungsanlagen CO₂-Emissionen an das PRTR. Das Jahr 2009 fiel in der Zeitreihe hinsichtlich der freigesetzten Mengen heraus, da in diesem Jahr aufgrund der Wirtschaftskrise und der daraus folgenden geringeren Nachfrage nach Strom und Wärme weniger Brennstoffe in den Anlagen eingesetzt wurden. Der zeitweilige Anstieg der Emissionsfrachten nach 2009 ist der wirtschaftlichen Erholung geschuldet. Im Berichtszeitraum war die Zahl meldender Wärmekraftwerke und anderer Verbrennungsanlagen im Jahr 2021 mit 120 Betrieben am niedrigsten; wohingegen die niedrigste berichtete Gesamtemissionsfracht mit 178 Kilotonnen aus dem Jahr 2020 stammt. Von 2016 bis 2020 ging die Anzahl meldender Wärmekraftwerke und anderer Verbrennungsanlagen sowie der Anteil der berichteten Gesamtemissionsfracht stetig zurück (siehe Abb. „Kohlendioxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke“). In den Jahren 2021 und 2022 stieg dagegen der Einsatz von Stein- und Braunkohlen in Großfeuerungsanlagen wieder an, während der Erdgaseinsatz aufgrund der deutlich gestiegenen Gaspreise abnahm. Das führte in der Summe zu einer merklichen Erhöhung der CO₂ Emissionen. Die Anzahl der CO₂-meldenden Kraftwerke stieg 2022 im Vergleich zum Vorjahr um 1 Anlage. Hier wirken zwei gegenläufige Effekte: Zum einen fallen einige Erdgasanlagen aufgrund des verringerten Brennstoffeinsatzes unter den Schwellenwert für die CO₂-Berichtspflicht im PRTR von 100.000 Tonnen pro Jahr. Zum anderen wurden bereits abgeschaltete Kohlekraftwerke krisenbedingt als befristete Strommarktrückkehrer wieder in Betrieb genommen. Die Frachtangaben zu CO₂ im PRTR basieren größtenteils auf Berechnungen der Betreiber. Als Grundlage dienen Brennstoffanalysen zur Bestimmung des Kohlenstoffgehaltes. CO₂ Messungen im Abgas werden nur selten vorgenommen. Die Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Kohlendioxid-Emissionen in die Luft 2022“ erfasst alle 121 Betriebe, die im Jahr 2022 mehr als 100.000 Tonnen CO₂ in die Luft freisetzten. Die Signaturen in der Karte zeigen die Größenordnung der jeweils vom Betrieb freigesetzten CO₂-Menge: 80 dieser Betriebe setzten jeweils zwischen > 100 und 1.000 Kilotonnen (kt) CO₂ frei, 33 dieser Betriebe emittierten zwischen 1.001 und 5.000 kt CO₂, sieben Betriebe setzten zwischen 5.001 und 20.000 kt CO₂ frei und ein Betrieb sogar mehr als 20.000 kt CO₂. Kohlendioxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke Quelle: Umweltbundesamt Diagramm als PDF Diagramm als Excel mit Daten Karte: Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Kohlendioxid-Emissionen in die Luft Quelle: Umweltbundesamt Stickstoffoxid-Emissionen in die Luft Stickstoffoxide (Stickstoffmonoxid und Stickstoffdioxid, gerechnet als Stickstoffdioxid und abgekürzt mit NO x , schädigen die Gesundheit von Mensch, Tier und Vegetation in vielfacher Weise. Im Vordergrund steht die stark oxidierende Wirkung von Stickstoffdioxid (NO 2 ). Außerdem tragen einige Stickstoffoxide als Vorläuferstoffe zur Bildung von bodennahem Ozon und sekundärem Feinstaub bei, wirken überdüngend und versauernd und schädigen dadurch auch mittelbar die Vegetation und den Boden. Berichtspflichtig im PRTR sind NO x -Emissionen in die Luft ab einem Schwellenwert von größer 100.000 Kilogramm pro Jahr (kg/Jahr). In den Jahren von 2007 bis 2022 ging die Anzahl Stickstoffoxid-Emissionen meldender Betriebe von 157 auf 100 Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen zurück. Seit 2013 ist ein Rückgang der berichteten NO x -Gesamtemissionen im PRTR von 209 Kilotonnen (kt) auf 115 Kilotonnen (kt) in 2022 zu beobachten. Der auffallende niedrige Wert berichteter NO x -Gesamtemissionen iHv. 101 Kilotonnen (kt) im Jahr 2020 ist der besonderen Situation dieses Jahres geschuldet. Einerseits nahm der Stromverbrauch aufgrund der Corona-Pandemie ab und der Stromexport verringerte sich. Andererseits legte die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern zu. Das führte in der Summe zu einem erheblichen Rückgang des Kohleeinsatzes. Im Jahr 2021 führte die wirtschaftliche Erholung und die geringe Stromerzeugung aus Windenergie zu einer Erhöhung der Brennstoffeinsätze und entsprechend zu einer Emissionssteigerung. Im Jahr 2022 kam es nochmals zu einer Erhöhung der berichteten Gesamtemissionsfracht um rund 5 % (siehe Abb. „Stickstoffoxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke“). Der Anstieg im Jahr 2022 lässt sich im Wesentlichen mit dem Brennstoffwechsel von Gas zu Kohle erklären. Außerdem vervielfachte sich der Einsatz von Ölprodukten, ebenfalls als Ersatz für Erdgas. Flüssige Brennstoffe weisen höhere spezifische NO x Emissionen auf, als Erdgas. Dennoch dämpft die NO X Grenzwertverschärfung im Zuge der Novelle der 13. BImSchV den Emissionsanstieg. Im Jahr 2022 sind die spezifischen Emissionsfaktoren für alle Brennstoffe gesunken. Die Frachtangaben zu NO x im PRTR basieren größtenteils auf Messungen der Betreiber. Die Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Stickstoffoxid-Emissionen in die Luft 2022“ erfasst alle 100 Betriebe, die im Jahr 2022 mehr als 100 t Stickstoffoxid (t NO x ) in die Luft freisetzten. Die Signaturen in der Karte zeigen die jeweilige Größenordnung der vom Betrieb in die Luft freigesetzten Stickstoffoxid-Mengen: 37 Betriebe setzten zwischen > 100 und 200 t NO x frei, 23 Betriebe emittierten jeweils zwischen 201 und 500 t NO x , 20 Betriebe emittierten zwischen 501 und 1.000 t NO x , die beachtliche Anzahl von 16 Betrieben stießen zwischen 1.000 und 10.000 t NO x aus und vier Betriebe meldeten eine Freisetzung von mehr als 10.000 t NO x . Stickstoffoxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke Quelle: Umweltbundesamt Diagramm als PDF Diagramm als Excel mit Daten Karte: Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Stickstoffoxid-Emissionen in die Luft Quelle: Umweltbundesamt Schwefeloxid-Emissionen in die Luft Schwefeloxide (wie zum Beispiel SO 2 , im Folgenden nur SO x genannt) entstehen überwiegend bei Verbrennungsvorgängen fossiler Energieträger wie zum Beispiel Kohle. Schwefeloxide können Schleimhäute und Augen reizen und Atemwegsprobleme verursachen. Sie können zudem aufgrund von Ablagerung in Ökosystemen eine Versauerung von Böden und Gewässern bewirken. Der Schwellenwert für im PRTR berichtspflichtige SO x -Emissionen in die Luft beträgt größer 150.000 Kilogramm pro Jahr (kg/Jahr). In den Jahren von 2007 bis 2022 meldeten jeweils zwischen 42 und 80 Wärmekraftwerke und andere Verbrennungsanlagen Schwefeloxidemissionsfrachten. In den Jahren 2007 und 2013 war der höchste Stand der Gesamtfrachten mit jeweils 157 Kilotonnen (kt) zu verzeichnen. Die Zahl meldender Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen ist seit 2013 kontinuierlich rückläufig und erreichte 2020 mit 42 meldenden Betrieben den niedrigsten Stand. Das Jahr 2020 stellt zudem mit berichteten 54 Kilotonnen (kt) das Jahr mit der niedrigsten Gesamtemissionsfracht in der Zeitreihe dar. Der auffallende niedrige Wert berichteter SO x -Gesamtemissionen im Jahr 2020 hat verschiedene Ursachen. Aufgrund der Corona-Pandemie nahm der Stromverbrauch merklich ab. Die Stromerzeugung sank noch stärker, da weniger Strom exportiert wurde. Der Einsatz von Stein- und Braunkohlen ging spürbar zurück. Dagegen stieg der Einsatz von emissionsärmerem Erdgas aufgrund von unterjährig gesunkenen Gaspreisen und vergleichsweise hohen CO₂ Zertifikatspreisen leicht an. Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern nahm ebenfalls zu. 2022 nahm im Vergleich zum vorangegangen Jahr 2021 die Anzahl meldender Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen um rund 10 % zu, der Anteil der berichteten Gesamtemissionsfracht hingegen um rund 2 % ab (siehe Abb. “Schwefeloxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke“). Der Hauptgrund für den Emissionsrückgang im Jahr 2022 sind die strengeren Grenzwerte und die höheren Schwefelabscheidegrade in der novellierten Fassung der 13. BImSchV aus dem Jahr 2021. Bei Betrachtung der gesamten Zeitreihe von 2007 bis 2022 ist jedoch ein Rückgang berichteter Gesamtemissionsfrachten von rund 59 % zu verzeichnen. Der Emissionsrückgang im Zeitraum 2007 bis 2020 ist ähnlich wie bei Stickstoffoxiden im Wesentlichen auf den sinkenden Kohleeinsatz in Wärmekraftwerken zurückzuführen. Besonders stark ging der Steinkohleeinsatz zurück, aber auch der Braunkohleeinsatz verringerte sich signifikant. Dabei verlief die Entwicklung in den einzelnen Revieren unterschiedlich. Am deutlichsten sank der Einsatz der rheinischen Braunkohle. Die mitteldeutsche Braunkohle ging dagegen nur leicht zurück. Aufgrund der unterschiedlichen Schwefelgehalte in den verschiedenen Revieren (rheinische Braunkohle niedriger Schwefelgehalt, mitteldeutsche Braunkohle hoher Schwefelgehalt) korreliert die Emissionsminderung nicht direkt mit der Entwicklung der Brennstoffeinsätze. In den Jahren 2021 und 2022 wurde aufgrund des Kernkraftausstieges und der Gaskriese wieder mehr Stein- und Braunkohle eingesetzt. Dennoch wirkt die gesetzliche Grenzwertverschärfung 2022 deutlich emissionsmindernd. Die Frachtangaben zu SO x im PRTR basieren größtenteils auf Messungen der Betreiber. Die Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Schwefeloxid-Emissionen in die Luft 2022“ erfasst alle 50 Betriebe, die im Jahr 2022 mehr als 150 Tonnen Schwefeloxid (t SO x ) in die Luft freisetzten. Die Signaturen in der Karte zeigen die jeweilige Größenordnung der vom Betrieb in die Luft freigesetzten Schwefeloxid-Mengen: 25 Betriebe setzten zwischen > 150 und 500 t SO x frei, 13 Betriebe emittierten jeweils zwischen 501 und 1.000 t SO x , 11 Betriebe setzten zwischen 1.001 und 10.000 t SO x frei und ein Betrieb meldete eine Freisetzung von mehr als 10.000 t SO x . Schwefeloxid-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke Quelle: Umweltbundesamt Diagramm als PDF Diagramm als Excel mit Daten Karte: Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Schwefeloxid-Emissionen in die Luft Quelle: Umweltbundesamt Quecksilber-Emissionen in die Luft Das zur Gruppe der Schwermetalle gehörende Quecksilber (Hg) wird hauptsächlich frei, wenn Energieerzeuger fossile Brennstoffe wie Kohle für die Energieerzeugung verbrennen. Quecksilber und seine Verbindungen sind für Lebewesen teilweise sehr giftig. Die stärkste Giftwirkung geht von Methylquecksilber aus. Diese Verbindung reichert sich besonders in Fischen und Schalentieren an und gelangt so auch in unsere Nahrungskette. Die Zahl der Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen, die Hg-Emissionen in die Luft an das PRTR meldeten, pendelte in den Jahren 2007 bis 2022 zwischen 19 und 56. Ein Betreiber muss nur dann berichten, wenn er mehr als 10 Kilogramm Quecksilber pro Jahr (kg/Jahr) in die Luft emittiert. Im Jahr 2009 gingen die Emissionen aufgrund der gesunkenen Nachfrage nach Strom und Wärme zurück. Der Anstieg der Emissionsfrachten von 2009 auf 2010 ist der wirtschaftlichen Erholung geschuldet. Die Zahl meldender Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen und die berichtete Gesamtemissionsfracht erreichte im Jahr 2020 mit 19 Betrieben bzw. mit 2,37 Tonnen Jahresfracht den niedrigsten Stand innerhalb der Zeitreihe 2007 bis 2022, was den oben genannten Besonderheiten des Jahres 2020 geschuldet ist. Bei Betrachtung der gesamten Zeitreihe von 2007 bis 2022 ist von 2016 bis 2020 ein deutlicher Rückgang der berichteten Gesamtemissionsfrachten um rund 50% zu verzeichnen (siehe Abb. „Quecksilber-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke“). Für den Rückgang der gemeldeten Gesamtemissionsfracht bis 2020 gibt es hauptsächlich zwei Gründe: Den wesentlichen Anteil hat der deutliche Rückgang der Kohleverstromung. Weiterhin trägt die Einführung eines auf das Jahr bezogenen Quecksilbergrenzwertes dazu bei, der erstmals für das Jahr 2019 anzuwenden war, und der deutlich strenger ist als der bisherige und weiterhin parallel geltende auf den einzelnen Tag bezogene Grenzwert. Diese neue Anforderung bewirkt, dass vor allem die Kraftwerke im mitteldeutschen Braunkohlerevier – hier liegen deutlich höhere Gehalte an Quecksilber in der Rohbraunkohle vor als im rheinischen Revier – erhebliche Anstrengungen für eine weitergehende Quecksilberemissionsminderung unternehmen mussten. Infolgedessen kommt es im mitteldeutschen Revier zu einer deutlichen Minderung der spezifischen Quecksilberemissionen. Aber auch im Lausitzer Revier gingen in den Jahren 2019 und 2020 die spezifischen Quecksilberemissionen zurück. Die Gründe für den Rückgang der Anzahl meldender Wärmekraftwerke und anderen Verbrennungsanlagen sind zum einen Anlagenstilllegungen aber auch der verringerte Steinkohleeinsatz in den verbliebenen Anlagen, der dazu führt, dass einige Anlagen unter die Abschneidegrenze fallen. Der Emissionsanstieg den Jahren 2021 und 2022 ist im Wesentlichen auf den angestiegenen Braun- und Steinkohleeinsatz zurückzuführen. Daraus ergibt sich auch eine höhere Anzahl der meldenden Steinkohlenkraftwerke, die den Schwellenwert überschreiten. Im Jahr 2022 wurden im Zuge der Umsetzung der BVT Schlussfolgerungen die gesetzlichen Anforderungen nochmals deutlich verschärft. Von daher kommt es trotz einer Erhöhung des Kohleeinsatzes in Großfeuerungsanlagen von über 8 % nur zu einer leichten Zunahme der Quecksilberemissionen von 0,3 %. Der größte Teil der Betreiber ermittelt die Hg-Luftemissionen über Messungen, ein Teil jedoch auch über Berechnungen. Die Karte „Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Quecksilber-Emissionen in die Luft 2022“ erfasst die 23 Betriebe, die nach eigenen Angaben im Jahr 2022 mehr als 10 Kilogramm Quecksilber (kg Hg) in die Luft freisetzten. Die Signaturen in der Karte zeigen die jeweilige Größenordnung der vom Betrieb in die Luft freigesetzten Menge an Quecksilber: 11 Betriebe setzten zwischen > 10 und 20 kg Hg frei, 4 Betriebe emittierten zwischen 21 und 100 kg Hg, 8 Betriebe setzten zwischen 101 und 500 kg Hg. Quecksilber-Emissionen aus Kraftwerken in die Luft und Zahl der im PRTR meldenden Kraftwerke Quelle: Umweltbundesamt Diagramm als PDF Diagramm als Excel mit Daten Karte: Standorte von PRTR-berichtspflichtigen Kraftwerken mit Quecksilber-Emissionen in die Luft Quelle: Umweltbundesamt
Das Gutachten untersucht den Einfluss des CO2 -Preises auf die Nachfrage nach Biomasse . Das nationalen Emissionshandelssystems (nEHS) steht dabei im Fokus der Untersuchung. Es hat zum Ziel, für definierte Fallbeispiele zu beurteilen, wann einen Energieträgerwechsel aus dem Zusammenspiel des CO2-Preises des nEHS und den Kostenstrukturen für Biomassebrennstoffen resultieren kann. Zu diesem Zweck wird für Fallbeispiele die Kostenstruktur für den Betrieb mit fossilen Brenn- oder Kraftstoffen sowie für deren Umstellung auf biomasse-basierte Energieträger aufgestellt und der Einfluss der CO₂-Bepreisung nach dem nEHS untersucht. Im Gutachten wird einen CO2-Preis bestimmt, der ein Kostengleichgewicht zwischen beiden Optionen schafft. Es prüft auch verschiedene Optionen für die Emissionsbemessung, einschließlich Null-Emissionen, realen Emissionen und RED II-Emissionen. Abschließend wird die Auswirkung der dynamischen Energiepreisentwicklung auf die spezifischen Brennstoffkosten analysiert. Veröffentlicht in Texte | 95/2023.
Die Statkraft Markets GmbH, Derendorfer Allee 2 a, 40476 Düsseldorf hat die Erteilung einer Genehmigung nach § 4 Abs. 1 i. V. m. § 10 BImSchG auf dem Grundstück in 31628 Landesber-gen, Hävern 1, Gemarkung Landesbergen, Flur 19, Flurstück 17/5 für die Errichtung und den Be-trieb eines Biomasseheizkraftwerkes Landesbergen II (BMHKW II) mit einer Durchsatzkapazität von 348 t/d beantragt. Das BMHKW II soll der Stromerzeugung durch Verbrennung von biogenen Brennstoffen wie Altholz, Gärresten bzw. Nachwachsenden Rohstoffen dienen.
Für das Erreichen der nationalen und europäischen Klimaziele ist es notwendig, dass politische Instrumente implementiert werden, um den Ausstoß von Treibhausgasen zu reduzieren. Über die dynamische Entwicklung des EU-Emissionshandel (EU-ETS) werden die Emissionen in den Sektoren Energiewirtschaft, Flugverkehr und Industrie langfristig teurer und lagen zuletzt Anfang Januar 2022 bei 85 Euro/t CO2 [1]. Zusätzlich dazu verpflichtet das nationale Emissionshandelssystem (nEHS) alle Inverkehrbringer von Heiz- und Kraftstoffen, die nicht vom EU-ETS erfasst sind, die Kosten für die CO2-Emissionen zu tragen, sodass auch die Sektoren Wärmeerzeugung und Verkehr mit einem CO2-Preis belegt sind. Das vorliegende Gutachten soll daher genau an diesem Punkt wissenschaftlich ansetzen. Es hat zum Ziel, für definierte Fallbeispiele zu beurteilen, wo aus dem Zusammenspiel zwischen dem CO2-Preis des nEHS von 35 Euro/t CO2 (nationalen Emissionshandelssystem) und möglichen Preisvorteilen des Biomasseeinsatz Kostenvorteile entstehen, die einen Energieträger-Switch aus ökonomischen Gründen bewirken. Zu diesem Zweck wird für jedes Fallbeispiel die Kostenstruktur für den Betrieb mit fossilen Brenn- oder Kraftstoffen sowie für deren Umstellung auf biomasse-basierte Energieträger aufgestellt und der Einfluss der CO2-Bepreisung nach dem nEHS untersucht. Im Ergebnis kann ein CO2-Preis bestimmt werden, der zum Kostengleichgewicht zwischen beiden Optionen führt. Das Sachverständigen-Gutachten soll darüber hinaus mögliche Sensitivitäten auf diesen Effekt prüfen. Daher werden im Rahmen der Analysen verschiedene Optionen für die Emissionsbemessung untersucht: - Null-Emissionen (mit Nachhaltigkeitszertifikaten) - realen Emissionen (brennstoffbezogene Emissionen) - RED II-Emissionen Neben der Emissionsbewertung stellen die spezifischen Brennstoffkosten für die Energieträger eine wesentliche Einflussgröße für die Analysen dar. Die Auswirkungen der aktuell (Stand: August 2022) hoch dynamische Energiepreisentwicklung wird abschließend im Rahmen einer Preissensitivitätsanalyse bestimmt. Quelle: Forschungsbericht
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