Grubengas-EEG-Studie-2002.pdf (299.11 KB)

Das zum 01.04.2000 in Kraft getretene Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien - Gesetz - EEG) regelt die Abnahme und die Vergütung von Strom, u. a. aus Grubengas, durch Elektrizitätsversorgungsunter- nehmen, die Netze für die allgemeine Versorgung betreiben. Ziel dieses Gesetzes ist es, im Interesse des Klima- und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen und den Beitrag erneuerbarer Energien an der Stromversorgung deutlich zu erhöhen.

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie hat dem Deutschen Bundestag gemäß § 12 EEG bis zum 30.06.2002 einen Erfahrungsbericht über den Stand der Markteinführung und der Kostenentwicklung von Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen vorzulegen sowie eine Anpassung der Höhe der Vergütungen entsprechend der technologischen und Marktentwicklung für Neuanlagen vorzuschlagen. Vor dem Hintergrund dieser Ausgangssituation beauftragte der Interessenverband Grubengas IVG e.V. in Kooperation mit einigen Mitgliedsfirmen Fichtner mit der Erstellung eines Gutachtens zur Untersuchung der Kostenentwicklung von Anlagen zur Stromerzeugung aus Grubengas.

Gegenwärtig werden in NRW zehn Anlagen zur Stromerzeugung mit Grubengas aus stillgelegten Bergwerken betrieben. Im Rahmen der Untersuchung werden die derzeitigen Stromerzeugungskosten der Anlagen zur Nutzung von Grubengas ermittelt. Dies erfolgt zunächst für einen Basisfall. Daneben wird in Sensitivitätsbetrachtungen der Einfluss wesentlicher Parameter auf die Stromerzeugungskosten untersucht. Es werden vereinbarungsgemäß ausschließlich Neuanlagen, die gedanklich im Jahr 2002 in Betrieb gehen, berücksichtigt.

Die Wirtschaftlichkeitsberechnungen erfolgen für praxisnahe Musteranwendungen, so genannte Modellfälle. Grundlage sind Angaben von Betreibern, die ausgewertet und auf Plausibilität geprüft wurden. Typische Werte und Randbedingungen werden zugrunde gelegt. Daher muss betont werden, dass die Ergebnisse dieser Berechnungen wiederum typische Werte darstellen, die nicht uneingeschränkt auf individuelle Vorhaben übertragbar sind, da bei diesen die Randbedingungen von den im Rahmen dieser Studie angesetzten im Einzelfall stark abweichen können.

Zur Ermittlung der Stromerzeugungskosten wird eine Investitionsrechnung mit Anwendung der Anuitätenmethode durchgeführt. Es werden die spezifischen Stromerzeugungskosten ermittelt, die sich durch Division der Summe der durchschnittlichen jährlichen Kosten durch die Nettoerzeugung von elektrischer Energie ergeben.

Bis heute ist es nicht möglich, für die jeweiligen Standorten Aussagen zu den förderbaren Mengen von Grubengas bzw. zu den Nutzungszeiträumen zu machen. Im Laufe des Betriebes werden die Daten zum Gasdruck und zur Gasqualität ausgewertet. Je nach Situation erfolgt die Entscheidung zum weiteren Ausbau oder auch zum Rückbau der Anlage.

Falls nach Installation der Grubengasnutzungsanlage festgestellt wird, dass kein BHKW-Betrieb möglich ist, werden die standortabhängigen verlorenen Investitionen von Fehleinsätzen als "Projektentwicklung " den laufenden Projekten prozentual zugeschlagen.

Es kann sich auch die Fördermenge bzw. Gaszusammensetzung im laufenden Betrieb ändern, so dass der BHKW-Betrieb nicht mehr fortgeführt werden kann. Das Risiko einer verkürzten Laufzeit wird durch verkürzte kalkulatorische Betrachtungsdauern berücksichtigt.

Den nominalen Stromerzeugungskosten für mit Grubengasen befeuerte Stromerzeugungsanlagen ist in der folgenden Abbildung die Stromvergütung gemäß EEG gegenübergestellt.

Die Stromerzeugungskosten sinken mit zunehmender Anlagenleistung. Anlagen mit einer elektrischen Leistung bei und unter 1.000 kWel können unter den angesetzten Randbedingungen bei bestehender Vergütung nach EEG nicht wirtschaftlich betrieben werden. Große Anlagen erreichen bei elektrischen Leistungsgrößen von ca. 3.000 kWel die Wirtschaftlichkeit bei der bestehenden Vergütung nach EEG. Der Einfluss der Kosten der Tiefbohrung auf die Stromerzeugungskosten ist bei kleinen Anlagen höher als bei großen Anlagen.

Sensitivitätsanalysen zeigen, dass eine Veränderung der Laufzeit der Anlagen, des Aufschlags für Projektentwicklung aufgrund von Fehlprojekten und des Kalkulationszinssatzes das Ergebnis des Basisfalls nur geringfügig beeinflusst.

Die Grubengasvorkommen erlauben nicht überall den Einsatz großer Anlagen. Für die weitgehende Ausnutzung des Grubengaspotentials ist der Bau und Einsatz auch kleinerer Anlagen, also ein Mix aus Anlagen unterschiedlicher Leistungsgröße notwendig.

Das Treibhausgas Methan im Grubengas hat in seiner Lebensdauer die 23-fache Klima-Wirksamkeit gegenüber Kohlendioxid. Das Nutzungspotential von Grubengas ist mit 6,5 Mio. t CO₂-Äquivalent für Deutschland durchaus erheblich und würde etwa in gleicher Größenordnung liegen, wie die CO₂-Einsparung durch die gegenwärtige Windenergienutzung.

Es ist zu beobachten, dass sich um die Thematik Grubengas ein neues Betätigungsfeld entwickelt. Hierbei ergeben sich für alle Beteiligten große Chancen zur Entwicklung innovativer Konzepte. Die so entwickelten Technologien bieten zudem die Chance einer internationalen Vermarktung.