DBFZ Report Nr. 18 - Deutsches Biomasseforschungszentrum

Technische, ökologische und ökonomische Bewertung
berücksichtigt) und fallen hauptsächlich bei der Verbrennung fossilen Diesels in forstwirtschaftlichen
Maschinen an. Auffällig in der Gesamtbetrachtung sind die relativ hohen Emissionen der Biomassebereitstellung
des Konzeptes A4. Dieses Konzept setzt im Gegensatz zu den anderen Konzepten
anstelle der Holzhackschnitzel Holzpellets ein. Das Pelletieren verursacht durch den höheren Bedarf
und den Einsatz von Netzstrom deutlich höhere THG-Emissionen als die Holzhackschnitzelproduktion.
Des Weiteren wurden für dieses Konzept längere Transportwege angenommen.
Weitere Treiber der Gesamtemissionen sind die Emissionen aus der Biomassekonversion (als zweites
Segment der Säule dargestellt). Diese Emissionen sind über alle Konzepte zu mehr als 95 % auf den
Strombedarf der Vergasungsanlage und die Verwendung des deutschen Netzstroms zurückzuführen.
Ursächlich für die klimarelevanten Emissionen ist diesbezüglich die Verbrennung fossiler Energieträger,
die einen relativ hohen Anteil am Erzeugungsmix des deutschen Kraftwerkparks (Thrän et al. 2013)
ausmacht, weshalb sich die Konzepte mit einem höheren Strombedarf (A2 und A5) auf der Stufe der
Biomassekonversion als emissionsintensiver darstellen. Dritte und letzte Stufe der betrachteten
Prozesskette ist die Verbrennung des Produktgases im BHKW. Die damit verbundenen Emissionen sind
in der Grafik am oberen Ende des Balkens dunkelgrau abgetragen.
Wie bereits beschrieben werden biogene CO2-Emissionen nicht in die Berechnung mit einbezogen, da
man davon ausgeht, dass die Biomasse die gleiche Menge an CO2 während des Wachstums aus der
Luft aufgenommen hat. Dementsprechend gering stellen sich die aus der Verbrennung resultierenden
Emissionen dar. Während die klimarelevanten Emissionen der Konzepte A1, A2, A3 und A5 in erster
Linie auf nicht verbranntes Methan im Abgasstrom des BHKW zurückzuführen sind, werden die deutlich
höheren Emissionen des Konzeptes A4 durch den Einsatz von Rapsöl als Zündöl verursacht. Der Emissionsfaktor
für Rapsöl stammt aus dem Leitfaden Nachhaltige Biomasseherstellung (BLE 2010, S. 55).
Ursächlich für die Emissionen aus der Rapsölproduktion sind Aufwendungen und Emissionen aus landwirtschaftlichen
Prozessen. Diese sind im Wesentlichen Emissionen aus der Düngemittelbereitstellung,
direkte Lachgasemissionen aus der Düngemittelapplikation und Emissionen aus der motorischen
Verbrennung von Diesel in landwirtschaftlichen Maschinen. Werden die prozessbedingten Emissionen
und die Emissionsgutschriften aggregiert, erhält man die spezifischen THG-Gesamtemissionen je
erzeugter Kilowattstunde Strom, in der Grafik als weiß-grau gestreifter Balken erkennbar. Ob der hohen
Substitutionsgutschriften für extern genutzte Wärme befindet sich dieser Wert über alle Konzepte im
negativen Wertebereich. Wie sich die THG-Emissionen der betrachteten Biomassevergasungsanlagen
im Vergleich zu fossilen Referenzsystemen darstellen, wird nachfolgend beschrieben.
8.3.3 THG-Vermeidungspotenzial
Um die ermittelten THG-Bilanzen der betrachteten Biomassevergasungsanlagen bewerten und einordnen
zu können, ist es notwendig, die Ergebnisse Referenzsystemen gegenüber zu stellen. Bei den
gewählten konventionellen Referenzsystemen handelt es sich zum einen um den Erzeugungsmix des
deutschen Netzstroms und zum anderen um ein Erdgas BHKW.
Wie in Abbildung 8.9 dargestellt, zeigen alle Biomassevergasungskonzepte sowohl gegenüber dem
Referenzsystem Strommix (als dunkelgrauer Balken dargestellt) als auch gegenüber dem
Vergleichssystem Erdgas BHKW (hellgrauer Balken) deutliche THG-Minderungen (die Minderungen
gegenüber Erdgas BHKW sind als hellgraue, die gegenüber Strommix als dunkelgraue Punkte
dargestellt). Die hohen Minderungen sind der Tatsache geschuldet, dass die Gesamtemissionen der
Biomassevergasungsprozesse über alle Konzepte im negativen Wertebereich liegen und zeigen den
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