Marktinfo Biogas 2013 Frankreich, Türkei, Ungarn

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<p>Frankreich und Ungarn haben mit Ausbaustrategien bis 2020 wichtige Treiber für die weitere Entwicklung etabliert. In der Türkei, genauso wie in Frankreich und Ungarn, ist der Einspeisetarif für Strom aus Biogas ein starker Impuls für zukünftige Marktentwicklungen. Vor diesem Hintergrund steigt das Interesse insbesondere genossenschaftlich organisierter Kollektive und in der Agroindustrie an der Nutzung von Biogas.</p> Alle Publikationen zum herunterladen oder bestellen unter <a href="http://www.dena.de/publikationen">www.dena.de/publikationen</a>

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MARKTINFO FRANKREICH – BIOGAS

Fokus: Landwirtschaftliche Biogasanlagen

www.exportinitiative.bmwi.de bzw. www.exportinitiative.de


IMPRESSUM

Herausgeber:

Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena)

Regenerative Energien

Chausseestraße 128 a

10115 Berlin

Telefon: + 49 (0)30 72 61 65-600

Telefax: + 49 (0)30 72 61 65-699

E-Mail: info@dena.de

Internet: www.dena.de

Konzeption/Erstellung/Redaktion:

Angelika Baur

September 2013

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oder grob fahrlässiges Verschulden zur Last gelegt werden kann.

Offizielle Websites

www.exportinitiative.de

www.renewables-made-in-germany.com

2


INHALTSVERZEICHNIS (1/2)

Ziele der Studie…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………… 5

Methodik und Vorgehen………………………………………………………………………………………………………………………………………………………. 6

Umweltanalyse……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………. 7

• Allgemeine Basisdaten Frankeich……………………………………………………………………………………………………………………………………… 8

• Energiemarkt………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………… . 9

• Technisches Potenzial: Landwirtschaft und Landnutzung………………………………………………………………………………………………….. 14

• Technisches Potenzial: Substrat- bzw. Kosubstratverfügbarkeit…………………………………………………………………………………………. 15

• Politische Rahmenbedingungen………………………………………………………………………………………………………………………………………. 19

Nachfrage- & Angebotsseite..…………………………………………………………………………………………………………………………………………….… 20

• Nachfrageseite: Struktur des französischen Absatzmarkts .………………………………………………………………………………………………... 21

• Übersicht der Kundengruppen.……..………………………………………………………………………………………………………………………………... 24

• Bewertung Marktwachstum……….……………………………………………….……..……………………………………………………………………………. 26

• Angebotsseite: Branchenstruktur ……………………………………………….……..……………………………………………………………………………..27

3


INHALTSVERZEICHNIS (2/2)

Genehmigungsverfahren, Vergütung, Fördermechanismen, Finanzierung und Absicherung……………………………………………………… 28

• Genehmigungsverfahren………………………………………………………………………………………………………………………………………………… 29

• Vergütung…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….. 30

• Fördermechanismen ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………… 32

• Finanzierung und Absicherung….……………………………………………………………………………………………………………………………………. 34

Zusammenfassung……..………………………………….……………………………….…………………………………………………………………………………… 37

Kontakte & Kooperationspartner………………………………………………………………………………………………………………………………………….. 39

Quellenverzeichnis …………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….. 43

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ZIELE DER STUDIE

Frankreich bietet als EU-Nachbarland mit der produktivsten Landwirtschaft in Europa im Bereich Bioenergie insbesondere für die

landwirtschaftliche Biogaserzeugung großes Potenzial.

• Ziel der Studie ist es deshalb, deutschen Unternehmen genau jene Informationen zum französischen Markt für landwirtschaftliche

Biogasanlagen zur Verfügung zu stellen, die sie für eine effektive und effiziente Planung des Markteintritts benötigen.

• Um gezielt Absatzpotenziale, insbesondere in aufstrebenden Wachstumsmärkten erschließen zu können, stellt die Studie die

spezifischen Rahmenbedingungen des Energiemarkts, die Wettbewerbslandschaft, den rechtlichen Rahmen der Geschäftstätigkeit

sowie Förderungs-, Absicherungs- und Finanzierungsmöglichkeiten für Biogasanlagen vor.

• Die Studie ist unterteilt in einen theoretischen Analyseteil (Kapitel „Umweltanalyse“ mit Key-Facts zum Energiemarkt bzw. Kapitel

„Angebot“ und „Nachfrage“) und Praxisinformationen (Kapitel „Genehmigungsverfahren, Vergütung, Fördermechanismen,

Finanzierung und Absicherung“ bzw. „Zusammenfassung“). Auf diese Weise werden dem Leser zunächst die theoretischen

Hintergründe und Rahmenbedingungen vermittelt. Im praktischen Teil werden relevante Aspekte für den tatsächlichen

Markteintritt und die Fördermechanismen behandelt.

• Die Studie wird im Rahmen der Exportinitiative Erneuerbare Energien des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie

(BMWi) veröffentlicht und bildet einen Teil des dena-Marktinformationssystems. Dieses stellt für die deutsche Branche detailtiefe,

technologie- und marktspezifische Informationen zu interessanten Exportmärkten zur Verfügung.

5


METHODIK UND VORGEHEN

• Die untersuchten Themengebiete wurden auf Vorschlag der Deutschen Energie-Agentur GmbH (dena) in Abstimmung mit dem BMWi

sowie Vertretern der deutschen Biogasbranche festgelegt.

• Die Inhalte der vorliegenden Studie basieren auf einer umfangreichen Sekundärdatenrecherche in internen und externen Quellen, die

von der dena durchgeführt wurde.

• Interne Quellen: Umfangreiche Datensätze u. a. aus vielfältigen von der dena veröffentlichten Publikationen (z. B.

Marktreports, Länderprofile) und der internen Ländermarkt-Datenbank.

• Externe Quellen: Darüber hinaus wurden Daten aus einer Vielzahl von Fachpublikationen zu energiemarktspezifischen Themen

im internationalen Kontext herangezogen (z. B. Renewable Energy Outlook, EurObserv'ER Barometer, Biomass Magazine).

• Die Ergebnisse der Sekundärrecherche wurden durch Experteninterviews verifiziert.

• Zur besseren Veranschaulichung der Attraktivität des französischen Biogasmarkts enthält die Studie ein Kapitel „Zusammenfassung“.

Hier wird der jeweilige Indikator (z. B. Energiemarkt, technisches Potenzial) abschließend kurz und prägnant dargestellt.

• Die Studie ist zudem mit Hinweisen und Expertentipps versehen, um besonders praxisrelevante Aspekte hervorzuheben und auf

mögliche Hindernisse und Schwierigkeiten hinzuweisen.

Verwendete Icons

Besondere Fakten und Hinweise (aus Sekundär- und Primärquellen), die es in Bezug auf den französischen Markt zu beachten gilt.

Informationen aus Experteninterviews (Interviewzeitraum Juli - August 2013)

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UMWELTANALYSE


ALLGEMEINE BASISDATEN – FRANKREICH

Allgemeine Basisdaten (Jahr: 2012)

Landesfläche

Bevölkerungszahl

Landessprache

Staatsform

Administrative Teilung

543.965 km²

66 Mio.

Französisch

Republik

27 Regionen, 101 Départements*

BIP / BIP pro Kopf 1.994 Mrd. € / 30.523 €

Anteil der Landwirtschaft am

BIP (2010)

Prozentualer Anteil der

Beschäftigten in der

Landwirtschaft (2010)

1,4 %

3,3 %

Politische Karte Frankreichs mit Regionen

Landwirtschaftliche

Nutzflächen

Relatives

Wirtschaftswachstum

Staatshaushalt (Schätzung)

Inflationsrate (Schätzung) 2,2 %

292.800 km 2

Arbeitslosenquote (Feb. 2013) 10,8 %

2012: 0 %, 2013: 0,1 %

Ausgaben: 56 % des BIP

Einnahmen: 50,8 % des BIP

Quellen: AA (2011), Eurostat (2012), MAAF (2010)

* Die von 1 bis 101 nummerierten Gebiete stellen die französischen Départements dar.

Diese sind vergleichbar mit den deutschen Landkreisen.

Quelle: MyGeo (2013)

8


ENERGIEMARKT: PRIMÄRENERGIEERZEUGUNG UND -VERBRAUCH

ANTEIL BIOMASSE UND BIOGAS

Primärenergieverbrauch in Prozent (Gesamt 2011: 3.074,9 TWh)

Erneuerbare

Energien

8 %

Nicht-Erneuerbare

Abfälle

0,5 %

Kohle

4 %

Gas

15 %

Öl

31 %

Nuklear

42 %

Quelle: MEDDE (2013b)

EE-Primärenergieerzeugung in TWh (Gesamt 2011: 226,8 TWh)

Frankreichs Energiemix wird aktuell stark von den

fossilen Energiequellen und vor allem der Kernenergie

dominiert.

• Gemäß den französischen Ausbauplänen für erneuerbare

Energien (EE) bis 2020* soll der EE-Anteil am

Bruttoendenergieverbrauch 23 % betragen.

• 2011 lag der EE-Anteil am Endenergiebedarf mit 13,1 %

etwas unter dem für dieses Jahr geplanten Wert von

13,5 %. Das Defizit liegt im Bereich der EE-

Wärmeerzeugung.

Holz; 103,5

Wärmepumpen

auf Basis

EE; 15,1 Biokraftstoffe;

24,4

Wasser; 45,4

Andere; 38,4

Biogas; 3,5

Landwirt. Abfall; 3,5

ST und PV; 2,3

Geothermie; 1,2

Bio-Abfälle

(Müllverbrennung);

15,1

Wind; 12,8

• Im EU-Vergleich steht Frankreich bei der Verwertung

der festen Biomasse (Verbrennungsanlagen für Holz,

Abfälle aus der Landwirtschaft und Agroindustrie,

Biomüll) hinter Deutschland an zweiter Stelle.

• Die Strom- und Wärmeerzeugung aus Biogas ist jedoch

noch schwach entwickelt. Hier rangiert Frankreich im

EU-Vergleich mit 400 Mio. tRÖE in 2010 an vierter

Position hinter Deutschland, dem Vereinigten Königreich

und Italien.

* Die Ziele wurden im „Grenelle de l’environnement“ (Umwelt-Aktionsplan) und im

National Renewable Energy Action Plan (NREAP) definiert.

Quelle: MEDDE (2013b)

Quelle: MEDDE (2013b) 9


ENERGIEMARKT: STROM – KEY FACTS

Übersicht

Stromerzeugung

& -verbrauch

• Die gesamte installierte Kapazität zur Stromerzeugung beträgt 124,27 GW (Stand: 2012). Mit 75 % nimmt die

Kernkraft den größten Teil ein. Die Regierung Hollande hat eine Reduzierung auf 50 % bis 2025 beschlossen.

• Bei einer Bruttostromerzeugung (2012) von 541 TWh und einem Bruttostromverbrauch von 489,5 TWh (beides

2012) ist Frankreich mit 44 TWh an Stromexporten (2012) größter Exporteur in Westeuropa.

• Laut dem Energieministerium soll der Stromverbrauch von 2010 bis 2020 insgesamt um 8,7 % ansteigen.

Strompreise • Frankreichs Strompreise liegen ca. 33 % unter dem EU-Durchschnitt (staatlich subventionierte Preise):

• Durchschnittlicher Preis für Industrie: 9,68 € ct/kWh

• Durchschnittlicher Preis für Haushalte: 14,65 € ct/kWh

Anteil EE bzw.

Biogas heute

• Der EE-Anteil an der Stromerzeugung beträgt insgesamt 16 % (Stand: 2011).

• Im Bereich der landwirtschaftlichen Biogasanlagen waren Ende 2011 5,2 MW installiert. Diese lieferten im

Bezugsjahr 41,6 GWh an Strom.

Ausbauziel 2020 • Gemäß NREAP sollen bis 2020 625 MWel aus Biogas (alle Anwendungsformen) entstehen*.

Stromnetz • Das Stromnetz ist generell gut ausgebaut. Branchenexperten nennen jedoch Stromabnahmeverträge sowie den

Netzanschluss von EE-Anlagen wegen fehlender Kooperation des größten Energieversorgers EDF und des

staatlichen Netzbetreibers RTE als Hemmnis bei der Projektrealisierung.

Rechtlicher

Rahmen und

Vergütung

Biogasanlagen werden seit 2011 mit einem erhöhten Einspeisetarif je kWh Strom vergütet (siehe Folie „Vergütung:

Strom und Wärme“, S.30).

• Außerdem werden Biogasanlagen über die regionalen Ausbaupläne für erneuerbare Energien, sog. „Schéma

régional climat, air, énergie (SRCE)“ gefördert (siehe Folie „Fördermechanismen: Regionen“, S.33).

Branchenexperten sehen die Stromerzeugung derzeit und auch künftig als zentrales Handlungsfeld für Biogas im

Energiemarkt. Durch Nutzung von BHKWs sollen Anlagen vermehrt gleichzeitig zur Strom- und Wärmeerzeugung beitragen.

* Mit dieser Zielsetzung liegt Frankreich gemäß Analyse des EU-Projekts Crossboarder Bioenergy im europäischen Vergleich an fünfter Stelle.

Quellen: ATEE (2011), EurObserv'ER (2012), RTE (2012), Eurostat (2012), SRCE (2013), MEDDE (2011b)

10


ENERGIEMARKT: WÄRME – KEY FACTS

Übersicht

Wärmeerzeugung

&

-verbrauch

• Der Endenergieverbrauch betrug 2010 1.973,6 TWh, der Anteil der Wärme lag bei ca. 50 % (986,8 TWh).

• Die Wärmeerzeugung setzt sich aus Strom (42 %), Öl (33 %), Gas (13 %), Fernwärme (6 %) und „anderen Quellen“*

(6 %) zusammen. Bei der Fernwärme (gesamte installierte Kapazität: 16,46 MWth in 2009) machen die

erneuerbaren Energien nur 6 % aus, der Großteil (48 %) stammt aus der Abwärme von Müllverbrennungsanlagen,

weitere 46 % tragen „andere Quellen“* bei.

Wärmepreis • Der Wärmepreis betrug durchschnittlich 16,61 €/GJ (Stand: 2009).

Wärmemenge • Landwirtschaftliche Biogasanlagen produzieren ca. 124 GWh/Jahr an thermischer Energie (Stand: 2011).

Ausbauziele

Wärme aus

Biogas bzw.

KWK

• Gemäß dem NREAP sollen Biogasanlagen (alle Anwendungsformen) bis 2020 555 ktoe Wärme (6,4 TWh) liefern**.

• Im Bereich Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) hat Frankreich für 2020 ein Ziel von 1 GWel an installierter Leistung

durch Biomasse-KWK-Anlagen mit einer Produktion von 27 TWh Wärme pro Jahr festgelegt. Es existieren keine

spezifischen Zahlen für landwirtschaftliche Biogasanlagen.

Wärmenetz • Die bestehende Wärmenetzinfrastruktur ist sehr schwach entwickelt: 450 Fernwärmenetze beliefern nur 8 % der

Wärmekunden in Frankreich.

Rechtlicher

Rahmen &

Förderung

• Gemäß geltendem Einspeisetarifsystem erhält der Betreiber einen KWK-Bonus bei Nutzung der Abwärme (Details

siehe Folie „Vergütung: Strom und Wärme“, S. 30).

• Durch den Fonds Chaleur Renouvelable der französischen Energieagentur ADEME mit einem Gesamtvolumen von

1,2 Mrd. Euro zwischen 2009-2013 werden Projekte zur Nutzung der Wärme von Biogasanlagen (zur Realisierung

des Netzanschlusses bzw. zum Ausbau eines Nahwärmenetzes) gefördert (Details siehe Folie „Fördermechanismen:

Nationale Subventionen" , S. 32).

Gemäß Marktexperten ist die Wärmenutzung derzeit wegen des Fehlens flächendeckender Fernwärmenetze eher schwierig.

Betreiber finden insbesondere in bevölkerungsschwachen Gegenden keine lokalen Wärmeabnehmer.

* z. B. Kohle, Biomasse.

** Mit dieser ambitionierten Zielsetzung ist Frankreich gemäß Analyse des EU-Projekts Crossboarder Bioenergy im europäischen Vergleich führend.

Quellen: ADEME (2013a), ATEE (2011), Actu-Environnement (2013a), Crossboarder Bioenergy (2013), MEDDE (2012a), EurObserv'ER (2012), MEDDE (2011b)

11


ENERGIEMARKT: GAS – KEY FACTS

Übersicht

Gaserzeugung

& -Verbrauch

• Der Bruttogasverbrauch Frankreichs lag 2011 bei 512 TWh. Davon wurden 6,5 TWh aus eigenen Quellen bezogen, der

Rest wurde vorrangig über Importe aus Russland gedeckt.

• Die Hauptgaserzeuger Frankreichs sind GDF und Total Infrastructure Gaz France.

Gaspreise • Frankreichs Gaspreise liegen um 27 % unter dem EU-Durchschnitt:

• Durchschnittspreis der Industrie: 4,18 € ct/kWh (inkl. Steuern)

• Durchschnittspreis der Haushalte: 6,96 € ct/kWh (inkl. Steuern)

Anteil Biogas • Vier Biogasanlagen speisen Biomethan ins Netz ein (Stand: April 2013, Standorte: Alliers, Lille, Forbach und Chaumesen-Brie).

Derzeit gibt es keine verlässlichen Angaben zu den eingespeisten Methanmengen.

• Die Anlage in Chaumes-en-Brie ist die einzige landwirtschaftliche Biogaseinspeiseanlage. Die restlichen drei sind

Deponie- oder Klärgasanlagen.

Ausbauziele • Ein spezifisches Regierungsziel zur Biogaseinspeisung gibt es derzeit nicht.

Gasnetz • Die bestehende Gasnetzinfrastruktur ist im Vergleich zu Deutschland schwächer entwickelt.

• Branchenexperten beklagen fehlende Gasnetze, langwierige administrative Planungsphasen zur Biogaseinspeisung sowie

die hohen Investitionskosten für den Aufbau der Gasinfrastruktur als Haupthemmnisse bei der Projektrealisierung.

Rechtlicher

Rahmen und

Vergütung

• Die Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz ist rechtlich im Rahmen der „Autorisation administrative" von 2010 (Grenelle

Gesetz 2) geregelt.

• Die Vergütung erfolgt gemäß des definierten Biogaseinspeisetarifsystems für die Dauer von 15 Jahren (siehe Folie

„Vergütung Gaseinspeisung“, S.31 )

Gemäß Branchenexperten eröffnet der relativ hohe Biogaseinspeisetarif Wachstumsmöglichkeiten im Bereich der Gasaufbereitung.

Jedoch müssen Kosten für den Aufbau der notwendigen Infrastruktur kalkuliert werden. Daher ist die Gasaufbereitung eher für

Großanlagen lukrativ. Die Informationsplattform www.injectionbiomethane.fr bietet Wissenswertes zur Biogaseinspeisung.

Quellen: Actu-Environnement (2013a), CLER (2012), Loi Grenelle 2 (2010), MEDDE (2011b), IWR (2012), MEDDE (2012c), GreenGasGrids (2013)

12


ENERGIEMARKT: KRAFTSTOFFE – KEY FACTS

Übersicht

• Der Import von fossilen Brennstoffen (Öl und Erdgas), u. a. für den Transportsektor kostete Frankreich im Jahr

2011 ca. 60 Mrd. Euro, was ungefährt dem Defizit der französischen Handesbilanz entspricht (Stand: 2012).

• Der französische Automobilpark basiert auf Dieselfahrzeugen (71 %), Benzinern (26 %) und zu 3 % auf „anderen

Antrieben“* (2011).

Kraftstoffpreise • Benzinpreis (2012): 1,65 €/l (53,6 % Steuern, 9,4 % Aufbereitung, 37 % Rohölpreis)

• Dieselpreis (2012): 1,46 €/l (46,5 % Steuern, 11,7 % Aufbereitung, 41,8 % Rohölpreis)

Anteil

alternativer

Kraftstoffe

• Es gibt aktuell in Frankreich 15.000 registrierte Erdgasfahrzeuge. Experten beobachten eine stagnierende

Nachfrage im PKW-Bereich. Die aktuelle Nutzung konzentriert sich auf Busse, LKWs und Traktoren von

Kommunen.

Ausbauziele • Gemäß den Grenelle-Zielen sollen bis 2020 insgesamt 1.163 TWh aus Biokraftstoffen erzeugt werden.

• Die ADEME rechnet mit einer Quote an erdgasbetriebenen Fahrzeugen von 45 % bis 2050, der Anteil an

biogasbetriebenen Fahrzeugen wurde bislang nicht thematisiert.

Kraftstoffverbrauch

Erdgastankstellennetz

Rechtlicher

Rahmen &

Förderung

• Es gibt 40 Erdgastankstellen im gesamten Staatsgebiet, Biogas ist an einer einzigen Tankstelle (Méthavalor,

Forbach) verfügbar.

• Im Rahmen des 2011 konkretisierten Gesetzesrahmens für die Einspeisung von Biomethan wurden auch die

Konditionen zur Zertifizierung als Kraftstoff definiert.

• Es gibt marginale Unterstützung von Forschungsprojekten im Bereich alternativer Kraftstoffe oder dem Ausbau

der Erdgasnutzung durch die ADEME, jedoch existiert keine spezifische Förderung für Biomethan als Kraftstoff.

Gemäß Branchenexperten stellt der Kraftstoffmarkt in 2013 wegen fehlender Infrastruktur und Anreizmechanismen kein

lukratives Geschäftsfeld für Biomethan dar. Daher wird hier die Nutzung von Biomethan als Kraftstoff nicht näher betrachtet.

*Alternative Kraftstoffe, wie z. B. Erdgas

Quellen: AFGNV (2012), Automobile-Propre (2013), MEDDE (2012b), MEDDE (2011c)

13


TECHNISCHES POTENZIAL: CHARAKTERISTIK DER

LANDWIRTSCHAFT UND LANDNUTZUNG

Milchwirtschaft

Viehwirtschaft

Getreideanbau

Mischkultur

Gemüseanbau

Obstanbau

Weinanbau

Wein- / Obstanbau

Übersicht der landwirtschaftlichen Nutzflächen:

292.800 km² (53,3 % der gesamten Landesfläche*)

Weinanbau

3 %

Andere

Obst- /

2 %

Gemüse

1 % Brachflächen

3 %

Viehweiden

34 %

Getreide

32 %

Ölsaaten

8 %

Proteinpflanzen

1 %

Futterpflanzen

16 %

• Die klimatischen Bedingungen Frankreichs sind mit denen

Deutschlands vergleichbar.

• Die französische Landwirtschaft steht, gemessen am Grad der

Produktivität, an erster Stelle in Europa. Der Anteil der

traditionell starken Landwirtschaft am Bruttoinlandsprodukt

erreicht 2010 jedoch nur noch 1,4 %, während er im Jahr 2000

noch bei 2,8 % lag.

• Infolge der intensiven Landwirtschaft wachsen die

Umweltprobleme, insbesondere der Abfallbeseitigungsdruck,

die Stickstoffbelastung der Böden und die Nitratkonzentration

im Grundwasser.

Quellen: Géographica (2013), La France Agricole (2013)

• Mit ca. 293.000 km 2 an landwirtschaftlicher Nutzfläche (53 % der

Landesfläche*) verfügt Frankreich über 40 % mehr landwirtschaftliche

Flächen als Deutschland.

• Insgesamt gibt es 326.000 landwirtschaftliche Betriebe (Stand 2011). Hier

handelt es sich vorrangig um Einzelbetriebe mit einer Durchschnittsgröße

von 78 Hektar.

• Die Fläche der einzelnen Betriebe wächst konstant. Auch der Anteil der

landwirtschaftlichen Gemeinschaftsunternehmen (sog. „Sociétés agricoles",

2010: 40 % aller landwirtschaftlichen Betriebe) steigt.

• Die Getreide- und die Viehwirtschaft haben den größten prozentualen

Flächenanteil.

* Die restliche Fläche gliedert sich in versiegelte Flächen (9 %), Waldgebiete (31 %) und

Naturschutzzonen (7,7 %).

Quellen: MAAF (2013b), La France Agricole (2013)

14


TECHNISCHES POTENZIAL: SUBSTRATVERFÜGBARKEIT

WIRTSCHAFTSDÜNGER

Das größte verwertbare Substratpotenzial bietet der

Wirtschaftsdünger:

• Verwertbare Reststoffe (Festmist und Gülle) stammen vorrangig aus

der Schweine-, Rinder- und Geflügelzucht.

• Insgesamt produziert die französische Landwirtschaft 264,3 Mio.

Nutztiere. Mit 96 % davon setzt sich der Löwenanteil aus Geflügel,

Schweinen und Rindern zusammen.

• Der Viehzuchtbetrieb und die damit einhergehende Produktion von

Wirtschaftsdünger erfolgen ganzjährig.

Anteil der Nutztiere in Prozent (insgesamt in 2011:

264,3 Mio. Tiere)

Rinder

7 %

Schweine

5 % Schafe

3 %

Ziegen

1 %

Quelle: INSEE (2011)

Geflügel

84 %

Volumen und geographische Verteilung der Substrate:

• Insgesamt werden in Frankreich jährlich ca. 90 Mio. Tonnen Festmist

und 180 Mio. Tonnen Gülle produziert.

• Beim Vergleich der Nutztiere im Bezug auf ihre Abfallproduktion fällt

der höchste Anteil auf Rinder (78 %), danach folgen Schweine (8 %),

Geflügel (6 %) und zuletzt Schafe (4 %).

• Regional konzentrieren sich die verfügbaren Substrate der

Nutztierwirtschaft auf den Nordwesten (Pays de la Loire, Bretagne,

Basse-Normandie), wo allein ein Drittel produziert wird, ein weiteres

Drittel verteilt sich auf die folgenden sechs Regionen: Midi-Pyrénées,

Auvergne, Bourgogne, Rhône-Alpes, Poitou-Charentes und Lorraine.

Das letzte Drittel verteilt sich auf die weiteren 18 Regionen.

Produktionsvolumen

(kt/J)

Festmist 89.647 89.647

Gülle 180.240 32.140*

Nutzbares Potenzial

(kt/J)

* Niedrigeres Potenzial durch die Nutzung der Gülle als Düngemittel.

Quellen: France AgriMer (2012), MAAF (2010)

Quelle: France AgriMer (2012)

15


TECHNISCHES POTENZIAL: SUBSTRATVERFÜGBARKEIT

NACHWACHSENDE ROHSTOFFE

Die verwertbaren nachwachsenden Rohstoffe stammen vorrangig

aus dem Getreideanbau, im geringen Maße aus Energiepflanzen:

• Die pflanzliche Produktion Frankreichs betrug 2011 insgesamt 67,7 Mio.

Tonnen.

• Der Anbau konzentriert sich auf:

• Getreide: vorrangig Weizen und Mais

• Ölsaaten: Überwiegend Sonnenblumen und Raps

• Kartoffeln

• Obst und Gemüse*

• Die Erntefolge für Getreide, Energiepflanzen, Obst und Gemüse ist

vergleichbar mit der Deutschlands.

Anteile der pflanzlichen Produktion in Prozent

(Gesamt 2011: 67,7 Mio. Tonnen Trockenmasse)

Proteinpflanzen

1 %

Quelle: INSEE (2011)

Ölsaaten

11 %

Kartoffeln

11 %

Mais

24 %

Weizen

53 %

* Aufgrund der eher schlechten Verwertbarkeit der Reststoffe und Nutzungskonkurrenz nicht in der

rechten Grafik aufgeführt.

Volumen und geographische Verteilung der Substrate:

• Das größte Potenzial bietet die Verwertung von Reststoffen aus dem Getreideanbau.

• 60 % der Felder (exklusive Viehweideflächen) werden zur Kultivierung von Getreide genutzt.

• Die Ausbeute an Trockenmasse aus Getreide liegt pro Hektar bei ca. vier bis sechs Tonnen.

• Die größten Getreideanbaugebiete befinden sich im Süden (Midi-Pyrennees, Provence) und Westen (Centre, Champagne-Ardennes).

• Energiepflanzen (Raps, Sonnenblumen, Soja und Leinen) werden vorrangig in der Region Île-de-France angebaut.

Eine Übersicht der verfügbaren jährlich produzierten Mengen pflanzlicher Substrate und der regionalen Verfügbarkeit gibt die Tabelle auf

der folgenden Folie wieder.

Quellen: France AgriMer (2012), INSEE (2011)

16


TECHNISCHES POTENZIAL: SUBSTRATVERFÜGBARKEIT

NACHWACHSENDE ROHSTOFFE

Nachwachsende Rohstoffe

Gesamtes

Produktionsvolumen

(t/J)

Energiepflanzen (Trockenmasse) 33.000

Regionale Verfügbarkeit

> 3.000 t /J:

Centre, Bourgogne, Champagne, Basse-Normandie,

Bretagne

Getreidehalme 66.397 > 1.000 t /J:

Centre, Bourgogne, Champagne, Picardie, Poitou-

Charantes, Loire

Ölsaathalme 2.645 > 150 t /J:

Centre, Bourgogne, Poitou-Charantes, Midi-

Pyrennees, Aquitaine

Maishalme 5.800 > 150 t /J:

Centre, Poitou-Charantes, Loire, Bretagne, Midi-

Pyrennees, Aquitaine, Rhône-Alpes, Elsass

Wein-/ Obstanbau:

Holzreststoffe

2.396 > 100 t /J:

Aquitaine, Languedoc-Rousillon, Provence, Rhône-

Alpes

Siloreststoffe 439 > 30 t /J:

Champagne-Ardennes, Haute-Normandie, Centre

Theoretisch verfügbares

Volumen (t/J)*

k. a.

16.700*

2.645*

2.900*

k. a.

k. a.

Die Nutzung von Energiepflanzen zur Produktion von Biogas ist gesetzlich auf 25 Prozent der genutzten Primärenergie

beschränkt.

* Stoffvolumen, das nicht durch andere Nutzungsformen bereits besetzt ist, errechnet durch France AgriMer.

Quellen: France AgriMer (2012), ADEME (2013b)

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TECHNISCHES POTENZIAL: KOSUBSTRATVERFÜGBARKEIT

ABFÄLLE

• Die regional begrenzte Verfügbarkeit an Substraten aus landwirtschaftlichen Abfällen und deren relativ niedriger Methangehalt

engen die Rentabilität von Projekten in vielen Regionen Frankreichs ein. Daher ist der Einsatz von Kosubstraten nötig.

• Besonders interessant für die Verwendung als Kosubstrat sind Bioabfälle der Haushalte, Garten- und Parkabfälle sowie Abfälle aus

der Lebensmittelverarbeitung (Gaststätten und Großküchen).

• Die folgende Tabelle gibt eine Übersicht der nutzbaren Quellen sowie eine Bewertung hinsichtlich ihrer Anwendung als Kosubstrat:

Abfälle Details Bewertung

Agroindustrie • Abfälle der Obst- und Gemüseproduktion • Saisonale Verfügbarkeit und daher hoher Lagerungsbedarf

Gemeindeabfälle

• Öle / Fette (insbes. Gastronomie) • Sehr hoher Methangehalt

• Risiko der Übersäuerung des Fermenters

• Milchwirtschaft (z. B. Molke) • Niedriger Methangehalt

• Geringe Verfügbarkeit der Substrate

• Schlacht- / Fischereiabfälle • Sehr hoher Methangehalt

• Zulieferverträge: Konkurrenz zu anderen Nutzungsformen

• Bioabfälle der Haushalte & Gastronomie

(Biomüll)

• Schwankende Bezugsmengen, enthält oft unerwünschte

Nebenprodukte (z. B. Plastik)

• Laub, Strauch- und Grünschnitt (Grüne Tonne) • Saisonale Verfügbarkeit: Grünschnitt hat das höchste Potenzial

Laut Branchenexperten ist die Nutzung von Abfällen der Agroindustrie als Kosubstrat sehr attraktiv, jedoch besteht hier

oftmals eine Konkurrenz zu konventionellen Entsorgungsunternehmen.

Quellen: INSEE (2010), Biogaz Energie Renouvelable (2009), Sciences, Eaux et Territoires (2012)

18


POLITISCHE AUSBAUZIELE: NREAP & EMAA

Übersicht

National

Renewable Energy

Action Plan

(NREAP)

Plan Énergie

méthanisation

autonomie azote

(EMAA)

• Im Rahmen des National Renewable Energy Action Plans 2010 hat Frankreich ein spezifisches Biogasausbauziel

von 555 ktoe für Wärme und 625 MWel für Strom festgelegt, was einer Vervierfachung der Kapazitäten im Vergleich

zu 2010 entspricht. Ein gesondertes Ziel für landwirschaftliche Biogasanlagen oder Biomethan wurde jedoch nicht

ausgewiesen.

• Gemäß dem Entwicklungsstand Ende 2012 ist zur Zielerreichung in den nächsten Jahren ein konstanter Zubau

notwendig.

• Die Verabschiedung des EMAA erfolgte im März 2013 vor dem Hintergrund einer steigenden Stickstoffbelastung

der Böden und eines Nitrateintrags ins Grundwasser, insbesondere durch organische und nitratbasierte

Düngemittel.

• Durch den Plan sollen insbesondere landwirtschaftliche Biogasanlagen, die organische landwirtschaftliche Abfälle

verwerten, ausgebaut werden. Jährlich sollen durch gezielte Unterstützung 130 landwirtschaftliche Biogasanlagen

entstehen (Zielwert: 1.000 Anlagen bis 2020).

• Unterstützungsmaßnahmen gemäß dem EMAA:

• Erhöhung des Einspeisetarifs für die Stromerzeugung aus Biogas durch eine Prämie bei Nutzung von

Abfällen aus der Nutztierhaltung (analog dem deutschen „Gülle-Bonus”).

• Bereitstellung von Finanzierungsgarantien und Darlehen durch die öffentliche Investitionsbank Banque

publique d'investissement (BPI).

• Verbesserung der administrativen Prozesse: Etablierung eines One-Stop-Shop-Systems, Standard-

Antragsverfahren, Vereinfachung des Netzanschlusses.

• Kommerzialisierung des Gärrests: vom Abfall zum Dünger.

Das französische Umweltministerium setzt in einer Pressemeldung vom März 2013 die Methanisierung von landwirtschaftlichen

Abfällen als größten Hebel zur Erreichung der Biogasausbauziele 2020 und der CO 2 -Reduktionsziele für die Landwirtschaft fest.

Branchenexperten sehen den Plan EMAA als sehr positives Signal aus der Politik, bemängeln jedoch, dass kein konkreter Zeitplan

zur Umsetzung der angekündigten Unterstützungsmaßnahmen definiert wurde.

Quellen: MEDDE (2013), NREAP (2010), GreenGasGrids (2013), Crossboarder Bioenergy (2013)

19


NACHFRAGE- UND ANGEBOTSSEITE


STRUKTUR DES FRANZÖSISCHEN ABSATZMARKTS (1/3)

• 2011 gab es in Frankreich insgesamt 218 Biogasanlagen. Der größte

Anteil entfällt auf Klärgasanlagen (64 %), gefolgt von

landwirtschaftlichen Anlagen (22 %) und Deponiegasanlagen

(13,7 %).

• Die Anlagen mit dem größten Produktionsvolumen befinden sich in

den bevölkerungsreichsten Regionen. Hier werden die Anlagen zur

Verwertung von Abfällen der Haushalte und der Industrie

eingesetzt.

• Weiterer regionaler Schwerpunkt ist der Nordosten (Bretagne,

Loire, Centre). Hier konzentrieren sich intensive Viehwirtschaft

und die Agroindustrie.

• In Frankreichs Überseegebieten (DOM-TOM) gibt es noch keine

Biogasanlagen.

Anzahl der Biogasanlagen nach Quelle der Substrate

(insgesamt 218, Stand: 2011)

Regionale Verteilung der Biogaserzeugungskapazitäten

(Stand 2011)

Biogasproduktion

in Nm 3 /Jahr

Landwirtschaft;

48

Mülldeponie; 20

Haushaltsmüll;

10

Klärgas -

Abwasser

(Agroindustrie);

80

Klärgas -

Abwasser

(Haushalte); 60

Quellen: ATEE (2011), ADEME (2013b)

Quelle: ATEE (2011)

21


STRUKTUR DES FRANZÖSISCHEN ABSATZMARKTS (2/3)

• Landwirtschaftliche Biogasanlagen wurden erstmalig in den 1970er

Jahren vor dem Hintergrund der Ölkrise zur Eigenversorgung mit

Strom realisiert. Zu dieser Zeit entstanden ca. 100 Kleinanlagen.

• Von 1980 bis 2006 wurden fast keine Anlagen gebaut, danach folgte

ein schwaches Wachstum.

• Seit 2009 /2010 kam es aufgrund des „Plan de Performance

Energétique”, der im Rahmen eines Energieeffizienzprogramms

landwirtschaftliche Biogasanlagen förderte, zu einem stärkeren Zubau.

• Von 2011 bis Ende 2012 hat sich die Anzahl der landwirtschaftlichen

Biogasanlagen fast verdoppelt, auf 90 Anlagen mit insgesamt 5,2 MW

installierter Kapazität.

• Drei von vier der bestehenden landwirtschaftlichen Anlagen

verwenden als Hauptsubstrat Festmist und Gülle. Ein weitaus

kleinerer Anteil verwertet hauptsächlich Reststoffe der Agroindustrie.

Energiepflanzen als Hauptsubstrat verwenden nur 10 % der Anlagen.

• Gemäß der politischen Zielsetzung soll vorrangig die Verwertung lokal

produzierter Reststoffe intensiviert werden. Energiepflanzen sollen in

geringerem Umfang zur Beimischung genutzt werden.

• Landwirte und das Agrarministerium stehen der Nutzung klassischer

Energiepflanzen laut Branchenexperten kritisch gegenüber.

• Aktuell wird die Nutzung sog. „Cultures intermédiaires à valeur

énergétique, CIVE ” (Zwischenkulturen mit hohem Energiegehalt) als

Substrate ausgebaut. Hierzu zählen z. B. Raps, Senf, Rettich oder

Hafer.

Quellen: EurObserv'ER (2012), ADEME (2011), MEDDE (2013a), ATEE (2011)

100

80

Quelle: ATEE (2011)

Anzahl der landwirtschaftlichen Biogasanlagen

(2003 bis 2012)

60

48

40

33

18

20

2 2 3 5 8 11

0

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Quellen: ATEE (2011), Sofreco (2013)

Verwendete Substrate in landwirtschaftlichen

Biogasanlagen (Stand: 2011)

Reststoffe

Agroindustrie

15 %

Energiepflanzen

10 %

Gülle & Mist

75 %

90

22


Investment (€ / kWel)

STRUKTUR DES FRANZÖSISCHEN ABSATZMARKTS (3/3)

• Die Tabelle rechts gibt eine Übersicht der Bestandsanlagen nach

Größe und Investment pro installiertem kW el .

• Mehr als die Hälfte der Anlagen fällt in den mittleren

Leistungsbereich 100 - 250 kW el (Investment ca. 10.000 €/kW el *),

danach folgen kleine Anlagen bis maximal 100 kW el (27 % der

Projekte, Investment ca. 8.250 €/kW el *). Nur ca. 19 % der Anlagen

sind größer als 250 kW el . Das Investment je kW el liegt hier

durchschnittlich bei 6.800 Euro*.

• Der Betrieb der Biogasanlagen erfolgt vorrangig durch einzelne

Landwirte (hauptsächlich Anlagen zwischen 75 und 250 kW el ),

vereinzelt existieren gemeinschaftliche Biogasanlagen. In diesen

Anwendungsbereich fallen insbesondere die Anlagen > 250 kW el .

• Eine Auswertung der bis 2009 bestehenden Biogasanlagen ergab,

dass eine Vielzahl an kommunalen und industriellen Abfällen als

Kosubstrate genutzt werden.

• Wie die Grafik rechts zeigt, werden am häufigsten Abfälle der

Agroindustrie eingesetzt (Kosubstrat bei 50 % der Anlagen). Auch

Energiepflanzen spielen eine wichtige Rolle (48 %).

• Seit 2011 gilt eine Verordnung für Gewerbe der Agroindustrie und

die Gastronomie, ab einem bestimmten Anteil der organischen

Abfälle diese nachhaltig zu entsorgen. Hier entsteht ein

Entwicklungspfad für Biogasanlagen.

* Dies umfasst die System-. und Installationskosten inklusive Steuern.

Quelle: Sciences, Eaux et Territoires (2012)

30%

25%

20%

15%

10%

5%

Übersicht der landwirtschaftlichen Anlagen nach Größe

und Investment

Prozentualer Anteil der Anlagen

0%

< 75 kW 75 - 100 100 - 150 150 - 250

kW kW kW

Quelle: Sciences, Eaux et Territoires (2012)

Anlagenanteil aller Projekte (in %) im Hinblick auf genutzte

Kosubstrate (Stand 2010)

Agroindustrieabfälle

Silage, Energiepflanzen, Zwischenkulturen

Grünabfälle

Abfälle Getreideverarbeitung

Gastronomieabfälle

Abwasseraufbereitung

Reststoffe Gemüse / Frucht

Reststoffe Ackerbau

Supermarktabfälle

Biomüll der Haushalte

Quelle: Sciences, Eaux et Territoires (2012)

15 %

13 %

9 %

6 %

4 %

250 - 500

kW

23 %

Investment (€ / kWel)

500 - 1000 > 1000 kW

kW

50 %

48 %

46 %

45 %

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%

0

23


ÜBERSICHT DER KUNDENGRUPPEN

Kumulierte installierte Kapazität in kW el

(Gesamt: 24.104, Stand 2012)

EVUs; 2.319

Konsortium

von

Landwirten;

3.745

Einzelner

Landwirt;

18.040

Einzelner

Landwirt

Konsortium

von

Landwirten

EVUs

• Obwohl es sich meist um sehr kleine Biogasanlagen handelt, überwiegt

dieses Segment mit 75 % beim Vergleich der installierten Kapazitäten.

• In Bezug auf die Gesamtzahl der realisierten Anlagen entfallen 91 %

auf das Segment der einzelnen Landwirte.

• Auch künftig werden einzelne Landwirte wegen ihres starken

Eigeninteresses an Biogas zur Diversifizierung ihres Einkommens

gemäß Experten die größte Kundengruppe bleiben.

• Dem Segment der landwirtschaftlichen Konsortien sind 8 % aller

realisierten Anlagen zuzuordnen.

• Beim Vergleich der installierten Kapazitäten fallen bereits 15 % auf

dieses Segment.

• Branchenexperten prognostizieren aufgrund der Regierungsziele ein

starkes Wachstumspotenzial für die nächsten Jahre.

• Von EVUs (z. B. Gaz de France) betriebene Anlagen sind derzeit noch

sehr wenig verbreitet.

• Gemäß Industrievertretern werden von EVU betriebene Anlagen

aufgrund des mangelnden Interesses der Kunden an dieser

Technologie auch künftig eher ein Randsegment bleiben, weswegen

dieses Segment im Folgenden nicht näher betrachtet wird.

Quellen: dena-Expertenbefragung (Juli 2013), ATEE (2011), Solagro (2013)

24


HAUPTCHARAKTERISTIKA DER KUNDENGRUPPEN

Einzelner Landwirt

• Bei den landwirtschaftlichen Einzelanlagen betreibt ein

Landwirt bzw. eine Gruppe von meistens ein bis drei

Landwirten die Biogasanlage in der Nähe des hauseigenen

Betriebs.

• Die typische Systemgröße beträgt 75 kW el (sehr kleine

Anlagen) bzw. 150 kW el (kleine Anlagen).

• Als Substrat werden vorrangig Reststoffe aus der

Landwirtschaft eingesetzt.

• Hauptanreiz zur Realisierung der Anlage ist die

Diversifizierung der Tätigkeit und der Einnahmenstruktur.

• Die höchste Kundendichte besteht gemäß

Branchenexperten im Nordwesten bzw. in Zentral-

Frankreich, wo einzelne Landwirte oftmals über größere

landwirtschaftliche Flächen verfügen, bei denen sich die

Erzeugung von Biogas aus hauseigenen Reststoffen lohnt.

Konsortium von Landwirten

• Hier wird die Biogasanlage meist durch ein Konsortium von mehr

als zehn Landwirten betrieben.

• Die typische Systemgröße liegt bei 200 - 500 kW el für mittlere

Anlagen bzw. über 500 kW el für Großanlagen.

• Die gemeinschaftliche Biogasanlage ist insbesondere interessant für

Bauern, deren eigene Reststoffe nicht zum wirtschaftlichen Betrieb

einer Einzelanlage ausreichen.

• Oft verwerten die Anlagen neben landwirtschaftlichen Abfällen

Substrate aus der Agroindustrie oder Gemeindeabfälle.

• Hauptanreiz zur Produktion von Biogas ist auch hier die

Diversifizierung der Geschäftsfelder der Landwirte.

• Der EMAA betont besonders, dass gemeinschaftliche Biogasanlagen

ausgebaut werden sollen.

• Zum Aufbau von Kundenbeziehungen ist die lokale Präsenz sehr wichtig. Je nach Region bestehen unterschiedliche

Voraussetzungen hinsichtlich der Verwertung von Reststoffen auf die in der Kundenansprache eingegangen werden sollte.

• Vertriebskanäle zu beiden Kundensegmenten gemäß der befragten Branchenexperten sind unter anderem:

• Regionale und lokale landwirtschaftliche Messen bzw. spezifische EE- / Biogasmessen

• Regionale und lokale Landwirtschaftsverbände (siehe Folie „Kontakte”, S. 27)

• Regionale und lokale Distributoren

Quellen: dena-Expertenbefragung (Juli 2013), ATEE (2011), Solagro (2013)

25


BEWERTUNG MARKTWACHSTUM

• Laut Zielsetzung der Regierung (Plan EMAA, siehe Folie

„Politische Ausbauziele: NREAP & EMAA“, S.19), sollen in den

kommenden Jahren (2013 - 2020) jährlich mindestens 130

landwirtschaftliche Biogasanlagen, vorrangig zur

Stromerzeugung, entstehen. Experten gehen von einem

Wachstum im Bereich der Anlagenklassen von 150 - 300 kW el

aus. Bei 130 Anlagen würde dies einem jährlichen Wachstum

zwischen 20 und 39 MW entsprechen.

• Zur Mobilisierung dieses Wachstums wurde durch die

Regierung eine Erhöhung des „Gülle-Bonus“ angekündigt.

Diese Maßnahme wurde allerdings noch nicht in geltendes

Recht formalisiert.

• Branchenexperten erachten das jährliche Ausbauziel

von 130 Anlagen als ambitioniert, aber realisierbar.

Voraussetzung hierfür sei jedoch insbesondere die

schnelle Umsetzung des „Gülle-Bonus“ in geltendes

Recht.

• Zentrale Markthemmnisse für ein beschleunigtes

Marktwachstum sind laut Expertenaussagen:

• Unsicherheit über das Inkrafttreten des

„Gülle-Bonus“

• Restriktive Kreditvergabe der Banken (siehe

Folie „Finanzierung von Biogasprojekten“, S.

35)

Entwicklung der kumulierten Anzahl

landwirtschaftlicher Biogasanlagen von 2003 bis

2015

33 41

90

220

350

480

2010 2011 2012 2013* 2014* 2015*

* Schätzwerte gemäß „Plan EMAA“

Quellen: MEDDE (2013a), Observer (2012), ATEE (2011)

Quellen: dena-Expertenbefragung (Juli 2013), ATEE (2011), Solagro (2013)

26


BRANCHENSTRUKTUR: AKTEURE ENTLANG DER

WERTSCHÖPFUNGSKETTE

• Die Unternehmen der nachfolgenden Listen sind Mitglieder der Biogas-Arbeitsgruppe (sog. „Club Biogaz“) der Association Technique

Énergie Environnement (ATEE), entstammen Branchenverzeichnissen zum Thema Biogas von lokalen und regionalen

Energieagenturen oder wurden in Pressemeldungen zum französischen Markt erwähnt.

• Expertenaussagen bestätigen, dass insbesondere das Angebot in den Bereichen Anlagenbau und EPC bereits relativ gut entwickelt ist.

Eine geringere Konkurrenzsituation besteht aktuell im Bereich der Herstellung von Anlagenkomponenten und beim Anlagenbetrieb

(O&M).

Komponentenhersteller

Anlagenbau

EPC

Anlagenbetrieb

Gasaufbereitung

Clark Energy

France

Eneria

MTU

MWM

PRO2

Schnell

Verdesis

AGRIKOMP France

Algotec

Axpo Genesys

CH4 Energy

Degrément

ENVITEC BIOGAS

EVALOR

Naskeo

Environnement

Planet Biogaz France

PROSERPOL

Schmack

STRABAG

Valorga International

Xergi

BIOMETHIS

BIONERVAL

CANOPY

ENERTRAG

FONROCHE BIOGAZ

FRANCE BIOGAZ

GENEV Bioenergies

HOLDING VERTE

IDEX

IEL

METHANEO

NEOEN

SERGIES

TIRU

VALERSYS

VALOREM

VERDESIS France

VOL-V BIOMASSE

AEB-METHAFRANCE

AGRAFERM France

AGRIKOMP France

AGRIPOWER France

ARIA Energies Scop

ARMORGREEN

Bio4gas Express

BIOGAS NORD

BIOGAZ Hochreiter

BIOGAZ PlanET

France

CARBOFIL

CLAIE

ENERBIOM

ENVITEC BIOGAS

ERigène

EVALOR

FERTI-GAZ

GREEN WATT

GREENPRO

JPF Industries

MENAO Agro Energie

METHAJADE

MT Energie

NASKEO Environnement

ODIPURE

PROSERPOL

STRABAG

VALOGREEN

VITALAC

XERGI

Arcavi Saem

Barisien SAS

Cargill

Coved

GASEO

COFELY

Idex

Revico

Rhodia Energy

Semavert

Sequaris

Bionerval Saria

Bio NRJ Fertigaz

Methanergy

Air Liquide

Cirmac International BV

ENVITEC BIOGAS

FLOTECH SERVICES

MT Energie

Negrine Environnement et

technologies

RPM

Schmack Carbotech GmbH

VERDEMOBIL BIOGAZ sarl

Quellen: ATEE (2012), dena-Expertenbefragung (Juli 2013)

27


GENEHMIGUNGSVERFAHREN, VERGÜTUNG, FÖRDERMECHANISMEN

FINANZIERUNG UND ABSICHERUNG


GENEHMIGUNGSVERFAHREN: ICPE KLASSIFIZIERUNG

Übersicht

Allgemeine

Rechtsgrundlagen

Genehmigungsverfahren

• Der Betrieb von landwirtschaftlichen Biogasanlagen > 100 kW el wird im „Code de l’environnement“ und in der Rubrik

2910 B / C des „Règlements des installations classées pour la protection de l'environnement (ICPE)” geregelt. Für

kleinere Anlagen gelten jeweils die Sanitärauflagen des zuständigen Départements.

• Durch die o. g. Gesetze sind die Bedingungen zur Strom- und Wärmeerzeugung sowie zur Gaseinspeisung festgelegt:

Hier werden die Ausgestaltung der Strom-/ Wärme-/ Gaslieferverträge, der Baugenehmigung, der Strom-/ Wärme-/

Gas-erzeugungsgenehmigung, der Umweltauflagen (insbesondere Wasser und Reststoffverwertung) sowie der

Anschluss an das jeweilige Netz definiert.

• Bei der Verwertung der Gärreste müssen in Abhängigkeit von den zur Biogasgewinnung verwendeten Ausgangsstoffen

unterschiedliche abfallrechtliche und düngemittelrechtliche Bestimmungen beachtet werden.

Die Genehmigungsverfahren unterscheiden sich je nach der Art der verwendeten Substrate und der Substratmengen:

Substrattyp Substratmenge Genehmigungsform Genehmigungsdauer

Pflanzen, Wirtschaftsdünger

tierischer Herkunft,

landwirtschaftliche Reststoffe

> 50 t/Tag „Autorisation“ (Genehmigung) 10 bis 15 Monate

30 bis 50 t/Tag „Enregistrement“ (Anmeldung) Max. 5 Monate

< 30 t/Tag „Déclaration“ (Voraberklärung) 3 Monate

Bioabfälle, Lebensmittelreste kein Einfluss „Autorisation“ (Genehmigung) 10 bis 15 Monate

Durch das privilegierte Baurecht, die „Déclaration“, werden im Land zurzeit viele Anlagen gebaut, die weniger als 30 Tonnen

landwirtschaftlicher Substrate pro Tag verbrauchen. So lässt sich eine Genehmigung der Biogasanlage in drei bis sechs

Monaten einholen. Bei Großprojekten kann die Genehmigungsdauer zwischen 1,5 bis drei Jahre betragen.

Nähere Informationen zu den verschiedenen Genehmigungsverfahren finden Sie bei der ADEME.

Quellen: Code de l’environnement (2013), Rubrique 2910 des ICPE (2011), ADEME (2013b), Windkraft Journal (2013)

29


VERGÜTUNG: STROM UND WÄRME, EINSPEISUNG UND

BONUSSYSTEM

Übersicht

Rechtsgrundlage

• Der Biogaserlass* vom 19. Mai 2011 regelt den Einspeisevorrang und legt die Höhe bzw. Dauer der Vergütung für Strom

aus Biogasanlagen fest.

Vergütung • Die Vergütungsdauer beträgt 15 Jahre ab Inbetriebnahme.

• Je nach Ausrichtung der Anlage (Kapazität, Nutzung der Abwärme und Substratauswahl) variieren die Einspeisetarife.

• Minimaltarif: 81,2 €/MWh: Industrieanlagen > 2 MW, ohne Nutzung von Wirtschaftsdünger und bei

geringer Nutzung der Abwärme (< 35 %, exklusive Prozesswärme)

• Maximaltarif: 199,7 €/MWh: Anlagen < 150 kW el , Anteil Wirtschaftsdünger > 60 % und Nutzungsgrad der

Abwärme > 70 %.

• Details zur Vergütung der einzelnen Leistungsklassen und Bonuszahlungen, siehe Tabellen unterhalb.

Basistarif

Elektrische Leistung (kW el )

≤ 150 13,37

> 150 ≤ 300 12,67

> 300 ≤ 500 12,18

> 500 ≤ 1.000 11,68

≥ 2.000 11,19

Einspeisetarif in € ct/kWh

Der folgende Link enthält eine detaillierte Übersicht

der Einspeisetarife von Strom aus Biogasanlagen:

www.legifrance.fr

Prämienzahlungen

Anteil Wärmenutzung (%)**

≤ 20 0,0

≥ 60 4,0

Anteil der Gülle (20-60 %)

Elektrische Leistung (kW el )**

≤ 300 2,6

= 500 2,1

≥ 1.000 0,0

Prämie in € ct/kWh

Prämie in € ct/kWh

* Sog. Arrêté du 19 mai 2011 fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations qui valorisent le biogaz.

** Tarife für Zwischenwerte werden durch Interpolation ermittelt.

Quellen: Biogas-Verordnung (2011), Biomethan-Verordnung (2011), MEDDE (2011b)

30


VERGÜTUNG: GASEINSPEISUNG UND BONUSSYSTEM

Übersicht

Rechtsgrundlage

• Das Gesetz Grenelle II legt die Einspeisung von Biomethan ins Erdgasnetz sowie die Verpflichtung zum Kauf von

Biomethan zu einem gesetzlich festgelegten Vorzugspreis durch die Gasversorger fest. Diese werden wiederum durch

Kompensationszahlungen für die höheren Kosten des Biomethans entschädigt.

• Die Verordnung vom 23. November 2011* konkretisiert die o. g. gesetzlichen Vorgaben.

Vergütung • Garantierter Einspeisetarif (vorgesehene Gesamtförderung von 200 Mio. Euro bis 2020) für eine Laufzeit von 15

Jahren:

• Minimaltarif: 45 €/MWh: für industrielle Anlagen mit einer Produktionskapazität > 350 m³ / h

• Maximaltarif: 125 €/MWh: für Anlagen < 50 m³ / h, die Zwischenkulturen mit hohem Energiegehalt,

landwirtschaftliche oder sonstige Abfälle (Agroindustrie, Gastronomie, Biomüll der Haushalte, Grüne Tonne)

nutzen.

Basistarif

Prämienzahlungen

Maximale Biomethanproduktion

in Nm³ / h

Grundtarif

in € ct/kWh PCS**

Bei Nutzung kommunaler

Abfälle in € ct/kWh PCS**

Bei Nutzung landwirtschaftlicher

Abfälle in € ct/kWh PCS**

≤ 50 9,5

> 50 < 350 < 9,5 - > 6,4***

≥ 350 6,4

0,5 3

0,5 < 3 - > 2***

0,5 2

Seit Februar 2013 können Biogasanlagen auch von einer doppelten Einspeisevergütung, sog. „Double-valorisation” profitieren,

wenn sie einerseits Methan ins Erdgasnetz einspeisen und andererseits Strom erzeugen. Zuvor musste sich der Betreiber

zwischen der jeweiligen Vergütung entscheiden.

* sog. Arrêté du 23 novembre 2011 fixant les conditions d'achat du biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel.

** sog. „pouvoir calorifique supérieur”, entspricht dem oberen Heizwert.

*** Werte gemäß Anlagengröße: Lineare Interpolation.

Quellen: Biogas-Verordnung (2011), Biomethan-Verordnung (2011), ATEE (2011), Actu-Environnement (2013b)

31


FÖRDERMECHANISMEN: NATIONALE SUBVENTIONEN

Neben den Einspeisetarifen gibt es weitere staatliche Beihilfen für Investitionen in Biogasanlagen. Diese können der untenstehenden

Tabelle entnommen werden. Kontaktpartner sind jeweils die regionalen Zweigstellen der ADEME.

Übersicht

Aides

territoriales à

la méthanisation

Fonds Chaleur

Renouvelable

Plan de performance

énergétique

• Staatliche Förderung zur Entwicklung von Biogasanlagen in zwei Phasen:

• „Aide à la décision“:

• Zuschuss zur Erstellung einer Machbarkeitsstudie zur Realisierung der

Biogasanlage (sog. Etude de faisabilité);

• Der Zuschuss kann maximal 50 % der Gesamtkosten der Studie betragen.

• „Aide Investissement“: Beihilfe zur Projektrealisierung

• Einreichung eines Antrags, sog. „dossier de demande d’aide

financiere méthanisation”

• Nach erfolgreicher Prüfung des Vorhabens durch die ADEME kann die

Beihilfe zwischen 10 und 30 % der gesamten Projektkosten betragen, die

Gesamtförderung kann bis zu 10 Mio. Euro betragen.

• Durch den Fonds Chaleur Renouvelable der ADEME werden Projekte zur Nutzung der

Wärme von Biogasanlagen (Projekte zum Aufbau des Netzanschlusses bzw. zum Ausbau von

Nahwärmenetzen) gefördert.

• Das Gesamtvolumen über die Laufzeit (2009-2013) beträgt 1,2 Mrd. Euro.

• Ziel des Plans ist die energetische Optimierung von landwirtschaftlichen Betrieben durch die

Nutzung von erneuerbaren Energien. So werden Kredite für EE-Anlagen bzw.

Energieeffizienzmaßnahmen vergeben.

• Die Laufzeit des „Plan de performance énergétique” wurde auf vier Jahre festgelegt (2009 -

2012/2013).

Kontakt

Regionale

Vertretungen der

ADEME

Regionale

Vertretungen der

ADEME

www.agriculture.g

ouv.fr/Le-plande-performanceenergetique

Zum Erhalt von staatlichen Beihilfen ist laut befragten Marktexperten eine intensive Rücksprache mit der jeweiligen

Vergabestelle, auch in Form von persönlichen Treffen notwendig. Dies kann helfen, langwierige Antragsverfahren zu verkürzen.

32


FÖRDERMECHANISMEN: REGIONALE PROGRAMME, EU-

FÖRDERUNG

• Einige Regionen haben zusätzlich zu den Beihilfen auf nationaler Ebene noch weitere Fördermittel für Biogasanlagen mobilisiert.

• Diese stammen zum Großteil aus EU-Fördertöpfen (EU-Fonds zur Regionalentwicklung bzw. zur ländlichen Entwicklung).

• Die folgende Liste gibt Informationen zu den laufenden Förderprogrammen der Regionen im Bereich Biogas wieder:

Übersicht

Bretagne

& Loire

Rhône-

Alpes

• Die Regionen Bretagne und Loire sind hinsichtlich der Förderung von landwirtschaftlichen

Biogasanlagen führend. Beide Regionen verfügen über ein hohes Potenzial von Reststoffen

aus der Landwirtschaft.

• Im Rahmen des „Plan Biogaz Bretagne & Loire “ können Landwirte Anträge auf Beihilfen für

Biogasanlagen stellen.

• Die Einreichung der Anträge ist dreimal pro Jahr möglich, die Termine werden auf der rechts

angegebenen Webseite veröffentlicht.

• Die Region ist besonders engagiert in der Förderung der Biomethaneinspeisung, der KWK-

Nutzung und dem Aufbau von Wärmenetzen.

• Themenspezifische Webseiten: www.cogenerationbiomasserhonealpes.org (KWK-

Förderung), www.reseauxdechaleurrhonealpes.org (Wärmenetze)

Limousin • Der „Plan Biogaz Petits Installations 2011 – 2013“ ist ein Förderprogramm, das insbesondere

einzelne Landwirte bei der Realisierung von kleinen Biogasanlagen in der Region unterstützt.

• Das maximale Fördervolumen pro Projekt liegt bei 400.000 Euro.

Kontakt

Aile

www.aile.asso.fr

Biogaz Rhône-Alpes

www.biogazrhonealpes

.org

Region Limousin

Aquitaine • Die Region fördert speziell kleine landwirtschaftliche Biogasanlagen. www.methaqtion.fr

Branchenexperten betonten, dass die Entscheidung über eine Projektunterstützung stark von subjektiven Kriterien beeinflusst

sein kann. Analog zu den staatlichen Beihilfen sollte intensiver Kontakt mit der Vergabestelle gesucht werden, insbesondere, um

technische Details oder Vorzüge des angestrebten Projekts zu erläutern.

Allgemeine Informationen zu regionalen Ausschreibungen sind auf www.bioenergie-promotion.fr, unter „appels d’offres” zu

finden.

33


FINANZIERUNG VON BIOGASPROJEKTEN

Allgemein ist zu unterscheiden zwischen Unternehmensfinanzierung (On-Balance) und Projektfinanzierung (Off-Balance). Wie auch bei

anderen Erneuerbare-Energien-Projekten (v. a. PV, Wind) wird auch bei der Finanzierung von Biogasanlagen häufig auf Projektfinanzierung

zurückgegriffen.

Zentrale Kriterien zur Beurteilung der Tragfähigkeit einer Projektfinanzierung im Bereich Biogasanlagen:

• Prinzip der Risikoteilung zwischen den Projektparteien

• Verbuchung der Projektkredite in einer Projektgesellschaft (SPV)

• Langfristig gesicherte Substratlieferung (Preis, Menge, Qualität)

• Abnahmegarantie und gesicherte Vergütung (Strom, Wärme, Gärreste)

Als Instrument zur Kreditanalyse von Projektfinanzierung, bedienen sich Finanzierungsinstitute dem Schuldendienstdeckungsgrad (DSCR),

welcher von Zins- und Betriebskostenänderungen sowie Ertrags-/Einnahmeschwankungen beeinflusst wird.

Definition

Haftung

Indikator für

zukünftige

Performance

Finanzierung

hängt ab

von…

Unternehmensfinanzierung

Darlehen wird durch den Kreditnehmer aus seinen gesamten

Unternehmensaktivitäten zurückgeführt.

Kreditnehmer haftet für die Rückführung der Darlehen während der

gesamten Laufzeit der Darlehen.

Bewertung der Jahresabschlüsse und Rückschlüsse auf zukünftige

Performance

…der Kreditwürdigkeit des Kreditnehmers

Projektfinanzierung

Sämtliche Kosten (inkl. Schuldendienst)

müssen aus den Cash Flows des

Projektes zurückgeführt werden.

Sponsoren haften nur bis zur

Fertigstellung des Projektes, danach allein

das Projekt mit seinen Cash Flows.

Zukünftige Cash Flows

…der Zuverlässigkeit und Vorhersagbarkeit

der Cash Flows des Projekts

Quelle: Böttcher (2009)

34


FINANZIERUNG VON BIOGASPROJEKTEN:

BEISPIELE FÜR EINNAHMEN UND ANFANGSINVESTITIONEN

• Die unten aufgeführte Tabelle gibt für eine

landwirtschaftliche Biogasanlage beispielhaft die Einnahmen

für den Stromverkauf bei gleichzeitiger Wärmenutzung

wieder.

• Zusätzliche Einnahmen können durch den Vertrieb der

generierten Wärme, die Verwertung von externen Abfällen

sowie die Herstellung von Düngemitteln realisiert werden.

Diese Einnahmen sind hier nicht berücksichtigt.

Beispiel: Einnahmen für eine 170 kW el -Anlage:

Gesamte Vergütung 185,6 €/MWh el

Zusammensetzung:

Stromeinspeisetarif 132,8 €/MWh el

Prämie bei Nutzung

von Wirtschaftsdünger

(Abfallverwertung)

Energieeffizienzprämie

(Wärmenutzung)

25,4 €/MWh el ; Substrate aus

Wirtschaftsdünger > 60 %

27,4 €/MWh el ; genutzte Primärenergie >

56 %

Die folgende Tabelle verdeutlicht mögliche Investitionskosten für

unterschiedliche landwirtschaftliche Biogasanlagen (nach Größe und

Auswahl der Substrate):

Installierte

Kapazität

Bsp. Substratzufuhr

19.000 t, davon

79 % Wirtschaftsdünger

Gesamtinvestition

35 kW el 170 kW el 500 kW el

2.200 t, davon

68 % Wirtschaftsdünger

0,3-0,5 Mio. €, 10-

15.000 €/kW el

5.500 t, davon

86 % Wirtschaftsdünger

1,3-1,5 Mio. €, 10-

8.600 €/kW el

2,5-3,2 Mio. €, 10-

5.600 €/kW el

Die Investition pro Anlage ist im Vergleich zu Deutschland höher,

was gemäß Branchenexperten u. a. an dem höheren Anteil an

Baukosten liegt.

• Unter den nationalen Banken wurde von Branchenexperten für

die Finanzierung von Biogasanlagen insbesondere die Crédit

Agricole positiv hervorgehoben.

• Gemäß Branchenexperten ist die Expertise innerhalb der

Banken im Bezug auf Biogasanlagen gestiegen. Jedoch haben

teilweise schlechte Erfahrungen aus realisierten Projekten dazu

geführt, dass die Banken sehr hohe Garantieanforderungen

stellen (z. B. Nachweis von langfristigen

Substratlieferverträgen). Dies kann zu Projektverzögerungen

führen.

Quelle: ADEME (2011) Quelle: ADEME (2011)

35


Absicherung

Risiko

ALLGEMEINE ABSICHERUNGSSLÖSUNGEN FÜR

BIOGASPROJEKTE

In der folgenden Übersicht sind die wichtigsten entlang des Projektzyklus von Biogasanlagen entstehenden Risiken und eine Auswahl möglicher

Absicherungsinstrumente dargestellt.

Planung Finanzierung Transport

Bau/Montage Betrieb

Fehleinschätzungen in

der Planungsphase sowie

menschliches Versagen;

projektbezogene Planung

Zahlungsfähigkeit der

Geschäftspartner und

Einlageverpflichtung

gegenüber Auftraggeber

Transport Delay-in-Startup

(Bauverzögerungen und

finanzielle Einbußen durch

Transportschäden)

Fertigstellungsrisiko

(Bauleistung, Baustoffe,

Bauteile, Installation,

technische Anlagen,

Naturgewalt, menschliches

und technisches Versagen)

z. B. Ausfall der folgenden

Komponenten sowie damit verbundene

finanzielle Verluste aufgrund von

Betriebsunterbrechungen:

• Blockheizkraftwerke

• Gasmotoren

• Fermenter

• EDV-Anlagen

• Steuerungs- und Messinstrumente

• Haftpflichtversicherung

• Betriebshaftpflichtversicherung

• Kreditversicherung

• Exportkreditversicherung

• Bürgschaftsversicherung

• Transportversicherung

• Bauleistungs- und

Montageversicherung

• Montage-Betriebsunterbrechungsversicherung

• Maschinenversicherung

• Betriebsunterbrechungsversicherung

oder

Ertragsausfallversicherung

• Betreiberhaftpflicht (Drittschäden)

Zudem sind folgende länderspezifische Risiken zu beachten:

• Wechselkursrisiko außerhalb des Euroraums (hier sind Termin-, Options- und Swapgeschäfte als Absicherung möglich).

• Zinsänderungsrisiko (Abschluss von Zinssicherungsinstrumenten, sowohl für Inland und Ausland interessant).

• Änderung des Vergütungsmechanismus (Zertifikatesystem oder Feed-in-Tariff) und generelle Änderungen in der Energiepolitik

unterliegen dem unternehmerischen Risiko und sind nicht durch klassische Versicherungslösungen versicherbar.

• Terror und innere Unruhen im Land sind versicherbar, Krieg und Enteignung sind nur in Ausnahmefällen durch besondere Klauseln

versicherbar.

Quelle: Danelutti / Pazur, (2011)

36


ZUSAMMENFASSUNG


ZUSAMMENFASSUNG

Erkenntnisse

Energiemarkt • Steigender Energiebedarf, insbesondere durch den Rückgang in der Nutzung der Kernenergie und NREAP-Ziele (+)

• Kostenfreie Einspeisung und Anschluss an das Strom- und Gasnetz (+)

• Niedrige Strom- , Wärme- & Gaspreise (-), schlecht ausgebautes Gas- und Wärmenetz, daher schwierige

Netzanschlussbedingungen (-), fehlende Infrastruktur und Anreizmechanismen für Biogas im Kraftstoffmarkt (-)

Technisches

Potenzial

• Flächendeckend sehr hohe Substrat- und Kosubstratverfügbarkeit: Kundenpotenziale bestehen insbesondere für

Klein- bzw. mittlere Anlagen zur Nutzung von Wirtschaftsdünger (+)

• Konzentrierte Stoffströme: zur Gaseinspeisung sind besonders Großanlagen für landwirtschaftliche Großbetriebe

zunehmend interessant (+)

Politische Ziele • Hohe Zielvorgaben gemäß NREAP (+)

• Politische Bestrebungen zum Ausbau landwirtschaftlicher Biogaserzeugung: ca. 1.000 Anlagen bis 2020 (+)

Nachfrageseite • Experten prognostizieren starkes Wachstum in den nächsten Jahren in den Segmenten einzelne Landwirte (kleine

bzw. mittelgroße Anlagen) und Kollektive (mittel bzw. große Anlagen) (+)

• Im Bereich der EVUs wird mit einer relativ schwachen Nachfrage gerechnet (-)

Angebotsseite • Einfache Identifikation geeigneter Partner im Land, z. B. über den Club Biogaz der ATEE* (+)

• Lücken im Angebot im O&M-Bereich sowie in der Systemintegration (+), hohe Konkurrenz im Bereich der EPCs (-)

Untersuchungsbereiche

Genehmigungsverfahren

Vergütung &

Finanzierung

• Für kleine Anlagen (< 30 t/Tag an landwirt. Substraten) gilt ein verkürztes Genehmigungsverfahren

(Genehmigungsdauer 3-6 Monate) (+)

• Bei Großprojekten kann die Genehmigungsdauer zwischen 18 und 36 Monaten betragen (-)

• Stabiler rechtlicher Rahmen für Biogas: Einspeisetarife für Strom und Gas (+), regionale und nationale Fördertöpfe

(+)

• Möglichkeiten für kreditfinanzierte Projekte, insbesondere über landwirtschaftliche Banken, aber relativ hohe

Anforderungen (0)

* Association Technique Énergie Environnement (ATEE)

38


KONTAKTE


KONTAKTE (RELEVANTE BEHÖRDEN & VERBÄNDE)

Kategorie Name Webseite

Umwelt- und Energieministerium

Ministère de l'Ecologie, du Développement Durable et de

l‘Énergie (MEEDDM)

www.developpementdurable.gouv.fr

Umwelt- und Energiebehörde Agence de la Maîtrise de l‘Énergie (ADEME) www.ademe.fr

Landwirtschaftsministerium

Ministère de l‘Agriculture, de l‘Agroalimentaire et de la Forêt

(MAAF)

www.agreste.agriculture.gouv.fr

Auslandshandelskammer Deutsch-Französische Industrie- und Handelskammer www.francoallemand.com

Energieversorger: Strom bzw.

Gas

Electricité de France (EdF)

Gaz de France (GDF SUEZ)

www.france.edf.com

www.gdfsuez.com

Netzbetreiber Réseau de Transport d’Electricité (RTE) www.rte-france.com

Regulierungsbehörde Commission de régulation de l'énergie (CRE) www.cre.fr

Bauernverband Assemblée permanente des chambres d'agriculture (APCA) www.apca.chambagri.fr

Fachverband für Bioenergie Syndicat des énergies renouvelables (SER) www.enr.fr

Biomasseverband Le Comité Interprofessionnel du Bois-Energie (CIBE) www.cibe.fr/

Nationale Agentur für Nahrungsmittel-,

Umwelt- und Arbeitssicherheit

Agence nationale de sécurité sanitaire

de l’alimentation, de l’environnement et du travail (Anses)

www.anses.fr

Biogaskompetenzzentrum Solagro - Verein beratender Ingenieure www.solagro.org

Verein für Umwelttechnologien

Association Technique Énergie Environnement (ATEE), Club

Biogaz

www.atee.fr

40


KOOPERATIONSPARTNER

Folgende Unternehmen haben bei der Studie „Marktinfo FrankreichBiogas “ als Kooperationspartner mitgewirkt:

Allianz Climate Solutions GmbH, Biogas Nord AG, EnviTec Biogas AG, MT-ENERGIE GmbH, WELTEC BIOPOWER GmbH

41


ÜBER DIE EXPORTINITIATIVE ERNEUERBARE ENERGIEN

Die Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) analysiert im Rahmen der Exportinitiative Erneuerbare Energien des Bundesministeriums für

Wirtschaft und Technologie (BMWi) kontinuierlich die aktuellen Entwicklungen in den weltweiten Märkten für erneuerbare Energien.

Das Ziel der Studie „Marktinfo FrankreichBiogas“ ist es, der deutschen Biogasbranche durch eine strukturierte Darstellung der

Marktentwicklung und der rechtlichen Rahmenbedingungen den Markteinstieg und die konkrete Projektumsetzung vor Ort zu erleichtern.

Weitere Informationen zu den Publikationen der Exportinitiative Erneuerbare Energien finden Sie unter:

www.exportinitiative.de

Bei spezifischen Fragen zu Zielmärkten kontaktieren Sie:

exportinfo@dena.de

42


QUELLENVERZEICHNIS (1/4)

• Actu-Environnement (2013a): „Biométhane: les freins à l‘injection“, http://www.actu-environnement.com/ae/dossiers/biogaz/freins.php,

aufgerufen am 09.07.2013.

• Actu-Environnement (2013b): http://www.actu-environnement.com/ae/news/biogaz-production-electricite-injection-cogeneration-

17934.php4, aufgerufen am 10.07.2013.

• ADEME, Agence de la Maîtrise de l‘Énergie (2011): La Méthanisation à la ferme, http://www2.ademe.fr/servlet/KBaseShow?sort=-

1&cid=96&m=3&catid=15555 , aufgerufen am 26.06.2013.

• ADEME (2013a): " Fonds de chaleur », http://www.ademe.fr/fondschaleur/, aufgerufen am 19.06.2013.

• ADEME (2013b): " Méthanisation », http://www2.ademe.fr/servlet/KBaseShow?sort=-1&cid=96&m=3&catid=15558, aufgerufen am

03.07.2013.

• AFGNV, Association Française du Gaz Naturel pour Véhicules, (2012): " La transition energetique passe par le gnv et le biognv »,

http://www.afgnv.info/ , aufgerufen am 03.07.2013.

• AFGNV (2012): " Biogaz et gaz naturel : contributeurs de la transition énergétique dans les transports », www.afgnv.info, aufgerufen am

19.06.2013.

• ATEE, Association Technique Énergie Environnement (2011): „Etat des lieux de la filière méthanisation en France“,

https://atee.fr/biogaz/etat-des-lieux-de-la-fili%C3 %A8re-m%C3 %A9thanisation-en-france, aufgerufen am 27.06.2013.

• ATEE (2012): Liste des membres du Club Biogaz, www.biogaz.atee.fr , aufgerufen am 01.07.2013.

• Automobil-Propre (2013): http://www.automobile-propre.com/stations/carte-stations-gnv-france/, aufgerufen am 09.07.2013.

Biogas Verordnung (2011):

http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do;jsessionid=DDF02305D79B01574D5FE63CA36CA0C3.tpdjo17v_1?cidTexte=JORFTEXT00

0024042984&dateTexte=20120117 , aufgerufen am 01.07.2013.

• Biogaz Energie Renouvelable, http://www.biogaz-energie-renouvelable.info/dechets_nature.html, aufgerufen am 27.06.2013.

• Biomethan Verordnung (2011):

http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do;jsessionid=45F06947471371F38E33C5176BD8982E.tpdjo17v_1?cidTexte=JORFTEXT0000

24833895&dateTexte=20120117, aufgerufen am 01.07.2013.

43


QUELLENVERZEICHNIS (2/4)

• Böttcher (2009), Finanzierung von Erneuerbaren-Energien-Vorhaben.

• Bretagne-Environnement (2013): http://www.bretagne-environnement.org/Dechets/Les-dechets-agricoles-et-organiques/Le-plan-biogazagricole,

aufgerufen am 03.07.2013.

• CLER, Réseau pour la transition énergétique (2012): „Signature des premiers contrats d’injection de biogaz »,

http://www.cler.org/info/spip.php?article10768, aufgerufen am 09.07.2013.

• Code de l’environnement (2013): http://www.legifrance.gouv.fr/affichCode.do?cidTexte=LEGITEXT000006074220, aufgerufen am

09.07.2013.

• Crossboarder Bioenergy (2013): http://www.crossborderbioenergy.eu/gis/biogas/france-54/nreap-22.html#1,54,25, aufgerufen am

26.06.2013.

• Danelutti / Pazur (2011); Finanzierung Erneuerbarer Energien.

• EurObserv'ER (2012): http://www.energies-renouvelables.org/observ-er/stat_baro/barobilan/barobilan12.pdf, aufgerufen am

26.06.2013.

• Eurostat (2012): http://epp.eurostat.ec.europa.eu/tgm/table.do?tab=table&init=1&language=de&pcode=ten00114&plugin=0, aufgerufen

am 09.07.2013.

• France AgriMer (2012): " L’observatoire national des ressources en biomasse »,

http://www.franceagrimer.fr/content/download/15926/119849/file/DOC_FINAL_Obs_Biomasse_12-12.pdf, aufgerufen am 27.06.2013.

• Géographica (2013): http://geographica.danslamarge.com/IMG/jpg/orientations-agricoles-Fran.jpg, aufgerufen am 01.07.2013.

• GreenGasGrids (2013): http://www.greengasgrids.eu/?q=node/87, aufgerufen am 26.06.2013.

• INSEE, Institut national de la statistique et des études économiques (2011): Agriculture,

http://www.insee.fr/fr/themes/theme.asp?theme=10, aufgerufen am 27.06.2013.

• INSEE (2010): „Occupation physique du territoire en 2010 »,

http://www.insee.fr/fr/themes/tableau.asp?reg_id=0&ref_id=NATTEF01337, aufgerufen am 25.06.2013.

• IWR (2012): „Biogas Nord baut Frankreichs erste Biogas-Einspeise-Anlage“, http://www.iwr.de/news.php?id=21282, aufgerufen am

09.07.2013.

• La France Agricole (2013): http://www.lafranceagricole.fr/l-agriculture/panorama-de-l-agriculture/l-agriculture-dans-l-economie-

19837.html, aufgerufen am 09.07.2013.

• Loi Grenelle 2 (2010): http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Grenelle_Loi-2.pdf, aufgerufen am 09.07.2013.

44


QUELLENVERZEICHNIS (3/4)

• MAAF, Ministère de l‘Agriculture, de l‘Agroalimentaire et de la Forêt (2013a): http://agriculture.gouv.fr/Volet-methanisation-

Questions#10, aufgerufen am 02.07.2013.

• MAAF (2013b): http://agriculture.gouv.fr/IMG/pdf/Chiffres2011_14-15.pdf, aufgerufen am 02.07.2013.

• MAAF (2010): " Recensement agricole 2010 » , www.agreste.agriculture.gouv.fr/IMG/pdf/primeur302.pdf, aufgerufen am 25.06.2013.

• MEDDE, Ministère de l'Ecologie, du Développement Durable et de l'Energie (2011a), http://www.statistiques.developpementdurable.gouv.fr/fileadmin/documents/Produits_editoriaux/Publications/Reperes/2012/reperes-chiffres-cles-energie-2012.pdf,

aufgerufen am 19.06.2013.

• MEDDE (2011b): http://www.developpement-durable.gouv.fr/Le-nouveau-dispositif-de-soutien-a.html, aufgerufen am 03.07.2013.

• MEDDE (2011c): " Le bilan de la circulation », http://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr, aufgerufen am 09.07.2013.

• MEDDE (2012a), " Analyse du potentiel national pour l’application de la cogénération à haut rendement », http://www.developpementdurable.gouv.fr/IMG/pdf/101015_Rapport_potentiel_coge_pour_UE-1.pdf,

aufgerufen am 19.06.2013.

• MEDDE (2012b), " Consommation hydrocarbures », http://www.developpement-durable.gouv.fr/Quelle-est-la-consommation-de-la.html,

aufgerufen am 20.06.2013.

• MEDDE (2012c): " Prix du gaz et de l’électricité dans l’Union européenne en 2011 », www.developpement-durable.gouv.fr, aufgerufen am

19.06.2013.

• MEDDE (2013a): " Plan Énergie méthanisation autonomie azote », http://agriculture.gouv.fr/Plan-Energie-Methanisation, aufgerufen am

26.06.2013.

• MEDDE (2013b): " Chiffres clés des énergies renouvelables, édition 2013 », http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/Rep_-

_chiffres_cles_energies.pdf, aufgerufen am 26.06.2013.

• MyGeo (2012): www.mygeo.info, aufgerufen am 20.06.2013.

• NREAP, National Renewable Energy Action Plan (2010): http://www.developpementdurable.gouv.fr/IMG/pdf/0825_plan_d_action_national_ENRversion_finale.pdf,

aufgerufen am 26.06.2013.

• RTE, Réseau de Transport d‘Électricité (2012): http://www.rtefrance.com/uploads/Mediatheque_docs/vie_systeme/annuelles/Statistiques_energie_electrique/statistiques_annuelles_2012_v2.pdf,

aufgerufen am 09.07.2013.

45


QUELLENVERZEICHNIS (4/4)

• Rubrique 2910 des ICPE (2011): http://www.ineris.fr/aida/consultation_document/10767/version_pdf, aufgerufen am 09.07.2013.

• Sciences, Eaux et Territoires (2012): „Enjeux et perspectives pour le développement de la méthanisation agricole en France“, N°7 / 2012.

• Solagro (2013): „Etat des lieux de la méthanisation française“, www.solagro.org, aufgerufen am 09.07.2013.

• SRCE, Schéma Régional Air, Énergie, Climat (2013): http://www.paca.developpement-durable.gouv.fr/le-projet-de-schema-regionalr1404.html,

aufgerufen am 09.07.2013.

• Windkraft Journal (2013): „Weltec Biopower baut Anlage in Frankreich“, http://www.windkraft-journal.de/2012/04/23/weltec-biopowerbaut-anlage-in-frankreich/,

aufgerufen am 06.07.2013.

• Windkraft Journal (2012): http://www.windkraft-journal.de/2012/04/23/weltec-biopower-baut-anlage-in-frankreich, aufgerufen am

19.06.2013.

46


dena-Marktinformationssystem

MARKTINFO TÜRKEI – BIOGAS

Fokus: Landwirtschaftliche Biogasanlagen

www.exportinitiative.bmwi.de bzw. www.exportinitiative.de


IMPRESSUM

Herausgeber:

Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena)

Regenerative Energien

Chausseestraße 128 a

10115 Berlin

Telefon: + 49 (0)30 72 61 65-600

Telefax: + 49 (0)30 72 61 65-699

E-Mail: info@dena.de

Internet: www.dena.de

Konzeption/Erstellung/Redaktion:

Şafak Güneş, Pia Dorfinger

September 2013

Alle Rechte sind vorbehalten. Die Nutzung steht unter dem Zustimmungsvorbehalt der dena.

Sämtliche Inhalte wurden mit größtmöglicher Sorgfalt und nach bestem Wissen erstellt. Die dena übernimmt

keine Gewähr für die Aktualität, Richtigkeit und Vollständigkeit der bereitgestellten Informationen. Für Schäden

materieller oder immaterieller Art, die durch Nutzung oder Nichtnutzung der dargebotenen Informationen

unmittelbar oder mittelbar verursacht werden, haftet die dena nicht, sofern ihr nicht nachweislich vorsätzliches

oder grob fahrlässiges Verschulden zur Last gelegt werden kann.

Offizielle Websites

www.exportinitiative.de

www.renewables-made-in-germany.com

2


INHALTSVERZEICHNIS (1/2)

Ziele der Studie……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………. 5

Methodik und Vorgehen………………………………………………………………………………………………………………………………………………………. 6

Umweltanalyse……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………. 7

• Allgemeine Basisdaten – Türkei ………………………………………………………………………………………………………………………………………. 8

• Energiemarkt……………………………………………………………………………………………………………………………….…………………………………. 9

• Technisches Potenzial: Charakteristik der Landwirtschaft und Landnutzung..………………………………..…………………………………….. 14

• Technisches Potenzial: Klimatische Bedingungen.………………………. …………………………………………..…………………………………..…… 15

• Technisches Potenzial: Substratverfügbarkeit nachwachsende Rohstoffe………………………………………..…………………………….………. 16

• Technisches Potenzial: Substratverfügbarkeit Wirtschaftsdünger…………..………………………………………..………………………………...… 17

• Technologische Informationen: Infrastruktur….………………………...…………………………………………………….……….………..……………… 18

• Politische Rahmenbedingungen…………………………………………………………………………………………………………………………..……………. 20

Nachfrage- und Angebotsseite………………………………………………………………………………………………………………………………………………..31

• Struktur des türkischen Absatzmarkts……….………………………………………………………….…………………………………………………………...22

• Beschreibung der Kundensegmente…………………………………………………………………………………….……………………………………………..24

• Bewertung des gesamten Marktvolumens & Prognose………………………………………………………………………………………………………….27

• Branchenstruktur: Akteure entlang der Wertschöpfungskette und Bewertung des Angebots…………………………………………….........28

3


INHALTSVERZEICHNIS (2/2)

Genehmigungsverfahren, Vergütung, Förderung, Finanzierung und Absicherung……………..……………………………………………………….29

• Genehmigungsverfahren………………………………………………………………………………………………………………………………………………… 30

• Vergütungssystem: Stromeinspeisung………………………………………………………………………………………………………………………………. 31

• Andere türkische Förderungen für Biogasanlagen……………..………………………………………………………………………………………………. 32

• Finanzierung von Biogasprojekten……………………………………………………………………………………………………………………………………. 33

• Finanzierung: Finanzierungsoptionen für Biogasanlagen…………………………………………………………………..…………………………………34

• Allgemeine Absicherungslösungen für Biogasprojekte………………………………………………………………………………………………………… 36

Zusammenfassung……….……………………………………………………………………………………………………………………………………………………… 37

Kontakte ………………………………….……………………………………………………………………………………………………………………………………….. 40

Kooperationspartner der Studie……………………………………………………………………………………………………………………………………………. 42

Quellenverzeichnis ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………. 44

4


ZIELE DER STUDIE

• Internationale Absatzmärkte gewinnen für die wachsende Biogasbranche in Deutschland zunehmend an Bedeutung. In der Türkei

bieten sich Potenziale für landwirtschaftliche Biogasanlagen durch die große Rolle, die Landwirtschaft und Agroindustrie im Lande

spielen.

• Ziel der Studie ist es deshalb, deutschen Unternehmen genau jene Informationen zum türkischen Markt für landwirtschaftliche

Biogasanlagen zur Verfügung zu stellen, die sie für eine effektive und effiziente Planung des Markteintritts benötigen.

• Um gezielt Absatzpotenziale, insbesondere in aufstrebenden Wachstumsmärkten erschließen zu können, stellt die Studie die

spezifischen Rahmenbedingungen des Energiemarkts, die Wettbewerbslandschaft, den rechtlichen Rahmen der Geschäftstätigkeit

sowie Förderungs-, Absicherungs- und Finanzierungsmöglichkeiten für Biogasanlagen vor.

• Die Studie ist unterteilt in einen theoretischen Analyseteil (Kapitel „Umweltanalyse“ mit Key-Facts zum Energiemarkt bzw. Kapitel

„Angebot“ und „Nachfrage“) und Praxisinformationen (Kapitel „Genehmigungsverfahren, Vergütung, Fördermechanismen,

Finanzierung und Absicherung“ bzw. „Zusammenfassung“). Auf diese Weise werden dem Leser zunächst die theoretischen

Hintergründe und Rahmenbedingungen vermittelt. Im praktischen Teil werden relevante Aspekte für den tatsächlichen

Markteintritt und die Fördermechanismen behandelt.

• Die Studie wird im Rahmen der Exportinitiative Erneuerbare Energien des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie

(BMWi) veröffentlicht und bildet einen Teil des dena-Marktinformationssystems. Dieses stellt für die deutsche Branche detailtiefe,

technologie- und marktspezifische Informationen zu interessanten Exportmärkten zur Verfügung.

5


METHODIK UND VORGEHEN

• Die untersuchten Themengebiete wurden auf Vorschlag der Deutschen Energie-Agentur GmbH (dena) und in Abstimmung mit dem

BMWi sowie Vertretern der deutschen Biogasbranche festgelegt.

• Die Inhalte der vorliegenden Studie basieren auf einer umfangreichen Sekundärdatenrecherche in internen und externen Quellen, die

von der dena durchgeführt wurde.

• Interne Quellen: Umfangreiche Datensätze u. a. aus vielfältigen, von der dena veröffentlichten Publikationen (z. B.

Marktreports, Länderprofile) und der internen Ländermarkt-Datenbank.

• Externe Quellen: Darüber hinaus verfügt die dena über eine Vielzahl von Fachpublikationen zu energiemarktspezifischen

Themen im internationalen Kontext (z. B. Renewable Energy Outlook, EurObserv'ER Barometer, Biomass Magazine).

• Die Ergebnisse der Sekundärrecherche wurden durch Experteninterviews verifiziert.

• Zur besseren Veranschaulichung der Attraktivität des türkischen Biogasmarkts enthält die Studie ein Kapitel „Zusammenfassung“. Hier

wird der jeweilige Indikator (z. B. Energiemarkt, technisches Potenzial) abschließend kurz und prägnant dargestellt.

• Die Studie ist zudem mit Hinweisen und Expertentipps versehen, um besonders praxisrelevante Aspekte hervorzuheben und auf

mögliche Hindernisse und Schwierigkeiten hinzuweisen.

Verwendete Icons

Besondere Fakten und Hinweise (aus Sekundär- und Primärquellen), die es in Bezug auf den Biogasmarkt zu beachten gilt.

Informationen aus Experteninterviews (Juli – August 2013)

Verlinkung auf externe Dokumente oder Webseiten

6


UMWELTANALYSE


ALLGEMEINE BASISDATEN – TÜRKEI

Allgemeine Basisdaten (Jahr: 2012)

Politische Karte mit Provinzen der Türkei

Landesfläche

Bevölkerungsanzahl

783.562 km²

75,6 Mio.

Ländliche Bevölkerung 17,2 Mio. (22,7 %)

Landessprache

Staatsform

Administrative Teilung

Türkisch (Amtssprache), Kurdisch

Parlamentarische Republik

81 Provinzen

BIP pro Kopf* 27.706,85 TL* (~11.968,4 Euro *)

BIP Anteil der Landwirtschaft 7,9 % (112,6 Mrd. TL (~48,6 Mrd. Euro ))

Anzahl der Beschäftigten in

der Landwirtschaft

Anteil der landwirtschaftlich

genutzten Fläche (Schätzung)

Relatives

Wirtschaftswachstum

Staatshaushalt (in Mrd.)

(Schätzung)

Inflationsrate (Schätzung) 8 %

5.522.850 (22,5 % der Arbeitskraft)

49 % (384.120 km²)

2012: 2,2 %

Arbeitslosenquote (Feb. 2013) 10,5 %

Einnahmen: 318,67 TL (~134,48 Euro *)

Ausgaben: 355,03 TL (~149,81 Euro *)

* Wechselkurs Jahresdurchschnitt GTAI (2012): 1 € = 2,315 TL (Türkische Lira)

Quellen: GTAI (2013), TÜİK (2011a, 2012a, 2013a), CIA (2010), Ekonomi (2013),

GTHB (2013a)

Quelle: INSCALE GmbH, bearbeitet durch dena (2013)

01. Adana 15. Burdur

02. Adıyaman 16. Bursa

03. A.karahisar 17. Çanakkale

04. Ağrı 18. Çankırı

05. Amasya 19. Çorum

06. Ankara 20. Denizli

07. Antalya 21. Diyarbakır

08. Artvin 22. Edirne

09. Aydın 23. Elazığ

10. Balıkesir 24. Erzincan

11. Bilecik 25. Erzurum

12. Bingöl 26. Eskişehir

13. Bitlis 27. Gaziantep

14. Bolu 28. Giresun

29. Gümüşhane

30. Hakkari

31. Hatay

32. Isparta

33. Mersin

34. İstanbul

35. İzmir

36. Kars

37. Kastamonu

38. Kayseri

39. Kırklareli

40. Kırşehir

41. Kocaeli

42. Konya

43. Kütahya

44. Malatya

45. Manisa

46. K.Maraş

47. Mardin

48. Muğla

49. Muş

50. Nevşehir

51. Niğde

52. Ordu

53. Rize

54. Sakarya

55. Samsun

56. Siirt

57. Sinop

58. Sivas

59. Tekirdağ

60. Tokat

61. Trabzon

62. Tunceli

63. Şanlıurfa

64. Uşak

65. Van

66. Yozgat

67. Zonguldak

68. Aksaray

69. Bayburt

70. Karaman

71. Kırıkkale

72. Batman

73. Şırnak

74. Bartın

75. Ardahan

76. Iğdır

77. Yalova

78. Karabük

79. Kilis

80. Osmaniye

81. Düzce

8


TWh

ENERGIEMARKT: PRIMÄRENERGIEERZEUGUNG UND -VERBRAUCH

Anteile einzelner Energieträger an der

Primärenergieerzeugung – 1.331 TWh (2011)

Öl

27,00 %

Gas

32,68 %

Quelle: ETKB (2011d)

Kohle

31,74 %

Wasserkraft

3,99 %

Biomasse

3,15 %

Geothermie

0,53 %

Solar

0,56 %

Wind

0,36 %

Primärenergieerzeugung und -verbrauch (2001-2011)

1.400

1.200

1.000

800

600

400

Primärenergieerzeugung

Primärenergieverbrauch

Erneuerbare

Energien

ohne

Wasserkraft:

4,59 %

200

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Jahr

Quelle: Weltbank (2011)

• 91 % der in der Türkei erzeugten Energie stammen aus

fossilen Energieträgern, hier vorrangig aus Kohle

(32 %), Gas (33 %) und Erdöl (27 %). Die fossilen

Energieträger werden überwiegend importiert. Vorrangige

Handelspartner sind Russland (Erdgas) und der Iran

(Erdöl).

• Bei den erneuerbaren Energien nutzt die Türkei vor allem

die Wasserkraft. Diese leistet etwa 4 % der

Primärenergieerzeugung. Darauf folgt mit etwas über 3 %

die Biomasse, die hauptsächlich zur Wärmeerzeugung

genutzt wird. 31 % der genutzten Biomasse (bzw. 1 % des

gesamten Verbrauchs; 12,7 TWh) besteht aus pflanzlichen

und tierischen Rückständen der Landwirtschaft.

• Die Türkei ist Energieimporteur, wobei der Importanteil

von 2001 bis 2011 zwischen 63 und 73 % lag. Im Jahr 2011

betrug die Summe der Primärenergieerzeugung 387 TWh,

die des Verbrauchs 1.328 TWh.

• Wie die Grafik links zeigt, wuchs die Primärenergieerzeugung

zwischen 2001 und 2011 nur leicht an,

wohingegen der Verbrauch, insbesondere seit 2009, sehr

stark anstieg. Grund hierfür ist die wachsende türkische

Wirtschaft.

• Um seine Importabhängigkeit von fossilen Energieträgern

zu reduzieren, plant die Türkei, die erneuerbaren Energien

auszubauen. Bis zum Jahr 2023 sollen insgesamt

Kapazitäten von 36 GW Wasserkraft, 20 GW Wind, 3 GW

Solar, 600 MW Geothermie und 2 GW Biomasse installiert

sein.

Quellen: ETKB (2011a), EIA (2013), CNBC (2012)

9


ENERGIEMARKT: STROM – KEY FACTS

Key Facts

Stromerzeugung

&

-verbrauch

Bruttostrompreise

(2012)

Anteil EE &

Biogas an der

Stromerzeugung

& Ausbauziel

Rechtlicher

Rahmen und

Vergütung

• Installierte Kapazität: 55,8 GW (Stand: September 2012), vorrangig auf Basis von Wasserkraft (33,43 %), Erdgas (30,72 %) und

Kohle (22,25 %)

• Bruttostromerzeugung: 229,4 TWh, Bruttostromverbrauch: 230,31 TWh, Nettostromimporte: 4,5 TWh

• Anstieg Nettostromverbrauch zwischen 2001 und 2011 um 87 %, insbesondere aufgrund des Wirtschaftswachstums

• Verbrauch der wichtigsten Sektoren: Dienstleistungen (Tourismus) mit 33 %, Stahl und Eisen mit 22 %, Textilien mit 16 %

• Industrie: 28,99 Kuruş/kWh (12,52 € ct/kWh*)

• Haushalte: 34,43 Kuruş/kWh (14,87 € ct/kWh*)

• Experten gehen davon aus, dass die Strompreise in den nächsten drei Jahren um 10 bis 12 % wachsen werden

(Experteninterviews: Juni 2013).

• Der EE-Anteil an der Bruttostromerzeugung beträgt insgesamt 25,18 % (davon Wasserkraft: 33,43 %, Wind: 3,79 %, Biogas: ca.

0,02 % (detaillierte Informationen über die erste Biogasanlage zur Stromerzeugung sind unter www.izaydas.com.tr abrufbar).

• EE-Ziel bis 2023: 30 % des Strombedarfs aus erneuerbaren Quellen und installierte Kapazität von 2 GW durch Biomasse (hier

wurde der Anteil von Biogas nicht definiert).

• Stromeinspeisetarif (FiT) für Biogasanlagen, die vor dem 31. Dezember 2015 in Betrieb gehen: 13,3 USD ct/kWh (ca. 10,51 €

ct/kWh)

• Local-content-Bonuszahlung zusätzlich zum FiT bei Nutzung von türkischen Komponenten von bis zu 5,6 USD ct/kWh (ca. 4,42

€ ct/kWh). Eine Liste der Komponenten finden Sie auf Folie 31

• Fehlende rechtliche Rahmenbedingungen in Bezug auf: (i) die Entsorgung von Abfällen aus der Viehhaltung, (ii) die Ausbauziele

für Biogas, (iii) die wirtschaftliche Nutzung von Bioabfällen

Stromnetz • In Bezug auf Biogas gibt es noch keine Richtlinien des türkischen Netzbetreibers TEİAŞ.

• Ein großes Problem der türkischen Stromversorgung stellen die hohen Stromnetzverluste dar. Im Südosten betrugen die

Verluste durch die Übertragungsleitungen 2009 über 70 %.

* Wechselkurs Jahresdurchschnitt GTAI (2012): 1 Euro = 2,315 TL

Quellen: ETKB (2011b, 2011c, 2012a), Anadolu (2013), TEİAŞ (2010, 2011), TEDAŞ (2013), dena (2013a, 2013b), DBFZ (2011)

10


ENERGIEMARKT: GAS – KEY FACTS

Key Facts

Gaserzeugung

und -verbrauch

• Im Jahr 2011 lag der gesamte Erdgasverbrauch bei 44,71 Milliarden m³, 2 % davon stammen aus nationaler

Produktion, der Rest wurde importiert.

Bruttogaspreise • 2012 lagen die Gaspreise in der Türkei zwischen 0,79 und 1,01 TL / m³ (ca. 0,31 – 0,39 Euro / m³).

• Der Gaspreis in Istanbul liegt über dem Landesdurchschnitt.

• Für die Industrie in der Stadt variiert der Gaspreis (seit 01.05.2013) je nach Verbrauch zwischen 0,85 und 1,02

TL / m³ (ca. 0,43 – 0,52 Euro / m³).

• Haushalte zahlen 1,02 TL (ca. 0,43 Euro ) pro m³ Erdgas.

Anteil Biogas am

Gasmarkt &

Ausbauziele

• Der Anteil von Biogas im türkischen Erdgasmarkt liegt bei null Prozent.

• Aufgrund der langfristigen Erdgas-Lieferverträge, vor allem zwischen Russland und der Türkei, sieht es auch in

naher Zukunft nicht danach aus, dass Biogas hier eine größere Rolle spielen könnte.

• Darüber hinaus hat die türkische Regierung keine Biogas-Ausbauziele für den Gasmarkt definiert.

Gasnetz • Insgesamt können 62 von insgesamt 81 Provinzen in der Türkei über Gasnetze mit Erdgas beliefert werden.

Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz ist gesetzlich derzeit nicht geregelt.

Rechtlicher

Rahmen

• Weder die Energiemarktregulierungsbehörde EPDK noch BOTAŞ (staatliches Öl- und

Erdgastransportunternehmen) haben bisher Richtlinien in Bezug auf die Biomethaneinspeisung aus

Biogasanlagen angekündigt.

• Um für das Erdgasnetz von BOTAŞ zugelassen zu werden, muss die Gasbeschaffenheit folgende Vorgaben

erfüllen: eine Mindestquote von 82 % Methan und ein Wobbeindex zwischen 13 – 10,4 Mcal / m³.

Quellen: ETKB (2011d), TÜİK (2012b), İGDAŞ (2013), EPDK (2012), BOTAŞ (2013)

11


ENERGIEMARKT: WÄRME – KEY FACTS

Key Facts

Wärmeerzeugung

&

-verbrauch

• Wärmeerzeugungskapazität: 19,48 GW (Stand: 2009); Wärmeerzeugung: 155 TWh (2011)

• Zusammensetzung der Wärmeerzeugung: 83 % Erdgas, 2 % Öl, 10 % Geothermie und Sonstige, 5 % Solar

• Fernwärme: In 14 Provinzen befinden sich Wärmenetze mit einer Kapazität von 390 MWth. Der weitere Ausbau von Wärmenetzen

wird nun vor allem durch die angestrebte Nutzung des Geothermiepotenzials vorangetrieben. Zusätzliche Fernwärmenetze sind in

weiteren sieben Provinzen geplant. Landesweit bestehende und geplante Wärmenetze finden Sie auf Folie 19.

Wärmepreis • Der Wärmepreis variiert nach Region: Die Wärmepreise sind in den Provinzen Balıkesir und Kırşehir am niedrigsten und in

Nevşehir am höchsten.

• Der Bruttowärmepreis des derzeit einzigen KWK-Wärmenetzes Esenyurt in Istanbul liegt für Haushalte seit 01.05.2013 bei 6,1

Kuruş / kWh (2,44 Euro Cent / kWh*).

• Der Wärmepreis in İzmir liegt bei 5,83 TL / kWh (2,33 Euro Cent / kWh*) für Geothermie.

Anteil BiogasBiogasanlagen zur Wärmenutzung befinden sich in Rani Çiftliği, Banvit und in der Gemeinde von Ödemiş (Details zu den

Biogasanlagen, siehe Folie 23).

• Es gibt derzeit keine Anlagen mit Wärmeeinspeisung in bestehende Wärmenetze.

Wärmenetz • Derzeit noch gering ausgebaute Wärmenetzinfrastruktur. Großes Interesse am Wärmenetzausbau durch das hohe Potenzial von

Geothermie – vor allem im Westen des Landes. Erste Erfahrungen wurden bereits in Sinav mit einer 66-MW-

Tiefengeothermieanlage gemacht.

Rechtlicher

Rahmen &

Förderung

• Keine Förderung für Wärmeerzeugung durch Biogas.

• Den rechtlichen Rahmen bezüglich der Verteilung und des Verbrauchs von Wärme regelt in der Türkei die Richtlinie über

Warmwasserkosten (Türkisch: Merkezi Isıtma ve Sıhhi Sıcak Su Sistemlerinde Isınma ve Sıhhi Sıcak Su Giderlerinin

Paylaştırılmasına İlişkin Yönetmelik). Die Richtlinie bestimmt welche Firmen akkreditiert werden können, um am Verkauf und

an der Verteilung von Wärme teilzunehmen. Firmen werden vom Ministerium für Umwelt und Stadtentwicklung akkreditiert.

* Wechselkurs vom 10.07.2013 Citibank, N.A.: 1 € = 2,50 TL

Quellen: ETKB (2011c, 2011d), IEA (2009), İGDAŞ (2013), ICCI (2011a), TSAD (2010a), Eigenrecherche dena (2013a, 2013c), BMWI (2012), GEOPOT (2007), İzmir

Jeotermal (2013), KB (2013), MBS (2009), TIM (2012).

12


ENERGIEMARKT: KRAFTSTOFFE – KEY FACTS

Key Facts

• Der Kraftstoffverbrauch im Verkehrssektor der Türkei basiert auf Erdöl (97,1 %), Erdgas (1,5 %) und Strom (0,1 %).

• Es gibt 8,8 Mio. registrierte Kraftahrzeuge in der Türkei und davon werden 41,3 % durch LPG, 32,9 % durch Benzin und

25,2 % durch Diesel betrieben (Stand: 2013).

Kraftstoffpreise • Die Kraftstoffpreise liegen in der Türkei deutlich über denen von Deutschland.

• Benzinpreis (2013): 4,84 TL / l (1,94 Euro / l*) (60,1 % Steuern; 11,4 % Distribution; 28,6 % Rohölpreis)

• Dieselpreis (2013): 4,22 TL / l (1,70 Euro / l*) (51 % Steuern) (Stand: 2011)

• LPG-Preis (2013): 2,56 TL / l (1,03 Euro / l*) (46 % Steuern) (Stand 2011)

• CNG-Preis (2011): 1,9 TL / m³ (0,76 Euro / m³ (52 % Steuern, 21,8 % Kosten und Gewinne, 26,3 % Rohgaspreis) (Stand

2011)

Anteil

alternativer

Kraftstoffe

• In der Türkei gibt es 3.339 Erdgasfahrzeuge (davon 1.489 Busse und LKWs) (Stand: 2011): 0,02 % der Fahrzeuge in der

Türkei verbrauchen CNG als Kraftstoff.

Ausbauziele • Es existiert kein spezifisches Ausbauziel für Biogas– bzw. Erdgasmobilität.

Kraftstoffverbrauch

Erdgas-

Tankstellennetz

Rechtlicher

Rahmen &

Förderung

• Es gibt mehr als neun private und fünf staatliche CNG-Tankstellen im Land, Biogas ist an den Tankstellen nicht verfügbar.

• Die Energieregulierungsbehörde (EPDK) erließ am 27.09.2011 ein Gesetz, wonach die Beimischung von 2 % Bioethanol in

den Treibstoff ab 01.01.2013 obligatorisch ist. Es gibt jedoch keine spezifische Förderung für Biomethan als Kraftstoff. Bis

2016 sollen Beimischraten von 3 % Bioethanol und 3 % Biodiesel erreicht werden.

* Wechselkurs vom 10.07.2013 Citibank, N.A.: 1 € = 2,50 TL

Quellen: ETKB (2011d), TÜİK (2013b), TPPD (2013), Energypedia (2011), MMO (2011), ODİDER (2010), Naturelgaz (2013), dena (2013c), Hürriyet (2013)

13


TECHNISCHES POTENZIAL: CHARAKTERISTIK DER

LANDWIRTSCHAFT UND LANDNUTZUNG

• Mit 384.120 km 2 an landwirtschaftlicher Nutzfläche (49 % der

gesamten Landesfläche) verfügt die Türkei über 200 % mehr an

diesbezüglichen Flächen als Deutschland.

• Die Getreide-, Wiesen- und Weidenwirtschaft haben den größten

prozentualen Flächenanteil.

• Neben 20,6 Mio. Hektar Ackerland gibt es in der Türkei 1,9 Mio.

Hektar Anbauflächen für Obst, Getränke- und Gewürzpflanzen,

welche teilweise auch für die Biogasproduktion verwendet werden

können.

• Der Anteil der landwirtschaftlichen Anbauflächen an der

Gesamtfläche ist in den Provinzen Edirne, Tekirdağ, Uşak, Şırnak

und Ardahan am höchsten. Dort liegt er zwischen 92 und 96 %.

• Am meisten Brachflächen gibt es in den Provinzen Karabük, Sivas,

Gümüşhane, Kars, Kırıkkale, Kayseri, Konya und Çorum. Hier

liegt deren Anteil zwischen 35 und 42 % der Gesamtfläche. In

diesen Provinzen können Biogasanlagen auf Basis von

Energiepflanzen z. B. zur Eigenversorgung interessant sein.

Aufteilung der landwirtschaftlichen Nutzflächen

(384.120 km², 49 % der gesamten Landesfläche)

Weinanbau

1 %

Obst, Getränkeund

Gewürzpflanzen

-anbau

5 %

Quellen: TÜİK (2011a, 2006)

Weidewirtschaft

38 %

Getreide

-anbau

41 %

Olivenanbau

2 %

Gemüseanbau

2 %

Brachflächen

11 %

• Die Produktivität und Wettbewerbsfähigkeit der türkischen Landwirtschaft liegt unterhalb des EU-Durchschnitts. Bei 78,9 % der

landwirtschaftlichen Betriebe liegt die Anbaufläche unter 10 Hektar. 34,3 % der gesamten landwirtschaftlichen Nutzflächen der Türkei

entfallen auf diese Gruppe (Stand: 2006).

• Die Steigerung der landwirtschaftlichen Produktivität ist im Hinblick auf die Nahrungsmittelnachfrage der wachsenden türkischen

Bevölkerung essenziell. Deshalb hat die Regierung ein Programm zur ländlichen Entwicklung lanciert (Details siehe Folie 34). Durch

dieses Programm soll die Kaufkraft der kleinen landwirtschaftlichen Betriebe ansteigen, wodurch sich langfristig eine neue

Käufergruppe für Biogasanlagen entwickeln könnte.

Quellen: AgroWorld (2012), GTHB (2013b), TÜİK (2011a, 2011b)

14


TECHNISCHES POTENZIAL: KLIMATISCHE BEDINGUNGEN

Klimatische Bedingungen

• In der Türkei gibt es hauptsächlich drei Klimazonen: Kontinentales Klima in Zentral-, Ost- und Südostanatolien, feuchtes Klima in der

Schwarzmeerregion und ein mediterranes Klima in der Ägäis-/Mittelmeerregion.

• Die durchschnittliche Niederschlagsmenge pro Jahr beträgt in der Türkei 643 l/m². So fallen an der östlichen Schwarzmeerküste bis zu

2.500 l/m² pro Jahr, während in Zentralanatolien nur 300 l/m² anfallen.

• Die Jahresdurchschnittstemperatur liegt bei 12,8 °C (min. Temperatur: -12°C, max. Temperatur: 45°C).

Technisches Biogaspotenzial der Türkei

Quelle DBFZ* ETKB* TEKNODAN*

Landwirtschaftliches

Biogaspotenzial

[TWh/J]

Theoretisch

215,22 k. A. 152

Technisch 54,39 17,4 – 23,3 k. A.

* Deutsches Biomasseforschungszentrum (DBFZ), Turkish Ministry of Energy and Natural Resources

(ETKB), türkische EPC Firma (Teknodan)

Quelle: DBFZ (2011)

Technisches Biogaspotenzial in der Türkei

54,39 TWh

Agroindustrielle

Reststoffe

7 %

Energiepflanzen

37 %

Quelle: DBFZ (2011)

Siedlungsabfälle

5 %

Viehwirtschaft

35 %

Landwirtschaftliche

Reststoffe

16 %

• Derzeit gibt es mehrere Studien und Einschätzungen zum

theoretischen und technischen Biogaspotenzial in der Türkei.

• Gemäß dem DBFZ haben Energiepflanzen das größte

Biogaspotenzial.

• Nach den Energiepflanzen stellen Abfälle aus der Viehzucht

das zweitgrößte Potenzial zur Biogasproduktion dar.

• Weitere Hinweise zu interessanten Regionen mit einem hohen

technischen Biogaspotenzial werden in der Studie des DBFZ

beschrieben.

Quellen: dena (2013a, 2013c), DBFZ (2011), ICCI (2012), TEKNODAN (2011)

15


TECHNISCHES POTENZIAL: SUBSTRATVERFÜGBARKEIT

NACHWACHSENDE ROHSTOFFE

• Die verwertbaren pflanzlichen Reststoffe stammen vorrangig aus

dem Getreide- bzw. dem Obst- & Gemüseanbau

• Etwa ein Drittel der landwirtschaftlichen Betriebe in der Türkei

betreiben reinen Acker- & Pflanzenbau. Hier handelt es sich zum

Großteil um Gemüse- und Obstanbau sowie Getreidewirtschaft.

• Laut den aktuellsten Prognosen der TÜİK (statistisches Amt Türkei)

zur pflanzlichen Produktion werden im Jahr 2013 in der Türkei 36,4

Mio. Tonnen (t) Getreide, 28,1 Mio. t Gemüse und 18,2 Mio. t Obst

produziert.

• Volumen und geographische Verteilung der Substrate:

• Das technische Biogaspotenzial aus pflanzlichen Reststoffen (insgesamt

8,18 TWh/Jahr) setzt sich aus Getreidehalmen (71 %) sowie Rückständen

des Tomaten-(14 %) und des Zuckerrübenanbaus (15 %)

zusammen.

• Die türkischen Provinzen mit dem größten technischen Biogaspotenzial

auf Basis pflanzlicher Reststoffe und Energiepflanzen sind Aksaray,

Adana, Şanlıurfa, Ankara, Konya und Yozgat.

Rückstände

Zuckerrübe

15 %

Rückstände

Tomatenanbau

14 %

Technisches Biogaspotenzial aus

pflanzlichen Reststoffen: 8,18 TWh

Quelle: DBFZ (2011)

Getreidehalme

71 %

Derzeit hemmen fehlende Vorschriften zur Verwertung

landwirtschaftlicher Reststoffe und Energiepflanzen

deren Nutzung zur Biogaserzeugung.

Ausblick auf den Anbau und die Nutzung von Energiepflanzen

• Aufgrund der geringeren Anbaumengen muss in der Türkei mit höheren Kosten in den Bereichen des Anbaus und der Nutzung von

Energiepflanzen als in Deutschland gerechnet werden.

• Um die Nutzung von Energiepflanzen voranzutreiben wurde 2011 das Forschungszentrum für Energiepflanzen (Türkisch: Enerji Bitkileri

Araştırma Merkezi) vom Ministerium für Landwirtschaft unter dem „Karadeniz Institut für landwirtschaftliche Forschung“gegründet.

• Die Hauptaufgabe des Forschungszentrums ist die Grundlagenforschung zu Energiepflanzen und deren energetischer Nutzung sowie die

Durchführung von Pilotprojekten in der Türkei.

Quellen: DBFZ (2011), TÜİK (2006), KTAE (2012), BMELV (2012), TEKNODAN (2011)

16


TECHNISCHES POTENZIAL: SUBSTRATVERFÜGBARKEIT

WIRTSCHAFTSDÜNGER

Der verwertbare Wirtschaftsdünger stammt vorrangig aus der

Rinder- und der Geflügelzucht

• In der Türkei gibt es 169 Mio. Masthähnchen, 85 Mio. Legehennen, 27

Mio. Schafe, 14 Mio. Rinder und 8 Mio. Ziegen (Stand 2011).

Technisches Biogaspotenzial von

Wirtschaftsdünger 21,8 TWh

Geschätztes technisches Potenzial

• Gemäß dem DBFZ beträgt das technische Biogaspotenzial aus

Wirtschaftsdünger (Rinder- und Hühnermist) 78,4 PJ/J (21,8 TWh/J).

Rindergülle stellt dafür 42,1 PJ/J (11,7 TWh/J) bereit, Hühnermist

36,2 PJ/J (10 TWh/J).

Rinder ohne

Büffel

54 %

Masthähnchen

36 %

Quelle: DBFZ (2011)

Legehennen

10 %

Struktur und geographische Verteilung der Substrate:

• Landwirtschaftliche Tierzuchtbetriebe konzentrieren sich hauptsächlich in den Provinzen Kocaeli, Sakarya, Düzce, Bolu, Balıkesir, Manisa,

İzmir, Afyonkarahisar, Eskişehir, Ankara, Konya, Mersin, Adana, Hatay und Elazığ.

• Die größten Potenziale zur Reststoffverwertung bietet die Geflügelzucht. Im Jahr 2010 lag die Türkei auf Platz zehn der wichtigsten

Geflügelproduzenten weltweit. Biogasanlagen können vergleichsweise einfach und wirtschaftlich in der Nähe von Geflügelbetrieben (Kümes

hayvancılığı) realisiert werden.

• Die Viehhaltung von Rindern und Ziegen bietet weniger gute wirtschaftliche Potenziale. Der Anteil der türkischen Landwirte, die zwischen

einem und vier Rinder besitzen, beträgt 59,7 %. Oft ist die Viehwirtschaft eine Nebentätigkeit der Ackerbauern und zeichnet sich durch

geringe Produktivität aus. Darüber hinaus handelt es sich größtenteils um kleinteilige Weidewirtschaft (zwischen Frühling und Winter) in

Zentral-, Ost- und Südostanatolien, wobei nur geringe Reststoffmengen gesammelt werden können. Derzeit wird der anfallende

Wirtschaftsdünger zum Großteil verbrannt.

Quellen: TÜİK (2013c, 2011c), EFD (2011), DBFZ (2011), BMELV (2012), TEKNODAN (2011)

17


TECHNOLOGISCHE INFORMATIONEN: INFRASTRUKTUR (1/2)

STROMNETZ

• Das türkische Stromnetz gliedert sich in ein Übertragungsnetz

(insgesamt 49.993 km, ≥ 36 kV) und in ein Verteilnetz (insgesamt

1.000.000 km, ≤ 30 kV).

• Der Ausbau des Stromnetzes ist ein wichtiges Ziel der türkischen

Regierung. Gemäß des strategischen Plans 2011 bis 2015 verfügt

der Stromnetzbetreiber TEİAŞ über ein Budget von jährlich 1,1

Mrd. TL (ca. 0,5 Mrd. Euro *), um die Zuverlässigkeit, Qualität

und Verfügbarkeit des Stromnetzes zu erhöhen.

• Die Karte zeigt das türkische Stromnetz. Die roten Linien

entsprechen den bestehenden, die gestrichelten Linien weiteren

geplanten 400 kV-Überlandleitungen. Insbesondere im Osten und

Süden soll das Stromnetz erweitert werden.

• Im Jahr 2010 lagen die Netzverluste in der Türkei bei ca. 14 %,

mehr als das Doppelte im Vergleich zu Europa.

• Für Biogas sind Regelungen in Bezug auf Netzanschlüsse (Strom,

Gas, Pipeline) in der Türkei jedoch noch nicht definiert.

Laut einem der ersten Biogasanlagenbetreiber in

der Türkei dauert das Genehmigungsverfahren

für die Stromerzeugung von Anlagen über 1 MW

(nur diese Anlagen brauchen eine Lizenz)

zwischen sechs und acht Monaten (Stand 2012).

* Wechselkurs Jahresdurchschnitt GTAI (2012): 1 € = 2,315 TL

Quellen: ETKB (2011a, 2012a), Weltbank (2010), GEKA (2012), TEİAŞ (2010)

MEDITERRANEAN

Quelle: ICCI (2010)

• Die Elektrifizierungsrate erreichte 2007 in der Türkei 100 %.

Ein großes Problem stellen jedoch die hohen Stromnetzverluste

dar. Im Südosten (siehe Kreis in der Karte) betrugen im Jahr

2009 die Verluste durch die Übertragungsleitungen über 70 %.

Hier bietet sich besonders die Möglichkeit zur netzfernen

Nutzung von Biogas.

• Die Regierung möchte die Verluste durch eine verstärkte

Privatisierung der lokalen Netzbetreiber sowie den Bau neuer

Übertragungsleitungen reduzieren.

Quellen: TEİAŞ (2010), UNDP (2007)

18


TECHNOLOGISCHE INFORMATIONEN: INFRASTRUKTUR (2/2)

STRASSEN- UND WÄRMENETZ

Straßennetz

• Die Straßendichte der Türkei beträgt etwa ein Viertel von der

Deutschlands.

• Streusiedlungen im Land sowie Ausbesserungs- und

Bautätigkeiten auf dem überwiegenden Großteil der Regionalund

Provinzstraßen machen den Transport von

landwirtschaftlichen Waren sowie den Zugriff auf

Dienstleistungen, besonders in den Regionen mit dem höchsten

technischen Biogaspotenzial, oft schwierig.

Wärmenetz

• Wie in den „Wärme Key Facts“ erwähnt, sind Wärmenetze

(Türkisch: Bölge Isıtma Sistemleri – BIS) noch unüblich in der

Türkei. Fast alle vorhandenen Wärmenetze basieren auf der

Versorgung mit geothermischer Energie. Der größte Anteil der

geothermischen Quellen befindet sich in der westlichen Ägäischen

Region, in der Nähe der Stadt İzmir.

• Das staatliche Projekt (TSAD) analysiert die Nutzung der

überschüssigen Wärme für Fernwärmeanwendungen durch die

vierzehn staatlichen thermischen Kraftwerke von TÜBİTAK (der

wissenschaftliche und technologische Forschungsrat der Türkei)

und Yıldız Teknik Üniversitesi. Mehr Informationen gibt es auf der

Webseite www.tsad.org.tr

• Derzeit gibt es in der Türkei noch keine Angaben oder

Informationen zur möglichen Nutzung der Wärmenetze im

Rahmen der Biogaserzeugung.

Provinzen mit Wärmenetzen (rot) und geplanten

Wärmenetzen (gelb)

Quellen:INSCALE GmbH, bearbeitet durch dena (2013), TSAD (2013c), ICCI (2011b),

dena (2010), TÜBİTAK (2012)

Provinzen mit

Wärmenetzen (KWK

& Geothermie)

Provinzen mit

geplanten

Wärmenetzen

KWK: İstanbul-Esenkent (45 MW th )

Geothermie: İzmir, Kütahya, Afyon, Denizli, Manisa, Balıkesir,

Kırşehir, Ankara, Ağrı, Nevşehir, Yozgat, Sakarya, Yalova

(etwa 390 MW th Wärmekapazität)

KWK: Muğla, Manisa, Bursa, Maraş, Kütahya, Zonguldak,

Kırklareli, Sivas, Çanakkale, İstanbul (Beylikdüzü, Gürpınar,

Yakuplu)

Quellen: CIA (2008), GTAI (2013), OECD (2012), General Directorate of Highways (2013)

dena (2010), TSAD (2013a, 2013b, 2013c)

Quellen: TSAD (2013c), ICCI (2011b), dena (2010), TÜBİTAK (2012)

19


POLITISCHE RAHMENBEDINGUNGEN

Übersicht

Politische

Ausbauziele

• Bis 2023 sollen 30 % der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen geleistet werden.

• Die geplante Kapazität für Biomasse zur Primärenergieerzeugung im Jahr 2023 beträgt 2 GW.

• Derzeit ist nicht klar, welcher Anteil davon auf Biogas entfallen soll.

Agrarpolitik • Das türkische Ministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Viehzucht sieht eine mögliche erhöhte Nachfrage nach

Biokraftstoffen als eine Bedrohung für die Nahrungssicherheit. Spezifische Äußerungen zu Biogas gab es bislang noch

nicht.

• Allerdings erkannte das Ministerium auch das Potenzial zur Nutzung von landwirtschaftlichen Reststoffen und

weiteren Waste-To-Energy-Verfahren. Auch hierzu wurden jedoch noch keine genaueren Angaben gemacht.

• Es werden konkrete Maßnahmen diskutiert, wie Nutzungskonflikte zwischen der landwirtschaftlichen Produktion

(Nahrungsmittelerzeugung) und der energetischen Nutzung landwirtschaftlicher Stoffe, z. B. für die Biogaserzeugung,

vermieden werden können.

Biogasstrategie

Biogasrelevante

EU-

Vorgaben

• Die türkische Regierung gibt Wasser- und Windenergie Vorrang vor anderen erneuerbaren Energiequellen wie Sonne

und Biogas. Eine konkrete Biogasstrategie gibt es nicht.

• Laut Branchenexperten finden vor allem EU-Sicherheitsrichtlinien, welche generell bei jeder Biogasanlage beachtet

werden, Anwendung in der Türkei.

• Konkrete EU-Biogasrichtlinien finden in der Türkei keine Anwendung.

Quellen: GTHB (2013a), ETKB (2012b), DBFZ (2011), Dünya (2013), TTGroup (2013)

20


NACHFRAGE- UND ANGEBOTSSEITE


STRUKTUR DES TÜRKISCHEN ABSATZMARKTS (1/2)

Erste Biogaserfahrungen in der Türkei

• Im Jahr 1982 startete die Türkei ihr erstes Biogasprojekt.

• Im Rahmen des Projekts wurde die Installation von drei

Biogasanlagen pro Provinz und fünf pro regionalem

Zentrum geplant. Für private Unternehmen wurden

Kredite und technische Unterstützung zur Verfügung

gestellt.

• Letztendlich wurde allerdings keine dieser Biogasanlagen

über längere Zeit betrieben. Gründe dafür wurden in einer

Umfrage Ende der 1980er Jahre genannt: Mangel (i) an

ausreichenden Schulungen für Organisationen und (ii) an

Beratern für Anlagenbetreiber.

• Diese negativen Erfahrungen mit Biogasanlagen führten

dazu, dass es über mehrere Jahre kein Interesse und keine

Pläne mehr für weitere Biogasprojekt gab. Es herrschte

lange Zeit die Einstellung vor, dass Biogasanlagen generell

nicht funktionieren.

Marktentwicklung in den letzten Jahren (2011-2013)

• Nach den negativen Erfahrungen mit Biogas in den 1980er Jahren

gab es lange Zeit sehr wenig Initiativen auf diesem Gebiet.

• Neue Entwicklungen im Bereich des landwirtschaftlichen Biogas

gibt es erst wieder seit 2011. Vorbereitet wurde diese Entwicklung

durch Initiativen, wie z. B. das türkisch-deutsche Biogasprojekt der

Internationalen Klimaschutzinitiative des Bundesministeriums für

Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU).

• In 2011 wurde eine Biogasanlage des wissenschaftlichen und

technischen Forschungsrats TÜBİTAK realisiert. Eine Liste aller

landwirtschaftlichen Biogasanlagen in der Türkei finden Sie auf

Folie 23. Außerdem ging die Planung der Anlage „Pamukova

Yenilenebilir Enerji“ voran:

• Die Anlage wurde schon vor 2012 von dem Schweizer

Biogasunternehmen Zorg Biogas gebaut, die

Inbetriebnahme erfolgte allerdings erst im Jahr 2012, um

die Einspeisevergütung zu bekommen.

• Die Anlage wurde vom Komitee des türkisch-deutschen

Biogasprojekts (s. o.) als Modellbiogasanlage ausgewählt.

• Seit der Installation von TÜBİTAKs Biogasanlage im April 2011

und der Einführung des türkisch-deutschen Biogasprojekts im

September 2012 konnte eine deutliche Zunahme der Anzahl

installierter Biogasanlagen beobachtet werden (siehe folgende

Folie).

Quelle: EFD (2011)

Quellen: Zorg (2012), İlci Holding (2012), İlci Tarım (2012)

22


STRUKTUR DES TÜRKISCHEN ABSATZMARKTS (2/2)

Status quo landwirtschaftliche

Biogasanlagen in der Türkei

• Mit einer kumulierten installierten Leistung von

ca. 5 MWp (Stand: August 2013) ist der türkische

landwirtschaftliche Biogasmarkt noch sehr klein.

Derzeit wird kaum Wärme im Rahmen der

Biogasproduktion genutzt.

• Laut dem türkisch-deutschen Biogasprojekt

beläuft sich die Anzahl der geplanten

landwirtschaftlichen Biogasanlagen in der Türkei

auf zwölf Einheiten mit einer Kapazität von 11,99

MWp (Stand: Dezember 2011).

• Weitere Biogasanlagen sind in den folgenden

Bereichen geplant: Lebensmittelindustrie (2

Anlagen), Gemeinde-Deponie- und Klärgas (12

Anlagen) sowie 23 weitere Anlagen, die nicht

zugeordnet sind.

• Aktuell ist es aufgrund der geringen Marktgröße

in der Türkei noch schwierig, von einzelnen

Segmenten im landwirtschaftlichen Biogasmarkt

zu sprechen. Durch die Recherche und Analyse

der aktuellen Situation zusammen mit

Experteninterviews konnten jedoch folgende

Kundengruppen identifiziert werden: (1) einzelne

Landwirte, (2) Konsortium von mehreren

Landwirten und (3) Großbauern, Agroindustrie.

Eine detaillierte Beschreibung erfolgt auf den

nächsten Folien.

Quellen: Afyon Enerji (2013), DBFZ (2011)

Status quo bekannter landwirtschaftlicher Biogasanlagen (in

Betrieb oder im Bau)

Betreiber und/oder

Besitzer

in Betrieb

Pamukova Yen. Enerji

Provinz, Stadt

Sakarya,

Pamukova

Kapazität

[kW e ]

Ekim Grup Biyogaz Konya, Zengen 1.200

Kalemirler Enerji (Rani

Çiftliği)

Antalya, Evrenseki 500

Substrat

1.400 feste Abfälle (auch Gülle)

landwirtschaftliche Gülle, Mais und

Zuckerrüben

Rindergülle, Klärschlamm, Molke, Essensreste,

landwirtschaftliche Abfälle und Energiepflanzen

İlci Tarım Hayvancılık Kırşehir, Çiçekdağı 400 landwirtschaftliche Gülle

Enfaş Enerji (Sütaş) #1 Bursa, Karacabey 350 Rindergülle, Maissilage, Abwässer

İZAYDAŞ (TÜBİTAK's

Projekt)

Kocaeli 330

Energiepflanzen, Obst- & Gemüse-Abfälle,

Hühnermist und Rindergülle

Solea Enerji Gaziantep 100 landwirtschaftliche Gülle

Kılavuz Entegre Çiftlik Gaziantep 100 Rindergülle

In Bau

Afyon Enerji & Gübre Afyonkarahisar 4.200 Hühnermist

Banvit Balıkesir, Bandırma 3.066 Hühnermist

Keskinoğlu İzmir 2.740 Hühnermist

Enfaş Enerji (Sütaş) #2 Bursa, Karacabey 2.190 Rindergülle, Maissilage, Abwässer

Enfaş Enerji (Sütaş) #3 Aksaray 2.190 Rindergülle, Maissilage, Abwässer

Gemeinde von Edincik Balıkesir, Edincik 2.000

Hühnertrockenkot, Rindergülle, Mais und

Molkereiabwässer

TTGroup Aydın 1.063 silierter Mais und Rindergülle

Quellen: DBFZ (2011), BiyogazDer (2013a), EPDK (2013), dena-Eigenrecherche (2013)

23


BESCHREIBUNG DER KUNDENSEGMENTE

Einzelne Landwirte

• Lizenzfreie Stromerzeugung

• Typische Systemleistung: ca. 350 kWp

• Hauptanreiz: Verwertung von Abfällen, Eigenversorgung

Kumulierte installierte Kapazität nach

Segmenten in kW el (Stand: 2013)

Großbauern,

Agroindustrie;

2.600 kWp

Einzelne

Landwirte;

1.380 kWp

Konsortium von

mehreren

Landwirten;

500 kWp

• 79 % der landwirtschaftlichen Betriebe in der Türkei haben eine

Fläche von < 10 Hektar.

• In diesem Segment werden Biogasanlagen daher hauptsächlich zur

Stromerzeugung für den Eigenverbrauch genutzt.

• Aufgrund der Vielzahl von kleinen landwirtschaftlichen

Betrieben in der Türkei hat das Segment für

landwirtschaftliche Biogasanlagen < 500 kWp, laut

Experten, längerfristig ein großes Kundenpotenzial.

• Neben dem Einspeisetarif wirken die Einsparungen durch

geringere Abfall-Entsorgungskosten als zusätzlicher Anreiz.

• Hinzu kommt, dass Landwirte die hauseigenen Reststoffe

nutzen können und dies auch tun wollen.

• Zurzeit ist die Nachfrage nach Biogasanlagen in diesem

Segment jedoch noch relativ gering.

• Gründe hierfür liegen in den fehlenden Informationen über

Biogas und dessen Potenziale.

• Außerdem sind kleine landwirtschaftliche Betriebe für

Biogasfirmen oft schwer zu erreichen.

• Zur Kundenansprache empfiehlt es sich, Kontakt zu

Genossenschaften oder lokalen Behörden aufzunehmen

sowie mit türkischen Partnern zusammenzuarbeiten.

Quellen: TSAD (2013d, 2013e), İlci Tarım (2013), Solea Enerji (2013), TÜİK (2006)

24


BESCHREIBUNG DER KUNDENSEGMENTE

Konsortium von mehreren Landwirten

• Lizenzfreie Stromerzeugung

• Typische Systemleistung: ca. 750 kWp

• Hauptanreize: Einnahmen durch FiT, Düngerproduktion

Kumulierte installierte Kapazität nach

Segmenten in kW el (Stand: 2013)

Großbauern,

Agroindustrie;

2.600 kWp

Einzelne

Landwirte;

1.380 kWp

Quellen: TSAD (2013d, 2013e), İlci Tarım (2013), Solea Enerji (2013)

Konsortium von

mehreren

Landwirten;

500 kWp

• Potenzielle Konsortien oder Investoren sind Dorf-, Agrar- und Vieh-

Genossenschaften wie z. B. KÖY-, TARIM-, HAY-KOOPs.

• Neben dem Stromeinspeisetarif könnten Erlöse aus dem Vertrieb des

Gärrests als organischer Dünger einen Anreiz darstellen. Der

Biogasanlagenbetreiber İlci Tarım Hayvancılık führt derzeit für seine

Anlage in der Provinz Kırşehir eine Machbarkeitsanalyse zur

organischen Düngerproduktion durch.

• Aufgrund der höheren Rentabilität sowie durch die Streuung

der Risiken innerhalb von Konsortien wird dieses Segment

als das am stärksten wachsende in den nächsten drei Jahren

bewertet.

• Auch der größte Teil der zurzeit geplanten Projekte (siehe

Übersicht auf der Folie 23) befindet sich in dieser

Kundengruppe.

• Der Stromverkauf sowie potenzielle Einkünfte aus dem

Verkauf von organischem Dünger werden als treibende

Faktoren bei der Wirtschaftlichkeit von landwirtschaftlichen

Biogasanlagen in diesem Segment gesehen.

• Derzeit hemmen fehlende Regelungen zur

Reststoffsammlung die Entwicklung von Biogasanlagen

dieses Segment.

• Dieses Segment ist leichter zu erreichen als das der

einzelnen Landwirte, da man potenzielle Kunden gezielt auf

Messen und Konferenzen ansprechen kann.

25


BESCHREIBUNG DER KUNDENSEGMENTE

Großbauern, Agroindustrie

(> 1 MWp)

• Stromerzeugung mit Lizenz

• Potenzielle Kunden: große Fleisch-, Eier- und Milchproduzenten (z. B.

Sütaş), auch Gemeinden als Anlagenbetreiber

• Typische Systemleistung: 1 - 2 MWp

• Hauptanreiz: Imagegewinn und FiT

Kumulierte installierte Kapazität nach

Segmenten in kW el (Stand: 2013)

Großbauern,

Agroindustrie;

2.600 kWp

Einzelne

Landwirte;

1.380 kWp

Konsortium von

mehreren

Landwirten;

500 kWp

• Kleinere Landwirte verkaufen bereits ihre

Gülle an größere Landwirte, welche dadurch

größere Anlagen unterhalten können und die

Gülle zur Biogasproduktion verwenden.

• Landwirtschaftliche Biogasanlagen in diesem

Segment erreichen aufgrund der großen

Stromausbeute sowie den Einnahmen über den

FiT eine raschere Amortisation und sind daher

rentabler als Biogasanlagen in den anderen

Segmenten.

• Experten gehen davon aus, dass sich dieses

Segment gemeinsam mit dem der Konsortien

in den nächsten drei Jahren am schnellsten

entwickeln wird.

• Obwohl die Wärmerzeugung derzeit noch keine

Rolle spielt, könnte deren Produktion

zukünftig durch den Ausbau von Wärmenetzen

relevant werden.

• Um diese Kundengruppe zu erreichen,

empfehlen sich laut Marktexperten direkte

Kundenbesuche bei potenziell interessierten

Unternehmen bzw. diese zur Besichtigung von

Biogasreferenzanlagen einzuladen.

Quellen: TSAD (2013d, 2013e), İlci Tarım (2013), Solea Enerji (2013)

26


BEWERTUNG DES GESAMTEN MARKTVOLUMENS & PROGNOSE

• Die derzeitige kumulierte installierte Kapazität (2013) von

landwirtschaftlichen Biogasanlagen in der Türkei beträgt ca. 10

MWel. Im Vergleich dazu betrug im Jahr 2011 die installierte

Leistung von Deponiegas - und Klärgasanlagen bereits rund 91 MW.

• Das Investmentpotenzial in der Türkei für die Stromerzeugung von

7.000 GWh pro Jahr auf Basis von Biogas aus landwirtschaftlichen

Reststoffen und Dünger wurde von der Wirtschaftskammer

Österreich und der Österreichischen Gesellschaft für Umwelt und

Technik (ÖGUT) im Jahr 2008 mit 3 Mrd. Euro prognostiziert.

• Eine Studie des Forschungsrats TÜBİTAK geht davon aus, dass in

der Türkei insgesamt 1.888 Biogasanlagen rein auf Basis tierischer

Gülle mit einer Kapazität von jeweils 500 kWp betrieben werden

können.

• Experten rechnen für landwirtschaftliche Biogasanlagen in

den nächsten drei bis fünf Jahren mit einem Anteil von ca.

20 % an der gesamten installierten Biogaskapazität in der

Türkei.

• Dabei gehen sie von einem Zuwachs von ca. 20 neuen

landwirtschaftlichen Biogasanlagen mit einer

durchschnittlichen Größe von ca. 600 kWp pro Anlage

jährlich aus, was einer kumulierten installierten Leistung

von 34 MW im Jahr 2015 entspricht.

• Da die Nutzung von Energiepflanzen für die

Biogasproduktion in der Türkei im Vergleich zu

Deutschland aufgrund der geringen Anbaumenge sehr

teuer ist, wird ein stärkerer Zuwachs im Bereich

landwirtschaftlicher Reststoffe und Gülle erwartet.

Quellen: ÖGUT (2008), TÜBİTAK (2010), ICCI (2013), Dünya (2013), Expertenbefragung

(Juni 2013)

Entwicklung der kumulierten Leistung

landwirtschaftlicher Biogasanlagen von

2012 bis 2015 in MWe

1,5

10

2012 2013* 2014* 2015*

* Da es keine Analysen und Einschätzungen zur Entwicklung des türkischen landwirtschaftlichen

Biogasmarkts gibt, basieren diese Zahlen auf Schätzwerten von Branchenexperten

Quelle: dena-Expertenbefragung (Juni 2013)

• Laut Experten würden vor allem die zwei folgenden Maßnahmen

das Wachstum für landwirtschaftliche Biogasanlagen in der Türkei

weiter vorantreiben.

• Referenzanlagen: Da in der Türkei das Vertrauen in die

Zuverlässigkeit und Funktionstüchtigkeit von

landwirtschaftlichen Biogasanlagen fehlt, besteht ein

großer Bedarf an Referenzanlagen.

• Schulungen: Biogastechnologien sind noch immer relativ

unbekannt in der Türkei. Schulungen von Projektierern,

möglichen Bauunternehmen sowie Endkunden könnten

hier Abhilfe schaffen.

22

34

27


BRANCHENSTRUKTUR: AKTEURE ENTLANG DER

WERTSCHÖPFUNGSKETTE UND BEWERTUNG DES ANGEBOTS

Entwicklung der Biogasbranche in der Türkei

• Internationale Biogasfirmen (vor allem deutsche Unternehmen)

entlang der Wertschöpfungskette haben erste Schritte im

türkischen Markt für landwirtschaftliche Biogasanlagen mit

Projekten gemacht.

• Generell ist jedoch die Anzahl sowohl türkischer als auch

ausländischer Biogasfirmen, wie man der Liste rechts

entnehmen kann, in der Türkei noch sehr gering. Wenige Firmen

sind bislang dem türkischen Biogasverband Biyogaz beigetreten.

Das Angebot vor Ort

• Der größte Anteil der Biogasfirmen, die in der Türkei tätig sind,

bietet als EPCs schlüsselfertige Biogasanlagen an. Ein Großteil

der Anlagenkomponenten wird importiert.

• Im Bereich Installation gibt es noch keine ausländischen Firmen

am türkischen Markt. Alle landwirtschaftlichen Biogasanlagen

wurden bisher von türkischen Baufirmen zusammen mit

ausländischen Projektierern und EPCs errichtet.

• Im Bereich O&M gibt es, aufgrund der geringen Marktgröße

noch keine Firmen vor Ort. Dies wird von Experten als ein

Hindernis für die weitere Marktentwicklung genannt. Hier

bieten sich mittelfristig für deutsche Unternehmen

Geschäftsmöglichkeiten.

Quellen: BiogazDer (3013b), Enerbay (2013), UTS Biogas (2013), Hun Biyogaz

(2013)

Akteure entlang der Wertschöpfungskette

Projektentwickler EPC Installation

Beckendorf Bioenergy Beckendorf Bioenergy Albe İnşaat

COREEN Bioconstruct Alkataş İnşaat

EDSM Enerji Bredenoord ASMAZ İnşaat

INNOVAS COREEN Doğru Şirketler Grubu

MT-Energie Enerbay Biyogaz GBC İnşaat

ProWind Alternatif Enerji Entec Biogas HB İnşaat

Solea Enerji Ergaz Karaman Biyogaz

UTS Biogastechnik Hun Biyogaz Pales Mühendislik ve İnş.

we biogas-weser-ems MT-Energie (ab Sep'13) Yıldızlar Group

Opal Enerji

Schmack (Viessmann)

Teknodan

UTS Biogastechnik

bwe biogas-weser-ems

Zorg Biogas

Quelle: dena-Eigenrecherche (2013)

• Für einen erfolgreichen Markteintritt empfiehlt es sich, generell mit

türkischen Partnern zusammenzuarbeiten.

• Anlagenpreise spielen in der Türkei eine sehr wichtige Rolle. Es gibt

je nach Anlagentyp und Substratwahl große Preisschwankungen.

Ausländische Unternehmen müssen daher in der Lage sein, ihre

Angebote dementsprechend zu strukturieren und anzupassen.

• Eine weitere Hürde für ausländische Unternehmen können

Verzögerungen bei der Abfertigung von Anlagenkomponenten im

Zoll sein.

28


GENEHMIGUNGSVERFAHREN, VERGÜTUNG, FÖRDERMECHANISMEN

FINANZIERUNG UND ABSICHERUNG


GENEHMIGUNGSVERFAHREN

Kurzübersicht

Allgemeine

Rechtsgrundlagen

zur

Biogaserzeugung

in

der Türkei

Genehmigungsverfahren

für

landwirtschaftliche

Biogasanlagen

> 1 MW (Dauer

auf Basis von

Expertenaussagen,

je

nach Fall

unterschiedlich)

Gesetze bzw. Regelungen mit Bezug zu Biogas

Gesetz über die Nutzung erneuerbarer Energiequellen für die

Elektrizitätserzeugung:

Regelung zu ungenutzten tierischen Nebenprodukten für den

menschlichen Verzehr:

Regelung zum Schutz der Gewässer vor Verunreinigung durch

Nitrat aus landwirtschaftlichen Quellen:

Datum der

Annahme

Datum der letzten

Änderung

18.05.2005 01.01.2013

24.12.2011

18.02.2004

Regelung zur Kontrolle der festen Abfälle: 14.03.1991 05.04.2010

Umweltgesetz: 09.08.1983 26.04.2004

Regelung zur Produktion, zum Import und zum Angebot der

Dünger und anderen Bodenverbesserungsmitteln:

Substrat- und Anlagentyp

Fall 1: Biogasanlage auf Basis von

Tier- und landwirtschaftlichen

Abfällen

04.06.2010

Anlagenkapazität Baugenehmigungsdauer

inkl. ÇED*

1 MWp*** 2 Monate**

Fall 2: Deponiegaskraftwerk 1 MWp 2 Monate**

Fall 3: landwirtschaftliche

Biogasanlage auf Basis fester

Abfälle

10 MWp 3 Monate**

Genehmigungsdauer für

Energieverkaufsverträge

6 bis 8 Monate

unabhängig vom Ort der

Anlage

* ÇED: Çevresel Etki

Değerlendirmesi

(Umweltverträglichkeitsprüfung)

** Wenn die Anlage im

OSB (Organize Sanayi

Bölgesi; auf Deutsch:

organisiertes

Industriegebiet) gebaut

wird, verlängert sich die

Dauer bis zu 8-10

Monaten.

*** Anlagen < 1 MWp

benötigen keine Lizenz,

jedoch eine Bau-und

Netzanschlussgenehmigung.

Diese

Genehmigungen

bekommt man jedoch

relativ schnell. Die

Roadmap für lizenzfreie

Systeme finden Sie

hier:

Quellen: DBFZ (2011), dena

(2013c), TEKNODAN

(2011), dena-

Expertenbefragung (2013)

30


VERGÜTUNGSSYSTEM: STROMEINSPEISUNG

Vergütungsdetails

Gesetzesgrundlage

• Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (Renewable Energy Law, 2005) definiert die Grundlagen für Stromerzeugung aus

erneuerbaren Energien (inkl. Einspeisetarif).

Einspeisetarif • Aktueller Fördersatz gültig für Anlagen, die vor dem 31. Dezember 2015 in Betrieb gehen: 13,3 USD ct* / kWh (10 €

ct/kWh**). Der Vergütungszeitraum beträgt zehn Jahre.

• Betreiber (jur. Personen in Form von AG oder GmbH (Ltd.)) müssen ihren Genehmigungsantrag, unabhängig vom Bau der

Anlage, jeweils bis zum 31. Oktober stellen, um den Tarif des Folgejahres zu bekommen.

• Die Laufzeit und Preise des Einspeisetarifs für Anlagen, die ab 31.Dezember 2015 in Betrieb gehen, können sich durch

Beschluss des Ministerrats ändern bzw. reduzieren.

Zusätzlicher

Local-Content-

Bonus je nach

Anlagenkomponenten

Voraussetzungen

für

den Local-

Content Bonus

• Kessel zur Gewinnung von Dampf aus flüchtigen Vorkommen: 0,8 USD ct/kWh

• Kessel zur Gewinnung von Dampf aus Flüssigkeit oder Gas: 0,4 USD ct/kWh

• Vergasung und Gasreinigung: 0,6 USD ct/kWh

• Dampf- oder Gasturbine: 2,0 USD ct/kWh

• Verbrennungsmotor oder Stirlingmotor: 0,9 USD ct/kWh

• Generator und Steuerelektronik: 0,5 USD ct/kWh

• KWK-Systeme: 0,4 USD ct/kWh.

• Local-Content-Komponenten müssen durch ein „Manufacture Status Document” (wird durch staatlich geprüfte Stellen

ausgestellt) gekennzeichnet sein.

• Die Inbetriebnahme muss vor Ende des Jahres 2015 erfolgen.

• Der Geltungszeitraum für die zusätzliche Local-Content-Förderung für Betreiber beträgt bis zu 5 Jahre nach Inbetriebnahme.

* Um das Wechselkursrisiko für ausländische Unternehmen zu reduzieren, ist der Einspeisetarif seit 2011 an den US-Dollar gebunden.

** Wechselkurs Juni 2013: 1 USD = 0,75 Euro

Quelle: dena (2013b)

Die derzeitigen Local-

Content-Richtlinien

beziehen sich auf Biomasse.

Eine spezifische Richtlinie

für Biogasanlagen wird

erwartet, es gibt jedoch noch

keine zeitlichen Angaben.

Laut Expertenaussagen muss auf Basis dieser Förderung die installierte Leistung landwirtschaftlicher Biogasanlagen > 500

kWp sein, um diese wirtschaftlich betreiben zu können.

31


ANDERE TÜRKISCHE FÖRDERUNGEN FÜR BIOGASANLAGEN

Förderung Beschreibung Details

Programm zur Unterstützung der

landwirtschaftlichen

Entwicklungsinvestitionen

(Türkisch: Kırsal Kalkınma

Yatırımlarının Desteklenmesi

Programı)

Wirtschaftsförderung***

(Türkisch: Yatırım Teşvik Sistemi)

• Das Ministerium für Ernährung, Landwirtschaft

und Viehzucht unterstützt landwirtschaftliche

Investitionen vor allem zur Erhöhung der

Einkommen in ländlichen Gebieten, zur

Unterstützung der kleinen und mittleren

Unternehmen und zur Erstellung alternativer

Einkommensquellen in ländlichen Gebieten.

• Die Unterstützung erfolgt in Form eines

staatlichen Zuschusses.

• Seit Juni 2012 fördert das türkische

Wirtschaftsministerium inländische

Investitionen nach vier Kategorien: (i)

allgemein, (ii) regional, (iii) Großprojekte und

(iv) strategische Investitionen.

• Dafür braucht man das Zertifikat für

Investitionsanreize (Yatırım Teşvik Belgesi), in

dem sich die Details der Investition und der

förderfähigen Maßnahmen befinden.

• Der Zuschuss umfasst 50 % der Projektkosten,

jedoch bis zu 600.000 TL (ca. 240.000 Euro ).

• Die Mehrwertsteuer ist nicht in die Höhe des

Zuschusses einbezogen.

• Der Antrag wird laut offiziellen Angaben

innerhalb von 30 Tagen nach dem

Antragsdatum bewertet.

• Aufgrund der durch das Ministerium

festgelegten Prioritäten von Technologien pro

Provinz** ist die Wahrscheinlichkeit, einen

Zuschuss für Biogasanlagen zu erhalten, in den

folgenden Provinzen am höchsten: Tekirdağ,

Balıkesir und Samsun.

• Beim Import von Biogasanlagenkomponenten

können Unternehmen von den folgenden

Maßnahmen profitieren: (i) Befreiung von

Zollgebühren, (ii) MwSt.-Befreiung, (iii)

Freibetrag Einbehaltung Einkommenssteuer,

(iv) Steuerermäßigung, (v) Unterstützung bzgl.

Sozialversicherungsprämien, (vi)

Flächensicherung, (vii) Unterstützung bzgl.

der Zinszahlung, und (viii) MwSt.-

Rückerstattung.

* Wechselkurs vom 08.07.2013 Citibank, N.A.: 1 € = 2,50 TL

** Komplette Liste der Technologie-Priorität je nach Stadt: http://mevzuat.basbakanlik.gov.tr/Metin.Aspx?MevzuatKod=9.5.16569&MevzuatIliski=0&sourceXmlSearch=k%C4%B1rsal

*** Gemäß Ministerratsbeschluss (Bakanlar Kurul Kararı) Nr. 2012/3.305

Quellen: MBS (2012), Resmi Gazete (2012), dena (2013a)

32


FINANZIERUNG VON BIOGASPROJEKTEN

Allgemein ist zu unterscheiden zwischen Unternehmensfinanzierung (On-Balance) und Projektfinanzierung (Off-Balance). Wie auch bei

anderen Erneuerbare-Energien-Projekten (v. a. PV, Wind) wird auch bei der Finanzierung von Biogasanlagen häufig auf Projektfinanzierung

zurückgegriffen.

Zentrale Kriterien zur Beurteilung der Tragfähigkeit einer Projektfinanzierung im Bereich Biogasanlagen:

• Prinzip der Risikoteilung zwischen den Projektparteien

• Verbuchung der Projektkredite in einer Projektgesellschaft (SPV)

• Langfristig gesicherte Substratlieferung (Preis, Menge, Qualität)

• Abnahmegarantie und gesicherte Vergütung (Strom, Wärme, Gärreste)

Als Instrument zur Kreditanalyse von Projektfinanzierung bedienen sich Finanzierungsinstitute dem Schuldendienstdeckungsgrad (DSCR),

welcher von Zins- und Betriebskostenänderungen sowie Ertrags-/Einnahmeschwankungen beeinflusst wird.

Definition

Haftung

Indikator für

zukünftige

Performance

Finanzierung

hängt ab

von…

Unternehmensfinanzierung

Darlehen wird durch den Kreditnehmer aus seinen gesamten

Unternehmensaktivitäten zurückgeführt.

Kreditnehmer haftet für die Rückführung der Darlehen während der

gesamten Laufzeit der Darlehen.

Bewertung der Jahresabschlüsse und Rückschlüsse auf zukünftige

Performance

…der Kreditwürdigkeit des Kreditnehmers

Projektfinanzierung

Sämtliche Kosten (inkl. Schuldendienst)

müssen aus den Cash Flows des

Projektes zurückgeführt werden.

Sponsoren haften nur bis zur

Fertigstellung des Projektes, danach allein

das Projekt mit seinen Cash Flows.

Zukünftige Cash Flows

…der Zuverlässigkeit und Vorhersagbarkeit

der Cash Flows des Projekts

Quelle: Böttcher (2009)

33


FINANZIERUNG: FINANZIERUNGSOPTIONEN FÜR

BIOGASANLAGEN (1/2)

Finanzierung kurze Info Volumen und sonstige Bedingungen Kontakt

Kredit zu erneuerbaren

Energien und

Energieeffizienz der

Weltbank

• Finanzierung für Anlagenteile,

Beratung, Anlagenbau.

• Von der Weltbank durch IBRD und

CTF.

• Kreditlimit: 50 Mio. USD

• Bis 75 % der Investitionskosten

• Eigenkapital von mindestens 15 %

• Rückzahlung ab 4. oder 7. Jahr

Bankacilikyatirimlar

@kalkinma.com.tr

+90 312 4253205

KfW-Programm

Erneuerbare Energien

"Standard"

• Voraussetzung für die Förderung ist,

dass zumindest ein Teil des Stroms in

das öffentliche Stromnetz eingespeist

wird. Kann von in-und ausländischen

Unternehmen beantragt werden.

• bis zu 25 Mio. Euro pro Vorhaben

• bis zu 100 % der Investitionskosten

(ohne MwSt.)

• Effektivzins pro Jahr ab 1,66 %

(Stand 09/2012)

www.kfw.de

Programm # 270

0800 539 9001

TurSEFF (Turkey

Sustainable Energy

Financing Facility)

• TurSEFF durch EBRD einschließlich

eines umfangreichen technischen

Support-Pakets für kleine

Unternehmen bis 249 Mitarbeiter,

Jahresumsatz von < 50 Mio. Euro

• < 5 Mio. Euro

• Bis 100 % der Investitionskosten

• Voraussetzungen: ROI innerhalb

von 15 Jahren

info@turseff.org

+90 216 3400020

MidSEFF (Turkey Mid-size

Sustainable Energy

Financing Facility)

• MidSEFF bietet insgesamt 975 Mio.

Euro in Kreditform durch EBRD und

EIB für Projekte mit IRR > 7 %

• Einzelne Sub-Kreditbeträge

zwischen 10 und 40 Mio. Euro

• Gesamtinvestitionskosten < 50 Mio.

Euro

www.midseff.com

+90 216 3400020

Quellen: Kalkınma (2013), KfW (2010, 2012), TurSEFF (2013), MidSEFF (2013)

34


FINANZIERUNG: FINANZIERUNGSOPTIONEN FÜR

BIOGASANLAGEN (2/2)

Finanzierung kurze Info Volumen und sonstige Bedingungen Kontakt

PROPARCO von Agence

Française de

Développement (AFD)

• AFD‘s 300 Mio. Euro Klimaprogramm

Türkei mit möglichen Energie-Audits

und Schulungen für Unternehmen und

auch Gemeinden.

• < 5 Mio. Euro pro Projekt

• Kreditrückzahlung: ein bis zu sieben

Jahre Laufzeit

afdistanbul@afd.fr

+90 212 2833151

Unterstützung für Umwelt-

Technologien durch

Technology Development

Foundation of Turkey

(TTGV)

• Angebot von Finanzierungen für

Biogasanlagen mit Priorität auf neuen

Technologien und Nutzung lokaler

Komponenten.

• Bis zu 50 % des Projektbudgets,

maximal jedoch 1 Mio. USD pro

Projekt

• Projektlaufzeit bis 1,5 Jahren

• 1 Freijahr, insgesamt 4 Jahre zinsfrei

cevre@ttgv.org.tr

+90 312 2650272

IPARD (Instrument für

Heranführungshilfe über

ländliche Entwicklung) des

türkischen Ministeriums

für Ernährung und

Landwirtschaft

• Das Instrument sieht Zuschüsse für

Betriebe, Genossenschaften und

Konsortien vor, die vor allem in der

Landwirtschaft und Tierzucht tätig

sind.

• 1 Mio. Euro pro Projekt

• Bis zu zwischen 50 und 60 % der

Investitionskosten

• 2 Raten ab 250.ooo Euro

www.tkdk.gov.tr

+90 444 8535

Renewable Energy and

Energy Efficiency Facility

von IDB (Islamische

Entwicklungsbank)

• 100 Mio. USD Finanzierung zum Kauf

der inländischen und importierten

Maschinen & Anlagen und zu deren

Montage.

• Ausschließlich für Investoren, die das

Yatırım Teşvik Belgesi

(Investitionsanreizzertifikat) haben.

• Zwischen 0,5 und 10 Mio. USD

• Bis zu 100 % der Kosten für Einkauf

der Anlagen und deren Bau

• Freijahre: ein bis drei Jahre

• Dauer der Ratenzahlung von 5 bis 10

Jahren inkl. Schonfrist

krediler@tskb.com.tr

+90 212 3345347

Quellen: AFD (2011), TTGV (2013), IPARD (2012), GTHB (2013c), TSAD (2013f), TSKB (2011)

35


Absicherung

Risiko

ALLGEMEINE ABSICHERUNGSLÖSUNGEN FÜR BIOGASPROJEKTE

In der folgenden Übersicht sind die wichtigsten entlang des Projektzyklus von Biogasanlagen entstehenden Risiken und eine Auswahl möglicher

Absicherungsinstrumente dargestellt.

Planung Finanzierung Transport

Bau/Montage Betrieb

Fehleinschätzungen in

der Planungsphase sowie

menschliches Versagen;

projektbezogene Planung

Zahlungsfähigkeit der

Geschäftspartner und

Einlageverpflichtung

gegenüber Auftraggeber

Transport Delay-in-Startup

(Bauverzögerungen und

finanzielle Einbußen durch

Transportschäden)

Fertigstellungsrisiko

(Bauleistung, Baustoffe,

Bauteile, Installation,

technische Anlagen,

Naturgewalt, menschliches

und technisches Versagen)

z. B. Ausfall der folgenden

Komponenten sowie damit verbundene

finanzielle Verluste aufgrund von

Betriebsunterbrechungen:

• Blockheizkraftwerke

• Gasmotoren

• Fermenter

• EDV-Anlagen

• Steuerungs- und Messinstrumente

• Haftpflichtversicherung

• Betriebshaftpflichtversicherung

• Kreditversicherung

• Exportkreditversicherung

• Bürgschaftsversicherung

• Transportversicherung

• Bauleistungs- und

Montageversicherung

• Montage-Betriebsunterbrechungsversicherung

• Maschinenversicherung

• Betriebsunterbrechungsversicherung

oder

Ertragsausfallversicherung

• Betreiberhaftpflicht (Drittschäden)

Zudem sind folgende länderspezifische Risiken zu beachten:

• Wechselkursrisiko außerhalb des Euroraums (hier sind Termin-, Options- und Swapgeschäfte als Absicherung möglich).

• Zinsänderungsrisiko (Abschluss von Zinssicherungsinstrumenten, sowohl für Inland und Ausland interessant).

• Änderung des Vergütungsmechanismus (Zertifikatesystem oder Feed-in-Tariff) und generelle Änderungen in der Energiepolitik

unterliegen dem unternehmerischen Risiko und sind nicht durch klassische Versicherungslösungen versicherbar.

• Terror und innere Unruhen im Land sind versicherbar, Krieg und Enteignung sind nur in Ausnahmefällen durch besondere Klauseln

versicherbar.

Quelle: Danelutti / Pazur, (2011)

36


ZUSAMMENFASSUNG


ZUSAMMENFASSUNG (1/2)

Untersuchungsbereiche

Energiemarkt

Technisches

Potenzial

Politische Ziele

Zusammenfassung

• Hohe Strom- und Kraftstoffpreise im internationalen Vergleich (+)

• Stark steigender Energiebedarf durch Wirtschaftswachstum (+)

• Ziel der Türkei, Rohstoffimportabhängigkeit zur Energieversorgung zu reduzieren (+)

• Generell gut ausgebautes Stromnetz (+)

• Weiteres Potenzial zur netzfernen Stromerzeugung im Südosten des Landes mit geringerer Stromnetzdichte (+)

• Geplanter Ausbau der Gas- und Wärme-Netze (+)

• Hohes Erdgasaufkommen im Netz durch langfristige Erdgas-Kaufverträge und damit auch niedrige Gaspreise (-)

• Häufige Ausbesserungs- und Bautätigkeiten auf einem Großteil der Regional- und Provinzstraßen machen den Transport

von Rohstoffen oft schwierig (-)

• Sehr hohe Substrat- und Kosubstratverfügbarkeit durch Landwirtschaft und Agroindustrie in der Türkei (+)

• Hohes theoretisches Potenzial insbesondere durch Wirtschaftsdünger (vorranging aus Rinder-und Geflügelzucht) (+), aber

hoher Anteil an Kleinbauern (59,7 % der türkischen Landwirte) im Bereich der Rinder- und Ziegenzucht (-)

• Wenig konzentrierte Stoffströme (-)

• Hohes technisches Potenzial durch Energiepflanzen (+), jedoch ist Biogasproduktion mit Energiepflanzen durch hohe

Stückkosten vergleichsweise teuer (-)

• Bis 2023 Ausbauziel Biomasse 2 GW (+)

• Keine Biogasstrategie, kein spezifisches Ausbauziel für landwirtschaftliche Biogasanlagen oder für Biogas allgemein (-)

• Keine Strategie zur Nutzung der Wärme aus Biogasanlagen (-)

• Keine Ziele bezüglich Biomethan als Kraftstoff (-)

• Bestehende EE-Ziele sind eher auf Wasserkraft und Wind ausgerichtet (-)

38


ZUSAMMENFASSUNG (2/2)

Nachfrageseite

Untersuchungsbereiche

Genehmigungsverfahren

Vergütung &

Finanzierung

Zusammenfassung

• Wachstum in den Kundensegmenten Konsortien von Landwirten sowie Großbauern, Agroindustrien in den nächsten

Jahren prognostiziert (+), aktuell größtes Potenzial im Bereich der lizenzfreien Anlagen (< 1 MW) (+)

• Noch langsames Wachstum im Segment der einzelnen Landwirte mit längeren Amortisierungszeiten bei Anlagen mit

kleiner Leistung prognostiziert (+)

• Allgemeiner Wissensmangel in Bezug auf Biogastechnologien (-)

• Misstrauen bei potenziellen Anlagenbetreibern in die Zuverlässigkeit von landwirtschaftlichen Biogasanlagen (-)

• Erleichterungen für lizenzfreie Anlagen (keine Lizenz sondern nur Bau-und Netzanschlussgenehmigung, die laut Experten

leicht erhältlich ist) (+)

• Keine biogasspezifischen rechtlichen Rahmenbedingungen (-)

• Keine Richtlinien des Netzbetreibers bezüglich Netzanschluss für Biogas (-)

• Lange Projektplanungszyklen in organisierten Industriegebieten (-)

• Einspeisevergütung für Strom, Wärme und Gas (+)

• Zuschüsse zu den Projektkosten von nationalen und internationale Akteuren und Möglichkeiten für kreditfinanzierte

Projekte über Landesbanken, Programme wie z. B. TurSEFF, MidSEFF etc. (+)

• Wirtschaftlichkeit von Kleinanlagen (< 500 kWp) im aktuellen Fördersystem laut Expertenaussagen kaum darstellbar (-)

39


KONTAKTE


KONTAKTE (RELEVANTE BEHÖRDEN & VERBÄNDE)

Kategorie Name Website

Ministerium für Energie und

Ressourcen

Energiemarkt-

Regulierungsbehörde

Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (ETKB)

Enerji Piyasasi Düzenleme Kurumu (EPDK; Englisch: EMRA)

www.enerji.gov.tr

www.epdk.gov.tr

Staatlicher Stromversorger Elektrik Üretim A.Ş. (EÜAŞ) www.euas.gov.tr

Generaldirektion für

Agrarforschung und-Richtlinien

Außenhandelskammer

Verband zur Entwicklung der

Biogas-Investitionen

Ministerium für Ernährung,

Landwirtschaft und Tierzucht

Zentral-Union der Genossenschaften

zur Entwicklung des

ländlichen Raums und anderen

landwirtschaftlichen Kooperativen

Zentral-Union der Tierzucht-

Genossenschaften

Zentral-Union der Agrar-

Genossenschaften

Tarımsal Araştırmalar ve Politikalar Genel Müdürlüğü

(TAGEM)

AHK Türkei - Deutsche Industrie- und Handelskammer in der

Türkei

Biyogaz Yatırımları Geliştirme Derneği

Gıda, Tarım ve Hayvancılık Bakanlığı (GTHB)

Köy Kalkınma ve Diğer Tarımsal Amaçlı Kooperatifler Merkez

Birliği

Hayvancılık Kooperatifleri Merkez Birliği

Tarım Kooperatifleri Merkez Birliği

www.tarim.gov.tr/TAGEM

www.dtr-ihk.de

www.biyogazder.org

www.tarim.gov.tr

www.koy-koop.org

www.haykoop.org.tr

www.tarimkoop.org.tr

41


KOOPERATIONSPARTNER DER STUDIE

Folgende Unternehmen und Organisationen haben bei der Studie „Marktinfo TürkeiBiogas “ als Kooperationspartner mitgewirkt:

Bioconstruct, BiyogazDer, Sütaş, Allianz Climate Solutions GmbH, MT-Energie

42


ÜBER DIE EXPORTINITIATIVE ERNEUERBARE ENERGIEN

Die Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) analysiert im Rahmen der Exportinitiative Erneuerbare Energien des Bundesministeriums für

Wirtschaft und Technologie (BMWi) kontinuierlich die aktuellen Entwicklungen in den weltweiten Märkten für erneuerbare Energien.

Das Ziel der Studie „Marktinfo TürkeiBiogas“ ist es, der deutschen landwirtschaftlichen Biogasbranche durch eine strukturierte Darstellung der

Marktentwicklung und der rechtlichen Rahmenbedingungen den Markteinstieg und die konkrete Projektumsetzung vor Ort zu erleichtern.

Weitere Informationen zu den Publikationen der Exportinitiative Erneuerbare Energien finden Sie unter:

www.exportinitiative.de

Bei spezifischen Fragen zu Zielmärkten kontaktieren Sie:

exportinfo@dena.de

43


QUELLENVERZEICHNIS (1/7)

• AFD, Agence Française de Développement (2011): AFD ve Türk Bankacılık Sektörü, Sürdürülebilir bir büyüme için işbirliği,

http://www.afd.fr/webdav/shared/PORTAILS/PAYS/TURQUIE/Nos%20publications/NEW%204%20PAGES%20L%27AFD%20et%20le%20sec

teur%20bancaire%20en%20Turquie%20octobre%202011%20TR.pdf, aufgerufen am 08.07.2013.

• Afyon Enerji, Afyon Enerji & Gübre (2013): Tesis, http://www.afyonenerji.com.tr/sayfa/4/tesis, aufgerufen am 24.07.2013.

• AgroWorld, AgroWorld Tarım Dünyası Dergisi (2012): Avrupa Birliği Sürecinde Türkiye Tarımının Özellikleri ve Sorunları,

http://www.agroworlddergisi.com/avrupa-birligi-surecinde-turkiye-tariminin-ozellikleri-ve-sorunlari, aufgerufen am 23.07.2013.

• Anadolu, Anadolu Ajansı (2013): Elektrik tüketimi arttı, http://www.aa.com.tr/tr/ekonomi/118178--elektrik-tuketimi-artti, aufgerufen am

27.05.2013.

• BiyogazDer, Biyogaz Yatırımları Geliştirme Derneği (2013a): 1-Faaliyette olan Biyogaz tesisleri, http://www.biyogazder.org/biyogaz_tesisleri.htm,

aufgerufen am 12.06.2013.

• BiyogazDer (2013b): Sektörel Üyeler, http://www.biyogazder.org/sektorel_uyeler.htm, aufgerufen am 04.07.2013.

• BMELV, Bundesministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz (2012): Länderbericht Türkei,

http://www.agrarexportfoerderung.de/fileadmin/SITE_MASTER/content/files/Mitteilungen-Ausland/Mitteilung-Ausland2012/Tuerkei.pdf,

aufgerufen am 21.08.2013.

• BMWI, Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (2012): AHK-Geschäftsreise in die Türkei mit dem Technologieschwerpunkt

Geothermie, http://www.exportinitiative.bmwi.de/EEE/Navigation/geothermie,did=446244.html, aufgerufen am 29.05.2013.

• BOTAŞ, Boru Hatları İle Petrol Taşıma Anonim Şirketi (2013): Natural Gas Transmission Activities Regulation,

http://www.botas.gov.tr/icerik/eng/dogalgaz/iletim/default.asp, aufgerufen am 26.06.2013.

• CIA, Central Intelligence Agency (2008): Roadways, https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/rankorder/rawdata_2085.txt,

aufgerufen am 27.05.2013.

• CIA (2010): The World Fact Book, Middle East: Turkey, Urbanization, https://www.cia.gov/library/publications/the-worldfactbook/geos/tu.html,

aufgerufen am 27.05.2013

• CNBC, Consumer News and Business Channel (2012): Europe's Fastest-Growing Economy Needs More Oil,

http://www.cnbc.com/id/48690395/Europe039s_FastestGrowing_Economy_Needs_More_Oil , aufgerufen am 27.05.2013.

• DBFZ, Deutsches Biomasseforschungszentrum (2011): Assessment of actual framework conditions and potentials for. Biogas investments in

Turkey, http://www.biyogaz.web.tr/files/docs/dbfz_turkey_biogas_analyse_en.pdf, aufgerufen am 27.05.2013.

• dena, Deutsche Energie-Agentur GmbH (2010): Exporthandbuch Erneuerbare Energien Türkei 2010/2011, Berlin

44


QUELLENVERZEICHNIS (2/7)

• dena (2013a): Marktreport Türkei Photovoltaik, Berlin

• dena (2013b): Förderübersicht Photovoltaik (PV) 2013, Berlin

• dena (2013c): Länderprofil Türkei, Berlin

• Dünya, Dünya Gazetesi (2013): Türkiye biyogaz yatırımında yerinde saydı, http://www.dunya.com/turkiye-biyogaz-yatiriminda-yerinde-saydi--

184912h.htm, aufgerufen am 05.06.2013.

• EFD, Ekonomik Forum Dergisi (2011): Biyogazın Türkiye İçin Önemi Nedir, http://haber.tobb.org.tr/ekonomikforum/2011/06/077-081.pdf,

aufgerufen am 17.06.2013.

• EIA, U.S. Energy Information Administration (2013): Countries, Turkey, Analysis, http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=TU, aufgerufen

am 27.05.2013.

• Ekonomi, Ekonomi Bakanlığı (Wirtschaftsministerium) (2013): Ekonomik Görünüm, www.ekonomi.gov.tr/files/Ekonomik_Gorunum.ppt,

aufgerufen am 27.05.2013.

• Enerbay (2013): Enerbay Biogaz Hesaplama Robotu, http://www.enerbay.com.tr/biyogaz_hesapla/biyogaz.php, aufgerufen am 09.07.2013.

• Energypedia (2011): Fuel Price Composition, https://energypedia.info/wiki/Fuel_Prices_Turkey, aufgerufen am 10.07.2013.

• EPDK, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (2012): Doğal Gaz Piyasası 2011 Yılı Sektör Raporu,

http://www.epdk.gov.tr/documents/dogalgaz/rapor_yayin/Dpd_Rapor_Yayin_Sektor_Raporu_2011_YML4K810nps7.pdf, aufgerufen am

29.05.2013.

• EPDK (2013): Elektrik Piyasası Üretim Lisansları, http://lisans.epdk.org.tr/epvysweb/faces/pages/lisans/elektrikUretim/elektrikUretimOzetSorgula.xhtml,

aufgerufen am 12.06.2013.

• ETKB, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (2011a): Türkiye Enerji Politikalarımız, Taner Yıldız, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanı,

http://www.solar-academy.com/menuis/Turkiye_Enerji_Politikalarimiz_2011193907.pdf, aufgerufen am 27.02.2013.

• ETKB (2011b): Dünyada ve Türkiye’de Eenerji Görünümü, Türkiye Eelektrik Enerjisi Görünümü (GWh),

http://www.enerji.gov.tr/yayinlar_raporlar/Dunyada_ve_Turkiyede_Enerji_Gorunumu.pdf, aufgerufen am 27.05.2013.

• ETKB (2011c): 2011 Yılı Genel Enerji Dengesi (Orijinal Birimler),

http://www.enerji.gov.tr/EKLENTI_VIEW/index.php/raporlar/raporVeriGir/70464/2, aufgerufen am 27.05.2013.

• ETKB (2011d): 2011 Yılı Genel Enerji Dengesi (Ton Eşdeğer Petrol),

http://www.enerji.gov.tr/EKLENTI_VIEW/index.php/raporlar/raporVeriGir/71073/2, aufgerufen am 27.05.2013.

45


QUELLENVERZEICHNIS (3/7)

• ETKB (2012a): 2013 Yılı Bütçe Sunumu, http://www.enerji.gov.tr/yayinlar_raporlar/2013_Genel_Kurul_Konusmasi.pdf, aufgerufen am

06.02.2013.

• ETKB (2012b): Nükleer Santraller ve Ülkemizde Kurulacak Nükleer Santrale İlişkin Bilgiler,

http://www.enerji.gov.tr/yayinlar_raporlar/Nukleer_Santraller_ve_Ulkemizde_Kurulacak_Nukleer_Santrale_Iliskin_Bilgiler.pdf, aufgerufen

am 04.06.2013.

• GEKA, Güney Ege Kalkınma Ajansı (2012): Enerji Sektörü Raporu,

http://www.geka.org.tr/yukleme/planlama/Sekt%C3%B6rel%20Ara%C5%9Ft%C4%B1rmalar/Enerji%20Sekt%C3%B6r%C3%BC%20Raporu.pdf,

aufgerufen am 03.06.2013.

• General Directorate of Highways Turkey (2013): Road Network,

http://www.kgm.gov.tr/Sayfalar/KGM/SiteEng/Root/Gdh/GdhRoadNetwork.aspx, aufgerufen am 21.08.2013.

• GEOPOT: Geothermal Power in Turkey (2007): http://engine.brgm.fr/web-offlines/conference-

Risk_analysis_for_development_of_geothermal_energy_-_Leiden,_The_Netherlands,_Workshop7/other_contributions/0-slides-0-

Harcouet_session_2.ppt, aufgerufen am 29.05.2013.

• GTAI, Germany Trade & Invest (2013): http://www.gtai.de/GTAI/Content/DE/Trade/Fachdaten/PUB/2012/11/pub201211218018_159220.pdf,

aufgerufen am 27.05.2013.

• GTHB, Gıda, Tarım ve Hayvancılık Bakanlığı (Ministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Tierzucht) (2013a): Stratejik Plan 2013 – 2017,

www.tarim.gov.tr/SGB/Documents/Stratejik%20Plan%202013-2017.pdf, aufgerufen am 03.06.2013.

• GTHB (2013b): Tarım Reformu Genel Müdürlüğü, Tarım Arazileri Düzenleme Faaliyetleri,

http://www.tarim.gov.tr/Documents/SagMenuVeriler/TRGM.pdf, aufgerufen am 18.06.2013.

• GTHB (2013c): AB IPARD Fonlarının Kullanılabilmesi İçin Temel Gereklilikler, www.tarim.gov.tr/Documents/SagMenuVeriler/TKDK.pdf,

aufgerufen am 09.07.2013.

• Hun Biyogaz (2013): Biyogaz Tesisi Tanıtım Kataloğu, http://www.hunbiyogaz.com/prod/biyogaz.pdf, aufgerufen am 09.07.2013.

• Hürriyet (2013): Bu da Amerika’nın çılgın projesi… , http://hurarsiv.hurriyet.com.tr/goster/printnews.aspx?DocID=22353071, aufgerufen am

22.07.2013.

• ICCI, International Energy and Environment Fair and Conference (2010): http://212.175.131.171/makaleler/ENTSOE%20Ba%C4 %9Flant%C4

%B1s%C4 %B1 %20ICCI%20v3.pdf, aufgerufen am 11.02.2013.

• ICCI (2011a): Kojenerasyon Enerji Tesislerinde “Bölgesel Isıtma”, http://www.icci.com.tr/dosya/2011sunumlar/O13_Ozgur_Calik.pdf, aufgerufen

am 28.05.2013.

46


QUELLENVERZEICHNIS (4/7)

• ICCI (2011b): Güzel Bir Bölgesel Isıtma Örneği, “SOMA TERMİK SANTRALI ATIK ISILARININ DEĞERLENDİRİLMESİ”,

http://www.icci.com.tr/dosya/2011sunumlar/o13_hasan_huseyin_erdem.pdf, aufgerufen am 28.05.2013.

• ICCI (2012): Türkiye'nin Yenilenebilir Enerji Stratejisi, http://icci.com.tr/2012sunumlar/O39_Sinem_Caynak.pdf, aufgerufen am 17.06.2013.

• ICCI (2013): Assessment of Project Eligibility for MIDSEFF-Renewable Energy Financing,

http://www.icci.com.tr/2013/sunumlar/OT04_Deniz_Yurtsever.pdf, aufgerufen am 08.07.2013.

• IEA, International Energy Agency (2009): Electricity/Heat in Turkey in 2009,

http://www.iea.org/stats/electricitydata.asp?COUNTRY_CODE=TR, aufgerufen am 27.05.2013.

• IPARD, Katılım Öncesi Yardım Aracı Kırsal Kalkınma Programı (2012): http://ipard.tarim.gov.tr/aaa.pdf, aufgerufen am 09.07.2013.

• İGDAŞ, İstanbul Gaz Dağıtım Sanayi ve Ticaret Anonim Şirketi (2013): Serbest Tüketici Grubu Satış Tarifesi,

http://www.igdas.com.tr/Dynamic/Institutional_Natural_Gas_Price_List.aspx?MI=3&CMI=667&MCI=589, aufgerufen am 27.05.2013.

• İlci Holding (2012): Hayvan Dışkısı Ve Atıklarından Biyogaz Üretimi - 29.09.2012 Bugün Gazetesi,

http://www.ilci.com.tr/en/corporate/news/ilci-in-media/246-hayvan-diskisi-ve-atiklarindan-biyogaz-uretimi-29092012-bugun-gazetesi.html,

aufgerufen am 12.06.2013.

• İlci Tarım (2012): Biyogaz Projesi “İşbirliği Protokolü” imzalandı - 29.09.2012 - www.yerkozgazetesi.com.tr,

http://www.ilcitarim.com.tr/index.php?option=com_content&view=article&id=48%3Abiyogaz-projesi-isbirligi-protokolu-imzalandi-29092012-

wwwyerkozgazetesicomtr&catid=2%3Ahaberler&Itemid=34&lang=tr, aufgerufen am 12.06.2013.

• İlci Tarım (2013): Hayvansal Gübre Tesisi,

http://www.ilcitarim.com.tr/index.php?option=com_content&view=article&id=31&Itemid=32&lang=en, aufgerufen am 11.07.2013.

• İzmir Jeotermal (2013): Ücret Tarifeleri (2012-2013 Isıtma Sezonu),

http://www.izmirjeotermal.com.tr/islemler_ucret_tarifeleri_2012_2013_isitma_sezonu_-l-1-sayfa_id-101-id-125698-g_id-16334, aufgerufen am

22.07.2013.

• Kalkınma, Türkiye Kalkınma Bankası A.Ş. (2013): Dünya Bankası Kaynaklı Yenilenebilir Enerji ve Enerji Verimliliği Kredisi,

http://www.kalkinma.com.tr/dunya-bankasi-yenilenebilir-enerji-kredi.aspx, aufgerufen am 08.07.2013.

• KB, Kalkınma Bakanlığı (Entwicklungsministerium) (2013): Onuncu Kalkınma Plan (2014-2018),

http://www.onuncuplan.gov.tr/oik11/Belgeler/ENERJ%C4%B0%20HAMMADDELER%C4%B0/Jeotermal%20Raporu%2030.11.pdf, aufgerufen

am 22.07.2013.

• KfW, Kreditanstalt für Wiederaufbau (2010): Finanzierungsmöglichkeiten für Auslandsinvestitionen,

http://www.bdi.eu/download_content/MittelstandUndFamilienunternehmen/KfWAuslandsinvestitionen.pdf, aufgerufen am 08.07.2013.

47


QUELLENVERZEICHNIS (5/7)

• KfW (2012): KfW-Programm Erneuerbare Energien "Standard„,

https://www.kfw.de/media/pdf/download_center/foerderprogramme__inlandsfoerderung_/pdf_dokumente_2/58135.pdf, aufgerufen am

08.07.2013.

• KTAE, Karadeniz Tarımsal Araştırma Enstitüsü (2012), http://www.ktae.gov.tr/projeler_ozet.aspx?id=110, aufgerufen am 18.06.2013.

• MBS, Mevzuat Bilgi Sistemi (2009): Merkezi ısıtma ve sıhhi sıcak su sistemlerinde ısınma ve sıhhi sıcak su giderlerinin paylaştırılmasına ilişkin

yönetmelik,

http://www.mevzuat.gov.tr/Metin.Aspx?MevzuatKod=7.5.12084&MevzuatIliski=0&sourceXmlSearch=B%C3%B6lgesel%20%C4%B1s%C4%B1tm

a%20sistemi, aufgerufen am 22.07.2013.

• MBS (2012): Kırsal Kalkınma Yatırımların Desteklenmesi Programı Kapsamında Tarıma Dayalı Ekonomik Yatırımlarının Desteklenmesi Hakkında

Tebliğ, http://mevzuat.basbakanlik.gov.tr/Metin.Aspx?MevzuatKod=9.5.16569&MevzuatIliski=0&sourceXmlSearch=k%C4%B1rsal, aufgerufen

am 08.07.2013.

• MidSEFF, Turkey Mid-size Sustainable Energy Financing Facility (2013): http://www.midseff.com/, aufgerufen am 08.07.2013.

• MMO, Makina Mühendisleri Odası (2011): Araçlarda Doğalgaz Kullanımı,

http://www.mmo.org.tr/resimler/dosya_ekler/bef1da12b755d52_ek.pdf, aufgerufen am 10.07.2013.

• Naturelgaz (2013): İstasyonlar, http://www.naturelgaz.com/tr/istasyonlar.html, aufgerufen am 10.07.2013.

• ODİDER, Oto Doğalgaz İstasyonları Derneği (2010): Dünya Doğal Gazlı Araç (NGV) Parkı ve İstasyonlar,

http://www.odider.org/cng/CNG_istatistik.pdf, aufgerufen am 10.07.2013.

• OECD, Organisation for Economic Co-operation and Development (2012): The plot thickens, http://www.oecd.org/turkey/the-plot-thickens.htm,

aufgerufen am 31.05.2013.

• ÖGUT, Österreichische Gesellschaft für Umwelt und Technik (2008): http://www.oegut.at/downloads/pdf/ee_up6_executivesummary.pdf,

aufgerufen am 13.06.2013.

• Resmi Gazete (Amtsblatt) (2012): Bakanlar Kurulu Kararı, Karar Sayısı: 2012/3305, http://www.resmigazete.gov.tr/eskiler/2012/06/20120619-

1.htm, aufgerufen am 09.07.2013.

• Solea Enerji (2013): Biyogaz Planlama, http://www.soleaenerji.com/Biyogaz_planlama.asp, aufgerufen am 26.07.2013.

• TEDAŞ, Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi (2013): Elektrik Tarifeleri,

http://www.tedas.gov.tr/BilgiBankasi/Sayfalar/ElektrikTarifeleri.aspx, aufgerufen am 27.05.2013

• TEİAŞ, Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (2010): 2011-2015 Dönemi Stratejik Plan,

http://www.teias.gov.tr/Dosyalar/TEIAS_Strtj_2011.pdf, 03.06.2013.

• TEİAŞ, (2011): Üretim-Tüketim Analizi, http://www.teias.gov.tr/eng/yukdagitim/YILLIK/onsoz2.xls, aufgerufen am 27.05.2013.

48


QUELLENVERZEICHNIS (6/7)

• TEKNODAN, Teknoloji Danışmanlığı Proje Üretim Ar-Ge (2011): Biyokütle Raporu, http://www.teknodan.com.tr/download/BiomassReport.pdf,

aufgerufen am 04.07.2013.

• TIM, Teknik Isı Mühendislik (2012): Yetki Belgemiz, http://www.teknikisi.com.tr, aufgerufen am 22.07.2013.

• TPPD, Türkiye Petrolleri Petrol Dağıtım A.Ş. (2013): Fiyatlar, http://www.tppd.com.tr/Sayfalar/Fiyatlar.aspx, aufgerufen am 10.07.2013.

• TSAD, Termik Santral Atık Isılarını Faydaya Dönüştürme Yöntemlerinin Araştırılması, Geliştirilmesi ve Binalarda Isıtma Uygulaması (2010a):

Bölge IsıtmaSoğutma Potansiyelimiz ve Fırsatlar-Özkan Ağış,

http://www.tsad.org.tr/I%20Blge%20Istma%20ve%20Soutma%20Konferans/Sunumlar/B%C3%B6lge%20Is%C4%B1tmaSo%C4%9Futma%20P

otansiyelimiz%20ve%20F%C4%B1rsatlar-%C3%96zkan%20A%C4%9F%C4%B1%C5%9F%20.pdf, aufgerufen am 28.05.2013.

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http://www.tsad.org.tr/I%20Blge%20Istma%20ve%20Soutma%20Konferans/Sunumlar/YEA%C5%9E%20yata%C4%9Fan%20Termik%20Santr

al%C4%B1%20ve%20B%C3%B6lge%20Is%C4%B1tma%20Potansiyeli-Nuri%20%C5%9Eerifo%C4%9Flu.pdf, aufgerufen am 28.05.2013.

• TSAD (2013d): http://www.tsad.org.tr/Pages/atikisikullanimalanlari.aspx, aufgerufen am 13.06.2013.

• TSAD (2013e):

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elecek%20%C3%96ng%C3%B6r%C3%BCleri-Enerji%20Perspektifinden%20%C5%9Eehir%20ve%20Konut%20Planlamas%C4%B1-

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• TSAD (2013f):

http://www.tsad.org.tr/I%20Blge%20Istma%20ve%20Soutma%20Konferans/Sunumlar/Yenilenebilir%20Enerji%20ve%20Enerji%20Verimliliği

%20Yatırımlarına%20Sağlanan%20Destek%20ve%20Krediler-Türkiye%20Kalkınma%20Bankası%20A.Ş.pdf, aufgerufen am 09.07.2013.

• TSKB, Türkiye Sınai Kalkınma Bankası A.Ş. (2011): Development & Sustainable Growth Through Financing Renewable Energy Activities,

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• TTGroup (2013): EU Energy Directives, http://www.ttgroupenergy.com/v2/sunum/EU%20Energy%20Directives.pdf, aufgerufen am 27.05.2013,

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49


QUELLENVERZEICHNIS (7/7)

• TÜBİTAK (2012): Zonguldak Bölge Istma Sistemi Yapılabilirlik Analizi,

http://bakka.gov.tr/assets/raporlar/dfdraporlari/ZonguldakBolgeIstmaSistemiYapilabilirlikAnaliziProjeSonucRaporu _995431.pdf aufgerufen

am 03.06.2013.

• TÜİK, Türkiye İstatistik Kurumu (2006): Tarımsal İşletme Yapı Araştırması 2006, http://www.tuik.gov.tr/PreHaberBultenleri.do?id=3977,

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• TÜİK (2011a): Agricultural land and forest area, http://www.tuik.gov.tr/PreIstatistikTablo.do?istab_id=53, aufgerufen am 27.05.2013.

• TÜİK (2011b): Agricultural land, http://www.tuik.gov.tr/PreIstatistikTablo.do?istab_id=54, aufgerufen am 24.07.2013.

• TÜİK (2011c): Hayvancılık İstatistikleri, http://tuikapp.tuik.gov.tr/hayvancilikapp/hayvancilik.zul, aufgerufen am 30.05.2013.

• TÜİK (2012a): Adrese Dayalı Nüfus Kayıt Sistemi (ADNKS) Veri Tabanı,

http://rapor.tuik.gov.tr/reports/rwservlet?adnksdb2&ENVID=adnksdb2Env&report=wa_turkiye_il_koy_sehir.RDF&p_kod=1&p_yil=2012&p_

dil=1&desformat=html, aufgerufen am 27.05.2013.

• TÜİK (2012b): Elektrik ve Doğal Gaz Fiyatları, 2012, http://www.tuik.gov.tr/PreHaberBultenleri.do?id=15852, aufgerufen am 01.08.2013.

• TÜİK (2013a): Hanehalkı İşgücü İstatistikleri, http://www.tuik.gov.tr/PreHaberBultenleri.do?id=13507, aufgerufen am 27.05.2013.

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aufgerufen am 10.07.2013.

• TÜİK (2013c): Bitkisel Üretim 1.Tahmini, 2013, http://www.tuik.gov.tr/PreHaberBultenleri.do?id=13513, aufgerufen am 30.05.2013.

• UNDP, United Nations Development Programme (2007): The Energy Access Situation in Developing Countries, http://content.undp.org/go/cmsservice/stream/asset/?asset_id=2205620,

aufgerufen am 03.06.2013.

• UTS Biogas (2013): Substrate Calculator, http://www.uts-biogas.com/tr/temelmaddehesaplayicisi.html, aufgerufen am 09.07.2013.

• Weltbank (2010): Electric power transmission and distribution losses (% of output), http://data.worldbank.org/indicator/EG.ELC.LOSS.ZS,

aufgerufen am 03.06.2013.

• Weltbank (2011): Data, Turkey, http://data.worldbank.org/country/turkey, aufgerufen am 27.05.2013.

• Zorg, Zorg Biogas (2012): Zorg Biogas AG constructed biogas plant in Turkey, http://zorg-biogas.com/about/news/15564?lang=en, aufgerufen am

12.06.2013.

50


dena-Marktinformationssystem

MARKTINFO UNGARN – BIOGAS

Fokus: Landwirtschaftliche Biogasanlagen

www.exportinitiative.bmwi.de bzw. www.exportiniative.de


IMPRESSUM

Herausgeber:

Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena)

Regenerative Energien

Chausseestraße 128 a

10115 Berlin

Telefon: + 49 (0)30 72 61 65-600

Telefax: + 49 (0)30 72 61 65-699

E-Mail: info@dena.de

Internet: www.dena.de

Konzeption/Erstellung/Redaktion:

Michael Kober

September 2013

Alle Rechte sind vorbehalten. Die Nutzung steht unter dem Zustimmungsvorbehalt der dena.

Sämtliche Inhalte wurden mit größtmöglicher Sorgfalt und nach bestem Wissen erstellt. Die dena übernimmt

keine Gewähr für die Aktualität, Richtigkeit und Vollständigkeit der bereitgestellten Informationen. Für Schäden

materieller oder immaterieller Art, die durch Nutzung oder Nichtnutzung der dargebotenen Informationen

unmittelbar oder mittelbar verursacht werden, haftet die dena nicht, sofern ihr nicht nachweislich vorsätzliches

oder grob fahrlässiges Verschulden zur Last gelegt werden kann.

Offizielle Websites

www.exportinitiative.de

www.renewables-made-in-germany.com

2


INHALTSVERZEICHNIS (1/2)

Ziele der Studie……………………………………………………………………………………………………………………………………………..………………....... 5

Methodik und Vorgehen……………………………………………………………………………………………………………………………....………….............. 6

Umweltanalyse………………………………………………………………………………………………………………………………………...……………………….... 7

• Allgemeine Basisdaten: Ungarn………………………………………………………………………………………………………....…………...................... 8

• Energiemarkt ................................................................................................................ ............................…………………………………. 9

• Theoretische Potenzial: Biogas in Ungarn……………………………………………………………………………………………………………………........ 14

• Erwartetes Technisches Potenzial: Bioenergie Verfügbarkeit……………………………………………….…………………………………………...... 15

• Technisches Potenzial: Charakteristik der Landwirtschaft und Landnutzung……………………….…………………….………………….......... 16

• Technisches Potenzial: Substratverfügbarkeit ..................................................…………………………………………………………………....... 18

• Politische Rahmenbedingungen……………………………………………………………………………………………………………………………………..... 20

Nachfrage & Angebot…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………... 21

• Struktur des ungarischen Absatzmarkts.………………………………………………………………………………..................………………………...... 22

• Übersicht der Kundengruppen....……..…………………..………………………………………..……………………………………………………………...... 24

• Marktvolumen und Prognose....................................………………………………………………………………………………………………………...... 26

• Branchenstruktur …………................................……………………………….……..………………………………………………………………………...... 27

3


INHALTSVERZEICHNIS (2/2)

Genehmigungsverfahren, Vergütung, Fördermechanismen, Finanzierung und Absicherung............………………………………………...... 28

• Genehmigungsverfahren Biogaseinspeisung.…….…………………………………………………………………………………………………………....... 29

• Vergütung Biogaseinspeisung..……………………………………………………………………………………………………………………………………….... 30

• Genehmigungsverfahren und Vergütung Biogasverstromung .…………………………………………………………………………………………..... 31

• Fördermechanismen: Nationale Förderung und EU-Programme……………………………………………………………………………………….... 33

• Finanzierung und Absicherung..……………………………………………………………………………………………………………………………………..... 34

Zusammenfassung............………………………………………………………………………………………………………………………………………………….... 37

Kontakte & Kooperationspartner………………………………………………………………………………………………………………………………………..... 40

Quellenverzeichnis ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………... 42

4


ZIELE DER STUDIE

Ungarn ist als EU-Mitgliedsland mit ausgeprägter und intensiver landwirtschaftlicher Nutzung im Bereich Bioenergie insbesondere

für die landwirtschaftliche Biogaserzeugung interessant.

• Ziel der Studie ist es, deutschen Unternehmen genau jene Informationen zum ungarischen Markt für landwirtschaftliche

Biogasanlagen zur Verfügung zu stellen, die sie für eine effektive und effiziente Planung des Markteintritts benötigen.

• Um gezielt Absatzpotenziale, insbesondere in aufstrebenden Wachstumsmärkten erschließen zu können, stellt die Studie die

spezifischen Rahmenbedingungen des Energiemarkts, die Wettbewerbslandschaft, den rechtlichen Rahmen der Geschäftstätigkeit

sowie Förderungs-, Absicherungs- und Finanzierungsmöglichkeiten für Biogasanlagen vor.

• Die Studie ist unterteilt in einen theoretischen Analyseteil (Kapitel „Umweltanalyse“ mit Key-Facts zum Energiemarkt bzw. Kapitel

„Angebot“ und „Nachfrage“) und Praxisinformationen (Kapitel „Genehmigungsverfahren, Vergütung, Fördermechanismen,

Finanzierung und Absicherung“ bzw. „Zusammenfassung“). Auf diese Weise werden dem Leser zunächst die theoretischen

Hintergründe und Rahmenbedingungen vermittelt. Im praktischen Teil werden relevante Aspekte für den tatsächlichen

Markteintritt und die Fördermechanismen behandelt.

• Die Studie wird im Rahmen der Exportinitiative Erneuerbare Energien des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie

(BMWi) veröffentlicht und bildet einen Teil des dena-Marktinformationssystems. Dieses stellt für die deutsche Branche detailtiefe,

technologie- und marktspezifische Informationen zu interessanten Exportmärkten zur Verfügung.

5


METHODIK UND VORGEHEN

• Die untersuchten Themengebiete wurden auf Vorschlag der Deutschen Energie-Agentur GmbH (dena) in Abstimmung mit dem BMWi

sowie Vertretern der deutschen Biogasbranche festgelegt.

• Die Inhalte der vorliegenden Studie basieren auf einer umfangreichen Sekundärdatenrecherche in internen und externen Quellen, die

von der dena durchgeführt wurde.

• Interne Quellen: Umfangreiche Datensätze u. a. aus vielfältigen von der dena veröffentlichten Publikationen (z. B.

Marktreports, Länderprofile) und der internen Ländermarkt-Datenbank.

• Externe Quellen: Darüber hinaus wurden Daten aus einer Vielzahl von Fachpublikationen zu energiemarktspezifischen Themen

im internationalen Kontext herangezogen (z. B. Renewable Energy Outlook, EurObserv'ER Barometer, Biomass Magazine).

• Die Ergebnisse der Sekundärrecherche wurden durch Experteninterviews verifiziert.

• Zur besseren Veranschaulichung der Attraktivität des ungarischen Biogasmarkts enthält die Studie ein Kapitel „Zusammenfassung“.

Hier wird der jeweilige Indikator (z. B. Energiemarkt, technisches Potenzial) abschließend kurz und prägnant dargestellt.

• Die Studie ist zudem mit Hinweisen und Expertentipps versehen, um besonders praxisrelevante Aspekte hervorzuheben und auf

mögliche Hindernisse und Schwierigkeiten hinzuweisen.

Verwendete Icons

Besondere Fakten und Hinweise (aus Sekundär- und Primärquellen), die es in Bezug auf den Biogasmarkt zu beachten gilt.

Informationen aus Experteninterviews (Interviewzeitraum: August/September 2013)

6


UMWELTANALYSE


ALLGEMEINE BASISDATEN: UNGARN

Allgemeine Basisdaten (Jahr: 2012)

Landesfläche

93.036 km²

Bevölkerungsanzahl (2013) 9.908.798

Landessprache

Staatsform

Administrative Teilung

BIP und

BIP/ Einwohner

Anteil der Land- und

Forstwirtschaft sowie

Fischerei am BIP

Prozentualer Anteil der

Beschäftigten in der

Landwirtschaft

Landwirtschaftliche

Nutzflächen

Relatives

Wirtschaftswachstum

(*Schätzung)

Ungarisch

Parlamentarische Republik

19 Administrative Einheiten (Komitate)

97,8 Mrd. Euro

9.800 Euro

3,2 %

5,42 % (absolut ca. 200.000

Beschäftigte)

5.338.000 Hektar

2011: 1,6 %

2012: -1,7 %

2013: 0,2 %*

2014: 1,4 %*

Inflationsrate (*Schätzung) 2011: 3,9 %

2012: 5,7 %

2013: 2,6 %*

2014: 3,1 %*

Arbeitslosenquote 10,9 %

Quellen: GTAI (2013a), KSH Statistisches Amt Ungarn (2013) Quelle: Ungarninfo (2013)

Politische Karte Ungarns mit Komitaten

Ungarn ist in 19 Komitate (regionale Verwaltungseinheiten)

und die Hauptstadt Budapest eingeteilt.

4

5

Miskolc

Salgótarján

Nyíregyháza

3 Eger

Tatabánya

Győr

1 7

2

Budapest

Debrecen

Szombathley

Székesfehérvár

8

10

Cegléd

6

11

Szolnok

9

Veszprém

16

Salaegerszeg

Kecskemét

Békéscsaba

12

13

Szekszárd 15

18

17

Kaposvár 14

Szeged

19

Pécs

Baja

Komitate mit Sitz

01. Győr-Moson-Sopron, Győr

02. Komárom-Esztergom, Tatabánya

03. Nógrád, Salgótarján

04. Borsod-Abaúj-Zemplén, Miskolc

05. Szabolcs-Szatmár-Bereg, Nyíregyháza

06. Hajdú-Bihar, Debrecen

07. Heves, Eger

08. Pest (Budapest selbst gehört nicht zum Komitat Pest), Cegléd

09. Fejér, Székesfehérvár

10. Veszprém, Veszprém

11. Vas, Szombathely

12. Zala, Zalaegerszeg

13. Somogy, Kaposvár

14. Tolna, Szekszárd

15. Bács-Kiskun, Kecskemét

16. Jász-Nagykun-Szolnok, Szolnok

17. Békés, Békéscsaba

18. Csongrád, Szeged

19. Baranya, Pécs

8


ENERGIEMARKT: PRIMÄRENERGIEBEREITSTELLUNG, WÄRME-

UND-STROMERZEUGUNG AUS BIOMASSE UND BIOGAS

Inländischer Bruttoenergieverbrauch nach

Energieträgern 2011 in %

(Gesamt 2011: 25 Mtoe)

Öl

25,0 %

Nuklear

16,4 %

Gas

37,3 %

Kohle

10,9 %

Erneuerbare

Energien

7,8 %

Andere

2,6 %

Bruttostrombereitstellung aus Biogas 2010

und 2011 in GWh

21

75

128

2010 2011

KWK-Anlagen Anlagen nur zur Stromerzeugung

55

EE-Primärenergiebereitstellung

Ungarn 2011 (Gesamt: 1,86 Mtoe)

Wasserkraft

1 %

Andere

8 %

EE-Wärmebereitstellung 2010 und 2011 in TJ

5 5

Solarthermie ( jeweils mit 5 TJ)

2363 2353

121 161

538 442

233 233

2010 2011

Bioenergie

(inkl. Abfall)

91 %)

Feste Biomasse

Biogas

Biogas

2 %

Biokraftstoffe

9 %

kommunale

Abfälle

Feste

2 %

Biomasse

78 %

Verwertung kommunaler

regenerativer Abfälle

Geothermie

Quellen: dena-Marktstudie (2012), EURELECTRIC (2012), Eurostat (2013), Biogas Barometer – EUROBSERV’ER(2012), IEA (2012), NREAP (2010)

• Die Marktentwicklung für erneuerbare

Energien (EE) war in Ungarn trotz

ambitionierter Ziele bisher langsam. Bis

2020 sollen 14,65 % der Energieerzeugung

aus erneuerbaren Energien stammen. In 2011

lag der Anteil bei 6,3 %

(Bruttoenergieverbrauch = 7,8 %).

• Wichtigste erneuerbare Energiequelle bleibt

in Ungarn die Biomasse, die an der

Energieerzeugung aus EE (Strom, Heizung

und Kühlung sowie Kraftstoffe) 2010 zu mehr

als 80 % beteiligt war.

• Der Gasverbrauch ist seit 2006

zurückgegangen und erreichte 2011 rund

37 % des gesamten Bruttoenergieverbrauchs.

Das entspricht prozentual dem vierthöchsten

Verbrauch in Europa. Die Wärmeversorgung

Ungarns erfolgt zu 80 % über Gas.

• Die gesamte Bruttostromerzeugung in 2011

betrug 35.983 GWh, von denen 183 GWh

durch Biogas erzeugt wurden. Erneuerbare

Energien waren generell in 2011 für 6,3 % der

Bruttostromerzeugung verantwortlich.

• Für die Wärmebereitstellung mittels

erneuerbarer Energien hat feste Biomasse

mit 2.353 TJ in 2011 den größten Anteil,

Biogas lieferte 161 TJ Wärme.

9


ENERGIEMARKT: STROM – KEY FACTS

Mit der Öffnung des Strommarkts wurde ein neues Elektrizitätsgesetz (LXXXVI, 2007) umgesetzt, das im Juni 2007 vom Parlament

verabschiedet wurde. Die vollständige Liberalisierung führte zu einem Wettbewerbsmodell, das den EU-Richtlinien angepasst ist. Neben dem

liberalisierten Wettbewerbsmarkt besteht noch ein kommunaler Strommarkt.

Übersicht

Stromerzeugung

&

-verbrauch

• Die gesamte installierte Kapazität zur Stromerzeugung beträgt 10.108,8 MW (Stand: 2012). Mit 43,59 % Atomkraft und 29,95 % Erdgas

nehmen diese beiden Technologien den größten Anteil ein.

• Bis 2020 wird eine weiter kontinuierlich steigende Stromnachfrage erwartet (von 40,2 TWh/Jahr auf 47 TWh/Jahr)

Ungarn exportierte in 2011 8.020,8 GWh und importierte 14.663,8 GWh Strom, zur Deckung des inländischen Bedarfs. Der Großteil der

Importe stammt aus der Ukraine, der Slowakei und Rumänien. Hauptnehmerland von Strom aus Ungarn ist Serbien.

Strompreise • Laut Gesetz werden die Tarife durch den für die Energiepolitik zuständigen Minister per Verordnung festgelegt.

Ungarns Strompreise liegen im Durchschnitt um 10 % niedriger als der EU-Durchschnitt:

• Durchschnittlicher Preis für Haushalte: 11,97 € ct/kWh (inklusive Steuern= 15,53 € ct/kWh)

• Durchschnittlicher Preis für Industrie: 9,34 € ct/kWh (inklusive Steuern= 13,33 € ct/kWh)

Anteil EE bzw.

Biogas

EE-Ausbauziel

2020

• Der EE-Anteil an der Bruttostromerzeugung in 2011 betrug insgesamt 6,3 %.

• 183 GWh an Strom wurden durch Biogas bereitgestellt. Im Bereich der landwirtschaftlichen Biogasanlagen waren Ende 2011 28 Anlagen

mit einer Gesamtkapazität von 21,17 MW installiert.

• Gemäß dem NREAP hat Ungarn ein 2020-Ziel von 14,65 % erneuerbare Energien am Endenergieverbrauch (Stand 2011: 8,2 %).

• Der NREAP beinhaltet ebenfalls einen „Biogas-Action-Plan“. Durch diesen Plan soll die installierte elektrische Kapazität aus Biogas von

14 MW (2010) auf 100 MW (2020) ansteigen (siehe Folie 20 für weitere Informationen zum NREAP).

Stromnetz • Das Stromnetz ist generell gut ausgebaut. Branchenexperten nennen jedoch Stromabnahmeverträge sowie den Netzanschluss von EE-

Anlagen wegen fehlender rechtlicher Regelungen als Hemmnis bei der Projektrealisierung. Im Besitz des Übertragungsnetzes ist die

MVM (Ungarische Elektrizitätswerke AG).

Rechtlicher

Rahmen und

Vergütung

Biogasanlagen werden mit einem Einspeisetarif je kWh Strom vergütet (siehe Folie, S.32).

• Aktuelle Einspeisetarife sind hier abrufbar: http://www.mekh.hu/en/regulated-prices/electricity.html

Quellen: REN21 (2013), NREAP Ungarn, Eurostat (2013), IEA (2013)

10


ENERGIEMARKT: GAS – KEY FACTS

Erdgas ist mit 37,3 % am Bruttoenergieverbrauch beteiligt, daneben war Ungarn in 2011 zu ca. 76 % von Gasimporten abhängig. Der Großteil

der Importe (ca. 75 %) wird über Russland (Verteilung über die Ukraine) gedeckt. Der Kraftwerkspark wird zu über 26 % mit Gas betrieben.

Das Gasnetz ist gut entwickelt. Laut Gesetz werden die Tarife durch den für die Energiepolitik zuständigen Minister per Verordnung festgelegt.

Übersicht

Gaserzeugung

& -verbrauch

• In Ungarn lag die gesamte inländische Gasnachfrage im Jahr 2011 bei 11,6 Milliarden m³. Davon konnten 2,8 Milliarden m³ über das

Inland gedeckt werden, über 8 Milliarden m³ Erdgas wurden importiert.

• TSO FGSZ Ltd ist Betreiber und Besitzer des ungarischen Gasnetzes.

Gaspreise • Ende 2010 wurde beschlossen, einen behördlich regulierten Erdgaspreis festzulegen, um nicht nur Großverbrauchern, sondern auch

Haushaltskunden einen marktorientierten Gaspreis zu gewährleisten. Ungarns Gaspreise liegen im Durchschnitt um 10 % niedriger als

der EU-Durchschnitt:

• Durchschnittlicher Preis für Industrie in 2013: 4,95 € ct/kWh (inklusive Steuern= 6,43 € ct/kWh)

• Durchschnittlicher Preis für Haushalte in 2013: 4,98 € ct/kWh (inklusive Steuern= 5,58 € ct/kWh)

Anteil Biogas • Derzeit gibt es keine verlässlichen Angaben zu den eingespeisten Methan- und Biogasmengen.

Ausbauziele • Ein spezifisches Regierungsziel zur Biogaseinspeisung ist derzeit nicht formuliert. Günstig für Investitionen in Biogasanlagen ist

besonders, dass bereits ein sehr verzweigtes Erdgasnetz existiert, in das Biogas mit entsprechender Qualität eingespeist werden kann.

Gasnetz • Das ungarische Gasnetz ist gut ausgebaut, es erreicht annähernd alle Siedlungen (92,3 %).

• Das Hochdruckleitungssystem beliefert die regionalen Versorgungsunternehmen, Kraftwerke und Großkunden der Industrie. Die 5.700

km Stahlleitungen haben einen regulären Maximaldruck von 63 bar, in Teilstücken 75 bar. Die Erdgasspeicherkapazität wird mit 4,2

Milliarden m³ angegeben.

Rechtlicher

Rahmen und

Vergütung

• Die Tarife für Übertragung und Verteilung (Erdgas und Biomethan) sind über das Gesetz GSA, Act XL 2008, die Anschlussbedingungen

über die Erdgas-Regierungsverordnung No 19/2009 (I. 30.) festgelegt. Nach der Biogasaufbereitung wird Biomethan als gleichwertig

zu Erdgas erachtet und es gelten dieselben Tarife und Nutzungsbedingungen. Die aktuell für Biomethan geltenden

Erdgaseinspeisetarife finden Sie hier: http://www.mekh.hu/en/regulated-prices/natural-gas.html. Eine gesonderte Vergütung für

Biomethan ist in Arbeit (vgl. Folie 20).

• Biomethan profitiert nach Art. 70, Act XL von einem Einspeisevorrang ins Erdgasnetz.

Änderungen in der Netzstruktur und Distribution werden mit dem Ausbau der Southstream-Pipeline einhergehen,

sobald die Pipeline durch Ungarn verläuft (Planungen sehen auch den Leitungsbau in Kroatien vor).

Quellen: REN21 (2013), NREAP (2010), Eurostat (2013), IEA (2013), Hungarian Energy Office (2012), Hungarian Energy and Public Utility Regulatory Authority (2013)

11


ENERGIEMARKT: WÄRME – KEY FACTS

Die folgende Darstellung verdeutlicht die Dominanz von Erdgas zur Wärmebereitstellung in Ungarn. Russland liefert den Großteil des

importierten Erdgases. Den größten Anteil an der Wärmebereitstellung durch erneuerbare Energien hat die feste Biomasse. Aktuell

wird Wärme aus Biogas nicht vergütet.

Übersicht

Wärmeerzeugung

&

-verbrauch

• Die Wärmeversorgung Ungarns erfolgt zu 80 % fast ausschließlich über Erdgas. Die gesamte Wärmeerzeugung in 2011 betrug ca.

52.700 TJ.

• In 2011 wurden 3.636 TJ Wärme durch erneuerbare Energien und die Verwertung regenerativer Reststoffe bereitgestellt. Feste

Biomasse hatte daran mit 2.353 TJ in 2011 den größten Anteil.

Wärmepreis • Die Preise zur Nutzung von Erdgas sind auf der vorherigen Folie abgebildet. Laut Gesetz werden die Fernwärmetarife genauso, wie es

bei Erdgas und Strom der Fall ist, durch den für die Energiepolitik zuständigen Minister per Verordnung festgelegt. Der Gaspreis hat

sich im vergangenen Jahr um 10 % erhöht.

• Für Fernwärme wird der durchschnittliche Preis mit ca. 70 €/MWh angegeben.

• Das System der Subventionen für Endkunden im Wärmesektor wurde so umgestaltet, dass seit 2007 nur noch sozial Bedürftige eine

Förderung erhalten. Insgesamt ist, bedingt durch einen weiteren Subventionsabbau, mit einer Gaspreiserhöhung für die Verbraucher

zu rechnen.

Biogas • In 2011 lieferte die Erzeugung aus Biogas 161 TJ Wärme. Vor allem eine Vergütung der Wärmenutzung/- einspeisung würde positive

Wachstumssignale setzen.

Ausbauziele

Wärme aus

Biogas bzw.

KWK

• Ein spezifisches Regierungsziel zur Biogaseinspeisung, zu KWK-Anlagen und zur Entwicklung des Fernwärmenetzes ist derzeit nicht

formuliert. Lediglich die Entwicklung eines „Biogas-Action-Plans“ wird angestrebt. Weitere Informationen zu Inhalten oder dem

Umsetzungsstand sind nicht verfügbar.

Fernwärmenetz • In Ungarn sind 240 Fernwärmenetze für 97 Siedlungen in Betrieb, womit rund 16 % der Wohnungen des Landes beheizt werden.

• Das Netz hat eine Länge von 3.500 km. Die Fernwärme hat einen relativ geringen Anteil am Wärmemarkt (2007: 8 %). Zu rund drei

Vierteln wird die Fernwärme durch KWK-Anlagen produziert.

Rechtlicher

Rahmen und

Vergütung

• Wärmerzeugung von Biogasanlagen wird nicht über ein Fördersystem vergütet.

• Seit Mitte 2011 erhalten gasbetriebene KWK-Anlagen keine gesonderte Einspeisevergütung.

Quellen: ERRA and Fortum (2011), NREAP (2010), Argus (2013)

12


ENERGIEMARKT: KRAFTSTOFFE – KEY FACTS

Erdgasfahrzeuge und -Tankstellen sind bislang wenig verbreitet. Es werden vor allem Pilotprojekte zur Erdgasnutzung in Städten umgesetzt.

LPG hat sich daneben mit einem landesweiten Netz von 399 Tankstationen etabliert. Wegen fehlender Infrastruktur und geringer Förderung

(da die EE-Ausbauziele über andere Biokraftstoffe erreicht werden) wird die Nutzung von Biomethan als Kraftstoff nicht näher betrachtet.

Übersicht

Der ungarische Automobilpark basierte in 2012 auf ca. 3,7 Mio. registrierten Kraftfahrzeugen. Der monatliche Kraftstoffverbrauch für

Erdgas im Juni 2012 wird mit 0,14 Mio. Nm³ angegeben, daran hat Biomethan einen Anteil von 1 %.

Kraftstoffpreise • Preis bleifreies Benzin (August, 2013): 1,415 €/l.

• Dieselpreis (August, 2013): 1,399 €/l .

• LPG-Preis (Liquefied Petroleum/Propane Gas) (August, 2013): 0,838 €/l.

• Erdgas (Juni, 2013): 1,17 €/kg.

Anteile

alternativer

Kraftstoffe

• Aktuelle Beimischquoten für den Biokraftstoffanteil bis 31.12.2013: Benzin: 3,1 %, Diesel: 4,4 %.

• Ab 01.01.2014 bis 31.12.2015 gilt für Diesel und Benzin ein Biokraftstoffanteil von 4,9 %.

• Biomethananteil von 1 % an Erdgas als Kraftstoff (compressed natural gas – CNG).

Ausbauziele • Im Bereich der Fahrzeugtreibstoffe aus erneuerbaren Energien liegt das Ziel bei einem Gesamtanteil von 11,18 % für das Jahr 2020.

• Nach Schätzungen des HIAE (Hungarian Institute of Agricultural Engineering) kann über 10 % des für 2020 anvisierten Bedarfs aus

Biokraftstoffen der ersten Generation gewonnen werden, was noch erhöht werden kann, da die Bandbreite der Rohmaterialien

zunimmt.

Kraftstoffverbrauch

Erdgastankstellennetz

Rechtlicher

Rahmen &

Förderung

Ungarn verfügt nur über 3 staatliche Erdgastankstellen in den folgenden Orten: Budapest, Szeged, Györ. Daneben bieten 14

Privatunternehmen die Möglichkeit zur Erdgasbetankung. Mitte 2012 wurden 372 registrierte Erdgasfahrzeuge in Ungarn gezählt,

davon 70 Busse. Ein Pilotprojekt mit 41 Bussen, die Erdgas nutzen, wurde 2006 in der Stadt Szeged umgesetzt.

• Hauptförderinstrument im Transportsektor ist ein Quotensystem. Die gesetzliche Grundlage bildet das Biokraftstoffgesetz, Act CXVII

(2010) „on the promotion of the use of renewable energy for transport purposes and the reduction of greenhouse gas emissions from

energy used in transport (BFA)“. Einerseits legt es die allgemeinen Bedingungen für die Pflichtbeimischung fest, andererseits führt es

Nachhaltigkeitskriterien ein.

• Im Dezember 2011 wurde ein Förderprogramm mit einem Volumen von ca. 900.000 Euro für Erdgasfahrzeuge verabschiedet. Die

Mittel sind zur Förderung von Erdgasbussen, dem Ausbau der Erdgasinfrastruktur und für die Reduzierung der steuerlichen

Registrierungskosten von Erdgasfahrzeugen vorgesehen.

Quellen: ELTIS The Urban Mobility Portal (2006), NGVA Europe (2013), NGVA Europe (2012)

13


ERWARTETES TECHNISCHES POTENZIAL: BIOENERGIE

VERFÜGBARKEIT

Nachfolgend abgebildet ist die erwartete Bereitstellung von Bioenergie für die Jahre 2015 und 2020. Für 2015 wird eine Versorgung (direkt

und Reste) erwartet, die zum größten Teil aus Müll und etwas weniger aus Forst- und landwirtschaftlicher Biomasse besteht. Für 2020 ist im

Vergleich zum Jahr 2015 vor allem eine verstärkte Nutzung landwirtschaftlicher Biomasse geplant.

Herkunft

Forst und

andere

Waldgebiete

Landwirtschaft

und Fischerei

Müll

1. Direkte Versorgung mit

Holzbiomasse

2. Indirekte Versorgung mit

Holzbiomasse

1. Produkte der

Landwirtschaft und Fischerei

mittels direkter Versorgung

2. Nebenprodukte der

Landwirtschaft und Fischerei

1. Bioanteil des

Kommunalmülls* und

Deponiegas

2. Bioanteil des

Industriemülls (inkl. Papier,

Karton, Paletten)

2015 2020

Inländische

Ressource

Primärenergieerzeugung

in PJ

Inländische

Ressource

3.100.000 m³ 22,32 3.300.000 m³ 23,74

400.000 m³ 2,14 500.000 m³ 2,9

1.500.000 m³ 15,1 3.000.000 t 30,14

2.100.000 m³ 12,14 2.850.000 t 17,17

2.100.000 t N/A 2.100.000 t N/A

1.500.000 t N/A N/A N/A

3. Klärschlamm 499.000 t N/A N/A N/A

* Biologisch abbaubarer Garten- und Parkabfall, Essens- und Küchenreste der Haushalte, der Gastronomie, des Einzelhandels sowie der Agroindustrie.

Quellen: REDUBAR (2008), NREAP (2010), Ministry of National Development (2010)

Primärenergieerzeugung

in PJ

14


THEORETISCHES POTENZIAL: BIOGAS IN UNGARN

Gemäß NREAP wird Bioenergie ein großes Potenzial unterstellt: „The theoretical potential of energy sources of biological origin

(bioenergy) could exceed as much as 20 % of the energy source demand estimated for 2020 (NREAP)”. Ungarn hat 200.000 ha für die

Nutzung von Energiepflanzen ausgewiesen. In der Europäischen Union betragen einzig in Österreich und Schweden die

landwirtschaftlichen Flächen für Energiepflanzen mehr als 10.000 ha. Dem

NREAP folgend werden von Regierungsseite für 2020 ca. 1 Mio. ha Land als

Rohstoffe

nicht geeignet für die Landwirtschaft definiert, davon werden 200.000 ha

gesondert für die Nutzung von Energiepflanzen empfohlen. Bei Nutzung

dieser Flächen wird von einem jährlichen Ertrag von 5,6 Mio. Tonnen

ausgegangen. Branchenexperten sehen diese politisch gesetzten Annahmen

und Nutzungsflächen als unrealistisch an, sodass von einer geringeren

Flächennutzung und einem kleineren Ertrag ausgegangen wird.

Landwirtschaftliche

Reststoffe

Kommunale Abfälle

131,32

42,25

Durchschnittliches

jährliches Potenzial in PJ

Die Aufteilung der Erträge der landwirtschaftlichen Flächen in Ungarn

wurden im REDUBAR-Report (einem Intelligent Energy Europe Projekt) mit

einem jährlichen Potenzial von insgesamt 222,84 PJ angegeben. Die

Aufteilung nach Rohstoffen ist in der Tabelle rechts abgebildet. Das größte

Potenzial wird in landwirtschaftlichen Reststoffen und in der Verwertung

regenerativer Abfälle von Kommunen gesehen. Mit den angegebenen

jährlichen Potenzialen ist eine Erzeugung von 9.000 m³ Biogas möglich.

Insgesamt schwanken die Angaben in den vorhandenen Statistiken und der

Literatur stark. So wird von einem Potenzial zwischen 100 und 250 PJ jährlich

ausgegangen.

Infolge der intensiven Landwirtschaft in Ungarn wachsen die

Umweltprobleme, insbesondere der Druck der Abfallbeseitigung, die

Stickstoffbelastung der Böden und die Nitratkonzentration im Grundwasser.

Politische Ansätze zur Steigerung der Nachhaltigkeit (insbesondere durch

Recycling von kommunalen und landwirtschaftlichen Reststoffen) werden

noch entwickelt.

Forstwirtschaftliche

Reststoffe

39,22

Klärschlamm 5,91

Tierische Nebenprodukte

oder deren Folgeprodukte

3,72

Sonst. Industrieabfälle 0,42

Summe in PJ

222,84 (entsprechen

einem Biogaspotenzial

von 9.000 Mio. m³

Quellen: REDUBAR (2008), NREAP (2010), Garay (2012)

15


TECHNISCHES POTENZIAL: CHARAKTERISTIK DER

LANDWIRTSCHAFT UND LANDNUTZUNG

Ungarn verfügt über eine Gesamtfläche von 9.403.000 ha, davon werden

knapp 6 Mio. ha landwirtschaftlich genutzt (über 57 %). Ausgenommen aus der

Darstellung rechts sind Naturwälder, Moorgebiete und Fischteiche (Gesamtfläche

ca. 2.000 ha).

Die Fläche für Feldfrüchte liegt momentan zwischen 4.300.000-4.600.000 ha,

für Weideland bei 1.016.000 ha. Abzüglich der davon für Biokraftstoffe genutzten

Fläche verbleiben 200.000 ha für die kurzfristige Produktion von fester Biomasse

(Anbau von 3-5 Jahren). Energieholzanbau würde die verfügbare Biomasse

erweitern und den ökonomischen Nutzen erhöhen. Daneben bieten ungenutztes

Ackerland bzw. Brachland Potenziale für die landwirtschaftliche

Nutzung.

Landnutzung Ungarn (2011) in ha, Gesamtfläche

9.403.000 ha

Ackerland

Forstgebiet

Anderes Land

Wiesen und Weideland

Binnengewässer

Dauerkulturen

Ungenutztes Agrarland/Brachland

197.500

94.307

1.016.000

342.000

1.996.700

1.256.300

4.594.500

Insgesamt besteht eine sehr konzentrierte Landwirtschaft in Ungarn. 2,6 % aller

landwirtschaftlichen Betriebe bewirtschaften 73,6 % der landwirtschaftlichen

Flächen. Die durchschnittliche Nutzungsfläche beträgt ca. 250 ha. 71,5 % aller

einzelnen Landwirte bewirtschaften weniger als einen Hektar.

Die wichtigste Kulturpflanze Ungarns ist der Mais (mit 8,3 Mio. t Durchschnittsertrag

im Jahr), gefolgt von Weizen mit einem halb so großen Ertrag und

Zuckerrüben (2,2 Mio. t). Eine Million Tonnen tragen Sonnenblumen und Gerste

bei. Um die 0,5 Mio. t erbringen absteigend Kartoffeln, Äpfel, Weintrauben und

grüner Mais, gefolgt von Raps (0,42 Mio. t). Im Jahr 2012 sank die Produktion

pflanzlicher Erzeugnisse auf Grund ungünstiger Wetterbedingungen um 16 % im

Vergleich zum Vorjahr. Größte Verluste erlitt der Getreidesektor, darunter

insbesondere die Maisproduktion. Die Herstellung industrieller Pflanzen sank

um 11 %, vor allem wegen der moderaten Erträge aus der Raps- und

Sonnenblumenproduktion.

grüner Mais

2 %

Weintrauben

2 %

Quellen: CrossborderBioenergy (2013), BMVELV (2013), Ministry of National Development (2010), Szabolcs, Biro (2013)

Kulturpflanzenanteile in Ungarn in % 2011, Basis ca. 19,3 t

Äpfel

3 %

Kartoffel

3 %

Raps

2 %

Gerste

6 %

Sonnenblume

6 %

Mais

43 %

Weizen

22 %

Zuckerrüben

11 %

16


TECHNISCHES POTENZIAL: SUBSTRATVERFÜGBARKEIT

WIRTSCHAFTSDÜNGER UND ABFALL

Das größte verwertbare Substratpotenzial bietet der

Wirtschaftsdünger. Verwertbare Reststoffe (Festmist und

Gülle) stammen vorrangig aus der Schweine-, Rinder- und

Geflügelzucht.

Charakteristika Nutztiere: Nach 1990 ist der Bestand an

Großtieren gesunken. Das Verhältnis von Tierhaltung zu

Pflanzenanbau lag 2012 nur noch bei ca. 25:75. Die Produktion

tierischer Erzeugnisse stieg 2012 im Vergleich zum Vorjahr

jedoch um 1 % an. Von den traditionell gehaltenen Tieren

wuchs im letzten Jahr die Zahl der Rinder geringfügig auf

753.000 Tiere. Ein geringes Wachstum war auch beim Bestand

der Schafe, Pferde und Ziegen festzustellen. Der

Geflügelbestand ändert sich saisonal. Die Zahl der Schweine

lag vor zehn Jahren noch bei ca. 5 Mio., während sie 2012

sogar unter 3 Mio. fiel. Die Regierung plant eine umfassende

Strategie zur Steigerung der Schweineproduktion. Dies

eröffnet auch Potenziale für landwirtschaftliche Biogasanlagen

zur Verwertung der organischen Reststoffe.

Anzahl Nutztiere 2012

Rinder 753.000

Schweine 2.956.000

Schafe 1.000.000

Ziegen 88.000

Geflügel 41.200.000

Pferde 76.000

Quellen: UNI-FLEXYS University Innovation Research and Development Public

Nonprofit Ltd. (2011)

Volumen an Wirtschaftsdünger 2012

Kompostierbare Abfälle

Gülle

Sonst. biologisch verwertbare

industrielle und landwirtschaftliche

Nebenprodukte

biologisch verwertbare Gemeindeabfälle

Quellen: László Alexa, György Füleky (2013), KSH (2013)

250.000- 300.000 t

900.000 t

400.000 t

1,8 Mio. t

Weiteres Potenzial bietet gemäß Branchenexperten der künftig geplante starke Anstieg der Abfallentsorgungskosten.

2013 liegen die Deponiesteuern bei 3.000 HUF pro Tonne, ab 2016 wird die Deponiesteuer auf 12.000 HUF pro Tonne

ansteigen.

17


TECHNISCHES POTENZIAL: SUBSTRATVERFÜGBARKEIT

PFLANZLICHE RESTSTOFFE UND NAWAROS

Charakteristik der nachwachsenden Rohstoffe: Die

wichtigsten nachwachsenden Rohstoffe in Ungarn sind

Getreidehalme und Energiepflanzen. Weitere Potenziale bieten

Reststoffe aus der Sonnenblumen- und Rapsproduktion sowie

aus dem Wein- und Obstanbau. Energiepflanzenanbau hat mit

200-350 GJ/ha/a eine mehr als doppelt so hohe

Energieausbeute pro Hektar wie Forste. Da nur 10-20 % der

landwirtschaftlichen Produkte für Energie genutzt werden

können, liegt das Potenzial bei rund 40-80 PJ/a. Im

Energiepflanzenanbau Ungarns wurde 2006 eine Fläche von 401

ha für Kurzumtriebswälder, wie Pappeln oder Weiden, und 2.122

ha für andere Energiepflanzen, wie Miscanthus-Gras oder

Sorghum, genutzt.

Nachwachsende Rohstoffe

Gesamtes

Produktionsvolumen

(t/J)

Energiepflanzen (Trockenmasse) 30.Mio. k. a.

Getreidehalme und Stroh 8- 10 Mio. 4-5 Mio.

Reststoffe aus der

Sonnenblumen- und

Rapsverarbeitung

Wein-/ Obstanbau:

Holzreststoffe

Ca. 1,7 Mio. ca. 500.000

Theoretisch verfügbares

Volumen (t/J)

1,3- 1,4 Mio. 350.000 – 400.000

Quellen: UNI-FLEXYS University Innovation Research and Development Public Nonprofit

Ltd. (2011), NREAP (2010)

Fläche für Energiepflanzenanbau:

Rechts dargestellt sind die lizensierten Flächen für den

Energiepflanzenanbau. Die Flächen sind Teil der auf Folie 14

beschriebenen 200.000 ha, die für den Energiepflanzenanbau

ausgewiesen wurden. Der Anbau erfolgt erst nach der

Nahrungsmittelsicherung und erfolgt auf Böden, die nicht für

den konventionellen Feldfruchtanbau geeignet sind, aber den

Anforderungen von Energiepflanzen genügen. Geeignet zur

Nutzung als Kurzumtriebswälder sind z. B. sandige und

überschwemmte Gebiete, Rekultivierungsböden, Schutzstreifen

am Straßenrand, usw. Nach der großen südlichen Tiefebene

spielt die Region Eszak-Alföld mit 21,7 % Landwirtschaftsfläche

eine Schlüsselrolle in der landwirtschaftlichen Entwicklung

Ungarns.

Lizenzierte Fläche zum

Energiepflanzenanbau, 2009

64 ha

561ha

224 ha

138 ha

772 ha 248 ha

144 ha

247ha

60 ha

144 ha

ca.

500Hektar

Quelle: Ministry of National Development (2010)

18


TECHNISCHES POTENZIAL: SUBSTRATVERFÜGBARKEIT

KOSUBSTRATE

Kosubstrate: Bis 2015 soll ein

Mülltrennungssystem (Papier, Metall,

Plastik, Glas) bestehen und bis 2020 soll

eine minimale Recyclingquote von 50 %

erreicht werden. Bei

Baumaterialien/Abriss soll diese sogar

70 % betragen. Die regional variierende

Verfügbarkeit an Substraten aus

landwirtschaftlichen Abfällen und deren

relativ niedriger Methangehalt engen die

Rentabilität von Projekten in vielen

Regionen ein. Daher ist der Einsatz von

Kosubstraten nötig.

Besonders interessant für die

Verwendung als Kosubstrat sind

Bioabfälle der Haushalte, Garten- und

Parkabfälle sowie Abfälle aus der

Lebensmittelverarbeitung (Gaststätten

und Großküchen).

Die obere Tabelle rechts gibt eine

Übersicht der nutzbaren Quellen in

Ungarn sowie eine Bewertung

hinsichtlich ihrer Anwendung als

Kosubstrat. In der unteren Tabelle

werden die Abfallmengen prognostiziert.

Abfälle Details* Bewertung*

Agroindustrie • Abfälle der Obst- und

Gemüseproduktion

Gemeindeabfälle

Bioenergetische Mengen an

Abfällen

• Öle / Fette (insbes.

Restaurants)

• Milchwirtschaft (z. B.

Molke)

• Saisonale Verfügbarkeit und daher hoher Lagerungsbedarf

• Sehr hoher Methangehalt

• Risiko der Übersäuerung des Fermenters

• Niedriger Methangehalt

• Geringe Verfügbarkeit der Substrate

• Schlachtabfälle • Sehr hoher Methangehalt

• Zulieferverträge: Konkurrenz zu anderen Nutzungsformen

• Bioabfälle der Haushalte

& Restaurants (Biomüll)

• Laub, Strauch- und

Grünschnitt (Grüne

Tonne)

Quellen: dena-Expertenbefragung (August 2013)

Entwicklung der biogenen Reststoffmengen bis 2020

• Schwankende Bezugsmengen, enthält oft unerwünschte

Nebenprodukte (z. B. Plastik)

• Saisonale Verfügbarkeit: Grünschnitt hat das höchste

Potenzial

2006 2015 2020

kommunale Abfälle 1.827.868 t 2.100.000 t 2.100.000t

Deponiemüll 140.821 t k.A. k.A.

Industrieabfälle 1.860.000 t 1,5 Mio. t k.A.

Klärschlamm (Trockenanteil) 261.445 t 499.048 t k.A.

Gesamt 4.090.134 t 4.239.869 t -

Quellen: László Alexa (2013), György Füleky (2013), KSH (2013)

*Zu berücksichtigen bleibt die Konkurrenzsituation zu konventionellen Entsorgungsunternehmen, die sich bereits am Markt etabliert haben.

19


POLITISCHE AUSBAUZIELE: NREAP

Übersicht

National

Renewable Energy

Action Plan

(NREAP)

Als EU-Mitgliedsland ist Ungarn verpflichtet, die Richtlinien der EU in nationales Recht umzusetzen, z. B. die Richtlinie

2009/28/EG zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen oder die Richtlinie 2010/31/EU

zur Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden. Gemäß dem Entwicklungsstand Ende 2012 ist zur Zielerreichung in den

nächsten Jahren ein konstanter Zubau notwendig.

Hauptziele des NREAP: Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit, ländliche Entwicklung, grüne Wirtschaft, Beitrag

zu den EU- 2020- Zielen

Ausbauplan für

Biogas

bzw.

Biogas-Action-

Plan“

Der Einsatz von Biogas zur Erzeugung von Strom und Wärme sowie die Nutzung als Kraftstoff für den öffentlichen

Verkehr soll ausgebaut werden. Im Rahmen des National Renewable Energy Action Plans (NREAP) aus 2010 hat

Ungarn ein spezifisches Biogas-Ausbauziel. Gemäß NREAP soll die neue Einspeisevergütung so ausgelegt werden, dass

die installierte Kapazität von 14 MW (2010) auf 100 MW (2020) steigt. Ein gesondertes Ziel für landwirtschaftliche

Biogasanlagen oder Biomethaneinspeisung wurde nicht ausgewiesen, jedoch wurde die Entwicklung eines „Biogas-

Action-Plans“ für die nahe Zukunft angestoßen. Der Schwerpunkt soll auf kleinere und mittlere Anlagen sowie der

kombinierten Strom- und Wärmeerzeugung für den lokalen Bedarf gelegt werden.

Spezifische Ziele Biogas:

• Diversifizierter Energiemix (ohne Zielwert)

• Langfristig Ausbau Biomethananlagen (ohne Zielwert)

• Ausbau Strom und Wärme aus EE

• Ausbau CNG – LNG im Transportsektor (ohne Zielwert)

Biogaszielwerte 2020 gemäß NREAP (2010)

Kategorie Zielwert 2020

Kapazität

100 MW

Stromerzeugung/Jahr 636 GWh

EE-Gesamt (davon

Biogas)

120,56 PJ (4,63 PJ)

Quelle: NREAP (2010)

20


NACHFRAGE- UND ANGEBOTSSEITE


STRUKTUR DES UNGARISCHEN ABSATZMARKTS

In Ungarn gab es Ende des Jahres 2012 ca. 35

landwirtschaftliche Biogasanlagen mit einer installierten

Leistung von 36 MW el . Bis auf eine große Demonstrationsanlage in

Nyriabator (Details siehe folgende Folie) sind alle Biogasanlagen nach der

Einführung der Einspeisevergütung im Jahr 2007 entstanden. Die

Anlagen speisen hauptsächlich Strom ein. Die Wärme wird in den

landwirtschaftlichen Betrieben i. d. R. selbst genutzt und nicht in das

Fernwärmenetz eingespeist. Alle in den vergangenen fünf Jahren in

Ungarn errichteten Anlagen wurden in Zusammenarbeit mit

ausländischen Firmen gebaut. Bis auf wenige Ausnahmen handelt es sich

bei diesen Firmen um österreichische oder deutsche Unternehmen (siehe

auch Wertschöpfungskette auf Folie 27).

Aufgrund der wesentlich höheren spezifischen Investitionskosten

(Euro/kWh el ) und der fehlenden Vergütung von Wärme ist die

Wirtschaftlichkeit für kleine Hofanlagen in Ungarn fraglich, wenn die

erzeugte Wärme nicht selbst genutzt wird. Die durchschnittliche Kapazität

ungarischer Biogasanlagen aller Arten beträgt 1 MW (hauptsächlich im

Bereich kommunaler Abfallverwertung und Klärschlamm). Kleinere

Anlagen werden hauptsächlich im landwirtschaftlichen Bereich eingesetzt.

Landwirtschaftliche Biogasanlagen unter einem MW haben eine

durchschnittliche installierte Kapazität von 500 kW. Stand Mitte 2012

hatten von den 28 landwirtschaftlichen Biogasanlagen (35 Anlagen waren

es Ende 2012) nur neun Anlagen eine installierte Kapazität von einem MW

oder darüber. Die meisten großen Biogasanlagen in Ungarn befinden sich

in der Nähe von Unternehmen, die in der Lebensmittelverarbeitung aktiv

sind (Nyírbátor, Kaposvár, Szarvas), oder Produzenten

landwirtschaftlicher Nebenprodukte wie z. B. Mist, Schlachthofabfälle und

pflanzliche Reststoffe ( Csengersima, Biharnagybajom) sind.

Verteilung der landwirtschaftlichen Biogaserzeugungskapazitäten

(Stand Mitte 2012, mit 28 Anlagen)

Eigennutzung (Strom und Wärme)

> 2 MWel

ca., 1,5 Mwel

ca. 1 Mwel

ca. 500 Mwel

Alle lizensierten Stromerzeuger (aller Technologien) können unter folgendem

Link abgerufen werden:

http://www.mekh.hu/gcpdocs/52/List%20of%20electricty%20licensees.pdf

Lizensierte Gaserzeuger (aller Technologien) sind unter folgendem Link

abrufbar:

http://www.mekh.hu/gcpdocs/52/List%20of%20natural%20gas%20licensees%

20company%20adress%20type%20of%20licence.xls

Quelle: CrossborderBioenergy (2012)

22


EXKURS: GRÖßTE LANDWIRTSCHAFTLICHE BIOGASANLAGE

UNGARNS

Eine der weltweit größten landwirtschaftlichen Biogasanlagen mit einer installierten Kapazität von 2,5 MW

befindet sich im ungarischen Nyirbator. Sie wurde Anfang 2013 in Betrieb genommen. Der Betreiber der

Anlage ist einer der großen landwirtschaftlichen Betriebe in Nordostungarn, die Firma Batorcoop, eine

frühere Genossenschaft.

Projektbeispiel: Bátortrade Kft.

Eckdaten der Kooperative:

• Investitionskosten mit 1.100 Mio. HUF angegeben

• 10.000 ha Land

• Milchproduktion: 8 Mio. Liter pro Jahr

• Hähnchenmast: 9 Mio. Schlachttiere pro Jahr

Eckdaten Biogasanlage:

• 2,5 MWel installierte Leistung (3 BHKW)

• 6 mesophile und 6 thermophile Fermenter

• 2 Gasspeicher mit 1.000 m³, 10.000 m³ für kurzzeitige

Zwischenlagerung und 20.000 m³ Pufferspeicher für Gülle

Einsatzstoffe pro Jahr:

• 7.000 t Festmist und Gülle von Kühen

• 500 t Geflügel-Flüssigmist

• 4.000 t verschiedene Pflanzen

• 40.000 t Schlachthofabwasser

• 850 t organische Haushaltsabfälle

• 20.000 t organische Schlachthofabfälle

• 1.700 t sterilisiertes Tierfett

Ertrag:

Biogas: 15.000 m³ pro Tag

• Strom: 32.000 kWh pro Tag (Eigennutzung und Einspeisung)

• Wärme: 50.000 kWh pro Tag (Eigennutzung)

• Biodünger

Quellen: CrossborderBioenergy (2012) und Bátortrade Kft. (2013)

Eigennutzung (Strom und Wärme)

Nyirbator

> 2 MWel

ca., 1,5 Mwel

ca. 1 Mwel

ca. 500 Mwel

In Ungarn werden landwirtschaftliche Biogasanlagen

mit Systemgrößen zwischen 500 kW und 2.500 kW

(siehe oben) betrieben. Am weitesten verbreitet sind

Anlagen mit ca. 500 kW, die von landwirtschaftlichen

Betrieben und ehemaligen Genossenschaften betrieben

werden und die erzeugte Wärme selbst nutzen.

Vereinzelt sind Anlagen unter 500 kW realisiert

worden.

23


ÜBERSICHT KUNDENGRUPPEN

Einzelne

Landwirte

• Bezogen auf die Gesamtzahl der realisierten Anlagen fällt nur ein kleiner Teil von Anlagen in

die Kundengruppe einzelner Landwirte, da diese nur sehr kleine Flächen bewirtschaften.

Realisiert wurden Anlagen hauptsächlich dann, wenn auch die Wärme genutzt werden kann

(da deren Verkauf aktuell nicht gefördert wird). 71,5 % der einzelnen Landwirte bewirtschaften

weniger als einen Hektar Land.

• Branchenexperten prognostizieren ein mäßiges Wachstum für die nächsten Jahre, in starker

Abhängigkeit von der Entwicklung des rechtlichen Rahmens.

Landwirtschaftliche

Kollektive

• Gemäß Expertenaussagen werden künftig, abhängig von der rechtlichen Entwicklung,

Einzelanlagen mit 500 kW das stärkste Kundensegment werden. Durch landwirtschaftliche

Kollektive können zumeist die nötigen Substratmengen bereitgestellt werden.

• Dem Segment der gemeinschaftlichen Anlagen sind bisher ca. 70 % aller realisierten Anlagen

zuzuordnen. Jedoch haben diese nur 25 % Anteil an der installierten elektrischen Kapazität.

Großbauern und

Agroindustrie

• Insgesamt besteht eine sehr konzentrierte Landwirtschaft in Ungarn. 2,6 % aller

landwirtschaftlichen Betriebe bewirtschaften 73,6 % der landwirtschaftlichen Flächen.

• Gemäß Industrievertretern werden von Großbauern und der Agroindustrie betriebene Anlagen

künftig eher ein Randsegment bleiben und nur in wenigen Projekten umgesetzt werden.

• Die öffentliche Unterstützung von Pilotprojekten und generell eine Fokussierung der

Förderung auf dieses Segment ist nach Expertenaussagen nicht zu erwarten. Deswegen wird es

im Folgenden nicht weiter betrachtet.

Quelle: dena-Expertenbefragung (August 2013)

24


HAUPTCHARAKTERISTIKA DER KUNDENGRUPPEN

• Insgesamt ist die Landwirtschaft Ungarns sehr konzentriert: 2,6 % aller landwirtschaftlichen Betriebe bewirtschaften 73,6 % der

landwirtschaftlichen Flächen. Die durchschnittliche Nutzungsfläche beträgt ca. 250 ha. 71,5 % aller einzelnen Landwirte bewirtschaften

weniger als einen Hektar. Zum Aufbau von Kundenbeziehungen ist die lokale Präsenz sehr wichtig. Je nach Region bestehen

unterschiedliche Voraussetzungen hinsichtlich der Verwertung von Reststoffen, auf die in der Kundenansprache eingegangen werden

sollte.

• Vertriebskanäle und Kontaktpunkte in Bezug auf einzelne Landwirte und Kollektive sind unter anderem:

• Regionale und lokale landwirtschaftliche Messen bzw. spezifische EE- / Biogasmessen

• Regionale und lokale Landwirtschaftsverbände

• Regionale und lokale Distributoren

Einzelne Landwirte

• Bei den landwirtschaftlichen Einzelanlagen betreibt ein

Landwirt bzw. eine kleine Gruppe von Landwirten die

Biogasanlage in der Nähe des hauseigenen Betriebs. Kleine

Gruppen einzelner Landwirte sind insbesondere wegen

ihres höheren Strom- und Wärmebedarfs und des

größeren Substrataufkommens interessant.

• Als Substrat werden vorrangig Reststoffe aus der

Landwirtschaft eingesetzt.

• Hauptanreiz zur Realisierung der Anlage ist die

Eigenversorgung mit Strom und Wärme sowie die

Diversifizierung der Tätigkeit und der Einnahmenstruktur.

• Die höchste Kundendichte besteht gemäß

Branchenexperten in der gesamten südlichen Region des

Landes (vor allem im Bereich der Rinderzucht).

Kollektive

• Hier wird die Biogasanlage meist durch ein Konsortium vieler

Landwirte und Bauern betrieben, die gemeinschaftlich die

Substrate beisteuern.

• Die typische Systemgröße liegt bei 500 kW el oder höher.

• Die gemeinschaftliche Biogasanlage ist insbesondere interessant

für Bauern, deren eigene Reststoffe nicht zum wirtschaftlichen

Betrieb einer Einzelanlage (s. links) ausreichen und die die

erzeugte Wärme direkt nutzen können.

• Oft verwerten die Anlagen neben landwirtschaftlichen Abfällen

Substrate aus der Agroindustrie oder Gemeindeabfälle.

• Hauptanreiz zur Produktion von Biogas ist auch hier die

Diversifizierung der Geschäftsfelder der Landwirte und die

Eigenversorgung mit Strom und Wärme.

Quellen: dena-Expertenbefragung (August 2013), CrossborderBioenergy (2013)

25


MARKTVOLUMEN UND PROGNOSE

• Laut Zielsetzung der Regierung (siehe Folie 20

„Politische Ausbauziele: NREAP “), sollen in den

kommenden Jahren bis 2020 100 MW an

Biogasanlagen installiert sein. Für 2020 wird mit einer

Stromerzeugung von knapp 700 GWh / Jahr

gerechnet. Der Anteil landwirtschaftlicher

Biogasanlagen ist jedoch nicht gesondert dargestellt.

• Zur Stimulierung des Wachstums wird wie bereits

erwähnt von der Regierung ein Biogas-Action-Plan

erarbeitet, der noch nicht veröffentlicht wurde.

• Branchenexperten erachten das Ausbauziel und

die installierte Leistung von 100 MW in 2020 bei

geltenden Bedingungen als zu ambitioniert,

insbesondere die Aufnahme der Wärmevergütung

würde hier positive Entwicklungstendenzen

ermöglichen.

• Zentrale Markthemmnisse für ein beschleunigtes

Marktwachstum sind laut Expertenaussagen:

• Unsicherheit bzgl. des neuen

Förderregimes

• Restriktive Kreditvergabe der Banken

MW

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Prognose installierte Leistung und Stromerzeugung aus Biogas

gemäß NREAP (in MW und GWh)*

GWh

700

2010 2012 2015 2020

Installierte Kapazität in MW (linke Achse)

Stromerzeugung in GWh (rechte Achse)

* Schätzwerte gemäß NREAP (2010)

Quellen: Hungarian Energy Office (2013), NREAP (2010), Hungarian Energy and

Public Utility Regulatory Authority (2013)

600

500

400

300

200

100

0

Quellen: dena-Expertenbefragung (August 2013), Hungarian Energy Office (2013), NREAP (2010), Hungarian Energy and Public Utility Regulatory Authority (2013)

26


BRANCHENSTRUKTUR: AKTEURE ENTLANG DER

WERTSCHÖPFUNGSKETTE

• Die Unternehmen der nachfolgenden Listen sind Mitglieder des ungarischen Biogasverbands oder wurden in Pressemeldungen zum

ungarischen Markt für landwirtschaftliche Biogasanlagen erwähnt.

• Expertenaussagen bestätigen, dass insbesondere das Angebot in den Bereichen Projektierung/EPC bereits relativ gut entwickelt ist. Eine

einfachere Konkurrenzsituation besteht aktuell im Bereich Anlagenbau sowie der Gasaufbereitung.

Komponentenhersteller

Anlagenbau

Projektierer / EPC

Anlagenbetrieb

Gasaufbereitung

ANDRITZ MeWa GmbH

Bogányi és Fia Kft-t

Environ-Tec

Dalkia Energia Zrt.

Franz Eisele u. Söhne

Jetter AG

ÖKOTECHNIK KFT-t

WELtec BioPower

Wolf System Hungary

Biogest Energie- und

Wassertechnik GmbH

ENVITEC BIOGAS

MT-Energie

Landwärme GmbH

UTS Biogastechnik GmbH

WELtec BioPower

Agriconsult Ltd.

Dr.-Ing. Hans Friedmann

SHIEER Bio Systems s.r.o.

ATEVSZOLG Innovations

Bebra Biogas Gruppe

Bioenergie GmbH

Bioenergy Ltd

Biogas Unió Zrt

BNRG Renewables.

DunaTec Orosháza

ENER-G’s

ENVITEC BIOGAS

FARMAGAS

Farmatic

Fiorentini Hungary Kft.

First Hungarian Biogas Ltd

GE Energy

GTS4energy

Inwatech Environmental

MT-Energie

STS GROUP ZRT.

UTB Envirotec Zrt.

UTS Biogastechnik GmbH

WELtec BioPower

Arcavi Saem

DMT Environmental Techn.

BátorCoop Ltd

ENVITEC BIOGAS

Corax-Bioner Co Ganzair Kft.

EDF DÉMÁSZ

Landwärme GmbH

ENER-G Ltd

MT Energie

Hálózati Elosztó Kft. Zalavíz waterworks

Landwärme GmbH

Bátortrade Kft

Aufwind

Pilze-Nagy Ltd.

Schmack Elsö Biogaz Kft

Szuro-Trade Kft

Zöldforrás Energia Kft.

Quellen: dena-Expertenbefragung (August 2013)

27


GENEHMIGUNGSVERFAHREN, VERGÜTUNG,

FÖRDERMECHANISMEN, FINANZIERUNG UND ABSICHERUNG


GENEHMIGUNGSVERFAHREN UND VERGÜTUNG:

BIOGASANLAGEN UND EINSPEISUNG

Die Einspeisung von Biogas und der Anschluss an das Gasnetz werden vorrangig gewährt, daneben bestehen keine erhöhten Vergütungen für

Biogas. Vier Schritte für die Genehmigung von Biogasanlagen:

1. Umweltverträglichkeitsprüfung

2. Baugenehmigung

3. Netzanschluss

4. Genehmigung

Marktexperten gehen teilweise zum Erhalt dieser Genehmigungen von bis zu 40

Prozessen aus, jedoch variieren Anträge regional und anlagenabhängig sehr stark.

Übersicht

Technische

Anforderungen

Biogas

• Dem staatlichen Decree No 19 / 2009 on the provisions of the Hungarian Gas Law (Act XL 2008) folgend wird

gereinigtes Biogas als gleichwertig zu Erdgas erachtet.

• Um für die Einspeisung zugelassen zu werden, muss das Biogas den nationalen Anforderungen MSZ 1648:2000

genügen. Dieser Standard bezieht sich seinem Ursprung nach auf Erdgas und beinhaltet keine Vorgaben zu

Substraten oder Heizwerten. Der Standard definiert eine Grenze für den Sauerstoffgehalt von 0.2 % pro

eingespeister Menge und eine kontinuierliche und nachweisbare Messung der Gasqualität.

Netzanschluss /

Einspeisung

• Nach Art. 70, Act XL, ist Biogas vorrangig einzuspeisen.

• Ein Netzanschluss wird nichtdiskriminierend gewährt, die Kosten für den Anschluss von Biogasanlagen an das Netz

hängen von örtlichen technischen Lösungen ab und werden vom Biogasanbieter getragen.

• Gereinigtes Biogas kann nach Genehmigung ins Erdgasnetz eingespeist werden.

Vergütung • Da Biogas als gleichwertig mit Erdgas betrachtet wird, gelten dieselben Tarife und Konditionen. Es sind noch keine

geförderten Einspeisetarife festgelegt worden. Die Tarifüberarbeitung ist jedoch geplant im „Biogas Action Plan“

(siehe auch Folie 20).

• Die Rechtsgrundlage für die Vergütung von Erd- und Biogas bildet das Gesetz GSA, Act XL of 2008.

• Aktuelle Einspeisetarife für Erdgas und Biogas finden Sie hier: http://www.mekh.hu/en/regulated-prices/naturalgas.html.

Quellen: Ministry of National Development (2010), GreenGasGrids (2013), Miklós Horvath (2012)

29


GENEHMIGUNGSVERFAHREN UND VERGÜTUNG:

BIOGASVERSTROMUNG (1/3)

Im Rahmen der Einspeisung von Strom werden von Unternehmen und Verbänden höhere Tarife gefordert. Nach Expertenaussagen

rentiert sich die Biogasverstromung zu den aktuellen Tarifen nur im Zusammenhang mit der Nutzung der Wärme. Insgesamt wird das

Genehmigungsverfahren für Biogasanlagen in Ungarn als kompliziert und langwierig erachtet. Vor allem regionale Abweichungen und

Änderungen im Ablauf werden von Unternehmensseite und dem Bioenergieverband in Ungarn bemängelt. Anlagenbetreiber werden per

Gesetz für den eingespeisten Strom (§ 13 (1) Act No. LXXXVI of 2007 und § 6 Decree No. 389/2007 ) vergütet. Anlagenbetreiber fallen

erst nach Genehmigung der Anlage unter das oben genannte Gesetz. Der Genehmigungsprozess ist nachfolgend beispielhaft skizziert.

Prozess zur Genehmigung von Biogasanlagen zur Stromeinspeisung

1. Schritt Vier Prozessschritte für die Genehmigung von allen Biogasanlagen:

1. Umweltverträglichkeitsprüfung,

2. Baugenehmigung,

3. Netzanschluss,

4. Anmeldung beim Hungarian Energy and Public Utility Regulatory Authority und Übermittlung des (§ 6 (1)

Decree No. 389/2007).

2. Schritt Die Hungarian Energy and Public Utility Regulatory Authority bestimmt mit der Genehmigung (nach

Anmeldung, siehe 1. Schritt Punkt 4) auch die Vergütungsdauer (i. d. R. 15 Jahre) und die Einspeisemengen (§ 6

(6) Decree No. 389/2007).

3. Schritt Prüfung weiterer Förderungen durch die Hungarian Energy and Public Utility Regulatory Authority: Wenn der

Anlagenbetreiber andere Förderungen oder Subventionen für das Projekt erhält (für Förderungen siehe auch

Folie 33), wird die Vergütungsdauer gegebenenfalls angepasst nach§6 (8) Decree No. 389/2007.

Notwendige

Dokumente

Alle Dokumente und Meldefristen, die übermittelt werden müssen sind per Gesetz (§ 6 (2)-(4) Decree No.

389/2007 definiert.

Antragsdokumente und Prozesse sind unter folgendem Link abrufbar:

http://www.mekh.hu/en/licensing/licensing-and-approval-procedure/electricity.html

Kontakt: Magyar Energia Hivatal (MEH) - Hungarian Energy and Public Utility Regulatory Authority , Tel:

+36 145 977 77, Homepage: MEH, http://www.eh.gov.hu/, Email: eh@eh.gov.hu

Quellen: Ministry of National Development (2010), GreenGasGrids (2013), Miklós Horvath (2012)

30


GENEHMIGUNGSVERFAHREN UND VERGÜTUNG:

BIOGASVERSTROMUNG (2/3)

Aktuell (2013) wird das bestehende Fördersystem (KÁT) durch das Ministry of National Development überarbeitet. Das angepasste

System wird unter dem Namen „METÁR“ neu erstellt. Die neue Gesetzesgrundlage ist als System mit festen Einspeisevergütungen für 15

Jahre vorgesehen. Es soll die Produktion von Strom und Wärme sowie sonstige relevante Vorteile (z. B. Nutzung innovativer

Technologien, Förderung strukturschwacher Regionen) erneuerbarer Energien fördern. Aktuell wird Wärmenutzung vor Ort oder über

die Einspeisung in das Fernwärmenetz nicht gefördert. Mit einer Verabschiedung des Fördergesetzes wird Ende 2013 gerechnet.

Übersicht aktuelle Einspeisevergütung

Grundlagen der

Einspeisevergütung

KÁT laut Gesetz Act

No. LXXXVI of 2007

(§ 11 (3))

• Die Einspeisevergütung wird i. d. R. vom zuständigen Ministerium zum 1. Januar eines Jahres angepasst.

• Die Einspeiseregelung wurde in 2003 eingeführt und wird von der MAVIR, dem Netzbetreiber, an den

Betreiber geleistet.

• Die Einspeisevergütung wird für eine festgelegte Menge und einen Zeitrahmen im Voraus bestimmt, der vom

Hungarian Energy and Public Utility Regulatory Authority festgelegt wird.

• Innerhalb des Gesetzes wird zwischen den Erneuerbare-Energien-Technologien kaum unterschieden

(lediglich zwischen Solar, Wind, Abfallverstromung u. a.).

• Die Einspeisevergütung wird in ungarischen Forint ausgegeben.

• Für Anlagen zur Verstromung bestehen Effizienzkriterien (diese sind auf der folgenden Seite abgebildet).

• Die Hungarian Energy and Public Utility Regulatory Authority kann gemäß § 9 Decree No. 389/2007 bei

Rechtsverletzungen aktiv werden und finanzielle Strafen verhängen.

Die Höhe der Vergütung richtet sich nach:

• Kapazität der Anlage

• Einspeisezeitpunkt (differenzierte Tarife abhängig vom Tagezeitpunkt der Stromeinspeisung)

• Daneben wird noch zwischen Erzeugung aus erneuerbaren Energien und Abfall unterschieden.

Netzanschluss • Ein Netzanschluss wird nichtdiskriminierend gewährt.

Quellen: Ministry of National Development (2010), GreenGasGrids (2013), Miklós Horvath (2012)

31


GENEHMIGUNGSVERFAHREN UND VERGÜTUNG:

BIOGASVERSTROMUNG (3/3)

Nachfolgend sind die geltenden Vergütungen und Effizienzanforderungen im Rahmen des KÁT dargestellt:

Einspeisevergütung – Tarife, Stand 01.01.2013 in HUF

Hauptzeit

(Winter 06:00 –

22:00;

Sommer 07:00-

23:00)

Nebenzeit

(Winter 22:00 –

01:30 und 05:00

– 06:00;

Sommer: 23:00 –

02:30 und 06:00

– 07:00)

Nachttarif

(Winter 01:30 –

05:00;

Sommer 02:30-

06:00)

Anlagen unter

20 Mw el

35,96 32,18 13,13

Effizienzanforderungen für Biogasverstromung

Befeuerung

der Anlage

Biomasse

Biogas

Anlagen

zwischen 20

28,76 25,75 10,50

und 50 Mw el

Vom für Ende 2013 geplanten „METÁR“ Fördersystem werden folgende Änderungen für den Bioenergiebereich erwartet:

• Höherer Stromabnahmepreis

• Kombinierte Förderung von Wärme und Strom und Beibehaltung der Effizienzanforderungen (siehe oben rechts)

• Strengere Kriterien für die Nachhaltigkeit von Biomasse (z. B. Anbau, Transport)

• Technologie- und größenspezifische Kategorisierung der Klassen für die Einspeisetarife

• Bonuszahlungen in Bezug auf positive nationalökonomische Aspekte (z. B. Förderung strukturschwacher Regionen, Schaffung von

Arbeitsplätzen)

• Einheitliche garantierte Vergütungsdauer von 15 Jahren

• Einführung regionaler Nachhaltigkeitsquoten innerhalb Ungarns für die Nutzung von erneuerbaren Energien

rein

Gemischt

mit anderen

Kapazität - - Ab

500

kW

rein

Bis

500

kW

Gemischt

mit

anderen

Brennstoffen

Brennstoffen

Effizienz 30 % 32 % 35 % 32 % 40 %

-

Quellen: MEKH (2013). Aktuelle Einspeisetarife sind hier abrufbar: http://www.mekh.hu/en/regulated-prices/electricity.html

32


FÖRDERMECHANISMEN: NATIONALE PROGRAMME, EU-

FÖRDERUNG

Übersicht

Förderung

für Biogaspilotprojekte

Darlehen

Hungarian

Development

Bank (HDB)

Megújuló Energia Alapú Térségfejlesztés

• Das Förderprogramm wird über den Europäischen Fonds für regionale Entwicklung

(EFRE) finanziert und zielt auf die Förderung von Pilotprojekten im Bereich erneuerbarer

Energien ab, um den Anteil und die Effizienz der erneuerbaren Energien zu erhöhen und

um die regionale Entwicklung des Landes zu fördern.

• Die Projektzuschüsse sind für das ganze Land gültig, mit Ausnahme der mittlerenungarischen

Region (Buda und Pest).

• Abhängig von der Region, in der das Projekt umgesetzt wird und der Unternehmensgröße,

können die Zuschüsse 30 – 70 % der förderfähigen Gesamtkosten betragen.

Megújuló energiaforrás hasznosítására finanszírozását szolgáló pénzügyi

konstrukció

• Das Förderprogramm wird über den Europäischen Fonds für regionale Entwicklung

(EFRE) finanziert.

• Gefördert werden Projekte zur Nutzung erneuerbarer Energien, die unter „normalen“

Kreditbedingungen nicht realisiert werden können.

• Themenschwerpunkte: Deckung lokalen Heiz-und Kühlbedarfs durch erneuerbare

Energien sowie Erzeugung von Strom und Wärme aus erneuerbaren Energien. Daneben

werden ebenso Projekte im Bereich Biomethan unterstützt.

• Die Projekte werden über Ausschreibungen ausgewählt. Der Zuschuss wird

Finanzunternehmen gewährt, die die Höhe der Subvention an das Projekt über einen

reduzierten Zinssatz weiterleiten (Zinssatz von 0,5 % pro Jahr).

• Vor allem im Bereich Biogasfinanzierung hat die HDB größere Erfahrungswerte und

spezielle Finanzierungsangebote. Weitere Informationen dazu sind verfügbar unter:

ttp://ec.europa.eu/research/bioeconomy/pdf/conferences/partnering_regions_20121012

/csaba_harsanyi_hungarian_dev_bank.pdf

Kontakt

The National

Development

Agency (Nemzeti

Fejlesztési

Ügynökség)

http://www.nfu.hu/

The National

Development

Agency (Nemzeti

Fejlesztési

Ügynökség)

http://www.nfu.hu/

https://www.mfb.hu

/en

Quelle: RES-LEGAL (2013)

33


Absicherung

Risiko

ALLGEMEINE ABSICHERUNGSSLÖSUNGEN FÜR

BIOGASPROJEKTE

In der folgenden Übersicht sind die wichtigsten entlang des Projektzyklus von Biogasanlagen entstehenden Risiken und eine Auswahl möglicher

Absicherungsinstrumente dargestellt.

Planung Finanzierung Transport

Bau/Montage Betrieb

Fehleinschätzungen in

der Planungsphase sowie

menschliches Versagen;

projektbezogene Planung

Zahlungsfähigkeit der

Geschäftspartner und

Einlageverpflichtung

gegenüber Auftraggeber

Transport Delay-in-Startup

(Bauverzögerungen und

finanzielle Einbußen durch

Transportschäden)

Fertigstellungsrisiko

(Bauleistung, Baustoffe,

Bauteile, Installation

technischer Anlagen,

Naturgewalt, menschliches

und technisches Versagen)

z. B. Ausfall der folgenden

Komponenten sowie damit verbundene

finanzielle Verluste aufgrund von

Betriebsunterbrechungen:

• Blockheizkraftwerke

• Gasmotoren

• Fermenter

• EDV-Anlagen

• Steuerungs- und Messinstrumente

• Haftpflichtversicherung

• Betriebshaftpflichtversicherung

• Kreditversicherung

• Exportkreditversicherung

• Bürgschaftsversicherung

• Transportversicherung

• Bauleistungs- und

Montageversicherung

• Montage-Betriebsunterbrechungsversicherung

• Maschinenversicherung

• Betriebsunterbrechungsversicherung

oder

Ertragsausfallversicherung

• Betreiberhaftpflicht (Drittschäden)

Zudem sind folgende länderspezifische Risiken zu beachten:

• Wechselkursrisiko außerhalb des Euroraums (hier sind Termin-, Options- und Swapgeschäfte als Absicherung möglich).

• Zinsänderungsrisiko (Abschluss von Zinssicherungsinstrumenten, sowohl für Inland und Ausland interessant).

• Änderung des Vergütungsmechanismus (Zertifikatesystem oder Feed-in-Tariff) und generelle Änderungen in der Energiepolitik,

unterliegen dem unternehmerischen Risiko und sind nicht durch klassische Versicherungslösungen versicherbar.

• Terror und innere Unruhen im Land sind versicherbar, Krieg und Enteignung sind nur in Ausnahmefällen durch besondere Klauseln

versicherbar.

Quelle: Danelutti / Pazur, (2011)

34


FINANZIERUNG VON BIOGASPROJEKTEN

Allgemein ist zu unterscheiden zwischen Unternehmensfinanzierung (On-Balance) und Projektfinanzierung (Off-Balance). Wie auch bei

anderen Erneuerbare-Energien-Projekten (v. a. PV, Wind) wird auch bei der Finanzierung von Biogasanlagen häufig auf Projektfinanzierung

zurückgegriffen.

Zentrale Kriterien zur Beurteilung der Tragfähigkeit einer Projektfinanzierung im Bereich Biogasanlagen:

• Prinzip der Risikoteilung zwischen den Projektparteien

• Verbuchung der Projektkredite in einer Projektgesellschaft (SPV)

• Langfristig gesicherte Substratlieferung (Preis, Menge, Qualität)

• Abnahmegarantie und gesicherte Vergütung (Strom, Wärme, Gärreste)

Als Instrument zur Kreditanalyse von Projektfinanzierung, bedienen sich Finanzierungsinstitute dem Schuldendienstdeckungsgrad (DSCR),

welcher von Zins- und Betriebskostenänderungen sowie Ertrags-/Einnahmeschwankungen beeinflusst wird.

Definition

Haftung

Indikator für

zukünftige

Performance

Finanzierung

hängt ab

von…

Unternehmensfinanzierung

Darlehen wird durch den Kreditnehmer aus seinen gesamten

Unternehmensaktivitäten zurückgeführt.

Kreditnehmer haftet für die Rückführung der Darlehen während der

gesamten Laufzeit der Darlehen.

Bewertung der Jahresabschlüsse und Rückschlüsse auf zukünftige

Performance

…der Kreditwürdigkeit des Kreditnehmers

Projektfinanzierung

Sämtliche Kosten (inkl. Schuldendienst)

müssen aus den Cash Flows des

Projektes zurückgeführt werden.

Sponsoren haften nur bis zur

Fertigstellung des Projektes, danach allein

das Projekt mit seinen Cash Flows.

Zukünftige Cash Flows

…der Zuverlässigkeit und Vorhersagbarkeit

der Cash Flows des Projektes

Quelle: Böttcher (2009)

35


ZUSAMMENFASSUNG


ZUSAMMENFASSUNG

Untersuchungsbereiche

Zusammenfassung

Energiemarkt • Steigender Energiebedarf erwartet und Importabhängigkeit (vor allem in Bezug auf Gas) (+)

• Gut ausgebautes Gasnetz (+), aber geringer Ausbau des Fernwärmenetzes (-)

• Nichtdiskriminierender Zugang und Anschluss von Biogasanlagen an das Strom- und Gasnetz (+)

• Niedrige Strom- , Wärme- & Gaspreise (-)

Technisches Potenzial • Hohe Substrat- und Kosubstratverfügbarkeit aus landwirtschaftlichen Betrieben (+)

• Konzentrierte Stoffströme von Großbauern und Kollektiven, Potenziale vor allem in der Nutztierhaltung und im Bereich

der landwirtschaftlichen Reststoffe (+)

Politische Ziele • Zielvorgaben gemäß NREAP, ca. 70 MW nach geplanten Zielvorgaben sind noch zu installieren (+)

• Handlungsdruck im Bereich der Verwertung landwirtschaftlicher Abfälle (+), jedoch fehlen politische Ansätze (-)

• Kein spezifisches Ausbauprogramm für landwirtschaftliche Biogasanlagen (-)

Nachfrageseite • Potenziale bestehen im Bereich der Einzel- / Klein- bzw. mittelgroßen Anlagen, das größte Potenzial (auch auf Grund der

Struktur der Landwirtschaft) bieten Kollektive mit gemeinschaftlichen Großanlagen (+)

• Wachstum in den nächsten Jahren erwartet, vor allem abhängig von der politischen Zielsetzung bzw. Förderung (o)

• Keine Vergütung der Wärme, deshalb aktuell nur für Betriebe und Unternehmen mit Wärmebedarf interessant (-)

• Im europäischen Vergleich niedrige Kaufkraft (-)

Angebotsseite • Gute Identifikation geeigneter Partner im Land möglich (+)

• Mittlere Konkurrenzsituation, Biogasbranche in der Entwicklungsphase (0)

Genehmigungsverfahren • Komplexes Genehmigungsverfahren, insbesondere für die Stromeinspeisung, lange Projektplanungszyklen möglich und

zahlreiche Akteure (-)

Vergütung & Finanzierung • Einspeisetarif für Strom aus Biogas (+)

• Neues Vergütungssystem und Verbesserungen im Förderregime werden in 2013 erwartet (+)

• Regionale Förderung über die National Development Agency (+)

• Keine Vergütung für Wärme (-) und bislang keine zusätzliche Vergütung für Biomethan (-), jedoch ist eine Vergütung von

Wärme und eine gesonderte Vergütung von Biomethan geplant (o)

• Betreiber trägt Netzanschlusskosten (-)

37


KONTAKTE


KONTAKTE (RELEVANTE BEHÖRDEN & VERBÄNDE)

Kategorie Name Website

Ministry of National Development Nemzeti Fejlesztési Minisztérium (NFM) http://www.kormany.hu/hu

National Development Agency Nemzeti Fejlesztési Ügynökség (NFÜ) http://www.nfu.hu/

Hungarian Energy and Public

Utility Regulatory Authority

Magyar Energia Hivatal (MEH)

http://www.eh.gov.hu/

Energy Centre Energia központ kht. http://www.mekh.hu/en/

Agricultural and Rural

Development Agency

Hungarian Bioenergy Competence

Centre

Ministerium für Umweltschutz und

Wasserwesen

Ungarischer Biogasverband

Központi ügyfélszolgálat

HBCC

Vidékfejlesztési Minisztérium

MBE – Hungarian Biogas Association

http://www.mvh.gov.hu/port

al/MVHPortal_en

http://bioenergyhbcc.weebly.com/

www.kvvm.hu

www.biogas.hu/2/frameset

http://www.biogas.hu/

39


KOOPERATIONSPARTNER DER STUDIE

Folgende Unternehmen und Organisationen haben bei der Studie „Marktinfo UngarnBiogas “ als Kooperationspartner mitgewirkt:

Allianz Climate Solutions GmbH, EnviTec Biogas AG, MT-ENERGIE GmbH

40


ÜBER DIE EXPORTINITIATIVE ERNEUERBARE ENERGIEN

Die Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) analysiert im Rahmen der Exportinitiative Erneuerbare Energien des Bundesministeriums für

Wirtschaft und Technologie (BMWi) kontinuierlich die aktuellen Entwicklungen in den weltweiten Märkten für erneuerbare Energien.

Das Ziel der „Marktinfo UngarnBiogas“ ist es, der deutschen Biogasbranche durch eine strukturierte Darstellung der Marktentwicklung und der

rechtlichen Rahmenbedingungen den Markteinstieg und die konkrete Projektumsetzung vor Ort zu erleichtern.

Weitere Informationen zu den Publikationen der Exportinitiative Erneuerbare Energien finden Sie unter:

www.exportinitiative.de

Bei spezifischen Fragen zu Zielmärkten kontaktieren Sie:

exportinfo@dena.de

41


QUELLENVERZEICHNIS (1/3)

• AgriPolicy (2009): Analysis of renewable energy and its impact on rural development in Hungary. In:

http://www.euroqualityfiles.net/AgriPolicy/Report%202.2/AgriPolicy%20WP2D2%20Hungary%20Final%20Rev.pdf, November 2009

• Argus (2013): Hungary’s CHP plant output may decline further

http://www.argusmedia.com/pages/NewsBody.aspx?id=817341&menu=yes, aufgerufen am 01.08.2013.

• BMVELV (2013): Ländermarkt Ungarn.

• Böttcher (2009), Finanzierung von Erneuerbaren-Energien-Vorhaben.

• CrossborderBioenergy(2012) EU Handbook Biogas Markets. Elektronisch abrufbar unter;

http://www.crossborderbioenergy.eu/fileadmin/crossborder/Biogas_MarketHandbook.pdf, aufgerufen am 01.08.2013.

• Danelutti / Pazur (2011); Finanzierung Erneuerbarer Energien.

• Dióssy, László (2008): Responsibility of the government on the use of Renewable energy sources. Ministry of Environment and Water

Management

• Energy Centre Hungary (2011): WP 4.2.4. Study on Biomass Trade in Hungary. In:

http://www.4biomass.eu/document/file/Hungary_final3.pdf, aufgerufen am 01.08.2013.

• ELTIS The Urban Mobility Portal (2006): CNG buses in Szeged, Hungary. Elektronisch abrufbar unter:

http://www.mylpg.eu/stations/hungary, aufgerufen am 13.08.2013.

• E.ON Foldgaz (2011): Natural gas resources of Hungary. Elektronisch abrufbar unter http://www.eon-foldgaztrade.com/cps/rde/xchg/SID-245A8324-DC9BAC6B/eon-foldgaz-trade/hs.xsl/2589.htm,

aufgerufen am 01.08.2013.

• ERRA and Fortum (2011): Benchmarking District Heating in Hungary, Poland, Lithuania, Estonia and Finland, Executive Summary Report

Pilot Co-project of ERRA and Fortum April 2011.

• EURELECTRIC (2012): Power Statistics & Trends 2012. Elektronisch abrufbar unter:

http://www.elecpor.pt/pdf/Power_Statistics_and_Trends_2012_synopsis.pdf, aufgerufen am 01.08.2013.

• EUROBSERV’ER (2012): Biogas Barometer 2012.

• European Commission (2011): Recent progress in developing renewable energy sources and technical evaluation of the use of biofuels and

other renewable fuels in transport in accordance with Article 3 of Directive 2001/77/EC and Article 4(2) of Directive 2003/30/EC.

Elektronisch abrufbar unter: http://ec.europa.eu/energy/renewables/reports/doc/sec_2011_0130.pdf , aufgerufen am 01.08.2013.

• Garay (2012): The Potential for the Production and use of biomass-based energy sources in Hungary.

42


QUELLENVERZEICHNIS (2/3)

• GEA EGI: Biomass based power production in the Hungarian regulatory environment (ERRA/INOGATE Workshop am 15.11.2011,

Almaty). Elektronisch abrufbar unter : www.erranet.org/index.php?name=OEeLibrary&file=download&id=7818&keret=N&showheader=N,

aufgerufen am 10.08.2013.

• GTAI (Germany Trade and Invest) (2013a): Wirtschaftsdaten kompakt: Ungarn. Elektronisch abrufbar unter:

http://ahk.de/fileadmin/ahk_ahk/GTaI/ungarn.pdf, aufgerufen am 01.08.2013.

• Hungarian Energy and Public Utility Regulatory Authority (2012): Statistical data of the Hungarian Power System. Elektronisch Abrufbar

unter: www.mekh.hu/gcpdocs/52/ver_2011.pdf, aufgerufen am 01.08.2013.

• Hungarian Energy Office (2012): Natural Gas System in Hungary 2012. Elektronisch abrufbar unter:

http://www.unece.org/fileadmin/DAM/energy/se/pp/wpgas/23wpg_jan2013/HUN_Korosi.pdf. Stand 01.08.2013, aufgerufen am

01.08.2013.

• Hungarian Energy Office (2013): Hungary’s Renewable Energy Utilisation Action Plan.

• Hungarian Energy and Public Utility Regulatory Authority (2012) : About the market. Elektronisch abrufbar unter:

www.eh.gov.hu/home/html/index.asp?msid=1&sid=0&Ing=2&hkl=108. aufgerufen am 01.08.2013.

• Hungarian Energy and Public Utility Regulatory Authority (2013): Licensing, elektronisch abrufbar unter: http://www.mekh.hu/en/,

aufgerufen am 10.08.2013.

• IEA (2012): Renewables Information, 2012 Edition.

• IEA (2013): By Country, Hungary. Elektronisch abrufbar unter: http://www.iea.org/gtf/index.asp, aufgerufen am 01.08.2013.

• KSH (Központi Statisztikai Hivatal, Statistisches Amt Ungarn ) (2013): Most Redent Data of the Hungarian Central Statistic Office,

Livestock.

• KSH (Központi Statisztikai Hivatal, Statistisches Amt Ungarn ) (2013): Statistical Yearbook 2012, Elektronisch Abrufbar unter:

http://www.ksh.hu/?lang=en, aufgerufen am 01.08.2013.

• László Alexa, György Füleky (2013): Implementation of Organic Waste Management in Southern and Eastern European Countries.

• MAVIR (2013): Data publication. Elektronisch abrufbar unter: http://ww.mavir.hu/web/mavir-en/data-publication, aufgerufen am

13.08.2013.

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