Verkehrspolitik: Klimaziele schon jetzt auf der Kippe

Mit dem Umsetzungsentwurf der RED II im Verkehrssektor ist abzusehen, dass Deutschland seine Klimaziele deutlich verfehlen wird. Branchenübergreifend kritisieren Verbände die zu geringen Ambitionen für mehr Erneuerbare im Verkehr.

Die EU hatte mit der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (Renewable Energy Directive, RED II) umfassende Regulierungen zur Förderung von erneuerbaren Energien im Verkehr beschlossen. Das Bundesumweltministerium (BMU) legte dazu nun einen Entwurf zur Umsetzung ins nationale Recht vor – und sieht sich mit breiter Kritik konfrontiert: Dem darin enthaltenen Vorschlag zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) fehlt jegliche Ambition, um einen wirksamen Beitrag zur Erreichung der Klimaschutzziele im Verkehr zu leisten. Sollte die Bundesregierung diesen Entwurf Realität werden lassen, würde sie sehenden Auges das erst letztes Jahr beschlossene, eigene Klimaschutzgesetz (KSG) ignorieren und die EU-Ziele deutlich verfehlen. Das bedeutet nicht nur wertvolle, verpasste Jahre für den Klimaschutz, sondern auch Strafzahlungen in Milliardenhöhe, wenn bei Nichterfüllung Emissionsrechte von anderen EU-Mitgliedsstaaten eingekauft werden müssen.

Mit dem deutschen Klimaschutzgesetz (KSG) und Klimaschutzprogramm hat sich die Bundesregierung einen verbindlichen Rahmen gesetzt, um auch im Verkehr Emissionen zu reduzieren. Um diese wirksam zu erreichen, ist das THG-Quotensystem ein effektives Instrument, um durch den Einsatz erneuerbarer Kraftstoffe sukzessive die Emissionen im Verkehr zu senken.

Die aktuell vorgeschlagenen Anpassungen sorgen jedoch für einen Rückschritt in der Verkehrswende: Die Emissionen werden zunächst um bis zu 4 Mio. t CO_2eq im Vergleich zu 2019 steigen. Erst im Zieljahr 2030 würde es zu einem Absinken auf ungefähr dem Niveau von 2019 kommen.

Um hohe Pönalen zu vermeiden, die Klimaziele einhalten zu können und um eine reale Klimawirkung zu erzielen, sind sich branchenübergreifende Initiativen (die Bioenergieverbände mit HBB, VDB und FvB, die Automobilbranche mit dem MWV und dem VDA, die Energiewirtschaft mit dem BDEW und der dena sowie die Industrie (BDI) einig: Die THG-Quote muss angehoben werden – ab 2021 und jährlich in einem klaren Korridor bis 2030.

Eine höhere THG-Quote ist aus gleich mehreren Gründen notwendig:

• Sie würde den bereits vorhandenen Mengenpotenzialen an Biokraftstoffen gerecht werden, die maßgeblich für die THG-Emissionen des Verkehrs verantwortlich sind.
• Sie würde den schnellen Hochlauf der E-Mobilität und dem Zuwachs von Wasserstoff und Bio-LNG abbilden und damit gleichzeitig das wichtige Potenzial von Erfüllungsoptionen wie nachhaltige Biokraftstoffe beibehalten.
• Sie bietet der E-Mobilitätsbranche und den fortschrittlichen Biokraftstoffen Planungssicherheit.
• Sie erwirkt tatsächlichen und schnellen Klimaschutz im Verkehr. Die THG-Quote ist nämlich ein effektives Instrument zur einfachen und transparenten THG-Reduktion.
• Sie vermeidet Pönalen bei Nicht-Erfüllen der EU-Klimaziele.
• Sie sorgt dafür, dass die eigenen Klimaschutzziele aus dem Klimaschutzgesetz eingehalten werden.

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Klimaschutz heute und in Zukunft: So nachhaltig ist Biomethan

Biogas und Biomethan sind wahre CO₂-Reduktionschampions. Bis zu 10-13 % der weltweiten Treibhausgasemissionen können mit ihnen reduziert werden. Wie genau, zeigt ein Hintergrundpapier der European Biogas Association.

Ein großer Beitrag zur Klimaneutralität: Biogas und Biomethan sparen entlang der gesamten Wertschöpfungskette immense Mengen an Treibhausgas(THG-)Emissionen ein. Mit den grünen Gasen können die weltweiten Treibhausgase um bis zu 10-13 % verringert werden, wie die World Biogas Association ermittelte. Im Vergleich zu fossilen Brennstoffen sind sogar THG-Einsparungen bis zu 240 % möglich. In einem kürzlich veröffentlichten Hintergrundpapier zeigt die European Biogas Association (EBA), wie nachhaltig die Erzeugung und der Einsatz von Biogas und Biomethan sind und wie die prozessbedingten Emissionen durch Kreislaufwirtschaft kompensiert werden.

Nachhaltigkeit von Biomethan auf einen Blick:

• Kreislaufwirtschaft: Das in Biogas und Biomethan enthaltene CO₂ stammt aus organischen Ausgangsstoffen, die in der Photosynthese bereits vorhandenes CO₂ aus der Atmosphäre entnehmen. Anders als bei fossilen Energieträgern wird bei der Verbrennung von Biogas und Biomethan also kein zusätzliches CO₂ freigesetzt.
• Biogas und Biomethan ersetzen fossile Brennstoffe. Die Verbrennung fossiler Energie pustet nicht nur zusätzlich CO₂ in die Luft. Die Förderung ist zudem sehr energieintensiv  – immense Mengen an Treibhausgasen werden dabei freigesetzt.
• Der Einsatz von Gülle aus der Tierhaltung verhindert den Methanaustritt und vermeidet so signifikante Klimaschäden. Wenn Methan auf dem Feld frei wird, ist es 25x klimaschädlicher als CO₂. Das wird verhindert, indem das Methan zu Biogas und Biomethan weiterverarbeitet wird.
• Der bei der Biogaserzeugung übrig bleibende Gärrest kann als biogener Dünger eingesetzt werden. So verzichtet man bei der Produktion auf chemische Düngemittel, wie zum Beispiel aus Erdöl. Biogener Dünger ist zudem besser für den Boden, kann von Pflanzen einfacher aufgenommen werden und fördert die Speicherung von Kohlenstoff im Boden.
• Das bei der Biogas- und Biomethanerzeugung anfallende CO₂ kann zum Beispiel in Power-to-X-Prozessen weiterverarbeitet werden.
• Durch die Abscheidung und anschließende unterirdische Lagerung von CO₂ (BECCS) werden der Atmosphäre mehr Emissionen entzogen als durch die Produktion freigesetzt werden. Das heißt, es werden sogenannte Negativemissionen erzeugt, die auch langfristig zur Dekarbonisierung notwendig sind.

THG-Reduktionspotenzial der Biogas- und Biomethanindustrie; Quelle: EBA

Das vollständige EBA-Hintergrundpapier finden Sie hier.

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Wasserstoffstrategie: Import von grünen Gasen muss quellenneutral sein

Deutschland hat sich den Import grüner Energie auf die Fahne geschrieben. Eigentlich geht es dabei nur um Wasserstoff. Andere erneuerbare Gase, die schneller zum Klimaschutz beitragen können, werden in der Diskussion vermisst.

In der Energiewende setzt Deutschland alles auf eine Karte: grüner Wasserstoff. Wie die Bundesregierung ihre Wasserstoffstrategie angehen will, ist jedoch noch ungewiss. Aber: „Klar ist […]: Deutschland wird auch langfristig Energie importieren müssen“, sagt Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier schon Ende 2019 in einem FAZ-Gastbeitrag zum Thema Wasserstoff. Der Großteil des grünen Wasserstoffs wird laut Nationaler Wasserstoffstrategie von außerhalb der EU bezogen werden. Ab wann es dazu kommt und ab wann damit hierzulande ein tatsächlicher Klimaschutzeffekt eintritt, ist noch offen. Eine erste Allianz soll es mit Marokko geben: Die Absichtserklärung zum Bau einer 100-Megawatt-Elektrolyseanlage unterzeichneten Bundesentwicklungsminister Gerd Müller (CSU) und die marokkanische Botschafterin Zohour Alaoui Anfang Juni. Die Förderbank KfW will das Projekt mit 300 Millionen Euro finanzieren. Konkrete Pläne zur Errichtung stehen noch aus, derzeit ist man auf Standortsuche. Außerdem soll der Elektrolyseur zunächst ausschließlich für den marokkanischen Markt produzieren. Kapazitäten für den Export nach Deutschland sind erst in späteren Phasen vorgesehen. Also alles noch Zukunftsmusik.

Wer A sagt, muss auch B sagen. Import grüner Gase muss quellenneutral möglich sein

Der Import grünen Wasserstoffs ist derzeit DAS Trendthema in der deutschen Energiepolitik. Zeitgleich verschließt sich die deutsche Politik vor Importen anderer leitungsgebundener grüner Gase aus EU-Nachbarländern und damit kurzfristigen Klimaschutzeffekten. Aus nachhaltiger Biomasse erzeugtes Biomethan hat es zum Beispiel seit Jahren schwer: Die deutsche Verwaltungspraxis verbietet trotz entsprechender Forderungen aus der Branche und EuGH-Urteil, Biomethan über das europäische Gasnetz nach Deutschland zu importieren und zur Treibhausgas(THG-)Minderung im Verkehr einzusetzen. Anders als grüner Wasserstoff ist Biomethan ein bereits verfügbarer, bezahlbarer Brennstoff mit erprobter Technologie, der sofortige Dekarbonisierung leisten kann.

Von allen verfügbaren Biokraftstoffen kann mit Biomethan die mit Abstand höchste THG-Reduktion erzielt werden. Derzeit nutzen rund 100.000 Fahrzeuge in Deutschland Erdgas als Kraftstoff – würden diese komplett auf Biomethan umgestellt, könnten pro Jahr zusätzlich 1,5 Mio. Tonnen CO_2eq-Emissionen eingespart werden. 100 % Biomethan an den deutschen CNG-Tankstellen wäre bis 2021 möglich – ohne Zusatzkosten für die Betreiber. Auch LNG-Tankstellen können auf verflüssigtes Biomethan umstellen und 100 % BioLNG vertanken. Der Absatz von Biomethan steigt bereits: Im Juni 2020 lag der Biomethananteil am CNG-Kraftstoff bei rund 75 %. Um das weitere Nachfragepotenzial zu decken und das THG-Minderungspotenzial auszuschöpfen, wäre kurzfristig der Import von Biomethan aus dem EU-Ausland erforderlich.

Für eine erfolgreiche Energiewende ist es unerlässlich, alle verfügbaren Optionen zur Treibhausgasminderung zu nutzen. Technologie- und Quellenneutralität, wie sie der Verband Europäischer Fernleitungsnetzbetreiber für Gas (ENTSOG) definiert hat, muss dabei oberste Prioriät haben. Während die Weichen für den grenzüberschreitenden Handel von grünem Wasserstoff gestellt werden, muss das Gleiche für bewährte erneuerbare Energieträger wie Biomethan gelten.

Hintergrund: Importbeschränkung von Biomethan als kraftstoff

Die Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU (RED) von 2009 gibt vor, dass jeder Mitgliedsstaat bis 2020 mindestens 10 % des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor aus erneuerbaren Quellen deckt. Gemäß der Neufassung (RED II), sind bis 2030 14 % vorgesehen – eine weitere Verschärfung des Ziels ist aktuell im Gespräch.

In Deutschland werden die EU-Richtlinien über das Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) geregelt. Dafür hat die Bundesregierung Treibhausgasminderungsquoten (THG-Quoten) festgelegt: Unternehmen der Mineralölwirtschaft sind verpflichtet, die THG-Emissionen der von ihnen in Verkehr gebrachten Kraftstoffe zu reduzieren: seit 2020 um 6 %. Um dies zu erreichen, sollen anteilig Biokraftstoffe eingesetzt werden (Biokraftstoffquote).

Bereits 2012 ebnete die EU mit der Entscheidung, den Systemgeber REDcert als europaweites Zertifizierungssystem für nachhaltige Biomasse anzuerkennen, den Weg in Richtung eines einheitlichen europäischen Marktes für Biokraftstoffe. Der Import von Biomethan über das Gasnetz nach Deutschland ist derzeit jedoch eingeschränkt. Biomethan für die Nutzung im Kraftstoffsektor und damit für die Anrechnung auf die Biokraftstoffquote gemäß Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) einzuführen ist zwar zulässig, der Grenzübertritt nach Deutschland darf aber nicht über die Gasleitung erfolgen. Das stellt Biomethan vor ein Problem, denn: Biomethan – chemisch identisch mit Erdgas – wird, ebenso wie Erdgas selbst, ausschließlich über das Gasnetz transportiert. Während des Transports über das Netz wird es jederzeit von anerkannten EU-Nachhaltigkeitsnachweisen begleitet. Damit hält nach REDcert-EU oder ISCC zertifiziertes Biomethan, das vom EuGH geforderte Prinzip der Massenbilanzierung ein. Indem die Anrechnung von Biomethan, das über das Gasnetz transportiert wurde, im Kraftstoffmarkt nicht zugelassen ist, ist der Import für den Einsatzmarkt bislang faktisch nicht umsetzbar.

2017 urteilte der EuGH in einem schwedischen Fall, dass der Import von Biomethan über das Gasnetz grundsätzlich erlaubt sein muss. Einige Länder änderten daraufin ihre Importpraxis. Deutschland hat den Beschluss der höchsten EU-Richter bislang noch nicht umgesetzt.

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RED-II-Umsetzung: viele Chancen, wenig Ambition in der Verkehrswende

Deutschland zögert im Ausbau erneuerbarer Energien und setzt weiterhin auf fossile Lösungen und solche, die erst langfristig Emissionen sparen. Vernachlässigt werden dabei verfügbare und bezahlbare Technologien für einen sofort wirksamen Klimaschutz.

Ob die EU-Klimaziele 2030 überhaupt noch erreicht werden können, ist mit der aktuellen Umweltpolitik nicht mehr sicher – das prognostizieren Studien schon heute. Die EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) sieht mindestens 32 % erneuerbare Energien am Bruttoendverbrauch bis 2030 vor. Im Verkehr sollen es mindestens 14 % sein. Die Kommission plant sogar noch eine Verschärfung der Ziele im Rahmen des europäischen Klimagesetzes. Die Umsetzung der RED II in nationale Gesetzgebung bietet Deutschland die Chance, Treibhausgase schnell und mit einfachen Mitteln einzusparen: Indem sie verfügbare erneuerbare Energieträger wie Biomethan als fortschrittlichen Biokraftstoff einsetzt – und parallel neue Technologien wie die Elektromobilität und Wasserstoff als Energieträger fördert. Klar ist: Nur durch ein technologieoffenes und quellenneutrales Zusammenspiel im Sinne der Sektorenkopplung können die Ziele erreicht werden.

Deutschland setzt mehr auf fossil statt erneuerbar

Doch die deutsche Politik ist zögerlich im Ausbau erneuerbarer Energien. Das zeigte sich schon in der Verlängerung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG), das im Rahmen des Kohleausstiegsgesetzes Anfang Juli novelliert wurde. Das KWKG fördert die Energiebereitstellung durch Kraft-Wärme-Kopplung weiterhin auf Basis von fossilem Erdgas und macht den Einsatz erneuerbarer Brennstoffe in der KWK damit unwirtschaftlich.

Zum anderen zeigt sich Deutschland in der nationalen Umsetzung der RED II wenig ambitioniert. Man ist von der Fixierung auf einen Hoffnungsträger, der Vollelektrifizierung, übergegangen zu einem neuen Heilsbringer: Wasserstoff, auch in der Erreichung der Verkehrsziele. Geplant ist aber nicht die Förderung von Wasserstoff als Direktantrieb, sondern die Anrechnung von grünem Wasserstoff in Raffinerien – also bei der Produktion von fossilen Kraftstoffen. Dabei ist völlig unklar, wann mit signifikanten Mengen gerechnet werden kann, die den deutschen Bedarf auch nur in Ansätzen decken können. Bisher gibt es auschließlich Pilotprojekte mit verschwindend geringen Mengen und auch bis 2030 geht man davon aus, dass selbst bei Erreichen der Ausbauziele gerade einmal ein Zehntel dessen produziert werden kann, was eigentlich gebraucht wird. Aus klimapolitischer Sicht wird die überfällige Energiewende damit weiter hinausgezögert, da sich die Wasserstoffinfrastruktur noch in der Konzeptionsphase befindet und zudem enorm kostenintensiv ist. Darüber hinaus resultiert die Entscheidung in einer weiteren Förderung fossiler statt erneuerbarer Kraftstoffe. Im Ergebnis verharrt damit der reale Anteil erneuerbarer Kraftstoffe am Gesamtmarkt auf einem sehr niedrigen Status quo. Im Jahr 2019 betrug dieser gerade einmal 5,6 % – und lag damit bei dem gleichen Wert wie im Vorjahr. Der Anteil blieb unverändert gering. Im Umkehrschluss heißt das, dass nach wie vor 95 % der Kraftstoffe aus fossilen Quellen stammen. Doch auch wenn das 14-%-Ziel für 2030 voll erfüllt werden würde, so lege der Anteil fossiler Kraftstoffe immer noch bei 86 %. Wenn man sich gleichzeitig die noch geringeren Anstrengungen in der Verkehrswende ansieht, rückt das 100-%-saubere-Energie-Ziel für 2050 der EU in deutlich weitere Ferne.

Biokraftstoffe können sofortigen Klimaschutz bewirken

Die Frage lautet daher: Wie können wir den Verkehr schneller und günstiger dekarbonisieren? Die Antwort heißt: Technologieoffenheit und das Setzen auf erprobte, nachhaltige Energieträger. Von den aktuell 5,6 % erneuerbaren Kraftstoffen im Verkehr entfällt der Löwenanteil (31,7 TWh von 36,9 TWh) auf Biokraftstoffe. Das zeigt: Sie leisten bereits heute einen wichtigen Beitrag zur Verkehrswende. Und es geht noch mehr. Der als fortschrittlich (da besonders nachhaltig) eingestufte Biokraftstoff Biomethan spielte bislang nur eine untergeordnete Rolle. Das ist in den regulatorischen Rahmenbedingungen begründet. Doch aktuelle Marktentwicklungen zeigen, dass die Biomethanversorgung auch im Verkehr gesteigert werden kann: Der Anteil von Biomethan am CNG-Kraftstoff ist von ca. 30 % im Jahr 2018 auf derzeit (Stand Juni 2020) 75 % gewachsen – Tendenz weiter steigend. 100 % könnten auch 2020 noch erreicht werden: Der CNG-Gesamtmarkt liegt bei rund 1,3 TWh. Bereits jetzt sind etwa 2 TWh an zertifiziertem Biomethan vorhanden, die ohne Nutzungskonkurrenz im CNG-Markt eingesetzt werden können.

Auch eine erhöhte Treibhausgasquote, die auf fortschrittliche Kraftstoffe setzt, könnte durch Biomethan bedient werden. Eine Studie des Fraunhofer-Instituts für System- und Innovationsforschung ISI zeigt, dass sowohl eine kurz- als auch langfristige zusätzliche Nachfrage nach Biokraftstoffen mit den heute vorhandenen Mengen an Biomethan erfüllt werden kann. Die RED II sieht vor, den Anteil konventioneller Biokraftstoffe (also solcher, die aus nicht-nachhaltiger Biomasse hergestellt werden) bis 2030 sukzessive auf 0 % zu reduzieren. Daraus entstünde eine Versorgungslücke, die Biomethan füllen kann.

Das Motto muss heißen: Nur gemeinsam sind wir stark

Im Zuge der Umsetzung der RED II werden innerhalb des Bundesumweltministeriums statt Lösungsansätzen hypothetische Probleme erneuerbarer Energieträger diskutiert und wegen ungeprüfter, angeblicher Schwierigkeiten gedeckelt, wie aus internen Kreisen bekannt wurde. Das betrifft insbesondere bewährte Technologien wie Biokraftstoffe. Aber auch Treibhausgasminderungsquoten für Strom als Kraftstoff sollen zusätzlich limitiert werden. Keine Lösung bleibt frei von Herausforderungen – weder Strom als Direktantrieb, noch grüner Wasserstoff, noch strombasierte Kraftstoffe, noch Biokraftstoffe. Nach wie vor mit dem alten Diesel zur Arbeit zu fahren, ist jedoch die schlechteste Option von allen. Was klar ist: In der Erzeugung von fossilem Kraftstoff leistet grüner Wasserstoff keinen Klimabeitrag auf der Straße. Nachhaltige Biokraftstoffe schon: Über 90 % weniger Treibhausgase spuckt ein Biomethanauto im Vergleich zu einem Benziner aus.

Strom, grüner Wasserstoff und strombasierte Kraftstoffe werden zweifelsohne in Zukunft eine tragende Rolle in der Verkehrswende einnehmen – jedoch erst mittel- bis langfristig. Bis dahin entsteht eine Lücke, die geschlossen werden muss, um die Erreichung der Klimaziele nicht nachhaltig zu behindern. Fortschrittliche, nachhaltig erzeugte Biokraftstoffe sind bereits verfügbar, bezahlbar und nachweislich nachhaltig – können also schon heute einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung leisten. Ein mit Biomethan betriebenes Fahrzeug ist nahezu klimaneutral unterwegs. In Verbindung mit CCS sind sogar Negativemissionen möglich: Bis zu 150 Mio. t CO_2eq können der Atmosphäre in Europa jährlich entzogen werden. Die Forschung ist sich sicher, dass Negativemissionen in der Erreichung des 1,5-Grad-Ziels notwendig sind. Zusätzlich können mit Biomethan über 250 Mio. t CO_2eq fossile Emissionen eingespart werden. Fortschrittliche Biokraftstoffe sind zwingend notwendig, wenn Deutschland die eigenen Klimaziele einhalten und wieder eine Vorreiterrolle im Umweltschutz einnehmen möchte.

Unsere Handlungsempfehlungen für die Politik:

• technologieoffene Diskussion mit stärkerem Fokus auf kurz- und mittelfristigen Lösungen
• Einführung einer Verpflichtung zur Vergärung von Bioabfällen und Gülle
• Erhöhung der Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe
• Begrenzung des Einsatzes von Biomasse mit hohem iLUC-Risiko in außereuropäischen Drittstaaten

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KWKG: Überförderung fossiler Energieträger zu lasten des EEG

Vom Regen in die Traufe: Anstatt auf Erneuerbare setzt die Bundesregierung mit dem KWKG 2020 weiter auf fossile Energieerzeugung und bezuschusst die Umstellung von Kohle auf Erdgas mit Millionen. Anreize für die dringend notwendige Einbindung von erneuerbaren Energien wurden nicht gesetzt. Die Bundesregierung macht damit eindeutig klar, dass sie Erdgas als längere Übergangslösung der Energiewende sieht. Diese Konterkarierung des Ziels der europäischen Klimaneutralität in 2050 ist unverständlich angesichts der längst bekannten und wissenschaftlich belegten dramatischen und existenzbedrohenden Folgen des Klimawandels.

„Clean Energy“ lautet eigentlich eines der Ziele des EU Green Deals. Umweltgefährdende Subventionen, einschließlich derer für fossile Brennstoffe, sollten vor diesem Hintergrund schrittweise heruntergefahren werden, um Investitionen in nachhaltige erneuerbare Energieinfrastrukturen zu ermöglichen. Davon unbeeindruckt setzt die Bundesregierung mit einer am 03. Juli 2020 verabschiedeten Novelle das Fördersystem des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG) fort, einem Konkurrenzsystem zum Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Das KWKG macht durch seine Fördermechanismen den Einsatz von fossilem Erdgas wirtschaftlicher als den von erneuerbaren Energieträgern wie Biomethan und steht damit der Energiewende im Wege. Unabhängig davon ist eine staatliche Förderung des fossilen Energieträgers Erdgas nicht erforderlich. Die erst kürzlich verabschiedete Novellierung des KWKG-Fördersystems wirft vor dem Hintergrund sich immer verschärfender EU-Klimaziele einmal mehr die Frage nach der Rechtmäßigkeit und Existenzberechtigung des Gesetzes auf.

Unnötige Förderung fossiler Energieträger zu lasten Erneuerbarer Energien

Staatliche Fördersysteme sind darauf ausgelegt, wichtige Investitionsanreize zu schaffen, die der Markt nicht alleine bewirken kann. Entsprechende Investitionsanreize wurden durch die Einführung des KWKG für KWK-Anlagen erzeugt, die seit jeher als besonders effizient und umweltfreundlich gelten – vor allem im Vergleich zu konventionellen Anlagen für die reine Stromerzeugung, in denen die anfallende Wärme ungenutzt bleibt.

Der Haken am KWKG: Hauptprofiteur dieses Fördersystems ist der fossile Brennstoff Erdgas. Die Einbindung von erneuerbaren Energien in den Betrieb einer vom KWKG geförderten KWK-Anlage ist zwar zulässig, bietet allerdings keinen Ausgleich für die höheren Brennstoffkosten gegenüber der mit Erdgas betriebenen KWK-Anlagen. Damit macht es den Einsatz von Biomethan als grüne Alternative weniger attraktiv. Darüber hinaus enthält das KWKG 2020 ebenso wie seine Vorgängerversionen diverse zusätzliche Vergütungsbestandteile, die es in der Förderung erneuerbarer Energien im EEG so nicht gibt. Dazu zählen unter anderem zusätzliche Boni wie zum Beispiel der Kohleausstiegs- oder Südbonus oder eine nicht geregelte Degression der Fördersätze, anders als im EEG.

Während die Förderung der Energiebereitstellung durch fossile Brennstoffe in ihren Anfängen sicher eine Existenzberechtigung vorweisen konnte, sinken seit Jahren die Erdgaspreise beständig – bei gleichzeitig steigenden Strompreisen. Erdgas ist ein etablierter Energieträger, der im Sinne der oben angeführten Investitionsanreize zur Marktreife keiner weiteren Förderung bedarf. Hinzu kommt, dass mit dem Ausstieg aus der Kohle- und Atomverstromung die Wettbewerbsfähigkeit der Stromerzeugung durch Erdgas in der KWK deutlich steigen wird.

Erneuerbare Energien stehen bekanntlich in Konkurrenz mit den fossilen, können aber in der Wirtschaftlichkeit ohne entsprechende Bezuschussungen derzeit noch nicht mithalten. Mit dem KWKG wurde nun ein Gesetz novelliert, das diesen Effekt weiter verstärkt. Es führt allein dazu, dass es wirtschaftlich vorteilhafter ist, KWK-Anlagen mit Erdgas als mit erneuerbaren Energien zu betreiben. Das verlängert die Nutzung fossiler statt erneuerbarer Brennstoffe – mit katastrophalen Auswirkungen für das Klima. Dabei stehen erneuerbare Energieträger wie Biomethan bereit, die bereits heute statt Erdgas genutzt werden können.

Zudem steigen die Fördersätze im KWKG seit Jahren signifikant an – ohne jeglichen potenziell regulierenden Mechanismus, der bei weiter sinkenden Erdgaspreisen eingreifen könnte. Dabei hatte die Europäische Kommission dazu bereits im Jahre 2014 einen Beschluss zum Thema Überprüfung des EEG 2014 wie folgt ausgeführt:

„Deutschland hat sich verpflichtet, die Produktionskosten jährlich zu überwachen, um zu prüfen, ob die automatische Anpassung angemessen ist und nicht zu einer Überkompensation führt.“

Dass ein solcher Änderungsmechanismus, der auf die Veränderungen der Marktlage reagieren könnte, im KWKG nicht vorgesehen ist, ist also auch aus europarechtlicher Sicht problematisch.

Unvereinbarkeit mit europarechtlichen Beihilferegelungen und dem ziel der Klimaneutralität 2050

Staatliche Fördersysteme müssen sich immer auch an den beihilferechtlichen Regelungen der Europäischen Union, im Bereich von Energiebeihilfen speziell an den Leitlinien der Europäischen Kommission für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen messen lassen und angemessen sein.

Staatliche Beihilfen sind nach den Vorgaben der Europäischen Kommission nur dann angemessen, wenn durch diese ein betriebswirtschaftlicher Ausgleich der Investitionen erfolgen soll, der ohne staatliches Eingreifen am Markt nicht möglich wäre.  Wie bereits dargestellt sind aufgrund der Preisentwicklung und durch den Atom- und Kohleausstieg staatliche Fördermaßnahmen für erdgasbetriebene KWK-Anlagen nicht mehr erforderlich. Das Ziel der staatlichen Förderung fossiler Energieträger ist damit nicht nur bereits erreicht, sondern auch aus europarechtlicher Sicht längst überschritten und resultiert in einer Überförderung.

Staatliche Beihilfen gelten auch nur dann als angemessen, wenn sie einem Ziel von allgemeinem Interesse dienen. Als Ziel von allgemeinem Interesse nennt die Europäische Kommission Fördermaßnahmen, die zu einem höheren Umweltschutzniveau beitragen. Maßnahmen wie das Fördersystem des KWKG, die fossile den erneuerbaren Energieträgern vorziehen, stehen diesem Ziel offenkundig entgegen. Die Europäische Kommission hat bereits in einer Entscheidung aus dem vergangenen Jahr zu staatlichen Beihilfen Polens für Fernwärmesysteme, die Wärme überwiegend durch Einsatz von fossilen Brennstoffen erzeugen, erhebliche Zweifel an deren Angemessenheit geäußert, da dadurch der Einsatz fossiler Brennstoffe verlängert werden und dies gegen jedes Umweltziel wirken könnte.

Die Energiewende lässt sich nur erreichen, wenn tatsächlich eine Wende vollzogen wird – von Subventionen in fossile Brennstoffe hin zu Investitionen in nachhaltige, erneuerbare Energieinfrastrukturen. Diesbezügliche Forderungen finden sich bereits in den Schlussfolgerungen des Europäischen Rates vom 23. Mai 2013.

Währenddessen wird in Deutschland die Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung unter Zuhilfenahme fossiler Energieträger wie Erdgas weiter ausgebaut, anstatt den Einsatz von erneuerbaren Alternativen wie Biomethan voranzutreiben – zu Lasten erneuerbarer Energieträger, zu Lasten des Klimas und zu Lasten unseres Lebensraumes.

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Klimaneutralität 2050: Integrierte Energiewende als Schlüssel zur Dekarbonisierung

Eine aktuelle Studie zeigt: Biomethan ist einer der wichtigsten Energieträger, um eine integrierte Energiewende voranzubringen und die EU-Klimaziele bis 2050 zu erreichen. Eine erhöhte Nutzung des grünen Gases sichert eine zuverlässige Energieversorgung und kann bis 2050 jährlich 200 Mrd. € einsparen.

Aktuelle EU-Maßnahmen unzureichend für Klimaneutralität 2050

Ohne grüne Gase wie Biomethan läge das Ziel Klimaneutralität noch in weiterer Ferne als 2050 – das unterstreicht die neue Guidehouse-Studie im Auftrag des europäischen Gas-for-Climate-Konsortiums „Gas Decarbonisation Pathways 2020 – 2050“. Die derzeitigen Maßnahmen der EU zum Klimaschutz müssen deutlich verschärft werden, um dem Klimawandel entgegenzuwirken. Den größten Gesamtnutzen für ein zuverlässiges, kosteneffektives europäisches Energiesystem bieten die Kopplung der Strom-, Gas- und Wärmesektoren sowie die Verknüpfung deren Infrastrukturen. Eine große Rolle spielen dabei grüne Gase wie Biomethan und Wasserstoff: Mit einem verstärkten Einsatz dieser Energieträger können gegenüber einem Pfad, der kaum auf Gas setzt, im Jahre 2050 Kosten in Höhe von 200 Mrd. € jährlich gespart werden.

Szenarien für die Dekarbonisierung Erneuerbarer Gase

2019 veröffentlichte das Gas-for-Climate-Konsortium eine Studie, die ein Szenario optimaler Gasnutzung („optimised gas scenario“) skizziert. Unter diesen Annahmen kann der nachhaltige Einsatz von Biomethan und Wasserstoff zu deutlich günstigeren Preisen von heute 20 TWh auf insgesamt 2.900 TWh (Nettoheizwert) erhöht werden. Die nun im April 2020 veröffentlichte Zusatzstudie analysiert drei Dekarbonisierungspfade auf der Nutzungsseite (Gebäude, Industrie, Verkehr, Stromerzeugung). Diese setzen auf den nachhaltigen Ausbau der Biomethan- und Wasserstoffproduktion. Insbesondere der Pfad beschleunigter Dekarbonisierung zeigt, wie mit grünen Gasen viel erreicht werden kann­.

Die Pfade:

PFAD 1: AKTUELLE EU-KLIMA- UND ENERGIEPOLITIK ERMÖGLICHT NUR BEGRENZTEN AUSBAU ERNEUERBARER GASE

In diesem Szenario untersucht die Studie die Auswirkungen der bestehenden EU-Klima- und Energiepolitik und kommt zu dem Ergebnis, dass die aktuellen Maßnahmen nicht ausreichen, um eine kosteneffiziente und rechtzeitige Dekarbonisierung zu bewirken. Erneuerbare Gase spielen nur eine untergeordnete Rolle.

PFAD 2: BESCHLEUNIGTE DEKARBONISIERUNG DURCH ERNEUERBARE, DEKARBONISIERTE GASE

Angebot und Nachfrage nach Biomethan, grünem Strom und Wasserstoff werden durch Investitionen und Innovationen dank veränderter Rahmenbedingungen mit langfristiger Sicherheit vorangetrieben. Der EU Green Deal und die anstehende Gasmarktreform bieten mit den richtigen Anreizsystemen die Plattform, die ungenutzten Potenziale zu aktivieren. Auf diese Weise kann die Produktion von Biomethan und Wasserstoff massiv gesteigert – und damit schrittweise bis 2050 eine hundertprozentige Gasversorgung durch erneuerbare und dekarbonisierte Gase erreicht werden. Die Nutzung der Gasinfrastruktur wird zudem deutlich diversifiziert – stufenweise hin zu einem Methan- und dezidierten Wasserstoffnetz.

PFAD 3: GLOBALE KLIMAANSTRENGUNGEN: GROßE VORTEILE DURCH WELTWEITE BETEILIGUNG

Innerhalb dieses optimistischen Szenarios geht die Studie davon aus, dass die Welt dem Beispiel Europas folgt und ihre THG-Emissionen entsprechend des Pariser Übereinkommens reduziert. Das führe natürlich zu einer noch beschleunigteren Dekarbonisierung weltweit. Dabei sinken gleichzeitig die Kosten durch geringere Technologieinvestitionen und -innovationen.

Biomethan: Chancen & großes Potenzial bei der Dekarbonisierung

Bisher spielen Biomethan und Wasserstoff in der Gasinfrastruktur immer noch eine untergeordnete Rolle. Wasserstoff, insbesondere grüner, steckt noch in den Kinderschuhen. Und auch bei Biomethan geht noch mehr, wie die Studie zeigt:

• Der Großteil der derzeit ca. 170 TWh Biogas, die in der EU produziert werden, wird aktuell hauptsächlich in lokaler Strom- und Wärmeerzeugung genutzt. Durch die Aufbereitung kann es dezentral und flexibel nutzbar gemacht werden. Die Studie aus 2019 ermittelte, dass bis 2050 eine Menge von 1.170 TWh an grünem Methan nachhaltig erzeugt werden kann, bestehend aus 1.020 TWh Biomethan und 150 TWh aus synthetischem Methan. Damit könnte mehr als der gesamte jährliche Gasverbrauch Deutschlands gedeckt werden (laut BDEW lag dieser 2019 bei 982 TWh).
• Bis 2050 kann Biomethan nicht nur ein erneuerbares, sondern durch die Erzeugung negativer Emissionen ein klimapositives Gas sein kann. Die Fähigkeit, negative Emissionen zu erzeugen, ist sehr wichtig, da unter Klimawissenschaftlern Konsens besteht, dass diese auch nach 2050 benötigt werden, um den globalen Temperaturanstieg unter 2°C zu halten.
• Daneben fördert Biomethan eine nachhaltige Kreislaufwirtschaft, da der Atmosphäre nicht mehr CO₂ zugeführt als ihr durch Biomasseanbau entnommen wird.
• Biomethan kann zudem als Ausgangsstoff zur Herstellung von Wasserstoff verwendet werden.

Potenzialentfaltung: wie kann die Biomethanproduktion nachhaltig gesteigert werden?

Schon bis 2030 ist es möglich, die Erzeugung auf 370 TWh pro Jahr zu erhöhen. Dies kann erreicht werden durch:

• Umwidmung der 125 TWh Biogas, die aktuell zur lokalen Strom- und Wärmeerzeugung in BHKW dienen, und Aufbereitung zu Biomethan
• Bau von 6.000 neuen Fermentern mit einer durchschnittlichen Produktion von je 500 m³/h und 3.000 neue zentrale Biogasaufbereitungsanlagen, die jeweils Biogas aus zwei Fermentern in Biomethan umwandeln. Alle diese Anlagen produzieren insgesamt 160 TWh Biomethan.
• Bau von 500 neuen Biogasanlagen mit angeschlossenen Biomethananlagen, die jeweils 2.000 m³/h Biogas in Biomethan umwandeln und somit 53 TWh Biomethan erzeugen.
• Herstellung von Biogas nach dem Biogasdoneright-Modell durch 2.000 Landwirte und Produzenten, vor allem in Italien und Frankreich. Hierbei werden landwirtschaftliche Nebenprodukte als Ausgangsstoff verwendet, die nicht mit Nahrungs- und Futtermittelpflanzen konkurrieren.
• Errichtung von 21 200-MW-Anlagen, die zusammen 32 TWh Biomethan herstellen.

Energiesystemintegration zur Erreichung der Klimaziele

Die Studie empfiehlt sektorübergreifende politische Maßnahmen zur Aufnahme in den Europäischen Green Deal. Die Umsetzung der folgenden Punkte ermöglicht beschleunigte Emissionsreduktionen durch einen vermehrten Einsatz von Biomethan, sichert nachhaltig Arbeitsplätze in der EU und bringt ökonomische Vorteile mit sich:

• Anpassung des EU-Rechtsrahmens, um die Gasinfrastruktur als Schlüsselfaktor für eine kosteneffiziente und nachhaltige Dekarbonisierung der Wirtschaft Europas in einem integrierten Energiesystem zu nutzen.
• Eine verbindliche Quote von 10 % Gas aus erneuerbaren Quellen bis 2030
• Aufnahme der Förderung des grenzüberschreitenden Handels mit Wasserstoff und Biomethan im Green Deal, u.a. durch ein gut funktionierendes Herkunftsnachweissystem
• Schaffung von Nachfrageanreizen für Wasserstoff und Biomethan, z.B. durch die Stärkung und Ausweitung des EU-Emissionshandelssystems (ETS) und einem einheitlichen CO₂-Preis

Deutlich wurde in der Studie also, dass es weder nachhaltig noch ausreichend ist, eine erfolgreiche Energiewende auf einen einzelnen Energieträger zu stützen. Vielmehr sind die Nutzung verschiedener Energieträger und deren Verknüpfung notwendig. Biomethan ist mit der bestehenden Gasinfrastruktur, bewährter Technologie und hohem Produktionspotenzial in einem integrierten Energiesystem ein wichtiger Baustein, um Europa bis 2050 klimaneutral zu gestalten.

KLIMAWANDEL NUR DURCH NEGATIVEMISSIONEN AUFHALTBAR

Um die 1,5 Grad und das Ziel der Netto Null einzuhalten, sind negative Emissionen nötig – es muss der Atmosphäre CO₂ entnommen werden. Nur so ist der Klimawandel aufzuhalten.

Hocheffiziente Technologien, erneuerbare Energieversorgung, Kreislaufwirtschaft – alles Maßnahmen, die für ein Europa mit Netto-Null-Emissionen in 2050 ohne Zweifel dringend notwendig sind. Da es technisch aber nicht möglich sein wird, den Treibhausgasausstoß gänzlich auf Null herunterzufahren, müssen negative Emissionen her – es muss der Atmosphäre aktiv CO₂ entnommen werden. So bescheinigt es auch der Weltklimarat (IPCC) in einem zum Klimagipfel in Kattowitz 2018 veröffentlichten Sonderbericht. Denn um das 1,5-Grad-Ziel einzuhalten, dürfen nach 2050 die Länder nicht mehr Treibhausgase ausstoßen, als der Atmosphäre wieder entzogen werden. Das hat auch die EU-Kommission in ihrem Vorschlag für das erste Europäische Klimagesetz der Geschichte Anfang März festgelegt – Ziel: erster klimaneutraler Kontinent bis 2050.

Negativemissionen beschreiben diejenigen Emissionen, die aus der Luft zurückgeholt werden – und das möglichst dauerhaft, um die Erderwärmung einzudämmen. Dazu gibt es mehrere Herangehensweisen, die mit biologischen, chemischen und physikalischen Verfahren arbeiten. Zu den bekanntesten zählen: (Wieder-) Aufforstung, Direct Air Capture (DAC, ein Luftfilterverfahren) und, eine der wirksamsten Methoden, BECCS – Bioenergy Carbon Capture and Storage, CO₂-Abscheidung und -Speicherung zum Beispiel in Verbindung mit der Produktion von Biomethan.

BECCS: EFFEKTIVE METHODE BEREITS TEIL DER BIOMETHANERZEUGUNG

BECCS ist die im Bericht des IPCC von 2018 am meisten diskutierte Methode und wird als eine effektive Technik zur Reduktion von CO₂ in unserer Atmosphäre gehandelt. Der Prozess beginnt damit, dass Pflanzen bei der Photosynthese zum Wachstum CO₂ aus der Luft aufnehmen und speichern. Nach der Ernte landet die Biomasse entweder als Nahrung auf dem Teller und danach in Form von Bioabfällen in der Biogasanlage. Oder die nachhaltig angebaute Biomasse ist direkt für die Vergärung vorgesehen. Bei der anschließenden Aufbereitung von Biogas zu Biomethan wird das CO₂ abgeschieden. Bis hierhin ein Verfahren, das ohnehin schon Bestandteil der heutigen Biomethanerzeugung ist. Dieses CO₂ kann nun wieder aufgefangen und im Boden in designierte Lagerstätten gepresst werden. Dazu eignen sich zum Beispiel saline Aquiferen oder ausgeförderte Gas- und Ölfelder. Teile der bestehenden Gasinfrastruktur können für den Transport genutzt werden. Für das BECCS-Verfahren mit Biomethan besteht also schon ein Großteil der Technologie und Infrastruktur. Die Wertschöpfungskette und die Erzeugung von Biomethan kann auf diese Weise nicht nur nachhaltig erzeugte, erneuerbare Energie liefern, sondern zur Dekarbonisierung der Atmosphäre beitragen. Damit sind bis zu 150 Mio t. CO₂ pro Jahr an Negativemissionen allein in Europa möglich.

ZUSÄTZLICHE EMMISSIONSVERMEIDUNG DURCH EINSATZ VON GÜLLE IN DER BIOMETHANPRODUKTION

Eine besondere Stellung nimmt der Einsatz von Gülle in der Biogasanlage ein. Wenn diese in Form von Dünger frei auf dem Feld ausliegt, setzt sie große Mengen Methan frei, die 23 mal klimaschädlicher sind als CO₂. Durch die Vergärung von Gülle in der Biogasanlage wird dieses Methan gar nicht erst frei emittiert, sondern in Form von Biomethan als Energieträger genutzt – und durch die Verbrennung beim Verbrauch quasi unschädlich gemacht.

Natürliche Senken, Ozeandüngung, Biokohle und Luftfilter zur Dekarbonisierung

Eine weitere Möglichkeit für Negativemissionen ist der Schutz natürlicher Senken wie Wälder, Moore und Grasland, die CO₂ in Form von Kohlenstoff binden. Dazu kommt die wohl bekannteste Herangehensweise der (Wieder-) Aufforstung, bei der Bäume beim Wachstumsprozess CO₂ aufnehmen sollen. Dabei wird jedoch verhältnismäßig viel Wasser und Fläche benötigt. Zu den biologischen Verfahren zählt auch die Ozeandüngung, bei der durch Zufuhr von Nitrat oder Eisen das Wachstum CO₂-bindender Algen angeregt wird. Sie wälzen das Kohlendioxid aus der Luft in die Tiefen der Ozeane um. Diese Methode gilt allerdings als sehr risikobehaftet, da es einen massiven Eingriff in die Meeresökosysteme bedeuten würde. Die Auswirkungen sind bislang kaum erforscht. Bei der pyrogenen CO₂-Abscheidung wird Biomasse in einer sauerstoffarmen Atmosphäre bei Temperaturen von bis zu 900 Grad Celsius thermisch behandelt. Dabei entsteht ein festes Material, die sogenannte Biokohle, die zur Verbesserung von Böden eingesetzt werden kann. Ein bekanntes mechanisch-chemisches Verfahren ist Direct Air Capture (DAC). Bei dieser energieintensiven Luftfilterung wird Umgebungsluft mit großen Ventilatoren angesaugt und strömt über ein Filtermaterial, an dem die CO₂-Moleküle haften bleiben.

Technologien für Negativemissionen: Teils beträchtliche Unterschiede in Potenzial, Aufwand, Kosten und deren Umwelteinflüssen; Quelle: BDEW / Climeworks

BECCS als Teil einer klimafreundlichen Gesamtstrategie

Wie die nebenstehende Abbildung zeigt, stehen die zuvor genannten Technologien jedoch vor großen Herausforderungen: So können die für die Aufforstung benötigten großen Flächen im Konflikt mit der Nahrungsmittelproduktion stehen, die Auswirkungen der Ozeandüngung lassen sich nur schwer in Modellversuchen darstellen und das DAC-Verfahren ist sehr energieintensiv und müsste in großem Umfang eingeführt werden, um signifikante Ergebnisse zu erreichen. Ob die Emissionen unterirdisch langfristig gelagert werden können, ist zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht abschließend geklärt, hier scheiden sich die Expertenmeinungen. Negativemissionen allein retten natürlich nicht das Klima – sondern sind als Teil einer Gesamtstrategie zur Eindämmung des Klimawandels zu verstehen. Denn: Unser­ CO₂-Kapital ist bald aufgebraucht und damit eine schnelle Dekarbonisierung unabdingbar. Fest steht, ohne den Einsatz von Negativemissionen ist das 1,5-Grad-Ziel nicht zu erreichen und damit eine fortschreitende drastische Verschärfung des Klimawandels zu erwarten. BECCS in Verbindung mit der Biomethanproduktion ist eine bereits in Teilen etablierte, effektive Technologie, die einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung der Atmosphäre leisten kann.

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BIOMETHAN IN DER DEKARBONISIERUNG DES EUROPÄISCHEN ENERGIESEKTORS

Der Green Deal der Europäischen Union sieht ein klimaneutrales Europa in 2050 vor. Eines der zentralen Ziele, die die EU dabei identifiziert hat, ist „Clean Energy“ – die Dekarbonisierung des Energiesektors und der Einsatz von erneuerbaren Energien. Gleichzeitig muss die europäische Energieversorgung gesichert und bezahlbar bleiben. Dabei können erneuerbare Gase wie Biomethan einen erheblichen Beitrag leisten.

Mit Biomethan bereits verfügbare Technologien nutzen

Die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan ist eine bewährte Technologie. Bereits heute werden in Europa 22 TWh ins Netz eingespeist; zusätzlich können kurzfristig mehr als 20 TWh aktiviert werden. Damit ist Biomethan deutlich weiter als Wasserstoff und PtG, die noch keine Marktreife erlangt haben. Perspektivisch, so zeigen aktuelle Studien wie zum Beispiel Navigant für das Gas for Climate Consortium aus dem Jahr 2019, kann die europäische Biomethanproduktion sogar auf über 1000 TWh gesteigert werden – zu deutlich günstigeren Konditionen als heute.

Gemeinsam sind wir stark. Klares Bekenntnis zu erneuerbaren Gasen unter Technologie- und Quellenneutralität

Um das Dekarbonisierungspotenzial der erneuerbaren Gase optimal zu nutzen, ist vor allem wichtig, den strategischen Rahmen entsprechend zwei Grundprinzipien zu gestalten, die der Verband Europäischer Fernleitungsnetzbetreiber für Gas (ENTSOG) in seinem Ten-Year Network Development Plans (TYNDP) Scenario Report 2020 definiert hat: Technologieneutralität, die gleiche Behandlung jeglicher Art von erneuerbaren Gasen, und Quellenneutralität, die Gleichbehandlung aller regionalen Quellen der erneuerbaren Gase.

Biomethan: Brücke zwischen Sektoren, die Arbeitsplätze schafft

Im Sinne einer erfolgreichen Kopplung der Sektoren ist Biomethan der optimale Energieträger, denn es ist flexibel sektorenübergreifend einsetzbar: zur Stromerzeugung, als Kraftstoff, in der Chemieindustrie und im Wärmemarkt. Hinzu kommt, dass die Herstellung von Biomethan, die hauptsächlich in der Landwirtschaft angesiedelt ist, Arbeitsplätze in ländlichen Regionen nachhaltig sichert. Mit bis zu 600.000 direkten Jobs in der Wertschöpfungskette stärkt die Biomethanerzeugung strukturschwache Regionen, wie die Navigant Gas-for-Climate-Zusatzstudie zeigt.

Biomethan + CCS ermöglicht 150 Mio. t Negativemissionen

Insbesondere aber mit dem Ziel der aktiven Dekarbonisierung der Atmosphäre vor Augen sind in Verbindung mit Carbon Capture and Storage (CCS) mit Biomethan über 150 Mio. t an Negativemissionen allein in der EU möglich. Damit ist Biomethan ein unverzichtbarer Teil der Lösung für eine dekarbonisierte Energieversorgung über 2050 hinaus.

Horizontale Grundprinzipien

Level Playing Field: Technologie- & Quellenneutralität als übergeordnetes strategisches Ziel definieren

Technologie- und Quellenneutralität für alle erneuerbaren Gase sollte in sämtlichen Strategie- und Grundsatzpapieren sowie Regulierungsrahmen, Anreizsystemen und in der Gestaltung der neuen Gasnetze oberste Priorität haben.

Gleichbehandlung erneuerbarer Energieträger

Nachfrage- oder Steuerförderungen müssen für alle erneuerbaren Energieträger gleichermaßen offen sein. Jegliche Quotensysteme (Kraftstoff oder Wärmebereich) muss erneuerbare Energieträger gleich behandeln und gleichzeitig gegenüber fossilem Erdgas Vorrang genießen. Auch die Befreiung erneuerbarer Gase von Maut- oder CO₂-Abgaben muss ermöglicht werden.

Handlungsempfehlungen für die Decarbonisation Policy

KURZFRISTIGE MAßNAHMEN

1. Rechtliche und administrative Hindernisse für alle erneuerbaren Gase abbauen

Im Sinne eines Level Playing Fields ist es zwingend erforderlich, die Hürden des grenzüberschreitenden Handels abzuschaffen. So bestehen in der deutschen Zollpraxis – trotz eines EuGH-Urteils aus 2017 – beispielsweise Importbeschränkungen, die nicht nur die aktuellen Biomethanflüsse, sondern auch die zukünftigen PtG- und Wasserstoffflüsse gefährden. Auch die Importbeschränkungen in den Niederlanden und Italien müssen wegfallen.

MITTELFRISTIGE MAßNAHMEN

2. Verpflichtende Fermentation für Bioabfälle und Gülle

In der Abfallbehandlung muss Fermentation vor der Verbrennung stehen. Darüber hinaus muss die Fermentation von Gülle als zwingend erforderlich eingeführt werden. Nur mit einer Vergärungspflicht für Gülle und Bioabfall lassen sich die technischen Potenziale wirtschaftlich günstig und zeitnah heben.

LANGFRISTIGE MAßNAHMEN

1. Gasinfrastruktur zukunftsfähig machen und auf erneuerbare Gase anpassen

Ein zukunftsfähiges Gasnetz muss dabei zum einen offen für die Einspeisung aller Gase, vor allem aber optimiert für die Einspeisung erneuerbarer Gase sein – und zwar entsprechend der oben angeführten Grundprinzipien der Technologie- und Quellenneutralität. Fossiles Erdgas enthält Ethan, Butan und Propan und hat damit einen hohen Brennwert. Das reduziert die Möglichkeit, synthetische Gase, Biomethan und Wasserstoff beizumischen. Das muss geändert und der Gasstandard neu definiert werden. All die folgenden Optionen sind technisch umsetzbar und sollten bei Investitionsplanungen gleichermaßen berücksichtigt werden, um Lock-in-Effekte zu vermeiden.

Option 1: Umstellung des Gasnetzes auf einen neuen Erdgas-Biomethan-PtG-Wasserstoff-Mix

Niedrigere Brennwerte ermöglichen die Beimischung mehrerer erneuerbarer Optionen. Ein Wert von rund 10 kWh wäre ein sinnvoller Start, um Biogas, Wasserstoff oder Biomethan zu geringeren Kosten beizumischen. Das wäre ein erster Schritt in Richtung eines Netzes für ausschließlich erneuerbare Gase.

Option 2: Etablierung von gänzlich neuen Netzen

Bei der Überlegung eines gänzlich neuen Wasserstoffnetzes muss europäisch gedacht werden. Insbesondere mit Blick auf Grenzübertritte sind europäische Lösungen und Anordnungen durch die EU-Kommission gefragt. Ein neues Gasnetz zu errichten ist jedoch mit hohen Kosten verbunden.

Option 3: Gänzliche Umwidmung des Netzes auf erneuerbare Gase

Perspektivisch muss eine gänzliche Umwidmung (z.B. für den Transport von Wasserstoff, Biogas oder CO₂) geprüft werden, wenn bestimmte Teile der bestehenden Gasinfrastruktur nicht länger für den Transport von Erdgas benötigt werden. Dazu müssen die entsprechenden Absatzmärkte gefördert und erhalten werden.

Option 4: Anpassung des Erdgasnetzes auf Methan

Bei einer solchen Umwidmung steht der Energieträger Methan unabhängig von der Erzeugungsart im Vordergrund. Dies würde einen Erdgas-Biomethan-PtG-Mix fördern. Erste solcher Projekte gibt es zum Beispiel bereits in Bayern.

Option 5: Regionale Lösungen: Ausbau von regionalen Inselnetzen für Biogas oder direkte Einspeisung von Biogas ins Gasnetz

Vereinzelt gibt es zum Beispiel in Baden-Württemberg regionale Biogasnetze, die von der Erdgasstruktur entkoppelt sind. Hier können aus ländlichen Regionen Biogas zu Kraftwerken in der Stadt transportiert werden. Diese Lösung ist sehr kosteneffektiv, da auf die Aufbereitung des Biogas verzichtet werden kann.

2. Europaweit einheitliche CO₂-Preisregelungen einführen

In einigen europäischen Ländern wurde der CO₂-Preis bereits eingeführt oder steht kurz davor. Das bietet Chancen für erneuerbare Gase, sich zu etablieren. Dabei ist es jedoch zwingend notwendig, eine europäische Lösung für eine CO₂-Bepreisung zu schaffen, um einheitliche Wettbewerbsbedingungen zu garantieren.

3. Bei CCS-Lösungen Vorrang für der Atmosphäre entzogenes CO₂ gewähren

CCS wird aktuell hauptsächlich in Verbindung mit fossilen Energieträgern gedacht. Das hält fossile Kraftwerke unnötig länger am Leben. Dabei ist CCS in Verbindung mit Bioenergie (BECCS) oder mit direktem CO₂-Entzug aus der Atmophäre (Direct Air Capture, DAC) ein viel effektiveres Mittel zur Dekarbonisierung, da damit Negativemissionen erzeugt werden können, also aktiv CO₂ der Atmosphäre gezogen werden kann. Beim Inbetrachtziehen von CCS-Lösungen müssen BECCS und DAC stets Vorrang vor CCS für fossiles CO₂ haben.

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BIOMETHAN 2050+: NACHHALTIG CO₂ AUS DER ATMOSPHÄRE ZIEHEN

Um das 1,5-Grad-Ziel des Pariser Klimaabkommens einzuhalten, reichen Emissionsreduktion und Klimaneutralität in 2050 allein nicht aus. Um einen sogenannten „Overshoot“, also ein Überschreiten des Ziels zu vermeiden, braucht es Konzepte, die aktiv CO₂ aus der Atmosphäre ziehen. Das hat auch der zur Klimakonferenz 2018 in Katowice veröffentliche IPCC-Sonderbericht gezeigt. Biomethan kann das leisten – und zwar in großem Maßstab. 150 Mio. Tonnen solcher Negativemissionen kann Biomethan unter nachjustierten Rahmenbedingungen alleine in der EU erzielen. Das ist 1,25 mal so viel wie der gesamte Gebäudesektor in Deutschland derzeit verursacht (Laut Bundesregierung liegt der Verbrauch des Gebäudesektors bei 120 Mio Tonnen CO2.). Plus: Ganz nebenbei sichert die Wertschöpfungskette von Biomethan nachhaltig Arbeitsplätze in ländlichen Gegenden.

KLIMAWANDEL NUR MIT NEGATIVEMISSIONEN AUFHALTBAR

Deutschland verfehlt die Klimaziele 2020 – und zwar deutlich. Das bedeutet: Die Klimaschutzmaßnahmen, die nun eingeführt werden, müssen umso effektiver sein. Denn wenn die Klimapolitik in der jetzigen Geschwindigkeit weiterarbeitet, sammelt sich ein immer größerer Berg an CO₂-Altlasten an, der uns durch die Erderwärmung buchstäblich die Hölle heiß macht. Statt auf 1,5 steuert die Welt derzeit auf eine Erwärmung von 3 Grad oder mehr zu, sagt Katja Frieler vom Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung der Welt. Der Plan von Klimaneutralität in 2050 ist natürlich ein guter Anfang, doch zur Einhaltung des 1,5-Grad-Ziels sind Negativemissionen unabdingbar. Auf der Klimakonferenz 2018 (COP 24) nannte Klimaforscher Jan Minx des Berliner Mercator Research Institutes es sogar eine wissenschaftsignorante („scienceless“) Ansicht, wer den Klimawandel ohne negative Emissionen bewerkstelligen will.

Es ist also wichtig, dass wir Mechanismen nutzen, die aktiv CO₂ aus der Atmosphäre ziehen, sie dekarbonisieren und dafür sorgen, dass Treibhausgase keine weiteren Klimaschäden anrichten können. Herangehensweisen gibt es mehrere: Aufforstung, Filtertechniken oder, die deutlich effektivere Methode, (BE)CCS – (Bioenergy) Carbon Capture & Storage.

BIOMETHAN + CCS = 150 MIO. TONNEN CO₂ PRO JAHR AUS DER ATMOSPHÄRE ZIEHEN

Biomethan entsteht durch die Vergärung von organischen Rest- und Abfallstoffen oder Energiepflanzen in der Biogasanlage. Damit werden nur Rohstoffe verwendet, die durch Photosynthese ohnehin CO₂ aus der Atmosphäre aufgenommen haben. Das heißt, durch den Einsatz von Biomethan wird im Vergleich zu fossilen Energieträgern kein zusätzliches CO₂ in der Atmosphäre frei. Wir befinden uns in einer Art Kreislaufwirtschaft.

Darüber hinaus können in der Erzeugung von Biomethan auch aktiv große Mengen klimaschädliches CO₂ aus der Atmosphäre gezogen werden – durch Carbon Capture and Storage (CCS). CCS bedeutet die Abscheidung von CO₂ (Carbon Capture) und seine Speicherung (Storage) dort, wo es keinen Schaden anrichten kann. In der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan wird heute schon CO₂ abgeschieden. Dieses CO₂ lässt sich ganz einfach über das Gasnetz oder in Tanks zu unterirdischen Lagerstätten transportieren. Zur Endlagerung bieten sich zum Beispiel ausgeförderte Erdgas- oder Ölfelder an. Die Technologie und große Teile der Infrastruktur sind also schon da.

Ganz vereinfacht dargestellt, lässt sich der Lebenszyklus von Biomethan in Verbindung mit CCS wie folgt beschreiben: Beim Wachstum nehmen Pflanzen CO₂ aus der Atmosphäre auf und speichern sie. Bei der Vergärung zu Biogas bzw. Biomethan wird das nun wieder freiwerdende CO₂ aufgefangen und sicher unter der Erde verstaut, sodass es keine weiteren Klimaschäden anrichten kann.

IN EINER DEKARBONISIERTEN WELT IST BIOMETHAN 2050 GLEICH BIOMETHAN 2200

In einer klimaneutralen Welt ist Biomethan nicht mehr nur CO₂-neutral, es kann auch die verpassten Klimaziele wettmachen. Studien u.a. von der Deutschen Energie-Agentur (dena) oder Navigant zeigen: Eine Steigerung der nachhaltigen Bionmethanproduktion auf 1.000 TWh in Europa ist realisierbar. In Verbindung mit CCS sind damit Negativemissionen in Höhe von 150 Mio Tonnen CO₂ pro Jahr möglich. Hinzu kommt: Wenn auf dem Land produziertes Biomethan in der Stadt als Energieträger genutzt wird, reduziert das die Schere zwischen urbanen und ländlichen Gegenden: 15 – 30 Mrd. € für CO₂ und 35 Mrd. € für Biomethan unterstützen die Landwirtschaft und die Produktion. Eine weitere Studie von Navigant im Auftrag des Gas-for-Climate-Konsortiums bewies im November 2019: Schon 600 TWh in Europa sorgen im Jahr 2050 für bis zu 275.000 Arbeitsplätze direkt in der Erzeugung vor Ort. Hinzu kommen weitere 400.000 Jobs indirekt (zum Beispiel bei Vorlieferanten). Damit stärkt eine nachhaltige Biomethanproduktion strukturschwache Regionen – und wird in Verbindung mit CCS zur Einkommensquelle für die Landwirtschaft über Generationen hinweg.

NOTWENDIGE SCHRITTE

KURZFRISTIG

• RED II zügig umsetzen
• Wege bereiten für wachsende EU-Biomethanproduktion
• Keine Importbeschränkungen von Biomethan
• Ein europäisches Register zur einheitlichen Nachweisführung
• Höhere Quoten und Mandate

MITTELFRISTIG

• Einführung eines ganzheitlichen CO₂-Preises, der fossiles CO₂ sanktioniert & Biomethan und andere grüne Gase fördert
• Vergärungspflicht für Gülle & Bioabfall einführen
• Gasnetz auf Biomethan & Wasserstoff anpassen

LANGFRISTIG

• CCS-Wirtschaft etablieren, die Negativemissionen statt Emissionsreduzierung fokussiert
• 100 % Erneuerbare in Strommix schnell umsetzen
• Doppelte Fruchtfolge + ausschließlich nachhaltige Landwirtschaft

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Kohleausstieg: Entwurf bremst EE-Ausbau & Erreichung der Klimaziele

Das Bundeskabinett hat gestern den Entwurf des Kohleausstiegsgesetzes beschlossen. Die vorliegende Version enhält auch Regelungen zur Kraft-Wärme-Kopplung. Vorgesehen sind unter anderem Boni für erneuerbare Wärme. Regenerative Brennstoffe werden jedoch nicht mit eingebunden. Das bremst den Ausbau der erneuerbaren Energien und damit die Erreichung der Klimaziele.

Von allen Seiten hagelt es Kritik am finalen Gesetzesentwurf zum Kohleausstieg, den das Kabinett gestern vorgelegt hat. Auch aufgrund der kurzen Zeit, die die Bundesregierung zur Stellungnahme einräumte: Exakt 22 Stunden und 45 Minuten hatte die Öffentlichkeit Zeit, sich zu dem Entwurf zu äußern. Das bemängelten Spitzenverbände der deutschen Wirtschaft und Industrie wie der BDI und der DIHK sowie zahlreiche Branchenverbände.

Insbesondere aber inhaltlich steht der Entwurf unter Beschuss. Selbst ehemalige Mitglieder der Kohlekommission äußern sich empört über die Einigung der Bundesregierung. In ihrer Stellungnahme sprechen sie von einer „groben Verletzung“ der Kommissionsempfehlungen. Die Hauptkritikpunkte der ehemaligen Kommissionsvertreter: Der vereinbarte Ausstiegspfad schade dem Klima und koste viel Geld –ein Dämpfer für den Ausbau nachhaltiger Energieversorgung. Es fehle ein Fahrplan, wie die Bundesregierung bis 2030 auf einen Anteil von 65 % erneuerbarer Energien kommen wolle.

Im Rahmen des Gesetzentwurfes wurden auch Neuerungen für den Bereich Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) festgelegt. Die Bioenergieverbände halten die Regelungen für unzureichend. Der geplante Bonus für den Einsatz erneuerbarer Wärme in KWK-Systemen wird zwar positiv aufgenommen. „In diesem Zuge werden beim Wärmebonus allerdings erneuerbare Brennstoffe wie Holz und Biogas völlig außen vor gelassen. Das ist kontraproduktiv für Klimaschutz und Energiewende und muss dringend geändert werden“, kritisiert Sandra Rostek, Leiterin des Hauptstadtbüros Bioenergie, in einer Pressemitteilung des Verbands.

Auch Landwärme hat sich an der Anhörung beteiligt. Das Biomethanunternehmen übt Kritik an den vorgesehenen Fördermechanismen und die Ungleichbehandlung von fossilen und erneuerbaren Energieträgern. Die Entscheidung, ausschließlich Erdgas für die KWK staatlich zu fördern, trifft auf Unverständnis. Mit dem Kohle- und Atomausstieg wird die Wettbewerbsfähigkeit der Stromerzeugung durch Erdgas in der KWK deutlich steigen. Damit werden keine staatlichen Förderungen notwendig sein.

Hinzu kommen europarechtlich bedenkliche, lange Förderzeiträume ohne Anpassungsmechanismen in Abbildung veränderter Marktlagen. In Summe wird erdgasbasierte KWK damit, insbesondere im Vergleich zu erneuerbaren Brennstoffen, überfördert. Darüber hinaus übersteigen die Fördersätze aus dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) die des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in einigen Leistungsklassen – und das mit einer möglichen Laufzeit bis 2060 ohne jegliche klimaschützende Anforderungen. Damit wird nicht zuletzt das Fördersystem des EEG unterwandert.

Diese weitere Förderung von Stromerzeugung auf Basis fossiler Energieträger wie Erdgas läuft der in der internationalen Staatengemeinschaft beschlossenen Dekarbonisierung entgegen. Sinnvoller wäre es, die vorgesehenen Investitionen für fossile Stromerzeugung in nachhaltige erneuerbare Energieinfrastrukturen anzulegen und damit der Erreichung der Klimaziele näher zu kommen.

Hier finden Sie die vollständige Stellungnahme der Landwärme GmbH zum Referentenentwurf des Kohleausstiegsgesetzes.

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KRAFTSTOFFE DER ZUKUNFT: BIOMETHAN IM VERGLEICH

Eine neue Studie des Fraunhofer-Instituts für System- und Innovationsforschung ISI zeigt: Im Vergleich zu anderen Kraftstoffen hat Biomethan die beste CO₂-Bilanz und ist eine günstige Option für klimafreundliche Mobilität.

Im Auftrag des Biogasrats e.V. untersuchten das Fraunhofer ISI, die Technische Universität Hamburg (TUHH) und das Institut für Ressourceneffizienz und Energiestrategien (IREES) den Beitrag alternativer Antriebe und Kraftstoffe zur Erreichung der Klimaschutzziele. Denn: Ohne einen unmittelbaren Spurwechsel in der Verkehrswende ist auch der Klimaschutzplan für 2030 in Gefahr. Wenn von der Mobilität der Zukunft gesprochen wird, ist häufig die Elektrifizierung des Verkehrs gemeint. Biomethan wird als Kraftstoff häufig nicht berücksichtigt. So bleiben entscheidende ökologische und ökonomische Potenziale ungenutzt – das unterstreichen auch die Ergebnisse des Fraunhofer-Instituts ISI.

Die Studie analysiert sowohl die Ökobilanz als auch die wirtschaftliche Konkurrenzfähigkeit entlang des gesamten Lebenszyklus von Elektro- und Gasfahrzeugen (auf Basis von Erdgas, synthetischem Methan und Biomethan) im Vergleich zu konventionellen Fahrzeugen.

MIT BIOMETHAN SOGAR NEGATIVEMISSIONEN MÖGLICH

Biomethan aus Gülle, Stroh und Bioabfällen schneidet mit Blick auf die Treibhausgasemissionen (THG-Emissionen) am besten ab. Und das nicht nur gegenüber konventionellen, sondern auch alternativen Kraftstoffen und Antrieben. Im Unterschied zu einem Mittelklasse-Diesel-PKW betragen die Einsparungen eines im Jahr 2019 gekauften Fahrzeuges ganze 60 %. Selbst Biomethan aus nachwachsenden Rohstoffen weist im Vergleich eine sehr gute THG-Bilanz auf. Mit dem Einsatz von Gülle können sogar Negativemissionen erzielt, also Emissionen aktiv vermieden werden. Denn: In Gülle ist in hohem Maße Methan enthalten, das 25mal klimaschädlicher ist als CO₂. Anstatt es in Form von Dünger auf dem Feld frei emittieren zu lassen, wird es durch die Vergärung in der Biogasanlage und der Aufbereitung zu Biomethan zum Energieträger.

Für batterieelektrische Fahrzeuge im heutigen deutschen Strommix fielen im Vergleich sehr hohe CO₂-Werte an. Nur 100 % erneuerbarer Strom kann als Antrieb vergleichbare Mengen an Treibhausgasen einsparen wie Biomethan. Derzeit liegt der Strommix in Deutschland jedoch noch bei unter 50 %. Hinzu kommen die hohen Emissionen in der Fahrzeug- und Batterieproduktion.

Bei Einbezug Aller Posten: Biomethan Deutlich kostengünstiger

In der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung liegt Biomethan unter den berücksichtigten Faktoren zunächst im Mittelfeld. Aber: Betrachtet wurden ausschließlich Kosten der Anschaffung und Nutzung. Steuern, Abgaben und Subventionen wie z.B. Kaufprämien für Elektrofahrzeuge oder Vergütungen aus der THG-Quote blieben unberücksichtigt. Das führt zu einem verzerrten Bild der tatsächlichen Kostenstruktur.

In der Summe macht die Studie zunächst deutlich, dass ein CNG-PKW am günstigsten ist. Die etwas höheren Anschaffungs- und Versicherungskosten werden durch die geringeren Kraftstoffkosten kompensiert. Demgegenüber wies der Biomethan-PKW aufgrund des fast dreifach so teuer angenommenen Kraftstoffpreises zwar etwa 10 % höhere Kosten auf. Unter Einbezug der Erlöse aus der THG-Quote zieht Biomethan kostentechnisch jedoch nicht nur mit Erdgas gleich, sondern ist auch weiterhin günstiger als der Elektroantrieb – trotz der Kaufprämie für E-Fahrzeuge in Höhe von 6.000 €.

POTENZIALE ERKENNEN UND NUTZEN

Die Potenzialanalyse zeigt: Biomethan kann fossile Energieträger in verschiedenen Sektoren ersetzen und damit zur Erreichung der Klimaziele beitragen. Die Neufassung der EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) sieht einen Anteil erneuerbarer Energien im Verkehr von mindestens 14 % bis 2030 vor. 2018 betrug dieser Anteil real 5,6 %. Mit Biomethan könnte diese zusätzliche Nachfrage erfüllt werden. Zum einen durch die Nutzung vorhandener Kapazitäten aus anderen Sektoren. In der Studie heißt es: „Würden z.B. Biogasanlagen, die bis zum Jahr 2030 absehbar keine weitere EEG-Förderung erhalten, auf die Produktion von Biomethan für den Verkehr umgestellt, könnten damit energetisch betrachtet ca. 2,8 bis zu 8,8 Mio. PKW betrieben werden.“ Darüber hinaus können bisher ungenutzter Erzeugungspotenziale erschlossen und nutzbar gemacht werden.

Die ganze Studie finden Sie hier.

Bildquelle: Stijn te Strake / unsplash.com

AN DER GRENZE ABGEWIESEN: ZOLL LEHNT KRAFTSTOFFBIOMETHAN AUS EU-AUSLAND AB

Der Bereich Biokraftstoffquote des Hauptzollamts (HZA) lehnte Anfang des Monats Biomethan für den Einsatz im deutschen Kraftstoffsektor aus dem europäischen Ausland ab. Als Kraftstoff sollte es hierzulande die Dekarbonisierung des Verkehrs unterstützen. Mit der Ablehnung verstößt das HZA gegen europäische Rechtssprechung.

Sowohl auf deutscher als auch auf europäischer Ebene wird der europaweite Handel grüner Verkehrsträger wie Biomethan befürwortet. Das hat zuletzt das Urteil des Europäischen Gerichtshofs (EuGH) bestätigt, das 2017 grundsätzlich den grenzüberschreitenden Handel von Biomethan über das Gasnetz erlaubte. Mit der europäischen Rechtssprechung importierte Landwärme grünes Gas aus Ungarn, um es in Deutschland im Kraftstoffsektor einzusetzen. Nun lehnte das HZA jedoch die eingeführten Mengen für die Anrechnung an die Treibhausgasminderungsquote ab – trotz EuGH-Urteil. Dem EuGH-Beschluss folgend haben andere Mitgliedsstaaten wie Schweden und das Vereinigte Königreich bereits ihre Importpraxis geändert.

Im Gespräch mit dem Bundesumweltministerium, das die Biokraftstoffquotenstelle beaufsichtigt, signalisierte man im Nachgang zur Ablehnung in Gesprächen grundsätzliche Unterstützung für das Vorhaben, Biomethan als Kraftstoff voranzutreiben. Dennoch kommt es beim Import von Biomethan im Vergleich mit anderen Biokraftstoffen wie Biodiesel zu einer benachteiligten Rolle beim Import. Der Importanteil anderer Biokraftstoffe in Deutschland hat sich in Summe von 58,1 % im Jahr 2015 auf 68,7 % im Jahr 2016 und 75,1 % im Jahr 2017 erhöht. Der Import von Biomethan sollte vor diesem Hintergrund nachziehen.

Landwärme hat nun Einspruch gegen den Bescheid des HZA eingelegt.

HINTERGRUND: IMPORTBESCHRÄNKUNG VON BIOMETHAN ALS KRAFTSTOFF

Die Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU (RED) von 2009 gibt vor, dass jeder Mitgliedsstaat bis 2020 mindestens 10 % des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor aus erneuerbaren Quellen erreicht. Zudem legt die EU-Kraftstoffqualitätsrichtlinie fest, dass die Treibhausgasemissionen aus Kraftstoffen bis 2020 um mindestens 6 % sinken sollen.

In Deutschland werden diese EU-Richtlinien über das Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) geregelt. Dazu hat die Bundesregierung Treibhausgasminderungsquoten (THG-Quoten) festgelegt: Unternehmen der Mineralölwirtschaft sind verpflichtet, die THG-Emissionen der von ihnen in Verkehr gebrachten Kraftstoffe zu reduzieren: von 2015 bis 2017 um 3,5 %, 2017 bis 2019 um 4 % und ab dem Jahr 2020 um 6 %. Dazu ist vorgesehen, dass anteilig Biokraftstoffe eingesetzt werden (Biokraftstoffquote).

Bereits 2012 ebnete die EU mit der Entscheidung, REDcert als europaweites Zertifizierungssystem für nachhaltige Biomasse anzuerkennen, den Weg in Richtung eines einheitlichen europäischen Marktes für Biokraftstoffe. Der Import von Biomethan über das Gasnetz nach Deutschland ist jedoch derzeit eingeschränkt. Biomethan für die Nutzung im Kraftstoffsektor und damit für die Anrechnung auf die Biokraftstoffquote einzuführen ist zwar zulässig, der Grenzübertritt nach Deutschland darf jedoch nicht über die Gasleitung erfolgen. Das stellt Biomethan vor ein Problem, denn: Biomethan – chemisch identisch mit Erdgas – wird, ebenso wie Erdgas selbst, ausschließlich über das Gasnetz transportiert und nicht mit LKWs und Zügen. Zudem wird es während des Transports über das Netz jederzeit von durch die EU anerkannten Nachhaltigkeitsnachweisen begleitet. Damit hält Biomethan, das nach REDcert-EU oder ISCC zertifiziert ist, das vom EuGH geforderte Prinzip der Massenbilanzierung ein. Indem die Anrechnung von über das Gasnetz transportiertem Biomethan im Kraftstoffmarkt nicht zugelassen ist, ist der Import von Biomethan für diesen Einsatzmarkt bislang faktisch nicht umsetzbar.

Im Juli 2017 kam jedoch Hoffnung auf: Der EuGH urteilte in einem schwedischen Fall, dass der Import von Biomethan über das Gasnetz grundsätzlich erlaubt sein muss. Einige Länder änderten daraufin ihre Importpraxis. Deutschland hat den Beschluss der höchsten EU-Richter bislang noch nicht umgesetzt.

BIOMETHAN ALS KRAFTSTOFF

Das grüne Gas Biomethan ist chemisch identisch zu Erdgas – die Herkunft macht den Unterschied. Im Gegensatz zu fossilem Erdgas, durch dessen Förderung große Mengen CO2 aus den tieferliegenden Erdschichten freiwerden, wird bei Biomethan nur Energie genutzt, die ohnehin schon vorhanden ist: Biomethan entsteht durch die Vergärung von organischen Rest- und Abfallstoffen aus der Landwirtschaft oder der Biotonne in der Biogasanlage. Im zweiten Schritt wird das Gas gereinigt und somit auf die gleiche Beschaffenheit wie Erdgas aufbereitet. Damit können Erdgasautos ohne technische Änderungen problemlos auch Biomethan tanken. Mit Biomethan unterstützen Autofahrende zum einen Kreislaufwirtschaft, denn wir nutzen nur Energie, die in den Bioabfällen und Reststoffen schlummert. Damit wird kein weiteres klimaschädliches CO2 freigesetzt. Zum anderen entlastet es die Umwelt um Rußpartikel und Feinstaub. Die sind bei Biomethanautos nämlich unbedeutend gering. Außerdem stoßen Autos mit Biomethan im Tank 90 % weniger CO2 aus als ein Benziner.

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THG-QUOTE: WIRKLICH ERDÖL STATT BIOKRAFTSTOFF?

Das Bundeskabinett hat am Dienstag die Verordnung zur Anrechnung von Upstream-Emissionsminderungen auf die Treibhausgasquote (UERV) verabschiedet. Damit ist es der Mineralölindustrie nun möglich, ihre Quotenverpflichtungen im Verkehrssektor anstatt mit erneuerbaren Energien durch Emissionsminderungen bei der Erdölförderung zu erfüllen. 

Im März vergangenen Jahres veröffentlichte das Umweltministerium seinen Referentenentwurf zur UERV. Landwärme und Verbände wir auch der Biogasrat nahmen dazu Stellung. Nun erließ die Bundesregierung den Entwurf nahezu unverändert. Lediglich die Höhe der UER-Quote wurde etwas nach unten korrigiert: von 1,75 Prozent auf 1,2 Prozent. Mit der UERV können nun Emissionseinsparungen bei der Förderung von fossilem Erdöl an die nationalen Klimaziele des Verkehrs angerechnet werden – anstelle von erneuerbaren Energien. Anders als durch Biokraftstoffe bringt diese neue Anrechenbarkeit keinen effektiven ökologischen Mehrwert auf deutschen Straßen mit sich, denn die Erdöförderung findet zum größten Teil außerhalb von Europa statt. Zudem steht die UERV im Widerspruch zum Pariser Klimaabkommen und den europäischen wie deutschen Zielen zum Ausbau erneuerbarer Energien.

Auch Horst Seide, Präsident des Fachverbandes Biogas sieht die Veröffentlichung der UERV kritisch: „Diese Verordnung ist der blanke Hohn. Statt Erneuerbare Energien wie Biomethan, Elektromobilität oder Wasserstoff kann sich die Mineralölindustrie nun Emissionsminderungen bei der Erdölproduktion auf die Treibhausgasquote (THG-Quote) im Verkehrssektor gutschreiben lassen“.

Sinnvoller wäre es, die Upstream-Emissionsminderungen als eine zusätzliche Maßnahme handzuhaben, die jedoch nicht auf die THG-Quote gutgeschrieben werden kann. Stattdessen sollte der Einsatz von Biokraftstoffen mit niedrigen Treibhausemissionen wie Biomethan gefördert werden. Damit kann langfristig und nachhaltig die Dekarbonisierung des Straßenverkehrs vorangetrieben werden.

HINTERGRUND

Die Europäische Union gibt in der Erneuerbare-Energien-Richtline (RED) von 2009 vor, dass jeder Mitgliedsstaat bis 2020 mindestens 10 % des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor aus erneuerbaren Quellen erreicht. Zudem legt die EU-Kraftstoffqualitätsrichtlinie fest, dass die Treibhausgasemissionen aus Kraftstoffen bis 2020 um mindestens 6 % sinken sollen.

In Deutschland werden diese EU-Richtlinien über das Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) geregelt. Dazu hat die Bundesregierung Treibhausgasminderungsquoten (THG-Quoten) festgelegt: Unternehmen der Mineralölwirtschaft sind verpflichtet, die THG-Emissionen der von ihnen in Verkehr gebrachten Kraftstoffe zu reduzieren: 2017 bis 2019 um 4 % und ab dem Jahr 2020 um 6 %. Um diese zu erreichen, sollen anteilig erneuerbare Energien wie Biokraftstoffe eingesetzt werden.

Im April 2015 erweiterte der Europäische Rat mit der Richtlinie 2015/652/EG zur Festlegung von Berechnungsverfahren gemäß der EU-Kraftstoffqualitätsrichtlinie für ab 2020 die Optionen, diese Quotenverpflichtungen zu erfüllen. Zum einen werden neben Bio- auch nicht biogene, zum Beispiel strombasierte Kraftstoffe zugelassen, um die Minderungsziele zu erreichen. Doch über erneuerbare Alternativen hinaus haben Mineralölunternehmen nun auch die Möglichkeit, durch die Reduktion von Emissionen bei der Erdölförderung die THG-Minderungsziele im Kraftstoffbereich zu erreichen.

Die Richtlinie 2015/652/EG ist bis spätestens April 2017 in nationales Recht umzusetzen. Dabei ließ die EU den Mitgliedsstaaten einen gewissen Spielraum. Im Juni 2016 beschloss die Bundesregierung kurzerhand eine Änderung des BImSchG hinsichtlich der Anrechnung von UER in einem anderen Gesetzentwurf (dem Umweltstatistikgesetz) – unter Ausschluss der Öffentlichkeit und ohne Konsultation der Verbände. Im März vergangenen Jahres veröffentlichte das Bundesumweltministerium den Referentenentwurf zur Upstream-Emissions-Reduktions-Verordnung (UERV). Landwärme beteiligte sich an der Diskussion mit einer Stellungnahme [LINK ZUM ARTIKEL]. Nun veröffentlichte die Bundesregierung die finale Verordnung ohne Anpassungen und Berücksichtigung der Stimmen aus der Öffentlichkeit. 

WAS SIND UPSTREAM-EMISSIONSREDUKTIONEN (UER)?

UER sind, so definiert es das Umweltbundesamt, THG-Emissionen, die vermieden werden, bevor Rohstoffe für Otto-, Diesel- und Flüssiggaskraftstoff in eine Raffinerie gelangen. Darunter fallen z.B. Emissionsreduktionen durch das Vermeiden des Abfackelns von Begleitgasen bei der Förderung von Erdöl. Der Großteil der Erdölförderung findet jedoch außerhalb der EU statt. Damit halten sich die tatsächlichen THG-Minderungen in Europa in Grenzen.

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LICHTBLICK: EUGH URTEILT ZU GRENZÜBERSCHREITENDEM HANDEL

Am Beispiel von Schweden entschied der Europäische Gerichtshof (EuGH) gestern in Luxemburg: Grundsätzlich muss der Handel von Biomethan durch das Gasnetz auch über Ländergrenzen hinweg erlaubt sein. Bislang war auch in Deutschland der Import von Biomethan für den Einsatz als Kraftstoff über das Gasnetz nicht möglich. Mit seinem Beschluss fiel der EuGH nun eine wegweisende Entscheidung und macht Hoffnung für die Energiewende in der EU.

In der Diskussion um den grenzüberschreitenden Handel von Biomethan innerhalb der EU gibt es erfreuliche Neuigkeiten. In ihrem Urteil beantworteten die obersten EU-Richter nun grundlegende Fragen zum Import von Biomethan. So bestätigte er, dass der grenzüberschreitende Transport über das Gasnetz erlaubt sei, sofern die Regeln der sogenannten Massenbilanzierung (In einem Massenbilanzsystem wird erfasst, wie viel Gas in das Netz eingespeist und wie viel entnommen wurde. Dabei werden zudem die Nachweise über die Herkunft und damit auch die Nachhaltigkeit des Gases dokumentiert.) eingehalten werden. Somit ist nun auch Deutschland verpflichtet, importiertes, massenbilanziertes Biomethan in seinem eigenen Massenbilanzsystem zu berücksichtigen.

WORUM GING ES IN SCHWEDEN?

Geklagt hatte das in Schweden ansässige Energieunternehmen E.ON Biofor Sverige AB gegen die staatliche schwedische Energieagentur Statens energiemyndighet. Die schwedische E.ON bezog von einer deutschen Schwestergesellschaft Biomethan und transportierte dieses über das deutsche und dänische Gasnetz nach Schweden. Wie bei dem Transport von Biomethan üblich, war die Nachhaltigkeit dieser Gaslieferung jederzeit durch ein Nachhaltigkeitszertifikat der REDcert-DE begleitet und in Massenbilanzsystemen verbucht.

Die schwedische Energieagentur wies E.ON Biofor Sverige im Jahr 2013 an, Änderungen an seinem System zur Überprüfung der Nachhaltigkeit des Biomethans vorzunehmen, um sicherzustellen, dass die Massenbilanz „innerhalb eines eindeutig abgegrenzten Bereichs […] ausgeglichen“ werde. Diese Änderung hätte für E.ON zur Folge gehabt, dass das in Deutschland hergestellte und über das deutsche und dänische Gasnetz nach Schweden transportierte Gas nicht in das schwedische Massenbilanzsystem hätte aufgenommen werden und das Gas damit in Schweden nicht hätte eingesetzt werden können. Denn: Aus Sicht der Energieagentur wären diese beiden Gasnetze kein solcher „eindeutig abgegrenzter Bereich“.

EUGH: GRENZÜBERSCHREITENDER HANDEL VON BIOMETHAN MUSS MÖGLICH SEIN

Die obersten EU-Richter kamen nun zu dem Ergebnis, dass, soweit ein EU-Mitgliedstaat ein Massenbilanzsystem eingeführt hat, dieser auch Importe aus anderen EU-Mitgliedstaaten berücksichtigen muss, wenn diese nach einem System massenbilanziert worden sind. 

In seinem Urteilsspruch stellte der EuGH zudem fest, dass das ausländische Biomethan nicht zu akzeptieren ein Handelshindernis darstellt. Damit verstößt es gegen die Warenverkehrsfreiheit innerhalb der EU.

Am Ende steht nun also: Der grenzüberschreitende Handel von Biomethan muss möglich sein, sofern die Regeln der Massenbilanzierung eingehalten werden. Dabei ist unerheblich, ob es sich um ein staatliches oder freiwilliges System handelt, solange es die Kriterien der EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED) erfüllt. Ein solches freiwilliges System ist unter anderem das von der EU-Kommission anerkannte REDcert-EU-Zertifikat, das sich inzwischen zum Standard für die Zertifizierung für den Kraftstoffbereich etabliert hat. 

In Schweden ist nun also der Import von massenbilanzierten Biomethan aus dem EU-Ausland möglich – ein Lichtblick für Europa und einen vollintegrierten Biomethanmarkt in der EU.

HINTERGRUND: IMPORTBESCHRÄNKUNG VON BIOMETHAN ALS KRAFTSTOFF

Die Erneuerbare-Energien-Richtlinie der EU (RED) von 2009 gibt vor, dass jeder Mitgliedsstaat bis 2020 mindestens 10 % des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor aus erneuerbaren Quellen erreicht. Zudem legt die EU-Kraftstoffqualitätsrichtlinie fest, dass die Treibhausgasemissionen aus Kraftstoffen bis 2020 um mindestens 6 % sinken sollen.

In Deutschland werden diese EU-Richtlinien über das Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) geregelt. Dazu hat die Bundesregierung Treibhausgasminderungsquoten (THG-Quoten) festgelegt: Unternehmen der Mineralölwirtschaft sind verpflichtet, die THG-Emissionen der von ihnen in Verkehr gebrachten Kraftstoffe zu reduzieren: von 2015 bis 2017 um 3,5 %, 2017 bis 2019 um 4 % und ab dem Jahr 2020 um 6 %. Dazu ist vorgesehen, dass anteilig Biokraftstoffe eingesetzt werden (Biokraftstoffquote).

Bereits 2012 ebnete die EU mit der Entscheidung, REDcert als europaweites Zertifizierungssystem für nachhaltige Biomasse anzuerkennen, den Weg in Richtung eines einheitlichen europäischen Marktes für Biokraftstoffe. Der Import von Biomethan über das Gasnetz nach Deutschland ist jedoch derzeit eingeschränkt. Biomethan für die Nutzung im Kraftstoffsektor und damit für die Anrechnung auf die Biokraftstoffquote einzuführen ist zwar zulässig, der Grenzübertritt nach Deutschland darf jedoch nicht über die Gasleitung erfolgen. Das stellt Biomethan vor ein Problem, denn: Biomethan – chemisch identisch mit Erdgas – wird, ebenso wie Erdgas selbst, ausschließlich über das Gasnetz transportiert und nicht mit LKWs und Zügen. Zudem wird es während des Transports über das Netz jederzeit von durch die EU anerkannten Nachhaltigkeitsnachweisen begleitet. Damit hält Biomethan, das nach REDcert-EU oder ISCC zertifiziert ist, das vom EuGH geforderte Prinzip der Massenbilanzierung ein. Indem die Anrechnung von über das Gasnetz transportiertem Biomethan im Kraftstoffmarkt nicht zugelassen ist, ist der Import von Biomethan für diesen Einsatzmarkt bislang faktisch nicht umsetzbar. Bis jetzt.

NOTWENDIGE SCHRITTE

• Es bedarf keiner Anpassung der derzeitigen Gesetzgebung durch die Bundesregierung
• Es muss lediglich die Dienstvorschrift des Hauptzollamts zur Überwachung der Einhaltung der Treibhausgasminderung angepasst werden, sodass zertifiziertes Biomethan, das über das Erdgasnetz nach Deutschland importiert wird, auf die Treibhausgasminderungsquote angerechnet werden kann.

BIOMETHAN ALS KRAFTSTOFF

Das grüne Gas Biomethan ist chemisch identisch zu Erdgas – die Herkunft macht den Unterschied. Im Gegensatz zu fossilem Erdgas, durch dessen Förderung große Mengen CO2 aus den tieferliegenden Erdschichten freiwerden, wird bei Biomethan nur Energie genutzt, die ohnehin schon vorhanden ist: Biomethan entsteht durch die Vergärung von organischen Rest- und Abfallstoffen aus der Landwirtschaft oder der Biotonne in der Biogasanlage. Im zweiten Schritt wird das Gas gereinigt und somit auf die gleiche Beschaffenheit wie Erdgas aufbereitet. Damit können Erdgasautos ohne technische Änderungen problemlos auch Biomethan tanken. Mit Biomethan unterstützen Autofahrende zum einen Kreislaufwirtschaft, denn wir nutzen nur Energie, die in den Bioabfällen und Reststoffen schlummert. Damit wird kein weiteres klimaschädliches CO2 freigesetzt. Zum anderen entlastet es die Umwelt um Rußpartikel und Feinstaub. Die sind bei Biomethanautos nämlich unbedeutend gering. Außerdem stoßen Autos mit Biomethan im Tank 90 % weniger CO2 aus als ein Benziner.

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DOWNLOADS

• Vortrag Zoltan Elek Kraftstoffe der Zukunft 2017
• Rechtliche Stellungnahme Kallan für Landwärme Import von Biomethan

BESCHLOSSENE SACHE: UMWELTMINISTERIUM VERÖFFENTLICHT REFERENTENENTWURF ZU UER

Das Bundesumweltministerium plant mit einem Verordnungsentwurf, Emissionsminderungen bei der Erdölförderung außerhalb von Europa auf die nationalen Klimaziele im Verkehr anrechnen zu lassen. Damit steht das Umweltministerium der Dekarbonisierung des Verkehrs im Wege und bremst den Einsatz erneuerbarer Kraftstoffe aus.

Bislang war vorgesehen, dass der Kraftstoffsektor seine Treibhausgasemissionen (THG-Emissionen) durch Inverkehrbringen von erneuerbaren Energien (EE) reduziert. Mit der neuen Rechtsverordnung setzt das Umweltministerium nun einen Widerspruch zu den bisherigen EE-Ausbauplänen und dem Ziel, die klimaschädlichen Emissionen im Verkehr zu reduzieren, erklärt Landwärme in ihrer Stellungnahme. Denn: Ab 2020 sollen Upstream-Emissions-Reduktionen (UER) an die nationale THG-Minderungsquote im Kraftstoffbereich angerechnet werden können. UER sind Emissionsminderungen bei der Förderung fossiler Kraftstoffe, die im Ausland erbracht werden und somit keinen Beitrag zum Klimaschutz auf deutschen Straßen leisten. Hinzu kommt, dass durch die Anrechnung von UER der Einsatz von erneuerbaren Kraftstoffen blockiert wird. „Die geplante Anrechnung von UER-Maßnahmen führt dazu, dass noch weniger klimafreundliche Biokraftstoffe eingesetzt werden müssen“, kritisiert auch Janet Hochi, Geschäftsführerin des Biogasrats.

In ihrer Stellungnahme kritisiert Landwärme mehrere Aspekte dieser Verordnung (UERV). Zur Verfehlung der festgelegten Erneuerbare-Energien-Ziele im Verkehrssektor erklärt das Biomethanunternehmen, dass das 6-Prozent-Ziel für EE im Verkehrssektor in 2020 durch den steigenden Einsatz von Biokraftstoffen mit niedrigen THG-Emissionswerten wie Biomethan ohne große Probleme möglich ist. Die UERV sieht nun vor, dass 1,75 Prozentpunkte der THG-Verpflichtung durch UER erreicht werden können. Dadurch kann die in den letzten 10 Jahren bereits rückläufige Entwicklung des EE-Anteils am Endenergieverbrauch im deutschen Verkehrssektor noch eine Beschleunigung erfahren. Auch Hochi erklärt: „Wir sehen auf der einen Seite den ungebremsten Anstieg der Treibhausgasemissionen im Verkehrssektor aufgrund des größeren Verkehrsaufkommens, diese liegen nun sogar höher als 1990. Auf der anderen Seite stehen wir vor der paradoxen Situation, dass die Mineralölindustrie weniger Biokraftstoffe einsetzen muss, um ihre Treibhausgasminderungspflichten zu erfüllen, weil die Biokraftstoffe effizienter geworden sind.“ Dabei ist eigentlich seitens der EU eine Steigerung des Anteils an Biokraftstoffen im Verkehrsbereich vorgesehen: Die Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED) legt einen Anteil von 10 % bis 2020 fest, die Neufassung der RED (RED II) sieht bis 2030 sogar 14 % vor. Damit steht die UERV auch im Widerspruch zu dem im Pariser Klimaabkommen gesetzten THG-Minderungsziel bis 2030.

Zudem kritisiert Landwärme den reinen Fokus auf vermeintlich ökonomische Aspekte. In der UERV werden hohe finanzielle Entlastungen der deutschen Wirtschaft als Begründung für den Einsatz von UER angeführt. Reine finanzielle Erleichterungen ohne reelle Maßnahmen zur Emissionsreduktion bringt die deutsche Wirtschaft jedoch kein Stück näher an die Klimaziele des Verkehrs. Im Gegenteil:  Es steht dem langfristigen Ziel der Dekarbonisierung des Straßenverkehrs und der Förderung emissionsarmer Kraftstoffe entgegen. 

Darüber hinaus übt Landwärme Kritik an der widersprüchlichen Haltung des BMUB zum internationalen Handel von Nachhaltigkeitszertifikaten. Während die Kontrolle der UER-Nachweise eine untergeordnete Rolle spielt, versagt das Umweltministerium staatlich kontrollierte Systeme zur Nachhaltigkeitsüberprüfung für Biokraftstoffe und ihren Import aus Sorge vor Mängeln in der Nachweisführung.

Zudem versagt die UERV eine langfristige Planbarkeit für die Biokraftstoffbranche. Unkonkrete Passus zu vorbehaltenen Änderungen der Anrechnungshöhe von UER nimmt alternativen Kraftstoffen die Planungsperspektive.

Aus diesen Gründen sollte die Anrechenbarkeit von UER wie folgt ausgestaltet sein:

• Es sollte sich um zusätzliche Maßnahmen handeln, die jedoch nicht auf die Treibhausgasquote in Höhe von 6 Prozent angerechnet werden kann.
• Es sollte sich im Anspruch an die Nachweisführung den gängigen und etablierten Standards für nachhaltige Biomasse orientieren und
• Die geförderten Projekte sollten bis mindestens 2030 und darüber hinaus die Treibhaugasminderung erzielen und diese sollten eindeutig Deutschland zugeordnet werden können. 

Die vollständige Stellungnahme der Landwärme zum Referentenentwurf der UERV finden Sie hier [Download].

HINTERGRUND

Die Europäische Union gibt in der Erneuerbare-Energien-Richtline (RED) von 2009 vor, dass jeder Mitgliedsstaat bis 2020 mindestens 10 % des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor aus erneuerbaren Quellen erreicht. Zudem legt die EU-Kraftstoffqualitätsrichtlinie fest, dass die Treibhausgasemissionen aus Kraftstoffen bis 2020 um mindestens 6 % sinken sollen.

In Deutschland werden diese EU-Richtlinien über das Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) geregelt. Dazu hat die Bundesregierung Treibhausgasminderungsquoten (THG-Quoten) festgelegt: Unternehmen der Mineralölwirtschaft sind verpflichtet, die THG-Emissionen der von ihnen in Verkehr gebrachten Kraftstoffe zu reduzieren: 2017 bis 2019 um 4 % und ab dem Jahr 2020 um 6 %. Dazu war vorgesehen, dass anteilig Biokraftstoffe eingesetzt werden – bis jetzt.

Im April 2015 erweiterte der Europäische Rat mit der Richtlinie 2015/652/EG zur Festlegung von Berechnungsverfahren gemäß der EU-Kraftstoffqualitätsrichtlinie für ab 2020 die Optionen, diese Quotenverpflichtungen zu erfüllen. Zum einen werden neben Bio- auch nicht biogene, zum Beispiel strombasierte Kraftstoffe zugelassen, um die Minderungsziele zu erreichen. Doch über erneuerbare Alternativen hinaus haben Mineralölunternehmen nun auch die Möglichkeit, durch die Reduktion von Emissionen bei der Erdölförderung die THG-Minderungsziele im Kraftstoffbereich zu erreichen.

Die Richtlinie 2015/652/EG ist bis spätestens April 2017 in nationales Recht umzusetzen. Dabei ließ die EU den Mitgliedsstaaten einen gewissen Spielraum. Im Juni 2016 beschloss die Bundesregierung kurzerhand eine Änderung des BImSchG hinsichtlich der Anrechnung von UER in einem anderen Gesetzentwurf (dem Umweltstatistikgesetz) – unter Ausschluss der Öffentlichkeit und ohne Konsultation der Verbände. Diese Änderung wurde nun mit dem Referentenentwurf der UERV umgesetzt.

WAS SIND UPSTREAM-EMISSIONSREDUKTIONEN (UER)?

UER sind, so definiert es das Umweltbundesamt, THG-Emissionen, die vermieden werden, bevor Rohstoffe für Otto-, Diesel- und Flüssiggaskraftstoff in eine Raffinerie gelangen. Darunter fallen z.B. Emissionsreduktionen durch das Vermeiden des Abfackelns von Begleitgasen bei der Förderung von Erdöl. Der Großteil der Erdölförderung findet jedoch außerhalb der EU statt. Damit halten sich die tatsächlichen THG-Minderungen in Europa in Grenzen.

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