1 · CO₂-Preis (EU-ETS / nEHS)

3 · Reality-Check: Menge, Logistik, Verfügbarkeit

4 · Investitionskosten (CAPEX) & Kapitalkosten-Zuschlag

Annahmen, Grenzen, offene Punkte

• Basis: Hu-Heizwert. Erdgas-Abrechnung erfolgt auf Brennwert (Ho = Hu/0,901) – im Eingabefeld wählbar.
• Erdgas-Regime: Anlagen > 20 MW sind meist im EU-ETS 1 (Zertifikatskosten, ggf. teilweise kostenlose Zuteilung → Regler „Anteil CO₂ zahlungspflichtig“). Kleinere Anlagen: nEHS bis 2027 Festpreis-Korridor, ab 2028 ETS 2. Beide Fälle über denselben Regler abgebildet.
• LPG-Preis ist ohne CO₂ gerechnet. Enthält Ihr Angebot den CO₂-Aufschlag bereits, CO₂-Preis dort nicht doppelt ansetzen.
• Strom: ohne Wirkungsgrad-Unterschied 1 kWh = 1 kWh Wärme (Schalter „Nutzenergie“ in Erdgas-Optionen). Netzanschluss-Wartezeiten sind nur grob als Ampel hinterlegt.
• H₂: Preis inkl. Erzeugung, Netzentgelt Kernnetz / Transport / Speicher. Methanol: Energiesteuer-Behandlung als Heizstoff offen.
• Rohbiogas (direkt ab Fermenter): Heizwert ≈ 6,0 kWh/Nm³ Hu (ca. 60 Vol.-% CH₄, Rest im Wesentlichen CO₂) statt 9,97 kWh/Nm³ bei Erdgas H. Der Preis ist auf €/kWh Hu bezogen und damit direkt mit den anderen Trägern vergleichbar; die Umrechnung auf €/Nm³ Rohbiogas ist in der Karte wählbar. Netz/Abgaben = lokale Direktleitung, Verdichtung, Trocknung/Entschwefelung (Startwert 0,5 ct/kWh), kein Fernnetzentgelt. Energiesteuer nicht angesetzt – steuerliche Behandlung (insb. bei Mischung mit rLPG) im Einzelfall prüfen. Logistik-Ampel: ≤ 5 MW gut, ≤ 25 MW knapp (Großanlage/mehrere Fermenter), darüber kritisch. Marktmenge Deutschland, Anteil für Industrie gering (Verstromung, Biomethan-Aufbereitung, Standortbindung).
• Druckluft: kein eigener Preisregler. Preis = Strompreis (Energie + Netz/Abgaben der Strom-Karte) × 0,10 kWh el./Nm³ (≈ 6 bar) × Größenfaktor (1,25 bei ≤ 1 MW, logarithmisch fallend auf 1,00 bei ≥ 100 MW für CAPEX/Wartung der Kompressoren). Luftmenge = Vol.-% Luft im Endgas, bezogen auf den Volumenstrom aller gasförmigen Brenngase. Luft wird vor Ort verdichtet, keine Anlieferung. Luft bringt Sauerstoff ins Brenngas (≈ 21 % des Luftanteils): Explosionsschutz, Zündgrenzen und zulässigen O₂-Gehalt für Leitung und Brenner prüfen.
• Mischungs-Buttons / Endgas: Die Vorbelegungen sind Vol.-%-Verhältnisse im Endgas; Brenngase werden über den Heizwert in den Energieanteil an der Anlagenleistung umgerechnet (Schalter MIX_IN_VOL im Code; auf false gesetzt werden die Werte direkt als Energieanteile übernommen). Wobbe-Index Ws = Ho / √d aus volumengewichteten Ho-Werten und relativen Dichten; Einordnung nach Richtwerten DVGW G 260 (H-Gas 13,6–15,7, L-Gas 10,5–13,0 kWh/Nm³). Gasbeschaffenheit und Brennereignung sind anlagenspezifisch zu prüfen.
• Kachel „Günstigster verfügbarer grüner Träger“: günstigster aktiver grüner Träger mit Ampel „gut“ (Logistik je Anlage und Marktdeckung für alle n Anlagen, wie im Reality-Check); gibt es keinen, der günstigste mit Ampel „knapp“. Die Kachel „Günstigster grüner Träger“ berücksichtigt Logistik und Markt nicht.
• Ein/Aus je Träger (Punkt 2): ausgeschaltete Träger fließen in keine Grafik, Kachel, Tabelle oder Mischung ein. Erdgas bleibt als Bezugsgröße der Spalte „Mehrkosten ggü. 100 % Erdgas“ erhalten; der Druckluftpreis basiert weiterhin auf dem Strompreis, auch wenn Strom ausgeschaltet ist.
• Marktmengen sind Szenario-Annahmen aus Branchen-Roadmaps (Hydrogen Europe, EBA, Liquid Gas Europe, IEA) – bewusst konservativ.
• CAPEX: pauschale Annuität je alternativem Träger ab Umstellungsjahr, danach konstant; keine Restwerte, Förderung oder Steuereffekte.
• Vorphasen-CO₂: Startwert 0,05 kg/kWh (≈ 1,7 kg CO₂/kg H₂) ist eine Setzung; er wird mit dem eingestellten CO₂-Preis bewertet.
• Logistik: Trailer-Nutzlast LPG 22 t, LH₂ 4 t, CGH₂ 1 t, Methanol 25 t; Schwellen für die Ampel sind Setzungen (≤ 4 / ≤ 12 Fahrten pro Tag).