aalto1 untyped-item.component.html
Renewable gas deployment in Germany’s energy transition: A spatial and techno-economic planning frame-work. A case study on biomethane infrastructure, regional suitability, and economic feasibility
Loading...
URL
Journal Title
Journal ISSN
Volume Title
School of Engineering |
Master's thesis
Unless otherwise stated, all rights belong to the author. You may download, display and print this publication for Your own personal use. Commercial use is prohibited.
Authors
Date
Department
Major/Subject
Mcode
Language
en
Pages
93
Series
Abstract
Biomethane has become a key pillar in the European Union’s renewable energy transition, especially for the hard-to-electrify sectors like industry, agriculture, and rural heating. This thesis will assess the spatial and techno-economic feasibility of expanding biomethane production in Germany. Supporting national climate neutrality objectives and contributing to EU-level targets, including the REPowerEU 35 bcm biomethane goal by 2030. Geospatial mapping and scenar-io-based economic modeling were used in this thesis to identify optimal deployment regions and to evaluate cost competitiveness under the evolving market and policy conditions.
Spatial analysis was done with QGIS, focusing on three variables: feedstock availability, proximity to gas pipeline infrastructure, and regional energy demand. Each NUTS2 region was scored on a 1–5 scale across these dimensions. After that, they were used to create a Composite Suitability Index (CSI). High-suitability areas such as Lower Saxony, Bavaria, and North Rhine-Westphalia showed a strong alignment of all of these factors. Regions like Brandenburg and Saxony showed promising feedstock availability, but they had limited grid access. Spatial scenarios were projected for 2030, 2035, and 2040 using scaling factors to reflect anticipated policy and infrastructure improvements.
The techno-economic component used a standardized medium-scale biogas plant (40,000–55,000 MWh/year output), where raw biogas is produced through anaerobic digestion and subsequently upgraded to biomethane for grid injection. Key indicators Levelized Cost of Biomethane (LCOB), Net Present Value (NPV), and Internal Rate of Return (IRR) were calculated for scenarios from 2025 to 2040. Results showed a decline in LCOB from 58.23 €/MWh in 2025 to 45.26 €/MWh by 2040, largely due to reductions in CAPEX and OPEX. NPV and IRR improve until 2035 before stabilizing. Assuming gradual subsidy phase-out. Under moderate policy support, biomethane could become cost-competitive with fossil natural gas by the mid-2030s.
These findings underlined the importance of targeted policy instruments which include contracts for difference, capital grants, and streamlined permitting to improve the production potential in underdeveloped regions. This thesis proposes the development of a national biomethane roadmap that strategically links areas with high spatial potential to investment priorities. A roadmap would help improve the use of existing infrastructure, strengthen climate outcomes, furthermore promote fairer regional development. The integrated approach presented in this study also offers a replicable model for planning renewable gas infrastructure in Germany from both spatial and economic perspectives.
Biometaanista on tullut keskeinen osa Euroopan unionin uusiutuvan energian siirtymää, erityisesti vaikeasti sähköistettävissä sektoreissa, kuten teollisuudessa, maataloudessa ja maaseudun lämmityksessä. Tämä työ tarkastelee biometaanin tuotannon laajentamisen paikkatieteellistä ja taloudellista toteutettavuutta Saksassa. Tavoitteena on tukea maan ilmastoneutraaliustavoitteita ja edistää EU:n laajuisia päämääriä, mukaan lukien REPowerEU-ohjelman 35 miljardin kuutiometrin biometaanitavoite vuoteen 2030 mennessä. Työssä hyödynnettiin paikkatietoanalyysiä ja skenaarioihin perustuvaa taloudellista mallinnusta optimaalisimpien sijoitusalueiden tunnistamiseksi ja kustannuskilpailukyvyn arvioimiseksi muuttuvissa markkina- ja politiikkaympäristöissä.
Paikkatietoanalyysi toteutettiin QGIS-ohjelmistolla keskittyen kolmeen muuttujaan: syötteiden saatavuuteen, etäisyyteen kaasuinfrastruktuuriin sekä alueelliseen energiankysyntään. Kunkin NUTS2-alueen arvosanat annettiin asteikolla 1–5 näiden kolmen tekijän perusteella. Tämän jälkeen ne yhdistettiin luomaan yhdistetty soveltuvuusindeksi (Composite Suitability Index, CSI). Suuren soveltuvuuden alueita, kuten Lower Saxony, Bavaria ja Nordrhein-Westfalen, yhdisti hyvä syötteiden saatavuus, infrastruktuurin läheisyys ja korkea energiankysyntä. Brandenburgin ja Saksan itäosien alueilla oli puolestaan hyvä syötepotentiaali, mutta heikompi pääsy kaasuverkkoon. Skenaariot vuosille 2030, 2035 ja 2040 huomioivat politiikan ja infrastruktuurin kehityksen asteittaisen etenemisen.
Teknoekonominen tarkastelu perustui standardoituun keskikokoiseen biokaasulaitokseen (tuotanto 40 000–55 000 MWh/vuosi), jossa raakabiokaasu tuotetaan anaerobisella mädätyksellä ja jalostetaan biometaaniksi verkkoon syötettäväksi. Keskeisiä indikaattoreita olivat tasoitettu biometaanikustannus (LCOB), nettonykyarvo (NPV) ja sisäinen korkokanta (IRR), jotka laskettiin skenaarioille vuosilta 2025–2040. Tulokset osoittivat LCOB:n laskevan 58,23 €/MWh tasolta vuonna 2025 arvoon 45,26 €/MWh vuoteen 2040 mennessä, pääosin investointi- ja käyttökustannusten alenemisen seurauksena. NPV ja IRR paranivat vuoteen 2035 asti, minkä jälkeen ne tasaantuivat – olettaen tukien asteittaista poistumista. Kohtalaisella politiikkatuella biometaanin odotetaan saavuttavan kustannuskilpailukyvyn fossiilisen maakaasun kanssa 2030-luvun puolivälissä.
Tulokset korostavat kohdennettujen politiikkatoimien merkitystä, mukaan lukien tuotantotuet (esim. CfD-sopimukset), pääomainvestointien tuet ja sujuvampi lupaprosessi erityisesti kehittymättömillä alueilla. Työ ehdottaa kansallisen biometaanitiekartan laatimista, joka yhdistäisi korkean paikkapotentiaalin omaavat alueet investointiprioriteetteihin. Tiekartta tehostaisi olemassa olevan infrastruktuurin käyttöä, parantaisi ilmastovaikutuksia ja edistäisi tasaisempaa aluekehitystä. Tässä esitetty integroitu lähestymistapa tarjoaa myös sovellettavan mallin uusiutuvien kaasuinfrastruktuurien suunnitteluun Saksassa niin paikkatieteellisestä kuin taloudellisestakin näkökulmasta.