Energiewirtschaftliche, konzeptionelle und rechtliche Rahmenbedingungen der Erzeugung, Einspeisung und Nutzung von Biomethan

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1 Oktober 2008 Energiewirtschaftliche, konzeptionelle und rechtliche Rahmenbedingungen der Erzeugung, Einspeisung und Nutzung von Biomethan im Auftrag von Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Berlin sowie: BALANCE VNG Bioenergie GmbH bmp greengas GmbH Dalkia Energie Service GmbH Erdgas Schwaben GmbH Evonik New Energies GmbH GVS Gasversorgung Süddeutschland GmbH HEAG Südhessische Energie AG MVV Energie AG Stadtwerke München GmbH STAWAG Energie GmbH SWM Services GmbH WestEnergie und Verkehr GmbH & Co. KG Würzburger Versorgungs- und Verkehrs-GmbH erstellt durch Rechtsanwalt Dr. Martin Altrock, Mag. rer. publ., BBH Dr.-Ing. Matthias Eichelbrönner, E.Quadrat Dipl.-Ing. (FH) Daniel Heiler, E.Quadrat Dipl.-Ing. Jan Klima, BET Rechtsanwältin Silvia Reichelt, BBH Rechtsanwalt Thomas Schmeding, LL.M., BBH Dipl.-Ing. Knut Schrader, BET Rechtsanwalt Jens Vollprecht, Dipl. Forstw. (Univ.), BBH /

2 von Köpenicker Str. 9,10997 Berlin Tel. 030 / Fax 030 / berlin@bbh-online.de BET Büro für Energiewirtschaft und Technische Planung GmbH Alfonsstraße Aachen Tel / Fax / info@bet-aachen.de E.Quadrat GmbH Dynamostraße Mannheim Tel / Fax / info@equadrat-gmbh.eu 2

3 Inhaltsverzeichnis TEIL 1 EINLEITUNG 8 A. Hintergrund und Ziel des Vorhabens 8 B. Gang der Darstellung 10 TEIL 2 ÜBERBLICK: RECHTSRAHMEN DER BIOMETHANERZEUGUNG UND NUTZUNG 12 A. Der Rechtsrahmen des EEG im Überblick 12 I. Das EEG 2004: Rahmenbedingen für Biogas 12 II. Das EEG 2009: Rahmenbedingungen für Biogas 13 B. Die Rahmenbedingungen des Zugangs zum Gasnetz 17 I. Überblick 17 II. Netzzugang und Abwicklung nach dem Biogasliefermodell 18 III. Netzzugang und Abwicklung nach dem Zertifikatmodell 20 TEIL 3 RECHTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN DER BIOMETHANERZEUGUNG: STATUS QUO UND ENTWICKLUNGSLINIEN 21 A. Vermischung von verschiedenen Biomassen in einem Fermenter (Ausschließlichkeit I) 21 I. Status quo (EEG 2004) 22 II. Novelle (EEG 2009) 25 B. Gemeinsame Aufbereitung von unterschiedlichen Biogasen (Ausschließlichkeit II) 27 I. Status quo (EEG 2004) 27 II. Novelle (EEG 2009) 29 C. Getrennte Gaserzeugung und -aufbereitung verschiedener Biomassen (Ausschließlichkeit III) 31 I. Status quo (EEG 2004) 32 II. Novelle (EEG 2009) 32 D. Beimischung von LPG (Ausschließlichkeit IV) 33 I. Status quo (EEG 2004) 33 II. Novelle (EEG 2009) 36 TEIL 4 RECHTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN VON NETZANSCHLUSS UND NETZZUGANG 38 A. Anschluss der Biomethanerzeugungsanlage an das Gasnetz 38 I. Bisherige Rechtslage (EnWG 2005/GasNZV 2005) Allgemeiner Anspruch auf Netzanschluss Unterschiedliche Brennwerte an sich kein Verweigerungsgrund Kostentragung für den Netzanschluss 39 II. GasNZV Vorrangiger Netzanschluss und Netzanschlussverfahren 40 3

4 2. Bestimmung des Netzverknüpfungspunktes; Netzanschlussverweigerung Kostentragung für den Netzanschluss Qualitätsvorgaben 47 B. Zugang zum Gasnetz 48 I. Überblick Einspeisevertrag 48 II. Überblick Ausspeisevertrag 49 III. Bisherige Rechtslage (EnWG 2005/GasNZV 2005) Vorrangregelungen der GasNZV Die Problematik der Brennwertanpassung 50 IV. GasNZV Vorrangregelung für Transportkunden von Biogas Qualitätsvorgaben Pauschales vermiedenes Netzentgelt 55 TEIL 5 ERMITTLUNG DES VERKAUFSPREISES FÜR BIOMETHAN FREI GASNETZ 57 A. Vorgehensweise und Methodik 57 I. Beschreibung der Ausgangsbasis 57 II. Wertschöpfungskette zur Kosten- und Preisermittlung von Biomethan58 1. Biomasse Input Biogasanlage - Vergärungsanlagen Biogasaufbereitungsanlagen und Biomethaneinspeisung 61 III. Sonstige Rahmenbedingungen 62 B. Biomassen als Einsatzstoff zur Erzeugung von Biorohgas 63 I. Biomassen Status Quo (EEG 2004) 63 II. Biomassen und Biomassemischung im EEG C. Vergärungstechniken zur Erzeugung von Biorohgas 69 I. Vergärungstechniken Nassverfahren Pfropfenstromverfahren Garagenverfahren TNS Verfahren Nassfermentation 5 MW Gasleistung Auswirkungen des Erneuerbaren Energie Gesetzes Vergleich der Investitions- und Betriebskosten von verschiedenen Vergärungstechniken der Leistungsklasse 500 kw el 76 D. Aufbereitungstechnik Biorohgas zu Biomethan 80 I. Gegenüberstellung verschiedener Aufbereitungstechniken Kosten verschiedener Aufbereitungstechniken 82 II. Vergrößerung der Biorohgasleistung der Aufbereitungsanlagen und Kostendegression 85 E. Biomethaneinspeisung in das Erdgasnetz 87 I. Grundsätzliche Voraussetzungen 87 II. Fallbeispiele verschiedener Standorte zur Gaseinspeisung 90 III. Vergleich von EEG 2004/GasNZV 2005 mit dem novellierten EEG 2009 und der Novelle der GasNZV 2008 für die Biomethanaufbereitung 93 4

5 IV. Gestehungskosten und Verkaufspreis von Biomethan frei Gasnetz Betrachtung EEG Betrachtung Gesamtkosten Biomethan am Einspeispunkt ins Erdgasnetz nach EEG TEIL 6 RECHTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN DER STROM- UND WÄRMEERZEUGUNG AUS BIOMETHAN 97 A. Bilanzierung der Biomethanmengen 97 I. Bisherige Rechtslage (EnWG 2005/GasNZV 2005) 98 II. GasNZV Erweiterter Bilanzausgleich nach 41e GasNZV Flexibilitätsrahmen und Ausgleichsenergie Verbindung von Bilanzkreisen, einheitliche Biogasbilanzkreise Verpflichtung zur Bereitstellung von Biogas zum Ausgleich von Biogasbilanzkreisen Kein Verbot des Zertifikatmodells 104 B. Speicher- oder Kreditfunktion? 105 I. Status quo (EEG 2004) 105 II. Novelle (EEG 2009) 106 C. Anlagenbegriff EEG 107 I. Status quo (EEG 2004) (Einzel-)Anlage i. S. d. 3 Abs. 2 Satz 1 EEG Eine Anlage i. S. d. 3 Abs. 2 Satz 2 EEG a. Gleichartige Erneuerbare Energien oder Grubengas 110 b. Für den Betrieb technisch erforderliche Einrichtungen oder bauliche Anlagen 113 c. Eigentums- oder gesellschaftsrechtliche Aspekte 115 d. Aufteilung eines Grundstücks 118 II. Novelle (EEG 2009) (Einzel-) Anlage i. S. d. 3 Nr. 1 EEG Eine Anlage i. S. d. 19 Abs. 1 EEG a. Auf dem selben Grundstück oder sonst in räumlicher Nähe 120 b. Gleichartige Erneuerbare Energien 122 c. Vergütung in Abhängigkeit von der Leistung der Anlage 122 d. Inbetriebnahme der (Einzel-)Anlagen innerhalb von 12 Kalendermonaten 122 D. Inbetriebnahmezeitpunkt 122 I. Status quo (EEG 2004) Originäre Inbetriebnahme nach 3 Abs Alt. EEG Wesentliche Erneuerung im Sinne des 3 Abs Alt. EEG II. Novelle (EEG 2009) 129 E. Alternierende bivalente Fahrweise (Ausschließlichkeit V) 129 I. Status quo (EEG 2004) 130 II. Novelle (EEG 2009) 133 F. Verstromung von Mischgasen (Ausschließlichkeit VI) 133 I. Status quo (EEG 2004) 133 II. Novelle (EEG 2009) 134 5

6 G. KWK-Bonus 134 I. Status quo (EEG 2004) KWK-Anlagen mit Vorrichtungen zur Abwärmeabfuhr KWK-Anlagen ohne Vorrichtungen zur Abwärmeabfuhr 137 II. Novelle (EEG 2009) 138 H. Technologie-Bonus 139 I. Status quo (EEG 2004) 139 II. Novelle (EEG 2009) 140 I. Nachweispflichten 142 TEIL 7 ERMITTLUNG EINES ANLEGBAREN EINKAUFSPREISES FÜR BIOMETHAN FREI GASNETZ145 A. Prozesskette Gasäquivalenznutzung 145 B. Gaswirtschaft 145 I. Gaswirtschaftliche Transfermodelle 145 II. Biogas-Einspeisung 147 III. Bilanzkreise 148 IV. Flexibilität 148 V. Bilanzausgleich 152 VI. Vorherigkeit des EEG 152 VII. Biogasentnahmen 152 VIII. Zusammenfassung Gasnetzzugang 153 C. EEG-Anlagen 156 I. Anlagenkonzept 156 II. Vergütung EEG Vergütung nach EEG 2004 für Ansatz Vergütung nach EEG 2009 für III. Wärmeerlöse 160 IV. Betriebs- und Kapitalkosten Kapitalkosten Betriebskosten 163 V. Ergebnisse Anlagensegment 150 kw el am Beispiel 2009: Anlagensegment 500 kw el am Beispiel 2009: Anlagensegment kw el am Beispiel 2009: Degression 166 D. Wettbewerb mit KWK-Anlagen 167 I. Wettbewerbssituation 167 II. KWK-Gesetz 168 III. Wärmeerlöse 168 IV. Erdgaskosten 169 V. Stromerlös 169 VI. Betriebs- und Kapitalkosten 169 6

7 VII. Ergebnisse 169 TEIL 8 BEWERTUNG DES UNTERSUCHUNGSERGEBNISSES 171 A. Zusammenspiel Angebot und Nachfrage 171 B. Zusammenfassendes Gesamtergebnis 174 7

8 Teil 1 Einleitung A. Hintergrund und Ziel des Vorhabens Biogas wurde in der Vergangenheit überwiegend außerhalb von so genannten Wärmesenken intensiven Wärmenachfragepunkten zur Strom- und Wärmeerzeugung in Blockheizkraftwerken (BHKW) eingesetzt. Dabei bestimmten die typischen landwirtschaftlichen Hofanlagen, regelmäßig ohne eine umfängliche Wärmenutzung ausgestattet, den Normalfall der Biogaserzeugung und -nutzung. Um eine effektivere Nutzung der eingesetzten Biomasse zu erzielen, wurde der Gedanke entwickelt, die Erzeugung von Biomasse und Biogas und deren Nutzung zur Strom- und vermehrt auch Wärmeerzeugung räumlich und zeitlich zu trennen. Biogas soll dabei gezielt auch in urbanen Gebieten, also fernab der Biogaserzeugung, eingesetzt werden können. Dieser Ansatz fußt auf dem beachtlichen Biomassepotential, das innerhalb der Europäischen Region für die Biogaserzeugung gesehen wird. Der Fachverband Biogas e.v. nennt hierfür eine potentielle Fläche von rund 58 Millionen Hektar was, bei einer Nutzung zum Anbau von Biomasse für Vergärungszwecke, einem Potential von 300 Milliarden Kubikmeter Biogas entspräche. Für die Erschließung des deutschen Anteils an diesem Potential schaffte der Gesetzgeber bereits im Jahr 2004 die Möglichkeit des sog. Gasabtauschs: 8 Abs. 1 Satz 3 des Gesetzes für den Vorrang Erneuerbarer Energien (im Folgenden: EEG 2004 ) in der Fassung vom 21. Juli 2004, zuletzt geändert durch Art. 1 des Ersten Gesetzes zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 7. November 2006 bestimmt danach, dass aus einem Gasnetz entnommenes Gas als Biomasse gilt, soweit die Menge des entnommenen Gases im Wärmeäquivalent der Menge von an anderer Stelle im Geltungsbereich des Gesetzes in das Gasnetz eingespeistem Gas aus Biomasse entspricht. Damit konnte die Erzeugung von Biogas von der Strom- und Wärmeerzeugung räumlich und zeitlich entkoppelt werden und so, wie angestrebt, Biomasse umfassender genutzt werden. Wegen der erheblichen Zusatzkosten, die aus der Aufbereitung des Biogases und dem Transport des aufbereiteten Biogases (Biomethan) resultieren, kamen die entkoppelte Aufbereitung und die Verstromung von Biomethan seit 2004 nur zögerlich in Gang. Erst im Dezember 2006 konnten von zwei Unternehmen aus dem Kreis der privaten Auftraggeber Biomethananlagen in Betrieb genommen werden. Ziel des Vorhabens war es, einen Kreis von Unternehmen, die mit der Erzeugung, Aufbereitung und Einspeisung von Biomethan in das Erdgasnetz bereits Erfahrungen sammeln konnten, mit den Fachbeamten des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (nachfolgend: Bundesumweltministeriums oder BMU) zusammen zu führen, damit 8

9 sich einerseits das Bundesumweltministerium begleitend zu den Novellierungen der GasNZV und des EEG im Jahr 2008 einen realistischen Eindruck von den die Praxis beschäftigenden Problemen und wirtschaftlichen Randbedingungen schaffen konnte. Andererseits sollte sich ein Fachforum bilden, in dem sich die privaten Auftraggeber über die mit der Erzeugung, Aufbereitung und Einspeisung verbundenen technischen, energiewirtschaftlichen und rechtlichen Fragen untereinander, mit dem BMU und mit den Auftragnehmern BBH, BET und E.Quadrat intensiv diskutieren können sollten. Die behandelten Kernfragen lauteten dabei: Bei welchem Verkaufspreis für Biomethan ist sowohl eine Erzeugung von Biomethan wirtschaftlich möglich und realistisch und zugleich der Absatz des Biomethans an Betreiber von BHKW wirtschaftlich möglich und realistisch, die mit dem Biomethan Strom und Wärme erzeugen wollen und dabei die Mindestvergütungssätze des EEG für den eingespeisten Strom in Anspruch nehmen wollen? Welche rechtlichen Rahmenbedingungen und Grenzen finden sich im EEG 2004 und in der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) 2005 vor und wie sind diese Normwerke weiter zu entwickeln? Anders ausgedrückt: Ermöglichen die EEG-Mindestvergütungssätze sowie die sonstigen rechtlichen Rahmenbedingungen für Strom aus Biomethan überhaupt eine wirtschaftliche Erzeugung und Aufbereitung von Biogas? Lassen sich damit sowie aus den Erlösen aus der Wärmeerzeugung und -veräußerung neben den Kosten der Gaserzeugung auch die Entgelte für den Transport des Biomethans zum BHKW sowie die Kosten für die Verstromung dort decken? Können alle Beteiligten dabei mit einer angemessenen Eigenkapitalrendite rechnen? Wie sind die GasNZV 2008 und das EEG 2009 zu gestalten, damit Biomethan in Deutschland tatsächlich in nennenswerten Größenordnungen erzeugt, eingespeist und in Strom und Wärme umgesetzt werden kann? Um diesen weit gespannten Rahmen überhaupt sinnvoll bearbeiten zu können, wurde eine modellhafte Vorgehensweise entlang der Wertschöpfungskette vom Biomasseanbau bis zur Strom- und Wärmenutzung entwickelt. Die zu untersuchenden Szenarien waren dabei auf möglichst praxisnahe Annahmen einzuschränken, wozu die Praxiserfahrungen aus dem privaten Auftraggeberkreis sehr hilfreich waren. Aufgrund des Praxisbezugs und der großen Bedeutung des gewählten Referenzszenarios fokussiert die Untersuchung auf die Erzeugung von Biomethan aus Nawaros (zum Teil mit sog. Nebenprodukten) und der Aufbereitung des Biomethans auf bereits realisierten oder sich im Bau befindlichen Anlagen mittlerer Größe mit einer Biomethanleistung von 500 Nm 3 /h und der Verstromung in BHKW zwischen 150 kw el bis 2 MW el. Das Vorhaben ruht auf zwei Säulen: Neben dem vorliegenden wurden über die gesamte Dauer des Vorhabens ganztätige Workshops mit allen Auftraggebern durchgeführt. Mit den Auftraggebern konnten dort alle aufgeworfenen Fragestellungen und die Zwi- 9

10 schenergebnisse der Untersuchungen diskutiert werden. Zugleich wurden vertiefende Diskussionen mit dem Bundesumweltministerium geführt, um so die Novellierung der GasNZV und des EEG noch direkter begleiten zu können und die Ergebnisse der im Vorhaben durchgeführten technischen und wirtschaftlichen Marktanalyse in den Novellierungsprozess einbringen zu können. Die Gutachter danken abschließend den privaten Auftraggebern und dem Bundesministerium für die vielfältigen intensiven und instruktiven Diskussionen und der zur Verfügungsstellung von Datenmaterial. Beides war für die Bearbeitung und Diskussion der Normenwerke und ihrer Entwicklung von wesentlicher Bedeutung und hat zur Abfassung der vorliegenden Ausarbeitung substantiell beitragen. B. Gang der Darstellung Der Gang der Untersuchung und Darstellung orientiert sich an der Wertschöpfungskette von der Erzeugung der Biomasse über die Erzeugung des Rohbiogases im Fermenter und Nachfermenter, dessen Aufbereitung zu Biomethan, die Konditionierung und u.a. Odorierung des Biomethans zu dessen Einspeisung in das Erdgasnetz bis zur Entnahme einer wärmeaquivalenten Menge Erdgas mit dem Ziel der Umsetzung in Strom und Wärme in einem Blockheizkraftwerk. Kernpunkt war dabei die Ermittlung eines anlegbaren Biomethanpreises, zu dem der Erzeuger des Biomethans dieses abgeben kann und der Betreiber des BHKW das Biomethan kaufen wird. Entsprechend folgt nach einem kurzen Überblick über die rechtlichen Rahmenbedingungen und einer ausführlichen Darlegung der rechtlichen Rahmenbedingungen der Biomethanerzeugung und des Netzanschlusses und Netzzugangs von Biomethanerzeugungsanlagen (alle verfasst durch BBH) zunächst die Ermittlung eines Verkaufspreises für Biomethan frei Gasnetz aus Sicht des anbietenden Betreibers einer Biomethanerzeugungsanlage, also auf Basis der anzunehmenden Biogaserzeugungskosten (verfasst durch E.Quadrat). Sodann gelangen die rechtlichen Rahmenbedingungen der Strom- und Wärmeerzeugung aus Biomethan in den Mittelpunkt, also der Nutzung des Biomethans (verfasst BBH). Damit kann dann schließlich der anlegbare Einkaufspreis für Biomethan frei Gasnetz aus Sicht des BHKW-Betreibers ermittelt werden (verfasst durch BET). Abschließend werden die Untersuchungsergebnisse zusammenfassend bewertet: Gibt es einen Preis, zu dem sowohl der Gaserzeuger Biomethan verkaufen als auch der BHKW- Betreiber Biomethan kaufen wollen? Es erweist sich, dass auf Basis der im Jahr 2008 geschaffenen rechtlichen Rahmenbedingungen (GasNZV, EEG 2009) und den gegenwärtig anzutreffenden Marktbedingungen (Rohstoffpreise, Anlagenpreise, Netzentgelte, ) unter bestimmten Rahmenbedingungen eine wirtschaftliche Erzeugung, Einspeisung und Nutzung 10

11 von Biomethan erreicht werden kann. 11

12 Teil 2 Überblick: Rechtsrahmen der Biomethanerzeugung und nutzung A. Der Rechtsrahmen des EEG im Überblick I. Das EEG 2004: Rahmenbedingen für Biogas Das EEG 2004 enthält zahlreiche Regelungen, die bei der Erzeugung, Einspeisung und Nutzung von Biomethan zu beachten sind. So ergibt sich aus dem EEG 2004 insbesondere die Pflicht für Netzbetreiber, den Strom, der in Anlagen gewonnen wird, die ausschließlich Erneuerbare Energien einsetzen, vorrangig abzunehmen und nach den gesetzlichen Vorgaben zu vergüten, vgl. 4 Abs. 1, 5 Abs. 1 EEG Was als Erneuerbare Energie im Sinne des EEG gilt, ergibt sich aus 3 Abs. 1 EEG 2004, der unter anderem die Energie aus Biomasse einschließlich Biogas nennt. 8 EEG 2004 konkretisiert die allgemeine Vergütungspflicht des 5 Abs. 1 EEG 2004 für Strom aus Biomasse. Er regelt, unter welchen Voraussetzungen und in welcher Höhe der jeweilige Netzbetreiber den in sein Netz eingespeisten Biomassestrom vergüten muss. Was unter dem Begriff Biomasse zu verstehen ist, bestimmt 8 EEG 2004 nicht selbst, sondern verweist auf die auf Grundlage des 2 Abs. 1 Satz 2 EEG 2000 erlassene Verordnung über die Erzeugung von Strom aus Biomasse vom 21. Juli 2001 (im Folgenden: BiomasseV), zuletzt geändert durch Art. 1 Erste ÄnderungsVO vom 9. August Die Vergütung für Strom aus Biomasse im Sinne der BiomasseV besteht zum einen in der Grundvergütung gemäß 8 Abs. 1 EEG Zum anderen können ggf. die in 8 Abs. 2 bis 4 EEG 2004 geregelten Boni der Bonus für nachwachsende Rohstoffe (im Folgenden: Nawaro-Bonus), für den Betrieb in Kraft-Wärme-Kopplung (im Folgenden: KWK-Bonus) und für den Einsatz besonders innovativer Technologien (im Folgenden: Technologie-Bonus) hinzukommen. Für die Grundvergütung für Strom aus Biomasse im Sinne der BiomasseV gemäß 8 Abs. 1 EEG 2004 kommt es zum einen auf die Anlagengröße an. Den hierfür maßgeblichen Anlagenbegriff enthält 3 Abs. 2 EEG Daneben hat auch der Zeitpunkt der Inbetriebnahme im Sinne des 3 Abs. 4 EEG 2004 Auswirkungen auf die Höhe der zu beanspruchenden Grundvergütung. Dies ergibt sich aus 8 Abs. 5 EEG 2004, wonach die Grundvergütung nach 8 Abs. 1 EEG 2004 einer jährlichen Degression in Höhe von 1,5 Prozent unterliegt. 8 Abs. 2 EEG 2004 gewährt für Strom, der ausschließlich aus nachwachsenden Rohstoffen oder Gülle gewonnen wird, einen ebenfalls von der Anlagengröße abhängigen Bonus, der maximal 6 ct/kwh betragen kann. 12

13 Die unterschiedliche Vergütungshöhe für Strom aus unterschiedlichen Biomassen hat ihren Grund darin, dass die Stromgestehungskosten in Biomasseanlagen erheblich von der Art der genutzten Biomasse abhängen und die EEG-Vergütungen die Kosten decken sollen, die sich bei einer rationellen Betriebsführung ergeben zzgl. Einer Kapitalverzinsung von ca. 6-8 Prozent. 8 Abs. 3 EEG 2004 gewährt einen Bonus in Höhe von 2 ct/kwh, soweit es sich um Strom im Sinne von 3 Abs. 4 Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz handelt und der Anlagenbetreiber bestimmte Nachweisanforderungen gegenüber dem Netzbetreiber erfüllt. Der Bonus gemäß 8 Abs. 4 EEG 2004 kann verlangt u.a. werden, wenn die Anlage, in welcher der Strom erzeugt wird, auch in Kraft-Wärme-Kopplung betrieben und das zur Stromerzeugung eingesetzte Gas aus Biomasse auf Erdgasqualität aufbereitet wird. 8 Abs. 1 Satz 3 EEG 2004 stellt ausdrücklich klar, dass auch Gas, das aus einem Gasnetz entnommen wird, als Biomasse gilt, soweit die Menge des entnommenen im Wärmeäquivalent der Menge von an anderer Stelle im Geltungsbereich des EEG 2004 in das Gasnetz eingespeistem Gas aus Biomasse entspricht (sog. Gasabtausch). Erfasst wird alles Gas aus Biomasse, nicht nur durch anaerobe Vergärung entstandenes Biogas, sondern auch etwa Holzgas. Auf diese Weise soll im Sinne einer nachhaltigen und effizienten Energieversorgung insbesondere die Nutzung der bei der Stromerzeugung anfallenden Wärme ermöglicht werden (vgl. Gesetzesbegründung, BT-Drs. 15/2864, zu 7, zu Abs. 1, S. 38; zu 8, zu Abs. 1, S. 39). 8 Abs. 1 Satz 3 EEG 2004 eröffnet die Möglichkeit, die Biomethanerzeugung von der Strom- und Wärmeerzeugung aus diesem Energieträger zeitlich und örtlich zu trennen. Anzumerken sei an dieser Stelle, dass eine entsprechende Regelung im Hinblick auf Deponie-, Klär- oder Grubengas in 7 Abs. 1 S. 3 EEG 2004 enthalten ist. II. Das EEG 2009: Rahmenbedingungen für Biogas Der Bundestag hat am die Novellierung des EEG (im Folgenden: EEG 2009) beschlossen (vgl. BT-Drs. 16/9477). Am hat der Bundesrat dem Gesetz zugestimmt. Die Grundstruktur der Vergütungsvorschriften für Biomasse ist im Wesentlichen beibehalten worden. So sieht auch dass EEG 2009 in 27 eine Grundvergütung und Boni vor. Die Voraussetzungen für die Boni sind nunmehr in dem Gesetz beigefügten Anlagen näher beschrieben. Zwar ist ein neuer Bonus in Höhe von 1,0 ct/kwh bis einschließlich einer Leistung von 500 kw hinzugekommen. Dieser kann allerdings nach 27 Abs. 5 Satz 2 EEG 2009 nicht beansprucht werden, wenn in der Anlage aus einem Gasnetz entnommenes Gas im Sinne des 27 Abs. 2 EEG 2009 einsetzen. Damit ist dieser Bonus für die vorliegende Untersuchung ohne Bedeutung. 13

14 Änderungen haben sich u.a. im Hinblick auf die Grundvergütung ergeben. So muss beispielsweise nicht mehr ausschließlich Biomasse im Sinne der BiomasseV eingesetzt werden. Es können auch Biomassen verwendet werden, die nicht als Biomassen im Sinne der BiomasseV einzustufen sind. Allerdings wird nur der Anteil des Stroms nach 27 Abs. 1 EEG 2009 vergütet, der auf Bimasse im Sinne der BiomasseV zurückzuführen ist. Der Vergütungssatz für die erste Leistungsstufe (bis 150 kw) wurde um 1,0 Ct/kWh erhöht. Eine Besonderheit gilt für Anlagen, die aus einem Gasnetz im Sinne des 27 Abs. 2 EEG 2009 entnommenes Gas einsetzen: Hier besteht der Anspruch auf Vergütung nur, soweit der Strom in Kraft-Wärme-Kopplung nach Maßgabe der Anlage 3 zum EEG 2009 erzeugt wird (vgl. 27 Abs. 3 Nr. 3 EEG 2009). Neu ist zudem, dass die auf 1,0 Prozent abgesenkte Degression nicht nur für die Grundvergütung, sondern nunmehr auch für die Boni gilt (vgl. 20 Abs. 1 i.v.m. Abs. 2 Nr. 4 EEG 2009). Im Hinblick auf den Anlagenbegriff wurde in 19 Abs. 1 EEG 2009 eine neue Formulierung eingeführt. Entsprechendes gilt für die Definition der Inbetriebnahme in 3 Ziff. 5 EEG Der Nawaro-Bonus kann nach der neuen Regelung (vgl. 27 Abs. 4 Nr. 2 i.v.m. Anlage 2 EEG 2009) auch dann verlangt werden, wenn nicht ausschließlich nachwachsende Rohstoffe im Sinne des EEG 2009 eingesetzt werden. Allerdings dürfen nur solche Stoffe eingesetzt werden, die in einer abschließenden Liste in Anlage 2 zum EEG 2009 aufgeführt sind. Anzumerken sei, dass der Nawaro-Bonus nur für den Anteil des Stroms verlangt werden kann, der auf Nawaro zurückzuführen ist. Zur Klarstellung wurden in die erwähnte Anlage 2 auch Positiv- und Negativlisten aufgenommen, die die Einstufung von Stoffen als nachwachsender Rohstoff im Sinne des EEG erleichtern sollen. Zudem wurde ein spezieller Nawaro-Bonus für Strom aus Biogas eingeführt, der für die ersten beiden Leistungsstufen (bis 500 kw) nunmehr bei 7,0 ct/kwh statt 6,0 ct/kwh im EEG 2004 liegt und im Hinblick auf die dritte Leistungsstufe (bis 5 MW) nach unserem Dafürhalten einen Vergütungssatz von 4,0 ct/kwh vorsieht. Der zuletzt genannte Vergütungssatz für die dritte Leistungsstufe könnte bei strenger Auslegung der Vorschrift zwar auch mit 0 ct/kwh beziffert werden. Denn in Nummer VI.2 lit. a) Anlage 2 EEG 2009 heißt es wörtlich: Der Bonus nach Nummer I. beträgt abweichend von Nummer 1 [ ]. Der Verweis auf Nummer 1 könnte so verstanden werden, dass die Nummer 1 vollständig durch die Regelungen in Nummer 2 Anlage 2 EEG 2009 ersetzt wird. Da in Nummer 2 Anlage 2 EEG 2009 nur Regelungen bezüglich der ersten beiden Leistungsstufen getroffen werden, würde folgte man dieser strengen Auslegung keine Vergütung für die dritte Leistungsstufe vorgesehen sein und diese damit mit 0 ct/kwh anzusetzen sein. 14

15 Der Verweis auf Nummer1 könnte allerdings unserer Auffassung zu Recht auch so verstanden werden, dass nur die in Nummer 2 Anlage 2 EEG 2009 angegeben Vergütungssätze gegenüber der Nummer 1 Anlage 2 EEG 2009 anders geregelt werden sollen und im Übrigen die Vergütungssätze der Nummer 1 Anlage 2 EEG 2009 unverändert bleiben sollen. Da in Nummer 2 Anlage 2 EEG 2009 keine Regelung im Hinblick auf die dritte Leistungsstufe getroffen wird, bleibt es damit bei 4 ct/kwh. Für die zuletzt genannte Auffassung spricht auch die Gesetzesbegründung, genauer: die Begründung zum Regierungsentwurf. Darin heißt es wörtlich (BT-Drs. 16/8148, zu Anlage 2, S. 179): Nummer VI.2. enthält abweichende Bonushöhen für die Stromerzeugung aus Biogas. Danach erhöht sich Buchstabe a zufolge in der Leistungsstufe bis 500 Kilowatt der Bonus gegenüber der bisherigen Regelung um 2,0 Cent auf 8,0 Cent pro Kilowattstunde. Hintergrund für diese Erhöhung sind die steigenden Agrarpreise, die sich in einem Umfang negativ auf die Wirtschaftlichkeit ausgewirkt haben, der durch weitere Optimierung des Anlagenbetriebs nicht mehr aufgefangen werden kann. Dies macht deutlich, dass die Erzeugung von Strom aus Biogas grundsätzlich mit der Erhöhung der Vergütungssätze gefördert werden sollte. Eine mit der Erhöhung der Vergütungssätze für die ersten beiden Leistungsstufen einhergehende Absenkung des Vergütungssatzes auf 0,0 ct/kwh wäre mit diesem Ziel nicht vereinbar. Dies spricht also dafür, dass der Vergütungssatz der dritten Leistungsstufe bei 4,0 ct/kwh bleibt. Die Regelungen in Nummer VI. Anlage 2 EEG 2009 wurden zwar im weiteren Verlauf des Gesetzgebungsverfahrens noch geändert. Die grundsätzliche Zielrichtung der Vorschrift sollte jedoch wohl beibehalten werden. In der Gesetzesbegründung heißt es dazu (BT-Drs. 16/9477, zu Anlage 2, S. 61): Die Umstellung der Nummer VI. dient der besseren Verständlichkeit. Die Höhe des Nawaro-Bonus für Biogasanlagen wird angepasst, um Marktverzerrungen zu vermeiden. Mit der Anpassung des Nawaro-Bonus ist so unser Verständnis die Absenkung der Vergütunssätze für die ersten beiden Leistungsstufen von jeweils 8,0 ct/kwh im Regierungsentwurf auf nunmehr 7,0 ct/kwh zu verstehen. Eine darüber hinaus gehende Streichung des Vergütungssatzes für die dritte Leistungsstufe wäre zu erheblich und ist vor diesem Hintergrund fernliegend. Zusammenfassend ist damit festzustellen, dass nach Auffassung der Gutachter der Nawaro- Bonus für die dritte Leistungsstufe bei dem Einsatz von Biogas 4,0 ct/kwh beträgt. Die Vergütungssätze für die beiden ersten Leistungsstufen also nach 27 Abs. 1 Nr. 1 und 2 EEG 2009 können sich um weitere 2,0 ct/kwh erhöhen. Voraussetzung dafür ist, dass für die Stromerzeugung überwiegend Pflanzen oder Pflanzenbestandteile verwendet werden, die im Rahmen der Landschaftspflege anfallen. Der sog. Gülle-Bonus nach Nummer VI.2. lit. 15

16 b Anlage 2 EEG 2009, das sei der Vollständigkeit halber angemerkt, kann bei Anlagen, die im Gasabtausch betrieben werden, nicht beansprucht werden. Das wird in der erwähnten Vorschrift explizit angeordnet. Aus diesem Grund wird auf diese Zusatzvergütung nicht weiter eingegangen. Im Hinblick auf den in 27 Abs. 4 Nr. 3 i.v.m. Anlage 3 EEG 2009 geregelten KWK-Bonus ist festzuhalten, dass dieser von 2,0 ct/kwh auf 3,0 ct/kwh erhöht wurde. Die Voraussetzungen wurden allerdings geändert: Nach wie vor muss es sich bei dem Strom um Strom im Sinne des 3 Abs. 4 KWKG handeln. Zudem muss aber eine Wärmenutzung im Sinne der Positivliste Nummer III vorliegen. Liegt eine solche Wärmenutzung nicht vor, muss die Wärmenutzung nachweislich fossile Energieträger in einem mit dem Umfang der fossilen Wärmenutzung vergleichbaren Energieäquivalent ersetzen und die Mehrkosten, die durch die Wärmebereitstellung entstehen, müssen nachweisbar sein und mindestens 100 Euro pro Kilowatt Wärmeleistung betragen. Der Technologie-Bonus (vgl. 27 Abs. 4 Nr. 1 i.v.m. Anlage 1 EEG 2009) kann u.a. beansprucht werden, soweit das in das Gasnetz eingespeiste Gas auf Erdgasqualität aufbereitet wurde und nachgewiesen wurde, dass folgende Voraussetzungen eingehalten wurden: maximale Methanemissionen in die Atmosphäre bei der Aufbereitung von 0,5 Prozent, ein maximaler Stromverbrauch für die Aufbereitung von 0,5 Kilowattstunden pro Kubikmeter Rohgas, Bereitstellung der Prozesswärme für die Aufbereitung und die Erzeugung des Kläroder Biogases aus Erneuerbaren Energien, Grubengas oder aus der Abwärme der Gasaufbereitungs- oder Einspeiseanlage ohne den Einsatz fossiler Energie und maximale Kapazität der Gasaufbereitungsanlage von 700 Normkubikmetern aufbereitetem Rohgas pro Stunde. Die Bonushöhe beträgt in Abhängigkeit von der maximalen Kapazität der Gasaufbereitungsanlage 2,0 Ct/kWh bzw. 1,0 Ct/kWh. Für den Gasabtausch legt das Gesetz in 27 Abs. 2 EEG 2009 nunmehr fest, dass die Menge des aus dem Erdgasnetz entnommenen Gases im Wärmeäquivalent am Ende eines Kalenderjahres der Menge des an anderer Stelle eingespeisten Biogases entspricht. 16

17 B. Die Rahmenbedingungen des Zugangs zum Gasnetz I. Überblick Anders als nach den Regelungen des EEG, waren Betreiber von Gasversorgungsnetzen im Rahmen der Anwendung des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung in der Fassung vom (Energiewirtschaftsgesetz, EnWG) und der Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen in der Fassung vom (Gasnetzzugangsverordnung, GasNZV) nicht verpflichtet, Anlagen zur Erzeugung und Aufbereitung von Biogas (Biogasanlagen) vorrangig an die Gasversorgungsnetze anzuschließen und das gesamte aus diesen Anlagen angebotene Gas vorrangig zu transportieren. Für den Netzanschluss der Anlagen und den Netzzugang waren unter anderem mit Ausnahme einzelner Vorrangregelungen für Transportkunden von Biomethan und Gas aus Biomasse in örtlichen Verteilernetzen grundsätzlich die allgemeinen gesetzlichen Regelungen zu beachten, die auch für übrige Anlagenbetreiber und Transportkunden gelten. Eine klare Vorrangregelung für den Netzanschluss und den Transport von Biogas enthält dagegen jetzt die am in Kraft getretene novellierte GasNZV. Für den Anschluss der Biogasanlage an das Gasversorgungsnetz und die Nutzung des Anschlusses zur Einspeisung von Biomethan muss der Anlagenbetreiber mit dem Netzbetreiber an der Einspeisestelle einen Vertrag über den Netzanschluss und die Anschlussnutzung abschließen. Gesetzliche Grundlage dafür ist 17 EnWG. 1 Der Netzzugang nach dem so genannten Zweivertragsmodell, das deutschlandweit seit dem praktiziert wird, setzt für den Transport von Gas, worunter auch Biogas und damit Biomethan zu fassen ist ( 3 Nr. 19a und 10c EnWG), den Abschluss nur eines Einspeise- (mit dem Netzbetreiber an der Einspeisestelle) und eines Ausspeisevertrages (mit dem Netzbetreiber an der Ausspeisestelle) voraus ( 20 Abs. 1 b Satz 2 und 3 EnWG). Da die gesetzlichen Regelungen des EnWG, der GasNZV und der Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (Gasnetzentgeltverordnung, GasNEV) das Zweivertragsmodell jedoch nur unzureichend ausgestalten, haben die Betreiber der deutschen Gasversorgungsnetze zu dessen Konkretisierung die Vereinbarung über die Kooperation gemäß 20 Abs. 1 b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen abgeschlossen. Die Vereinbarung ist ein Vertrag zwischen allen, ca. 783 Betreibern von in Deutschland gelegenen Netzen, und ist in seiner Änderungsfassung vom (KoV II) am in Kraft getreten. Die KoV II dient der Vereinheitlichung der Bedingungen für den Netzzugang zu Gasnetzen und hat damit maßgeblichen Einfluss auf die einzelnen Vertragsbedingungen der Ein- und 1 Ergänzende gesetzliche Regelungen enthält die novellierte GasNZV Siehe dazu unter Teil 4 A.I.. 17

18 Ausspeiseverträge. Beachtet werden muss jedoch, dass die KoV II nur allgemeine Bedingungen für den Netzzugang regelt. Spezielle Vorgaben für den Netzzugang von Transportkunden von Biogas enthält jetzt die novellierte GasNZV in Teil 11a. Weitere spezielle Vorgaben für Biomethan sind für die in absehbarer Zeit in Kraft tretenden KoV III zu erwarten. Zwingende Voraussetzung für die Ein- und Ausspeisung von Gas ist nach den gesetzlichen Vorgaben ferner der Abschluss eines Bilanzkreisvertrages, in dem die ein- und ausgespeisten Mengen erfasst und bei einer Abweichung durch den Bilanzkreisnetzbetreiber ausgeglichen werden können ( 26 GasNZV, 9, 11 Anlage 3 zur KoV II; speziell für Biogas: bislang 34 GasNZV, jetzt 41e GasNZV). Der Bilanzkreisvertrag wird mit dem Bilanzkreisnetzbetreiber auf Fernleitungsebene abgeschlossen. Da dem biologischen Prozess der Biomethanerzeugung im Jahresverlauf (nahezu Band) mehrheitlich ein wärmegeführtes Abnahmeverhalten der Kunden von Biomethan gegenüber steht, würde eine stündliche ( 27 Abs. 1 GasNZV; 24 Ziff. 1 Anlage 3 zur KoV II) oder tägliche 2 Bilanzierung einem effizienten Netzzugang für Transportkunden von Biogas/Biomethan entgegenstehen: In den Sommermonaten ist die Einspeisemenge in der Regel größer als die Abnahme. In den Wintermonaten ist für den Regelfall der Bezug von Biomethan größer, als die Einspeisemenge abzudecken vermag. Bei einer stündlichen oder täglichen Bilanzierung würde fortlaufend Ausgleichsenergie anfallen. Die GasNZV löst dieses Problem so, dass Transportkunden von Biogas Anspruch auf den Abschluss eines erweiterten Bilanzausgleichs mit einem Bilanzierungszeitraum von zwölf Monaten haben ( 34 Abs. 1 Satz 2 GasNZV a.f., 41e GasNZV n.f.). II. Netzzugang und Abwicklung nach dem Biogasliefermodell Das Biogasliefermodell setzt die zuvor dargestellten Vertragsbeziehungen vollständig um, siehe Abbildung 2-1. Transportkunden von Biogas (hier und nachfolgend im Sinne von Biomethan, nicht von Rohgas) müssen danach für die Belieferung beispielsweise eines BHKW- Betreibers innerhalb eines Marktgebietes nur einen Einspeisevertrag mit dem Netzbetreiber an der Einspeisestelle der Biogasanlage und einen Ausspeisevertrag mit dem Netzbetreiber an der Ausspeisestelle zum Letztverbraucher abschließen ( 3, 8-11 Anlage 3 zur KoV II). Zur Vereinfachung der Darstellung ist der Verteilnetzbetreiber im nachstehenden Schaubild Ein- und zugleich Ausspeisenetzbetreiber. Ein- und Ausspeisenetzbetreiber können jedoch insb. bei einem überregionalen Transport personenverschieden sein. Muss für den Transport mehr als ein Marktgebiet genutzt werden, müssen weitere Ein- und Ausspeiseverträge an den Ein- und Ausspeisepunkten der Marktgebietsgrenzen abgeschlossen werden ( 21 KoV II). 2 Für Erdgas ist ab dem eine tägliche Bilanzierung vorgeschrieben, vgl. Festlegung in Sachen Ausgleichsleistungen Gas (Bilanzkreisvertrag u.a.), Beschluss der Bundesnetzagentur vom

19 Für die Erfassung der ein- und ausgespeisten Gasmengen schließt der Transportkunde mit dem Bilanzkreisnetzbetreiber einen gesonderten Biogasbilanzkreisvertrag mit einem Bilanzierungszeitraum von zwölf Monaten ab. Muss die Belieferung über mehr als ein Markgebiet abgewickelt werden, setzt der marktgebietsüberschreitende Transport voraus, dass der Transportkunde in jedem zum Transport genutzten Marktgebiet einen Biogasbilanzkreisvertrag abgeschlossen hat. Vertragsstrukturen Biogasliefermodell (vereinfachte Darstellung) BiogasbilanzkreisV Bilanzkreisnetzbetreiber Biogashändler/ Transportkunde LieferV EinspeiseV + AusspeiseV KoV II Regionalnetzbetreiber NetzkopplungsV NetzkopplungsV KoV II Kooperationsvereinbarung Strom Rohstofflieferant LieferV Biogaserzeuger / -aufbereiter Netzanschluss- / AnschlussnutzungsV Verteilnetzbetreiber (Ein- und zugleich Ausspeisenetz) Netzanschluss- / AnschlussnutzungsV BHKW- Betreiber Wärme Verkaufspreis Biogas frei Gasnetz Biogasliefervertrag Abbildung 2-1 Vertragsstruktur Biogasliefermodell Die Belieferung mit Biomethan wird schließlich über einen Biomethanliefervertrag zwischen dem Transportkunden/Lieferanten und dem von diesem belieferten BHKW-Betreiber abgewickelt. Abgesehen von dem zu vereinbarenden Preis, der letztlich auf wirtschaftlicher Basis der EEG-Vergütung für den erzeugten Strom abgeschlossen werden wird, sowie den Nachweispflichten des Lieferanten über den Einsatz von Biomasse, weicht der Biomethanliefervertrag nicht wesentlich von üblichen Gaslieferverträgen ab. Über die Berücksichtigung der Nachweispflichten des EEG im Biomethanliefervertrag wird es dem BHKW-Betreiber ermöglicht, gegenüber dem Stromnetzbetreiber die für die Vergütung nach dem EEG erforderlichen Nachweise zu führen. Zu beachten ist, dass entsprechend der zuvor benannten Regelung zum Gasabtausch nicht unbedingt physisch Gas aus Biomasse zur Stromerzeugung eingesetzt wird, sondern das jeweils im Netz vorzufindende Gas in der Regel also Methan aus natürlichen Lagerstätten 19

20 (Erdgas). Das verkaufte Biomethan muss also wie immer im kaufmännisch-billanziellen Energiehandel - nicht physisch zur Verbrauchsstelle verbracht werden. Zusammen mit den Einspeisezeitreihen sowie den Nachweisen entsprechend den Vorgaben des Biomethanliefervertrages ist ein Nachweis über den fiktiv zur Stromerzeugung nach dem EEG eingesetzten regenerativen Energieträger (Biomasse) möglich, der Grundlage für die Vergütung nach dem EEG ist. 3 Für die Zwecke der weiteren Gutachtendarstellung und der Berechnung der Kosten der Biogaseinspeisung werden der Einspeise- und der Biomethanliefervertrag gemäß dem obigen Schaubild von einem gesonderten Biomethanhändler abgeschlossen. Denkbar ist natürlich auch, dass der Biogasanlagenbetreiber selbst als Biomethanhändler fungiert und den Einspeisevertrag mit dem Einspeisenetzbetreiber und den Biomethanliefervertrag mit dem BHKW-Betreiber eigenständig abschließt. III. Netzzugang und Abwicklung nach dem Zertifikatsmodell Das Zertifikatsmodell weicht, wie das nachstehende Schaubild verdeutlicht, von dem Biogasliefermodell hinsichtlich der Lieferbeziehungen und der Bilanzkreisabwicklung ab, siehe Abbildung 2-2. Abbildung 2-2 Vertragsstruktur Zertifikatsmodell 3 Siehe dazu näher unter Teil 3. 20

21 Nach dem Zertifikatsmodell wird das eingespeiste Biomethan, das physikalisch Erdgas entspricht und nur deshalb überhaupt eingespeist werden darf, an einen Erdgasverbraucher oder -händler vor Ort veräußert, und zwar als Erdgas. Der BHKW-Betreiber erhält von dem Betreiber der Biogasanlage lediglich ein Zertifikat über die Erzeugung und Einspeisung einer bestimmten Menge Biogas; er muss sich die für den Einsatz seines BHKW erforderlichen Energiemengen von einem Erdgashändler über einen gesonderten Erdgasliefervertrag sichern. Der Nachweis, dass in dem BHKW fiktiv Biomasse verstromt worden ist, wird über das Zertifikat geführt. Dieses muss die Einspeisezeitreihen der Biogasaufbereitungsanlage beinhalten, sowie Angaben über die einzelnen Einsatzstoffe und die zur Biogaserzeugung besonders verwendeten technischen Verfahren. Das Zertifikat ergänzt damit den Erdgasliefervertrag in der Zusammenschau entsprechen beide Vorgänge (Erwerb von Gas und Erwerb der korrespondierenden Zertifikatemenge) dem Erwerb von Biogas über einen Biogasliefervertrag. Vorteil des Zertifikatsystems kann im Einzelfall sein, dass die Bilanzierung der eingespeisten Gasmengen über herkömmliche Bilanzkreise möglich ist. Das System kommt insoweit insbesondere solchen Transportkunden/Händlern zugute, die bereits über ein Erdgasportfolio und einen eigenen Erdgasbilanzkreis verfügen. Zudem können über das Zertifikatsmodell Kosten für marktgebietsüberschreitende Transporte vermieden werden. Die Notwendigkeit der Bilanzierung als Biogas entfällt demnach. Das Zertifikatsmodell erweist sich hinsichtlich der Aspekte Netznutzung und Bilanzierung insoweit also als weniger kompliziert. Da jedoch über das Biogasliefermodell die Preise für Biomethan aus Sicht des Biogasaufbereiters/Händlers langfristiger kalkulierbar sein können und insbesondere keine Bindung der Belieferung des BHKW auch an Erdgaspreise stattfindet, haben beide Modelle eine Existenzberechtigung und können je nach Anforderungsprofil des Betreibers der Biogasaufbereitungsanlage bzw. des Biomethanhändlers zur Anwendung kommen. Teil 3 Rechtliche Rahmenbedingungen der Biomethanerzeugung: Status quo und Entwicklungslinien A. Vermischung von verschiedenen Biomassen in einem Fermenter (Ausschließlichkeit I) Unter dem Gesichtspunkt der Optimierung der Biogaserzeugung bietet es sich an, verschiedene Biomassen in einem Fermenter zu mischen und das daraus erzeugte Biogas nach der Aufbereitung als Biomethan in das Erdgasnetz einzuspeisen. Denn die Kapazität des Fer- 21

22 menters kann in diesem Fall unabhängig von den jeweils zur Verfügung stehenden Biomassen genutzt werden. Müsste hingegen für jede einzelne Biomasse ein eigener Fermenter vorgehalten werden, wäre dies mit Stillstandszeiten bzw. einer nur teilweisen Auslastung der Fermenter verbunden. Denn in der Regel dürften die einzelnen Biomassen nicht immer vorrätig sein. Vor diesem Hintergrund stellt sich insbesondere die Frage: Darf Biomasse im Sinne der BiomasseV, welche die Anforderungen des 8 Abs. 2 Satz 1 Nr. 1 a) EEG 2004 bzw. Nummer II. Anlage 2 EEG 2009 nicht erfüllt (im Folgenden: Nicht-Nawaro) und Biomasse, welche die Anforderungen dieser gesetzlichen Regelungen erfüllt (im Folgenden: Nawaro), zusammen in einem Fermenter eingesetzt werden, ohne dass die Grundvergütung bzw. der Nawaro- Bonus für den daraus erzeugten Strom entfallen? Als Beispiel für Nicht-Nawaro seien getrennt erfasste unsortierte Bioabfälle privater Haushalte und des Kleingewerbes im Sinne des 2 Abs. 2 Nr. 4 BiomasseV ( Grüne Tonne ) genannt. Bei der Prüfung wird zwischen den derzeit gültigen Regelungen (dazu unter I.) und den geplanten Regelungen unterschieden, wie sie sich aus der Novelle des EEG ergeben (dazu unter II.). Hinzuweisen sei an dieser Stelle darauf, dass nur auf die Vergütungsvoraussetzungen eingegangen wird, die sich auf das zur Stromerzeugung eingesetzte Substrat beziehen. I. Status quo (EEG 2004) Werden Nicht-Nawaro und Nawaro in einem Fermenter eingesetzt und wird das daraus erzeugte Mischgas zur Stromerzeugung eingesetzt, steht dies einem Anspruch aus 8 Abs. 1 EEG 2004 (Grundvergütung) nicht entgegen. Denn nach dieser Vorschrift muss in der Stromerzeugungseinheit ausschließlich Biomasse im Sinne der BiomasseV eingesetzt werden. Da es sich sowohl bei den Nicht-Nawaro als auch bei den Nawaro um Biomassen im Sinne der BiomasseV handelt, kann für den aus diesem Gas erzeugten Strom die Grundvergütung nach 8 Abs. 1 EEG 2004 beansprucht werden. Zu prüfen bleibt, ob auch die Voraussetzungen des 8 Abs. 2 EEG 2004 in diesem Fall erfüllt werden und damit für den aus dem Mischgas erzeugten Strom der Nawaro-Bonus eingefordert werden kann. Gemäß 8 Abs. 2 Satz 1 Nr. 1 EEG 2004 muss der Strom ausschließlich aus Nawaro, aus Gülle im Sinne der dort zitierten Verordnung oder aus beiden Substanzen gewonnen werden. Wird das aus Nicht-Nawaro und Nawaro erzeugte Mischgas in der Stromerzeugungseinheit eingesetzt, ist damit das Ausschließlichkeitsprinzip im Sinne des 8 Abs. 2 Satz 1 Nr. 1 EEG 2004 verletzt. Denn in diesem Fall werden nicht ausschließlich Nawaro in der Stromerzeugungseinheit eingesetzt, sondern auch Nicht-Nawaro. Der Nawaro-Bonus könnte 22

23 damit nicht beansprucht werden bzw. der Anspruch auf den Bonus entfiele endgültig, wenn zuvor die Voraussetzungen des 8 Abs. 2 Satz 1 EEG 2004 erfüllt gewesen wären (vgl. 8 Abs. 2 Satz 3 EEG 2004). Es stellt sich allerdings die Frage, wie die Situation zu beurteilen ist, wenn nicht das gesamte erzeugte Mischgas genau genommen Erdgas in einer wärmeäquivalenten Menge, sondern nur der Gasanteil aus Nawaro genau genommen Erdgas in einer wärmeäquivalenten Menge in der Stromerzeugungseinheit eingesetzt werden. Voraussetzung dafür wäre, dass die Wärmeäquivalente des aufbereiteten Mischgases, die auf Nawaro zurückzuführen sind, aus den Wärmeäquivalenten des insgesamt aufbereiteten Mischgases herausgerechnet werden können. Die Frage, ob ein solches Herausrechnen tatsächlich möglich ist, könnte unbeantwortet bleiben, wenn bereits 8 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 EEG 2004 einer Vermischung entgegenstehen würde. Gemäß dieser Vorschrift dürfen auf demselben Betriebsgelände keine Biomasseanlagen betrieben werden, in denen Strom aus sonstigen Stoffen gewonnen wird. Der Wortlaut der Vorschrift spricht zunächst eher dafür, dass sich die Regelung auf der Ort der Stromerzeugung bezieht: Denn in 8 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 EEG 2004 wird auf die Biomasseanlage abgestellt. Nach 3 Abs. 2 Satz 1 EEG 2004 ist Anlage jede selbständige technische Einrichtung zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien. Entscheidend wäre demnach, ob auf einem Betriebsgelände Strom in einer Nawaro- und einer Nicht- Nawaro-Anlage erzeugt wird. Dieser Sichtweise könnte Sinn und Zweck der Vorschrift entgegengehalten werden. In der Gesetzesbegründung heißt es in diesem Zusammenhang wörtlich (BT-Drs. 15/2864, zu 8, zu Abs. 2, S. 40): Absatz 2 Satz 1 Nr. 3 legt fest, dass der erhöhte Vergütungssatz auch bei Erfüllung der Voraussetzungen von Nr. 1 und 2 nicht beansprucht werden kann, wenn sich auf dem Betriebgelände Biomasseanlagen befinden, in denen andere Stoffe eingesetzt werden. Diese Regelung dient der Vermeidung von Missbrauchsfällen. Die Einhaltung dieser Voraussetzungen wird durch Absatz 2 Satz 3 zusätzlich abgesichert, indem dieser als Folge der Nichtbeachtung den dauerhaften Verlust der Zusatzvergünstigung festlegt. Nach Sinn und Zweck dieser Vorschrift soll also verhindert werden, dass der Nawaro-Bonus beansprucht wird, obwohl nicht ausschließlich Nawaro eingesetzt werden. Dies ist auch nachvollziehbar: Wenn es Sinn und Zweck des 8 Abs. 2 EEG 2004 ist, u.a. in landwirtschaftlichen Haupt- und Nebenbetrieben anfallende Reststoffe einer energetischen Verwertung zuzuführen und dafür über einen Bonus einen Anreiz zu setzen, muss verhindert werden, dass dieses Ziel durch eine verdeckte Verwendung anderer Einsatzstoffe konterkariert wird. Um dieses Zeil zu erreichen, bietet es sich an, eine Art Stand-alone-Vorbehalt für 23

24 solche Anlagen vorzusehen, die diese Einsatzstoffe verwenden (vgl. Salje, EEG, 4. Aufl. 2007, 8 Rn. 113). Die Missbrauchsgefahr ist in den Fällen besonders groß, in denen aufgrund der betrieblichen Nähe Nicht-Nawaro Eingang in den Stromerzeugungsprozess auf Basis von Nawaro finden können. Anknüpfungspunkt für die Beurteilung ist damit nach Ansicht der Gutachter der Ort, an dem die entscheidenden Schritte in Richtung Stromerzeugung aus Biomasse erfolgen und eine Klassifizierung der eingesetzten Stoffe als Nawaro oder Nicht-Nawaro noch möglich ist bzw. noch mit einfachen Mitteln vorgenommen werden kann. Haben die Stoffe Eingang in die Gaserzeugung gefunden, kann eine solche Beurteilung nicht oder nur noch sehr schwer mehr vorgenommen werden. Denn das vergorene Material bzw. das daraus erzeugte Gas kann nicht mehr sicher als Nicht-Nawaro bzw. Nawaro angesprochen werden. Die Verarbeitung ist schon zu weit fortgeschritten. Vor diesem Hintergrund ist im Hinblick auf die Voraussetzungen des 8 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 EEG 2004 auf den Ort der Gaserzeugung abzustellen, der im Falle des Gasabtausches räumlich weit von der Stromerzeugung entfernt liegen kann. Übertragen auf die hier untersuchte Frage, ob Nicht-Nawaro und Nawaro in einem Fermenter vermischt werden können, ergibt sich damit folgendes Bild: Da am Ort der Gaserzeugung also dort, wo eine Einstufung der eingesetzten Substanzen als Nicht-Nawaro bzw. Nawaro nicht leicht möglich ist Nicht-Nawaro und Nawaro in einem Fermenter tatsächlich vermischt werden und damit die Umgehung des 8 Abs. 2 Satz 1 Nr. 1 a) EEG 2004 besonders einfach ist, steht 8 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 EEG 2004 einer solchen Vermischung entgegen. Der Gesetzgeber stuft die Gefahr des Missbrauchs in diesem Fall so hoch ein, dass er eine solche technische Konzeption sicherheitshalber verbietet. Ob die Wärmeäquivalente der Nawaro aus dem Mischgas herausgerechnet werden könnten, ist damit unerheblich. 8 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 EEG 2004 steht damit einer Vermischung von Nawaro und Nicht-Nawaro entgegen. Für den aus dem Gas erzeugten Strom kann der Nawaro-Bonus nach 8 Abs. 2 EEG 2004 nicht beansprucht werden bzw. der Anspruch entfällt endgültig, wenn zuvor die Voraussetzungen des 8 Abs. 2 Satz 1 EEG 2004 erfüllt waren. Zusammenfassend ist damit festzustellen: Werden Nicht-Nawaro (z.b. getrennt erfasste unsortierte Bioabfälle privater Haushalte und des Kleingewerbes im Sinne des 2 Abs. 2 Nr. 4 BiomasseV) und Nawaro in einem Fermenter vermischt, kann für den aus diesem Gas erzeugten Strom die Grundvergütung nach 8 Abs. 1 EEG 2004 beansprucht werden, soweit die übrigen Voraussetzungen erfüllt sind. Der Anspruch auf den Nawaro-Bonus nach 8 Abs. 2 EEG 2004 scheidet wegen des Verstoßes gegen 8 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 EEG 2004 aus bzw. entfällt endgültig, wenn zuvor die Voraussetzungen des 8 Abs. 2 Satz 1 EEG 2004 erfüllt waren. 24

25 II. Novelle (EEG 2009) Fraglich ist, ob nach dem EEG 2009 sowohl die Grundvergütung nach 27 Abs. 1 EEG 2009 als auch der Nawaro-Bonus nach 27 Abs. 4 Nr. 2 EEG 2009 beansprucht werden können, wenn Nicht-Nawaro und Nawaro in einem Fermenter vermischt werden. Nach 27 Abs. 1 EEG 2009 (Grundvergütung) wird nicht mehr wie im EEG 2004 gefordert, dass ausschließlich Biomasse im Sinne der BiomasseV eingesetzt werden muss. Die Voraussetzungen wurden damit in dieser Hinsicht weiter gefasst. Die Vermischung von Nicht-Nawaro und Nawaro in einem Fermenter steht einem Anspruch auf Grundvergütung nach 27 Abs. 1 EEG 2009 damit nicht entgegen. Bezüglich der Einzelheiten gelten die obigen Ausführungen entsprechend (vgl. Teil 3 A.I.). Auch im Hinblick auf den Nawaro-Bonus wurde das Ausschließlichkeitsprinzips gelockert: Gemäß Nummer I.1.a) Anlage 2 EEG 2009 besteht der Anspruch auf den Nawaro-Bonus unterstellt die übrigen Voraussetzungen liegen vor, wenn der Strom ausschließlich aus nachwachsenden Rohstoffen gewonnen wird. Bei anaerober Vergärung der nachwachsenden Rohstoffe oder Gülle (Strom aus Biogas) und Kombination mit rein pflanzlichen Nebenprodukten im Sinne der Positivliste Nummer V Anlage 2 EEG 2009 und nur in diesem Fällen! kann der Nawaro-Bonus ebenfalls beansprucht werden. Als pflanzliche Nebenprodukte im Sinne der Positivliste gelten beispielsweise Kartoffeln (gemust, mittlerer Stärkegehalt), Kartoffelschalen, Zuckerrübenschnitzel, Zuckerrübenpresskuchen aus der Zuckerproduktion, Obsttrester (frisch/unbehandelt) und Rapskuchen (Restölgehalt ca. 15 Prozent). Allerdings wird nur der Strom mit dem Nawaro-Bonus vergütet, der aus nachwachsenden Rohstoffen oder Gülle erzeugt worden ist. Werden also Nawaro und Nicht-Nawaro, die in der Positivliste Nummer V Anlage 2 EEG 2009 angeführt sind, in einem Fermenter vermischt, steht der Vergütung des aus dem Mischgas erzeugten Stroms zumindest nicht das Ausschließlichkeitsprinzip nach Nummer I.1.a) Anlage 2 EEG 2009 entgegen. Fraglich ist allerdings, ob die Nachfolgevorschrift zu 8 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 EEG 2004 einer Vergütung des erzeugten Stroms entgegensteht, wenn auf der Positivliste angeführte pflanzliche Nebenprodukte verwendet werden. Nummer I.1.c) Anlage 2 EEG 2009 bestimmt, dass auf demselben Betriebsgelände keine Biomasseanlagen betrieben werden, in denen gleichzeitig Strom aus sonstigen, nicht von Nummer I.1.a) Anlage 2 EEG 2009 erfassten Stoffen gewonnen wird. Bei den von Nummer I.1.a) Anlage 2 EEG 2009 erfassten Stoffen handelt es sich um die oben bereits angeführten Substanzen. Folglich also auch um Nicht-Nawaro, die in der Positivliste Nummer V Anlage 2 EEG 2009 genannt sind. Werden also solche Substanzen mit Nawaro in einem Fermenter vermischt Situation der anaeroben Vergärung, steht dies einer Vergütung des Stroms, der auf Nawaro zurückzuführen ist, nach 27 Abs. 4 Nr. 2 EEG 2009 nicht entgegen. 25