Anlagenflexibilisierung Erfahrungen aus der Beratungspraxis. Stephan Ruile, renergie Allgäu e.v.

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1 Anlagenflexibilisierung Erfahrungen aus der Beratungspraxis Stephan Ruile, renergie Allgäu e.v. Stephan Ruile 1

2 Gliederung Aktuelle Entwicklung -Flexibilisierung lohnt sich das noch? Strategiebildung Welche Möglichkeiten habe ich? Restriktionen Was habe ich zu beachten? Stephan Ruile 2

3 Aktuelle Herausforderungen für den Anlagenbetrieb 100 mg/m³ NO x DüngeVO 170 kg N org. /ha Lagerkapazität Umwallung, 44. BImSchV Wie geht es weiter? Ausschreibungen EEG 16,56 ct/kwh-x Flexprämie, Ausschreibung AwSV Flexibilisierung Vermarktung Wärme Strom: flexibel/ regional? Gärrest Stephan Ruile 3

4 Flexibilisierung lohnt sich das jetzt noch? Stephan Ruile 4

5 Volumen Flexprämie MW Aktuelle Entwicklungen im Energiesammelgesetz Neuer Deckel Flexibilitätsprämie: 1000 MW + Karenzzeit von 16 Monaten Aug Jul 1 Jun 1 Mai Apr Mrz Feb Jan 1 Dez Okt Sep Aug Jul 1 Jun 1 Mai Apr Mrz Feb Jan 1 Erreichen des Flexdeckels vorraussichtlich Ende 2020 Flexibilisierung für Güllekleinanlagen auf 150 kw möglich! Aktueller Stand Ausbauvolumen Flexibilitätsprämie Deckel Flexibilitätsprämie nach Energiesammelgesetz Stephan Ruile 5

6 Flexprämie Bitte berechnen Sie Ihre Flexprämie richtig! Flexprämie = P Zusatz * 130/ kw P Zusatz = P installiert (P Bemessung * 1,1 [bei BGA]) [bei Biomethan 1,6] P Bemessung = Jahresarbeit / Jahresstunden Bemessungsleistung muss mindestens 20 % der Installierten Leistung betragen Förderfähige Zusatzleitung beträgt maximal 50 % der installierten Leistung Stephan Ruile 6

7 / Überbauungs-kW Flexprämie FlexPrämie /kw 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 Überbauungsfaktor Maximum: 119 /kw bei Überbauungsfaktor von ca. 2,2 *Überbauungs-kW= Installierte Leistung-Bemessungsleistung ** Überbauungsfaktor= Installierte Leistung/Bemessungsleistung Stephan Ruile 7

8 Flexprämie Voraussetzung: Direktvermarktung! Die Flexprämie wird am Jahresende auf Grundlage der tatsächlich erzeugten Leistung berechnet Bei hohen Überbauungsfaktoren und schlechter Anlagenauslastung besteht Risiko des Verlusts der Flexprämie! Zahlung: 10 Jahre respektive EEG-Laufzeitende! Stephan Ruile 8

9 Welche Strategie ist für mich die richtige? Zukunftsperspektive Soll meine Anlage nach 20 Jahren EEG Laufzeit im Ausschreibungsmodell weiterbetrieben werden? Ist ein wirtschaftlicher Betrieb post EEG mit der reduzierten Vergütung möglich(aktuell <16,56 ct/kwh) Hat meine Anlage ein realistische Chance auf einen Zuschlag Anforderungen Wird meine Anlage den derzeitigen und künftigen gesetzlichen Anforderungen gerecht? Welche (Ersatz)-Investitionen sind wann für einen Weiterbetrieb notwendig? Ist eine Leistungsreduzierung einer Erhaltungsinvestition vorzuziehen? Habe ich ausreichend Arbeitskapazität um dem gehobenen Anlagenbetrieb gerecht zu werden? Märkte Welche Strommärkte möchte ich bedienen: Regelenergie, Fahrplanbetieb, regionale Stromvermarktung? Welche Wärmemärkte kann oder muss ich bedienen? Möchte ich schon jetzt in den flexiblen Anlagenbetrieb einsteigen Wie kann ich Gärreste verwerten/vermarkten? Stephan Ruile 9

10 Zuschlagschancen in den Ausschreibungen Doppelte Überbauung nach energymap und DBFZ Leistung laut energymap Leistung laut DBFZ Ausgeschriebene Leistung kummuliert Stephan Ruile 10

11 Zukunftsperspektive Beispiel: Wirtschaftlichkeitsanalyse einer 150 kw Anlage Wirtschaftsjahr Mittelwert Stückrechnung ct/kwh Erzeugte Strommenge Erträge Stromverkauf , , , ,18 25,28ct/kWh Wärmeverkauf 1.500, , , ,00 0,13 Rohgasverkauf ,00 Sonstige Leistungen Summe , , , ,18 25,40ct/kWh 0,00 Kosten 0,00 Finanzierungskosten 2.661, , , ,81 0,31ct/kWh Personalkosten , , , ,00 3,23ct/kWh Biomasse , , , ,00 10,59ct/kWh Biomasselogistik , , , ,12 1,31ct/kWh Gaserzeugung 2.843, , , ,10 0,27ct/kWh Energieerzeugung 6.868, , , ,43 0,52ct/kWh 0,00 Wärmeverwertung ,00 Summe , , , ,46 16,22ct/kWh Jahresüberschuss , , , ,72 9,18ct/kWh Stephan Ruile 11

12 Flexibilisierungsstratgien Strategie Progressive Leistungserweiterung Überbauungsfaktor Argumente 2,5-5 + Hohe Flexibilität + Höheres Erlöspotential auf Strommärkten + BHKW mit großer Leistung und höheren Wirkungsgraden + BHKW mit offenen Kapazitäten am EEG-Laufzeitende - Sehr hohe Investitionskosten (BHKW; Netzanschluss, Gas- &Wärmespeicher) - Schwer planbare Kosten für Wartung, Verschleiß, Reparaturen - Flexible Fahrweise meist unumgänglich - Evtl. Erweiterte Genehmigungstechnische Auflagen (BImSchG, StörfallVO) Chance /Risiko mittel bis hoch Konservative Leistungserweiterung 1 2,5 + Mittlere Flexibilität + Leistungserhaltung für Ausschreibungen + Redundanz der BHKW Kapazität + Wärmeorientierte Flexibilisierung + Vorweggenommene Ersatzinvestition - Mittlere bis hohe Investitionskosten (BHKW, Netzanschluss, Gasspeicher) - Evtl. Erweiterte Genehmigungstechnische Auflagen (BImSchG, StörfallVO) gering Leistungsreduzierung < 1 + Mittlere Flexibilität + Kaum oder keine Investitionskosten + reduzierter Rohstofffremdbezug + Entschärfung Gärrestproblematik - Steigende Fixkosten durch reduzierte Produktionsmengen sehr gering Stephan Ruile 12

13 Externe Restritkionen Stephan Ruile 13

14 Welche externe Restriktionen muss ich beachten? EEG: Ausschreibungen Genehmigung: Imissionsschutzrecht / StörfallVO Netzanschluss: Mittelspannungsrichtlinie Eigenstromprivileg Stephan Ruile 14

15 Technische Voraussetzungen zur Teilnahme an den Ausschreibungen für Bestandsanlagen Anlage gilt im Sinne des EEG als neu in Betrieb genommen Stützfeuerung mittels RME (Nachhaltigkeitsnachweis erforderlich) Direktvermarktungspflicht Verweilzeit von mehr als 150 Tagen im gasdichten Raum Fernsteuerung für Anlagen > 100 kw Anlagen dürfen nur 50 % Ihrer installierten Leistung als Bemessungsleistung einspeisen (doppelte Überbauung) Nachweis der Fähigkeit zum flexiblen Anlagenbetrieb über Flexgutachten (einmalig) Stephan Ruile 15

16 Technische Voraussetzungen zur Teilnahme an den Ausschreibungen für Bestandsanlagen Verpflichtete Volleinspeisung Ausnahmen: Strom für die Anlage oder andere Anlagen, sowie deren Hilfs- und Nebenanlagen, die über den selben Netzverknüpfungspunkt verbunden sind. Ausgleich physikalisch Bedingter Netzverluste In den Stunden mit negativen Börsenstrompreisen Belieferung an Dritte (z.b. Landwirtschaft in GbR o.ä.) grundsätzlich nicht mehr erlaubt Maisdeckel 50 %, ab %, ab % Führung eines Einsatzstofftagebuchs Keine Boni folglich kein Umweltgutachten mehr notwendig! Stephan Ruile 16

17 Externe Restriktionen: Genehmigung Baurecht: Änderungen oft nur Anzeigepflichtig Imissionsschutzrechtliches Genehmigungsverfahren Für Anlagen > 1 MW FWLi nst. (ab ca. 380 kw el. ) Zwei Verfahrensarten innerhalb des BImSchG: 15 nicht wesentliche Änderung (Änderungsanzeige) 16 wesentliche Änderung (Großes Verfahren) Führung der Anlage nach dem Stand der Technik Abdeckung aller Gärrestlager Einhaltung der Rechtsverordnungen (BimSchV, TA-Luft, TA-Lärm, VDI 3475, ) Formaldehydbonus (Energiesammelgesetz) StörfallV: Ab einer Lagerkapazität von kg Biogas (ca m³, inkl. anderer gefährlicher Stoffe) Kein Betrieb ohne Genehmigung!!! Stephan Ruile 17

18 Externe Restriktionen: Eigenstrom & EEG Umlage EEG Umlagebefreiung für Bestandsanlagen mit Eigenverbrauch vor Eigenverbrauch erfordert Personenidentität bei Erzeugung und Verbrauch, sonst Drittbelieferung Anlagen, die Ihre installierte Leistung um mehr als 30 % im Vergleich zum erhöhen, verlieren ihren Status als Bestandsanlage und sind EEG-Umlagepflichtig in Höhe von 40 %. Anlagen mit Eigenstromnutzung verlieren bei Veränderungen nach ihr Eigenstromprivileg und sind EEG-Umlagepflichtig in Höhe von 20%. Umlagehöhe: Eigenverbrauch ab 2018: 20% = 1,28 ct /kwh, 40% =2,56 ct/kwh Drittbelieferung: 100 % = 6,40 ct / kwh Stephan Ruile 18

19 Energiekosten: Eigenstrom vs. Bezugsstrom: Beispiel Anlage 210 kw Strombedarf BGA kwh/a Alle Preise netto! Eigenstrom Bezugsstrom Tarif Agrar BBV Kostenpunkt Einzelpreis /kwh Einheit Kommentar Summe Kostenpunkt Einzelpre is /kwh Einheit Summe Futterkosten frei Fermenter 0,109 /kwh 45 /t Maissilage, 38 % Wirkungsgrad el. Anlagenkosten 0,040 /kwh Erfahrungswert 6.800,000 Eintarifmessung BBV Standard ,95 Grundpreis > kwh 0,1958 /kwh ,00 0,0103 /kwh 1.642,85 Nachrüstung Messkonzept 3.000,00 Schätzung 3.000, Abschreibung über 10 Jahre 300,00 Grundpreis < kwh 8,65 Monat 103,80 EEG Umlage 0,030 /kwh Anteilig 40 %, langfristig 3 ct 5.100,00 Stromsteuer 0,0205 /kwh 3.485,00 Entgangene Flexprämie je Jahr 0,015 /kwh 2.572,00 Konzessionsabgabe 0,0132 /kwh 2.244,00 Gesamtkosten je Jahr , ,65 Gesamtkosten ct/kwh 19,57 ct/kwh 23,98 ct/ kwh Stephan Ruile 19

20 Netzanschluss Abstimmung mit Netzbetreiber über Netzanschlusspunkt Grundsätzlich räumlich nächstgelegener NAP oder Gesamtwirtschaftlich günstigerer NAP (Anschlusskosten & Erweiterung Netzkapazität, Leitungsverluste unberücksichtigt) Transformatorverluste berücksichtigen Niederspannung -> Mittelspannung: Verluste 2-3 % Veränderung der Einspeisepunkte Nutzung verschiedener Leistungsbereiche von Trafos Hinweis: Planen Sie vorrauschauend! Quelle: SBA Trafotech GmbH Stephan Ruile 20

21 Anlagenzertifizierung nach Mittelspannungsrichtline Ab einer Anschlussleistung von 1 MVA am Netzanschlusspunkt oder ab einer Anschlussleitung von mehr als 2 km Länge Zertifikat wird für die gesamte Anlage erstellt Zertifikat muss vor Inbetriebnahme vorliegen, sonst kann diese vom Netzbetreiber verweigert werden Bearbeitungszeit: 4-8 Wochen Konformtiätsprüfung vor Ort nach Inbetriebnahme Stephan Ruile 21

22 Einspeiseleistung in kw Flex-Gutachten Prüfung der Fähigkeit zur flexiblen Fahrweise der Anlage durch Umweltgutachter 3 Tägiger Probebetrieb Berücksichtigung der anlagenspezifischen Restriktionen Wärmebedarf Gasspeicherkapazität Tag Leistung Ist [kw] Leistung Vorgabe [kw] Hinweis: Sprechen Sie bereits in der Planungsphase mit Ihrem Umweltgutachter den Probebetrieb ab! Stephan Ruile 22

23 Effizienzsteigerung durch neues BHKW 1 % Wirkungsgradverlust BHKW: ca / 100 kw x Jahr Quelle: Aschmann u. Effenberger, 2012 Stephan Ruile 23

24 Flexible Fahrweise Wirkungsgrad & Emissionen -5 % +10 % Quelle: Effenberger, Tappen, 2016 Stephan Ruile 24

25 Flexprämie vs. Teillastbetrieb- Ein Beispiel: Inbetriebnahme 2006: Installierte Leistung 1045 kw, Bemessungsleistung: 515 kw, 45 kw Eigenstrom BHKW 600 kw BHKW 700 kw BHKW 800 kw Fahrweise 600 kw Vollast 100 % Teillast 86 % Teillast 75 % Wirkungsgradverlust (LfL Bayern) 0 % 1,3 % 2,3 % Gasmehrverbrauch (m³/h) gegenüber Volllast 0 m³ 4 m³ 7 m³ Jährliche Kosten Gasmehrverbauch (0,25 / m³) Kosten Gasmehrverbrauch über Restlaufzeit Flex (9 Jahre) Investitionskosten (Schätzung) Zinsen (2 %) Flexprämie Bestand (1045 kw inst., 45 kw Eigenstrom, 515 kw Einspeisung) Zusätzliche Flexprämie durch 2. Flex BHKW (800 kw) Erlöse Flexprämie in Restlaufzeit (9 Jahre) Überschuss/Defizit Stephan Ruile 25

26 Fazit Eine Flexibilisierung ist zeitlich noch schaffbar! Die Flexibilisierung bietet Chancen die Anlageneffizienz und Auslastung Ihrer Anlage zu verbessern Flexible Fahrweise stellt erheblich erweiterte technische Ansprüche an Technik und Anlagenkonzept und Anlagenbetreuung Jeder Betrieb hat seinen individuellen Weg zur optimierten Anlagenflexibilisierung Eine Vielzahl technischer und juristischer Vorgaben ist zu beachten! Lassen Sie sich bei Unsicherheit beraten! Stephan Ruile 26

27 Beratungsangebot von renergie Allgäu e.v. zur Biomasseausschreibungen Betriebsindividuelle Beratung Vor-Ort Termine & Telefonberatung Technische Konzeption Unterstützung im Genehmigungsmanagement Betriebsanalysen und Betriebszweigabrechnungen Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen & Investitionsplanung Flexibilisierungs- und Vermarktungskonzepte Schwachstellenanalyse und Betriebsoptimierung Stephan Ruile 27

28 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Ihr Kontakt: Stephan Ruile M.Sc. agr. Fachberater Biogas renergie Allgäu e.v. 0831/ / Stephan Ruile 28