INNOVATIONS-INKUBATOR DIREKTVERMARKTUNG VON BIOGAS-STROM. Hinweise und Empfehlungen für Anlagenbetreiber und Kreditgeber. »

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1 INNOVATIONS-INKUBATOR DIREKTVERMARKTUNG VON BIOGAS-STROM Hinweise und Empfehlungen für Anlagenbetreiber und Kreditgeber»

2 DIREKTVERMARKTUNG VON STROM AUS BIOGAS // VORWORT 1 VORWORT Dieser Leitfaden richtet sich an Betreiber von Biogasanlagen und kreditgebende Banken und Sparkassen. Er soll Anlagenbetreiber dabei unterstützen, sich in einem geänderten Marktumfeld betriebsund finanzwirtschaftlich optimal aufzustellen und analysiert die Veränderungen von Finanzierungsbedingungen bei einem Eintritt in die Direktvermarktung. Der Leitfaden besteht aus zwei Teilen: Der erste Teil wendet sich an die Biogasanlagenbetreiber, der zweite Teil an die kreditgebenden Banken und Sparkassen. Im ersten Teil wird auf die Märkte eingegangen, die für die Vermarktung von Biogas-Strom relevant sind. Es werden außerdem Hintergrundinformationen zu den Kostenfaktoren beim flexiblen BHKW-Betrieb gegeben. Des Weiteren werden die Vermarktung über Erzeugergemeinschaften analysiert und die Vor- und Nachteile verschiedener Vergütungsmodelle von Direktvermarktern beleuchtet. Im zweiten Teil wird auf die Risiken eingegangen, die sich für ein Kreditinstitut beim Wechsel einer Bestandsanlage in die Direktvermarktung ergeben können. Am Ende jedes Kapitels werden die wesentlichen Punkte in Handlungsempfehlungen zusammengefasst. Der Leitfaden stellt die Ergebnisse des Forschungsprojektes Direktvermarktung von Biogas-Strom der Leuphana Universität Lüneburg vor. Der Professor für Finanzierung und Finanzwirtschaft Heinrich Degenhart und sein Team führten es 2013 bis 2015 als Teil des EU-geförderten Regionalentwicklungsprojektes Innovations-Inkubator der Leuphana durch. Das Hauptaugenmerk des Projektes richtete sich auf Kooperationen von Biogasanlagenbetreibern sowie auf die Vermarktung über Zwischenhandelsorganisationen. Neben Ergebnissen aus eigenen Modellen und Berechnungen flossen in diesen Leitfaden auch Erkenntnisse ein, die aus der Analyse von 22 Direktvermarktungsverträgen und Expertenbefragungen mit Stromhändlern und Kreditinstituten stammen. Es wurden Interviews mit Experten von acht Stromhandelsunternehmen durchgeführt: Energy2market, EnBW Trading, EWE Energie, Grundgrün Energie, Hamburg Energie, Next Kraftwerke, Stadtwerke München (SWM) und ein lokaler Stromhändler (NewSmartPower). Die Einschätzungen dieser Direktvermarkter wurden von Experten zweier Erzeugergemeinschaften ergänzt der GDGE eg und der GeLa eg. Unter den in der Finanzierung von Biogasanlagen führenden Kreditinstituten wurden Experten von acht Banken und Sparkassen befragt: Bremer Landesbank, Deutsche Kreditbank, DZ Bank, Landessparkasse zu Oldenburg, NORD/LB, Oldenburgische Landesbank, Südwestbank und Umweltbank. Ergänzend interviewten die Lüneburger Forscher den Anlagenbauer Dreyer & Bosse sowie zwei der im Biogas-Bereich führenden Hersteller von BHKWs, GE Jenbacher und 2G. Der Leitfaden soll Anlagenbetreiber und kreditgebende Banken und Sparkassen unterstützen, bei der Direktvermarktung von Biogas- Strom die richtigen Entscheidungen zu treffen.

3 DIREKTVERMARKTUNG VON STROM AUS BIOGAS // INHALT 2 INHALT 1 Vorwort 3 HINWEISE UND EMPFEHLUNGEN FÜR ANLAGENBETREIBER 4 Märkte 13 Kosten der flexiblen Fahrweise 15 Organisationsmodelle 17 Vergütungsmodelle 24 HINWEISE UND EMPFEHLUNGEN FÜR KREDITGEBENDE BANKEN UND SPARKASSEN 29 Literatur

4 3 HINWEISE UND EMPFEHLUNGEN FÜR ANLAGENBETREIBER

5 4 MÄRKTE Seit der Einführung des EEG 2012 steht Biogasanlagenbetreibern neben der Möglichkeit der Veräußerung des von ihnen produzierten Stroms an den Übertragungsnetzbetreiber gegen den Erhalt einer fixen EEG-Einspeisevergütung auch die Alternative zur Verfügung, den Biogas-Strom im Rahmen der Direktvermarktung zu verkaufen. Nach dem EEG 2014 besteht für geförderte Neuanlagen in der Regel eine Pflicht zur Direktvermarktung. Unter dem Begriff Direktvermarktung versteht man die Veräußerung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas an Dritte, wobei der Strom entweder im Rahmen der geförderten oder der sonstigen Direktvermarktung verkauft werden kann. Bei der geförderten Direktvermarktung wird implizit angenommen, dass der produzierte Strom an der Strombörse, genauer gesagt am Day-Ahead-Markt, verkauft wird. Der Anlagenbetreiber erhält zusätzlich die sogenannte Marktprämie, welche die Differenz zwischen dem durchschnittlichen monatlichen Börsenpreis und dem anzulegenden Wert der früheren Einspeisevergütung darstellt. Bei der sonstigen Direktvermarktung fehlt die Förderung über die Marktprämie. Die sonstige Direktvermarktung spielt derzeit bei der Direktvermarktung von Biogas-Strom jedoch keine Rolle. Dies zeigen auch die Daten eines Monitoringberichts zur Direktvermarktung aus erneuerbaren Energien: Demnach wurden im August 2014 Strom aus Biomasse-Anlagen mit einer Gesamtleistung von MWel unter Inanspruchnahme des Marktmodells und nur etwa 0,4 MWel mittels sonstiger Direktvermarktung vermarktet (Schäfer-Stradowsky et al., 2014). Die verpflichtende Direktvermarktung, die das EEG 2014 für alle Neuanlagen ab einer bestimmten installierten Leistung vorsieht, wird sich nicht wesentlich auf das Direktvermarktungs-Volumen auswirken, da in den nächsten Jahren nur mit geringen Zubau-Raten gerechnet wird. So geht der Fachverband Biogas e.v. in einer Branchenzahlenprognose von nur 94 Neuanlagen im Jahr 2014 und 61 Neuanlagen im Jahr 2015 aus. Zudem kann davon ausgegangen werden, dass es sich bei den Neuanlagen vorwiegend um Gülleanlagen mit nur geringer installierter Leistung handelt. Grundsätzlich kann auch im Rahmen der geförderten Direktvermarktung der erzeugte Strom auf jedem Strommarkt veräußert werden, ohne dass der Anspruch auf die Marktprämie verloren geht. Da jedoch der durchschnittliche monatliche Börsenpreis am Day-Ahead-Markt die Basis für die Berechnung der Marktprämie bildet, stellt die Vermarktung auf anderen Strommärkten ein zusätzliches Risiko dar. Zudem ist der Spotmarkt, auf dem Strommengen mit maximalen Lieferzeiträumen von 1,5 Tagen gehandelt werden, für die Vermarktung der nur kurzfristig planbaren erneuerbaren Energien besser geeignet. SPOTMÄRKTE Der Spotmarkt stellt den zentralen Handelsplatz für die Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien dar. Der für Deutschland wichtigste Spotmarkt befindet sich an der EPEX SPOT in Paris. An der EPEX SPOT gibt es den Day-Ahead-Markt und den noch kurzfristigeren Intraday-Markt. DAY-AHEAD-MARKT Als Day-Ahead-Markt wird der Markt für den Handel von Strom mit Lieferung am nächsten Tag bezeichnet. Mit einem Handelsvolumen von rund 263 TWh im Jahr 2014 im Marktgebiet Deutschland/Österreich ist der Day-Ahead-Markt der wichtigste Börsenmarkt für erneuerbare Energien in Deutschland. Für die täglich, also ganzjährig einschließlich gesetzlicher Feiertage, stattfindende Auktion müssen die Gebote bis 12:00 Uhr am Tag vor dem Liefertag übermittelt werden. Im Day-Ahead-Handel können sowohl Einzelstunden als auch Blockgebote, in denen verschiedene Einzelstunden zusammengefasst sind, gehandelt werden. So gibt es neben klassischen Blockgeboten wie Baseload (für die Stunden 1 bis 24) und Peakload (für die Stunden 9 bis 20) auch ausgefallenere Blöcke wie High Noon (für die Stunden 11 bis 14) oder Sun-Peak (für die Stunden 11 bis 16). Da der Monatsmittelwert der Stundenkontrakte für die Preiszone Deutschland/Österreich am Day-Ahead-Markt die Basis für die Berechnung der Marktprämie darstellt, können mit Strom-Verkäufen, die über dem Monatsmittelwert an der Börse liegen, Erlöse erzielt werden, welche die fixe EEG-Vergütung übersteigen. Da die Spannen zwischen den Tages-Hoch- (HT) und Niedrigpreisphasen (NT) in den letzten Jahren kontinuierlich abgenommen haben, sind mit der klassischen HT/NT Fahrweise jedoch keine hohen Zusatzerlöse mehr zu erzielen. Um höhere Erlöse erzielen zu können, müsste ein auf die Börsenpreise abgestimmter Fahrplan erstellt und die Biogasanlage wesentlich flexibler betrieben werden. Ob jedoch die dafür notwendigen Aufwendungen unter den zu erzielenden Erlösen liegen ist fraglich und muss individuell betrachtet werden. Abbildung 1 zeigt die Entwicklung der monatlichen HT/NT-Durchschnittswerte von Januar 2010 bis Dezember Die Abnahme der Spannen zwischen HT- und NT-Preisen ist im geringer werdenden Abstand der Trendlinien erkennbar.

6 5 Abbildung 1 Monatliche Durchschnittswerte HT/NT EUR/MWh Jan.10 Jan.11 Jan.12 Jan.13 Jan.14 HT NT Trend (HT) Trend (NT) Entwicklung der monatlichen Durchschnittswerte HT und NT, eigene Darstellung nach Daten der EPEX SPOT Abbildung 2 Leistungspreise PRL EUR/MWh Maximale Leistungspreise PRL Mittlere Leistungspreise PRL Trend PRL-Leistungspreise Maximum und gewichtetes Mittel, eigene Darstellung nach Daten von Übertragungsnetzbetreibern (

7 6 INTRADAY-MARKT Der Intraday-Handel bezeichnet den Handel von Strom, der noch am selben Tag geliefert wird. Im Jahr 2014 belief sich das Handelsvolumen auf dem deutsch/österreichischen Intraday-Markt der EPEX SPOT auf 26 TWh und macht damit nur rund 10 % des Handelsvolumens des Day-Ahead-Marktes aus. Im Gegensatz zum Day-Ahead-Markt findet am Intraday-Markt keine Auktion statt, sondern die Strommengen werden kontinuierlich gehandelt. Der Handel erfolgt an sieben Tagen pro Woche und 24 Stunden pro Tag. Dabei können Stundenkontrakte/15-Minuten- Kontrakte ab 15:00/16:00 des Vortages und bis zu 45 Minuten vor Lieferbeginn gehandelt werden. Zudem können auch am Intraday- Markt Blockkontrakte gehandelt werden. Die beiden vordefinierten Blockkontrakte sind Baseload (für die Stunden 1 bis 24) und Peakload (von Montag bis Freitag für die Stunden 9 bis 20). Aufgrund der Möglichkeiten, bis kurz vor Lieferung und viertelstundengenau zu handeln, dient der Intraday-Markt Stromhändlern zum kurzfristigen Ausgleich ihrer Bilanzkreise. Auf diese Weise kann beim Direktvermarkter der Einsatz von Ausgleichsenergie reduziert werden. Die zunehmende Relevanz des Intraday-Handels zeigt sich im ständig steigenden Handelsvolumen des Intraday-Marktes: Das Intraday- Handelsvolumen im Marktgebiet Deutschland/Österreich stieg von 2013 auf 2014 um rund 34 %, das Handelsvolumen der 15-Minuten- Kontrakte auf dem deutschen und dem schweizerischen Markt um 87 % auf fast 5 TWh (EPEX SPOT, 2015). Ein weiteres Marktsegment stellt der Terminmarkt für Strom an der European Energy Exchange (EEX) in Leipzig dar. Im Gegensatz zum Spotmarkt, an dem kurzfristig lieferbare Strommengen gehandelt werden, geht es am Terminmarkt um mittel- oder langfristige Stromliefervereinbarungen ( Terminkontrakte oder Futures ) mit Vorlaufzeiten von Wochen, Monaten, Quartalen oder Jahren. Das Handelsvolumen des Strom-Terminmarktes der EEX ist mit TWh (2014) zwar bedeutend größer als jenes des Day-Ahead-Marktes der EPEX SPOT, der hier gehandelte Strom stammt in der Regel aber aus konventionellen Kraftwerken mit langfristig planbarer Energieproduktion. Die meisten Strommengen in Deutschland werden allerdings nicht an der EPEX SPOT oder der EEX, sondern im außerbörslichen, nicht standardisierten OTC-Handel ( over the counter = über den Ladentisch ) verkauft, bei dem die Vertragspartner individuelle, meist langfristige Verträge aushandeln. Für den Handel mit Strom aus erneuerbaren Energien ist der OTC-Handel derzeit jedoch unwesentlich (Graeber, 2013). Erlösmöglichkeit für Biogasanlagenbetreiber seit Beginn der Direktvermarktung ständig zugenommen hat, ist der Regelleistungsmarkt. REGELLEISTUNGSMARKT Regelleistung wird unter anderem eingesetzt, um die Frequenz im Stromnetz bei 50 Hertz halten zu können und so Stromausfälle zu vermeiden, die sich aufgrund einer erhöhten oder verminderten Ein- bzw. Ausspeisung im Netz ergeben. Als steuerbare Erzeugungsanlagen sind Biogasanlagen in der Lage, das Netz zu stabilisieren, indem sie bei Frequenzabweichungen die Stromproduktion über einen bestimmten Zeitraum erhöhen (positive Regelleistung) oder vermindern (negative Regelleistung). Von Biogasanlagen werden im Regelfall nur zwei der drei Arten von Regelleistung erbracht: Sekundärregelleistung (SRL) und Minutenreserveleistung (MRL). Jedoch gibt es auch schon einige Biogasanlagen, die Primärregelleistung (PRL) erbringen. Nach abgeschlossener Präqualifikation (= Prüfung und Zulassung) der Anlage durch den Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) kann die Biogasanlage am Regelleistungsmarkt teilnehmen. Da die Mindestangebotsgröße für positive und negative MRL bzw. für positive und negative SRL jeweils 5 MW beträgt, muss die überwiegende Anzahl der Biogasanlagen als Teil eines Anlagenpools an den Regelleistungs-Ausschreibungen teilnehmen. Im Rahmen der Ausschreibungen können entweder Leistungs- und Arbeitspreis-Gebote (für bereitgestellte und zu erbringende Leistung) oder, im Fall der Primärregelleistung, nur Leistungspreis-Gebote abgegeben werden. Primärregelleistung, Sekundärregelleistung und Minutenreserve unterscheiden sich hinsichtlich der Erlösmöglichkeiten und der Anforderungen an das BHKW aufgrund der geforderten Aktivierungsgeschwindigkeit, der Dauer der Bereitstellung und Erbringung der Leistung. Bei MRL und SRL werden positive und negative Regelleistung getrennt ausgeschrieben. Die Ausschreibungen sind auf der gemeinsamen Internetplattform der Übertragungsnetzbetreiber unter ersichtlich. Im Folgenden wird auf die einzelnen Regelleistungsarten näher eingegangen. Ein Markt, an dem keine Strommengen, sondern Systemdienstleistungen angeboten werden und dessen Bedeutung als zusätzliche

8 7 PRIMÄRREGELLEISTUNG (PRL) Die Primärregelleistung ist die technisch anspruchsvollste der drei Regelleistungsarten und wird deshalb derzeit nur von einigen wenigen Biogasanlagen erbracht. PRL wird als unmittelbare Maßnahme auf eine Abweichung der Netzfrequenz eingesetzt sie ist somit die erste der drei Regelleistungsarten, die aktiviert wird. Die Aktivierung der PRL erfolgt im Gegensatz zur Aktivierung der Minutenreserve oder Sekundärregelleistung nicht per Abruf der Übertragungsnetzbetreiber, sondern frequenzabhängig. Das heißt, die Anlage, mit der PRL erbracht wird, muss selbständig auf eine Änderung der Netzfrequenz reagieren und dieser entgegenwirken. Die Aktivierung der PRL beginnt bei einer Frequenz von 49,99 bzw. 50,01 Hz und reicht bis zu einer Frequenzabweichung von 200 mhz (Frequenz von 49,8 bzw. 50,2 Hz). Die gesamte angebotene Leistung muss innerhalb von 30 Sekunden erbracht werden und für mindestens 15 Minuten zur Verfügung stehen. Dabei beziehen sich die 30 Sekunden nicht unbedingt auf die einzelne Anlage, sondern auf das Angebot des gesamten Anlagenpools. Die Ausschreibung der Primärregelleistung erfolgt wöchentlich und zwar am Dienstag der Vorwoche. Positive und negative PRL werden zusammen ausgeschrieben, der Erbringungszeitraum beträgt eine Woche (von Montag 0:00 bis Sonntag 24:00). Für Vorhaltung und Erbringung der Primärregelleistung gibt der (präqualifizierte) Anbieter ein Leistungs preis-gebot ab. Beginnend mit dem niedrigsten Leistungspreis bekommen alle Gebote einen Zuschlag, bis die ausgeschriebene Menge erreicht ist. Abbildung 2 zeigt den Verlauf der bezuschlagten, mittleren und maximalen Leistungspreise von Juli 2011 bis Jahresende Aus der Grafik ist ersichtlich, dass die mittleren Leistungspreise im Betrachtungszeitraum zwischen und EUR/MW liegen und einen leichten Aufwärtstrend aufweisen. Die maximal erreichbaren Leistungspreise zeigen mehrere deutliche Abweichungen zu den mittleren Leistungspreisen mit Spitzenwerten zwischen und EUR/MW. Eine Analyse der auf der Internetplattform der Übertragungsnetzbetreiber ausgeschriebenen Bedarfe und veröffentlichten Anbieterlisten über den Zeitraum Mai 2011 bis März 2015 zeigt, dass sich das Marktvolumen der PRL-Leistungspreise über den Zeitverlauf nur wenig verändert hat: Von einem Tiefstwert zu Jahresbeginn 2012 mit 567 MW stieg die ausgeschriebene Leistung kontinuierlich auf 670 MW zu Jahresende 2014 an. Die Zahl der deutschen Anbieter für PRL hat sich im selben Zeitraum von 8 auf 13 erhöht. Die Erhöhung der Anbieterzahl bei gleichbleibendem Marktvolumen hat jedoch, wie aus dem Diagramm ersichtlich ist, keine negative Auswirkung auf den Trend. SEKUNDÄRREGELLEISTUNG (SRL) Kann die Netzschwankung allein durch den Einsatz von Primärregelleistung nicht behoben werden, so wird durch den Übertragungsnetzbetreiber Sekundärregelleistung abgerufen. Um die PRL in wenigen Minuten ablösen zu können, muss die gesamte Leistung innerhalb von 5 Minuten erbracht werden und für mindestens 15 Minuten zur Verfügung stehen. Außerdem muss bereits 30 Sekunden nach Aktivierung der SRL eine Leistungsveränderung von 1 MW zu erkennen sein. Nach Angaben von Gesprächspartnern haben SRL- Abrufe in der Regel eine Dauer von 5 bis 10 Minuten. Auch hier beziehen sich die Zeitangaben auf das einzelne Gebot, dem ein Pool von Anlagen zugrunde liegen kann. Die Ausschreibung der Sekundärregelleistung erfolgt, wie jene der PRL, wöchentlich (am Mittwoch der Vorwoche), jedoch werden positive und negative SRL getrennt ausgeschrieben und Gebote können für zwei verschiedene Produkt-Zeitscheiben abgegeben werden: Hauptzeit (HT) und Nebenzeit (NT). Hauptzeit umfasst die Zeit Montag bis Freitag von 08:00 Uhr bis 20:00 Uhr, Nebenzeit die übrige Zeit werktags (also Montag bis Freitag 0:00 Uhr bis 08:00 Uhr und 20:00 Uhr bis 24:00 Uhr), sowie Samstag, Sonntag und alle deutschlandweiten gesetzlichen Feiertage (von 0:00 Uhr bis 24:00 Uhr). Es können somit Gebote für vier verschiedene Produkte abgegeben werden: positive SRL (HT), positive SRL (NT), negative SRL (HT) und negative SRL (NT). Für die Vorhaltung der Sekundärregelleistung muss ein Leistungspreis-Gebot und für die Erbringung ein Arbeitspreis-Gebot abgegeben werden. Wie im Fall der PRL, bekommen auch bei Auktion der SRL beginnend mit dem niedrigsten Leistungspreis alle Gebote einen Zuschlag, bis die ausgeschriebene Menge erreicht ist. Abbildung 3 zeigt den Verlauf der bezuschlagten, mittleren Leistungspreise negativer und positiver SRL von Juli 2011 bis Jahresende Wie aus dem Diagramm ersichtlich ist, liegen die mittleren SRL-Leistungspreise im Betrachtungszeitraum deutlich unter jenen der PRL. Während die PRL-Preise den Wert von EUR/ MW in den vergangenen Jahren nicht unterschritten haben, liegen die mittleren SRL-Leistungspreise im Bereich zwischen 50 und EUR/MW (für positive SRL) bzw. 100 und EUR/MW (für negative SRL). Hinsichtlich der Preisentwicklung weisen die mittleren Leistungspreise für positive SRL einen leichten Aufwärts-, die Leistungspreise für negative SRL einen deutlichen Abwärtstrend auf. Im Jahr 2014 lagen die mittleren Leistungspreise für negative SRL unter jenen für positive SRL.

9 8 Abbildung 3 Mittlere Leitungspreise SRL EUR/MWh Mittlere Leistungspreise SRL negativ Trend (Mittlere LP SRL negativ) Mittlere Leistungspreise SRL positiv Trend (Mittlere LP SRL positiv) Gewichtetes Mittel der Leistungspreise für positive und negative SRL, eigene Darstellung nach Daten von Übertragungsnetzbetreibern ( Abbildung 4 Mittlere Grenzarbeitspreise SRL EUR/MWh Mittlere Grenzarbeitspreise SRL negativ Trend (Mittlere Grenz-AP SRL negativ) Mittlere Grenzarbeitspreise SRL positiv Trend (Mittlere Grenz-AP SRL positiv) Gewichtetes Mittel der Grenzarbeitspreise für positive und negative SRL, eigene Darstellung nach Daten von Übertragungsnetzbetreibern (

10 9 Die Analyse der ausgeschriebenen SRL-Bedarfe und veröffentlichten Anbieter von SRL über den Zeitraum Mai 2011 bis März 2015 zeigt ähnliche Ergebnisse, wie im Fall der Primärregelleistung: Das Marktvolumen der SRL-Leistungspreise ist über die Zeit relativ konstant, die Anbieterzahl steigt. So bewegte sich der mittlere Bedarf von positiver und negativer SRL im Betrachtungszeitraum meist im Bereich von bis MW, die Zahl der deutschen Anbieter stieg jedoch über das Dreifache von 8 auf 27. Da die Trendlinien der SRL-Leistungspreise in entgegengesetzte Richtungen verlaufen, hat auch im Fall der SRL eine Erhöhung der Anbieterzahl bei gleichbleibendem Marktvolumen keine klaren Auswirkungen auf die Entwicklung der Leistungspreise. Der Arbeitspreis stellt die Vergütung für die während des Angebotszeitraums tatsächlich geleistete Arbeit dar. Aus der Menge aller bezuschlagten Leistungspreis-Gebote werden in einem zweiten Schritt die Arbeitspreise dieser Gebote aufsteigend sortiert und eine sogenannte Merit-Order-Liste (MOL) erstellt. Anhand dieser MOL werden die Gebote bzw. die am jeweiligen Gebot beteiligten Anlagen im Fall eines Sekundärregelleistung-Abrufes nacheinander abgerufen. Der Grenzarbeitspreis ist der Arbeitspreis der letzten Anlage der Merit-Order-Liste, die noch abgerufen wurde. Abbildung 4 zeigt den Verlauf der mittleren Grenzarbeitspreise negativer und positiver SRL von Juli 2011 bis Jahresende Die dargestellten mittleren Grenzarbeitspreise SRL sind die Wochen- Mittelwerte der Grenzarbeitspreise pro viertelstündigen Abruf in der betrachteten Woche. Die Grafik zeigt, dass sich die mittleren Grenzarbeitspreise für erbrachte positive SRL um einen Wert von 80 EUR/ MWh bewegen mit absteigender Tendenz. Die mittleren Grenzarbeitspreise für negative SRL sind niedriger und liegen größtenteils bei einem Wert von rund 10 EUR/MWh bei leicht zunehmender Tendenz. MINUTENRESERVELEISTUNG (MRL) Dauert die Störung im Netz länger als 15 Minuten, so wird die Sekundärregelleistung von der Minutenreserve abgelöst. Dafür muss die gesamte gebotene Leistung bei Aktivierung der MRL innerhalb von 15 Minuten erbracht werden und bis zu einer Stunde bzw. bei mehreren Störungen bis zu mehreren Stunden zur Verfügung stehen. Die Ausschreibung der Minutenreserve erfolgt, im Gegensatz zu jener der PRL und SRL, (arbeits-)täglich am Vortag bzw. freitags für Samstag, Sonntag und Montag. Wie im Fall der SRL werden auch positive und negative MRL getrennt ausgeschrieben. Gebote können für sechs Zeitscheiben zu je 4 Stunden (z.b. 0:00 Uhr bis 4:00 Uhr, 4:00 Uhr bis 8:00 Uhr) abgegeben werden. Insgesamt kann man also Gebote für 12 verschiedene Produkte abgeben. Wie im Fall der SRL muss für die Vorhaltung der Sekundärregelleistung ein Leistungspreis-Gebot und für die Erbringung ein Arbeitspreis-Gebot abgegeben werden. Beginnend mit dem niedrigsten Leistungspreis bekommen alle Gebote einen Zuschlag, bis die ausgeschriebene Menge erreicht ist. Abbildung 5 zeigt den Verlauf der bezuschlagten, mittleren Leistungspreise negativer und positiver MRL von Ende Juni 2011 bis Jahresende Ein Vergleich von Abbildung 6 mit Abbildung 4 zeigt, dass die mittleren MRL-Leistungspreise unter jenen der SRL liegen: Während die durchschnittlichen Leistungspreise für positive SRL im Bereich zwischen 50 und EUR/MW liegen, übersteigen die mittleren Leistungspreise für positive MRL die Null-Linie nicht oder nur wenig. Die mittleren Leistungspreise für negative MRL sind zwar höher als jene für positive MRL, allerdings wird auch hier die Dimension der SRL-Werte nicht erreicht. Die mittleren Leistungspreise für positive sowie negative SRL weisen eine leicht zunehmende Tendenz auf. Ein Vergleich der veröffentlichten Anbieter-Aufstellungen über den Zeitraum Mai 2011 bis März 2015 zeigt, dass die Zahl der deutschen MRL-Anbieter nicht so stark gestiegen ist, wie jene der deutschen Anbieter von SRL. So hat sich die Anzahl nicht verdreifacht, sondern stieg von 25 auf 40 an. Eine Analyse der ausgeschriebenen MRL- Bedarfe zeigt, dass das Marktvolumen der MRL-Leistungspreise über die Zeit zwar schwankt, grundsätzlich aber relativ konstant ist. So bewegte sich der mittlere Bedarf von positiver und negativer MRL im Betrachtungszeitraum meist im Bereich zwischen und MW bzw und MW. Somit hat auch im Fall der MRL die Erhöhung der Anbieterzahl bei gleichbleibendem Marktvolumen keine ersichtlichen Auswirkungen auf die Entwicklung der Leistungspreise. Abbildung 6 zeigt den Verlauf der mittleren Grenzarbeitspreise negativer und positiver MRL von Ende Juni 2011 bis Jahresende Die dargestellten mittleren Grenzarbeitspreise MRL sind die Tages-Mittelwerte der Grenzarbeitspreise pro viertelstündigen Abruf am betrachteten Tag. Die mittleren Grenzarbeitspreise für positive MRL liegen bis Ende 2011 und ab April 2013 meist um Null EUR/MWh, dazwischen vorwiegend um 25 oder 50 EUR/MWh, mit mehreren Spitzenwerten über 100 EUR/MWh. Die mittleren Grenzarbeitspreise für negative MRL bewegen sich in einer ähnlichen Größenordnung, weisen aber ein wenig mehr und höhere Spitzenwerte auf. Im Vergleich mit den mittleren SRL-Grenzarbeitspreisen ist festzustellen, dass die mittleren Grenzarbeitspreise für positive SRL mit Werten um 80 EUR/MWh höher sind als jene für positive MRL, und die mittleren Grenzarbeitspreise für negative SRL mit Werten um 10 EUR/MWh niedriger als jene für negative MRL. Die Trendlinien beider MRL-Grenzarbeitspreis- Kurven weisen auf eine leicht rückläufige Tendenz hin.

11 10 Abbildung 5 Mittlere Leistungspreise MRL EUR/MWh Mittlere Leistungspreise MRL negativ Trend (Mittlere LP MRL negativ) Mittlere Leistungspreise MRL positiv Trend (Mittlere LP MRL positiv) Gewichtetes Mittel der Leistungspreise für positive und negative MRL, eigene Darstellung nach Daten von Übertragungsnetzbetreibern ( Abbildung 6 Mittlere Grenzarbeitspreise MRL EUR/MWh Mittlere Grenzarbeitspreise MRL negativ Trend (Mittlere Grenz-AP MRL negativ) Mittlere Grenzarbeitspreise MRL positiv Trend (Mittlere Grenz-AP MRL positiv) Mittlere Grenzarbeitspreise für positive und negative MRL, eigene Darstellung nach Daten von Übertragungsnetzbetreibern (

12 11 Hinsichtlich der Erbringung von MRL oder SRL sollte auch beachtet werden, dass Sekundärregelleistung, welche ja schon bei kürzer andauernden Netzschwankungen aktiviert wird, wesentlich häufiger abgerufen wird, als Minutenreserve. Eine Auswertung der Abrufstatistik zeigt, dass vom bis rund 8 TWh negative MRL und 4,3 TWh positive MRL abgerufen wurden. Die Mengen abgerufener Sekundärregelleistung im selben Zeitraum betragen 34,7 TWh negativer SRL und 21,8 TWh positiver SRL. Sekundärregelleistung wird fast jede Viertelstunde abgerufen, MRL jedoch nur einige Male am Tag. Jedoch werden bei SRL-Aktivierung teilweise weniger als 1 MW pro Viertelstunde nachgefragt. Bei Aktivierung der Minutenreserve, welche längere Störungen ausgleichen soll, bewegen sich die abgerufenen Mengen eher im dreistelligen MW-Bereich. Abruf-Daten sind auf unter Daten zur Regelenergie ersichtlich. Da die Feststellung des Bedarfes an MRL und SRL (im Gegensatz zur PRL) in jeder der vier deutschen Regelzonen separat erfolgt, können sich sowohl die Abrufhäufigkeit als auch das Arbeitspreisniveau in den einzelnen Regelzonen unterscheiden. Mögliche Ursachen solcher Unterschiede sind nach Expertenangaben z.b. das Ausmaß der Windeinspeisungen in der Regelzone oder die Aktivierungsstrategie der Übertragungsnetzbetreiber ob vorsorglich MRL aktiviert wird oder vorrangig SRL. DIREKTVERMARKTER Nach Expertenangaben ist davon auszugehen, dass die bereits begonnene Konsolidierung des Marktes in den nächsten Jahren weitergeht, da eine wirtschaftliche Vermarktung nur ab einer gewissen Portfoliogröße darstellbar sei. Neben der Portfoliogröße sei auch ein breites Spektrum an Dienstleistungen wichtig, welches neben der Vermarktung verschiedener Regelleistungsarten z.b. Einspeisemanagement und regionale Direktvermarktung beinhaltet. Ebenso wird davon ausgegangen, dass Beratungsleistungen (hinsichtlich Energiemanagementsystemen, Zertifizierungen etc.) an Bedeutung gewinnen werden. Für die Erbringung all dieser Dienst- und Beratungsleistungen wären eigene Zugänge zu relevanten Märkten sowie eine eigene Handelsabteilung vorteilhaft. Im Hinblick auf die steigende Bedeutung des Intraday-Handels kann auch 24/7-Stromhandel sinnvoll sein. Des Weiteren wird nach Expertenangaben eine Selektion der Direktvermarkter über deren Bonität bzw. deren Absicherung durch eine Bankbürgschaft stattfinden. Einerseits steigt der Bedarf an Bankbürgschaften, wenn immer mehr Anlagen in die Direktvermarktung gehen. Andererseits verschlechtert sich die Bonität der Direktvermarkter und damit die Möglichkeit, Bankbürgschaften zu erhalten, aufgrund des steigenden Wettbewerbs unter den Direktvermarktern und des damit verbundenen und bereits erkennbaren Margenverfalls. ATTRAKTIVITÄT DER MÄRKTE Nach einhelliger Aussage der befragten Experten können Strom händler und Anlagenbetreiber mit der Managementprämie allein derzeit kaum Geld verdienen. Der Regelleistungsmarkt sei im Moment eine attraktive Möglichkeit, Zusatzerlöse zu generieren. Die Sekundärregelleistung wird dabei als das interessanteste Produkt gesehen. Die zuvor dargestellten Daten zum Regelenergiemarkt zeigen, dass sich die mittleren Leistungspreise, die mit den verschiedenen Regelleistungsarten erzielt werden können, in unterschiedlichen Größenordnungen befinden. So gibt es für Anbieter der Primärregelleistung die höchsten mittleren Leistungspreise, jedoch stellt die PRL auch die höchsten Anforderungen an die BHKWs. Aber auch in der Sekundärregelleistung können hohe Leistungspreise erzielt werden. Zudem sind die technischen Anforderungen für die SRL- Präqualifikation geringer als für PRL. Die mittleren Leistungspreise in der Minutenreserveleistung haben sich als die niedrigsten erwiesen. Jedoch kann die Minutenreserveleistung für Anlagen mit nicht so reaktionsschnellen BHKWs eine gute Möglichkeit darstellen, zusätzliche Erlöse zu generieren. Zudem können und sollen laut befragten Stromhändlern MRL und SRL einerseits, und Regelleistungserbringung und Vermarktung am Spotmarkt andererseits, kombiniert werden. So besteht die Möglichkeit, MRL z.b. dann anzubieten, wenn in einer Woche aufgrund von Wartungsarbeiten keine SRL angeboten werden kann oder in der SRL-Auktion kein Zuschlag erteilt wurde. Auch HT/NT-Fahrweise kann technisch und wirtschaftlich sinnvoll mit SRL-Vermarktung kombiniert werden. Hinsichtlich der Arbeitspreise am Regelleistungsmarkt ist nochmals anzumerken, dass die mittleren Grenzarbeitspreise für SRL und MRL relativ niedrig sind und bei der Minutenreserve die Null-Linie häufig nicht oder nur wenig überschreiten. Es stellt sich somit die Frage, ob mit der Erbringung von Sekundärregelleistung oder Minutenreserve genügend Einnahmen generiert werden können, um die damit verbundenen Kosten decken zu können. Es muss jedoch auch bedacht werden, dass bei einer guten Vermarktungsstrategie des Direktvermarkters Preise erreicht werden können, die wesentlich über den mittleren Grenzarbeitspreisen liegen. Dies gilt allerdings auch für die mittleren Leistungspreise. Aus den vorangegangenen Angaben zum Regelenergiemarkt lässt sich auch ablesen, dass sich die Preisentwicklung am Regelleistungsmarkt nur schwer vorhersagen lässt. Obwohl im Betrachtungszeitraum die Anzahl der deutschen Anbieter bei relativ gleichbleibenden Bedarfsmengen zugenommen hat (z.b. stieg die Zahl der deutschen SRL-Anbieter über das Dreifache), weisen die Leistungspreise, abgesehen von den mittleren Leistungspreisen für negative SRL, keinen Abwärtstrend auf. Die mittleren PRL-Leistungspreise zeigen sogar einen

13 12 recht deutlichen Aufwärtstrend. Mit weiter zunehmendem Angebot durch zusätzliche Biogasanlagen, aber auch andere Technologien, wie z.b. Speicher - kann jedoch ein Preisverfall nicht ausgeschlossen werden. Dabei sind die technischen Barrieren bei der negativen MRL am niedrigsten. Diese Form der Regelleistung kann z.b. bereits von Windkraftanlagen erbracht werden. Welche Möglichkeiten und Probleme die Erbringung von Primärregelleistung für Biogasanlagenbetreiber wirklich mit sich bringt, wird sich erst in den nächsten Monaten zeigen, wenn die ersten Biogasanlagenbetreiber, die PRL vermarkten, von ihren Erfahrungen berichten können. Hinsichtlich des zukünftigen Verhaltens der Anlagenbetreiber gehen die befragten Experten davon aus, dass mit der verpflichtenden Fernsteuerbarkeit für Bestandsanlagen ab Anlagenbetreiber verstärkt Regelleistung anbieten, da dann die Infrastruktur vorhanden ist. Es sei auch zu erwarten, dass Anlagenbetreiber, die derzeit MRL vermarkten, zur Vermarktung von SRL wechseln werden. Eine Datenerhebung unter Stromhändlern zeigt, dass bisher Biogasanlagen vorwiegend negative Regelleistung erbringen. So waren bis zum 30. Juli MWel Biogasanlagenleistung für negative MRL und 15 MWel für positive MRL präqualifiziert. Für negative SRL waren es 127 MWel Biogasanlagenleistung und für positive 7,2 MWel (Schäfer-Stradowsky et al., 2014). Die flexible Fahrweise, in Form der Teilnahme am Regelleistungsmarkt und/oder einer an die Börsenpreise angepassten Fahrweise, wird nach Aussagen von Marktteilnehmern in Zukunft eine wichtige Rolle spielen. Zudem führe mittelfristig aufgrund des politischen Drucks und auch als Möglichkeit der Erhöhung der Akzeptanz von Biogasanlagen bei der Bevölkerung kein Weg an der zunehmenden Flexibilisierung und damit der Übernahme der eigentlichen Aufgabe der Biogasanlagen bei der Energiewende, des Ausgleichs der fluktuierenden erneuerbaren Energien, vorbei. Der Regelleistungsmarkt bietet derzeit interessante Erlös- und auch gute Kombinationsmöglichkeiten. Aufgrund der genannten Unsicherheiten im Hinblick auf die zukünftige Entwicklung des Regelleistungsmarktes sollte jedoch auch eine Ausrichtung auf andere Ertragsmöglichkeiten, wie der gezielteren Vermarktung auf den Spotmärkten Day-Ahead- und Intraday-Markt in Betracht gezogen werden. dafür gegeben sind, muss individuell geprüft werden. Dabei kann die regionale Direktvermarktung auf Basis der geförderten Direktvermarktung erfolgen wobei der Strom dann nicht als Grünstrom verkauft werden kann, aber die Marktprämie erhalten bleibt, oder auf Basis der sonstigen Direktvermarktung in deren Rahmen der Strom als Grünstrom bezeichnet werden könnte, sobald das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie eine Durchführungsverordnung erlassen hat (eine Verordnungsermächtigung ist bereits in 95 Nr. 6 EEG 2014 enthalten), die Marktprämie jedoch wegfällt und auch die EEG-Umlage in voller Höhe bezahlt werden muss. In diesem Fall sollte allerdings die Zahlungsbereitschaft für regionalen Grünstrom hinlänglich hoch sein, um ausreichende Erlöse generieren zu können. HANDLUNGSEMPFEHLUNGEN Der Regelleistungsmarkt bietet derzeit interessante Erlös- und gute Kombinationsmöglichkeiten so können z.b. die Kombination von HT/NT-Fahrweise und SRL-Vermarktung sowie von MRLund SRL-Vermarktung vorteilhaft sein. Die Vermarktung von Sekundärregelleistung bietet derzeit für Biogasanlagen das größte Erlöspotential, weil die mittleren Leistungspreise höher sind als bei der Minutenreserve, die technischen Anforderungen an das BHKW jedoch geringer als bei der Primärregelleistung. Da die Entwicklung der Preise am Regelleistungsmarkt nur schwer abzuschätzen ist und das Angebot von Regelleistung ergänzend zum eigentlichen Stromverkauf stattfindet, sollten auch andere Vermarktungsformen betrachtet werden, wie z.b. die bedarfsgerechte Stromerzeugung und Veräußerung am Day- Ahead- oder Intraday-Markt. Die regionale Direktvermarktung könnte mittel- bis langfristig eine interessante Erlösmöglichkeit darstellen, jedoch bleibt noch die weitere Entwicklung der rechtlichen Rahmenbedingungen und Geschäftsmodelle abzuwarten. Welche Form der Direktvermarktung unter wirtschaftlichen Aspekten zu wählen ist, hängt auch von den erforderlichen Investitionen sowie der unterschiedlichen Anlagenfahrweise und den dadurch bestimmten Betriebskosten und der Lebensdauer der Anlage ab. Eine weitere interessante Vermarktungsmöglichkeit, vor allem auf mittel- und langfristige Sicht, könnte auch die regionale Direktvermarktung darstellen, also der Verkauf des erzeugten Stroms an Letztverbraucher (Betriebe, Haushalte) in räumlicher Nähe. Die regionale Direktvermarkung bietet den Vorteil, dass unter bestimmten Bedingungen Stromsteuer eingespart werden kann sowie die Möglichkeit der längerfristigen Preisbindung. Ob die Voraussetzungen

14 13 KOSTEN DER FLEXIBLEN FAHRWEISE Eine flexible Anlagenfahrweise erfordert zum einen Zusatzinvestitionen und bewirkt zum anderen eine Veränderung der Betriebskosten. Zusatzinvestitionen können unter anderem bei der BHKW- Leistung, beim Gasspeicher und beim Netzanschluss notwendig sein. Der Umfang der Zusatzinvestitionen ist dabei sehr anlagenspezifisch, da er vom bestehenden Flexibilitätspotential abhängig ist. So kommt es vor, dass Gasspeicherkapazitäten bereits vorhanden sind oder dass die Netzanschlusskapazität für eine Anlagenerweiterung Reserven enthält. Grundsätzlich fallen die Anschaffungskosten bei einer Anlagenerweiterung pro installierte Leistung, ähnlich wie bei der Errichtung einer Biogasanlage, mit zunehmender Anlagengröße (KTBL, 2013). Für die Flexibilisierung notwendige Investitionen sind anlagenspezifisch zu überprüfen, ob sie wirtschaftlich sinnvoll sind. Nähere Informationen zu den erforderlichen Investitionen sind in einschlägigen Leitfäden (DLG, 2014; FNR, 2014) enthalten. Die folgenden Aussagen konzentrieren sich auf die Veränderung der Betriebskosten. Dabei stehen die Auswirkungen auf das BHKW im Fokus. Grundsätzlich können bei der Flexibilisierung zwei Anlagenfahrweisen unterschieden werden: der Teillastbetrieb, bei der die Einspeiseleistung temporär um bis zu 50 % reduziert wird und der Start-Stopp-Betrieb, bei dem die Einspeiseflexibilität durch das Ein- und Ausschalten des BHKWs hergestellt wird. Die Kosten der flexiblen Anlagenfahrweise sind aktuell nur schwer kalkulierbar bzw. prognostizierbar, weil mit diesem Anlagenbetrieb bisher kaum Erfahrungswerte existieren und die Folgen bzw. der Verschleiß nicht unmittelbar, sondern erst nach einiger Zeit in Erscheinung treten. Ein weiteres Problem besteht darin, dass die Ursache eines festgestellten Verschleißes im Praxisbetrieb nicht eindeutig bestimmt werden kann. So können vermehrt auftretende Korrosion und Ablagerungen auch die Folge einer ungenügenden Wartung bzw. Anlagenpflege sein oder aber auch die Folge des Einsatzes stark schwefelhaltiger Gärsubstrate. Die Expertenbefragung ergab zudem, dass die befragten Hersteller die Folgen der flexiblen Anlagenfahrweise bisher nicht systematisch getestet haben. Denn bestehende BHKWs seien technisch auf Volllastbetrieb, nicht auf flexible Anlagenführung ausgelegt gewesen. Derzeit wird bei der flexiblen Stromeinspeisung laut den befragten Experten als allgemeiner Richtwert davon ausgegangen, dass sich bei zwei bis drei Start-Stopp-Vorgängen pro Tag 15 % höhere Wartungskosten gegenüber dem Grundlastbetrieb ergeben. Die tatsächlichen Kosten können aber je nach Hersteller, Aggregat und Wartungsvertrag deutlich davon abweichen. Da die Abrechnung der Wartung nach Betriebsstunden erfolgt, können im Start-Stopp-Betrieb unter Umständen die Wartungskosten aufgrund der geringeren Anzahl von Stunden, in dem das BHKW im Betrieb ist, sinken. Sofern Biogasanlagen vermehrt im Start-Stopp- Betrieb gefahren werden, ist allerdings davon auszugehen, dass die Hersteller die Wartungskosten nicht mehr nach Betriebsstunden abrechnen werden. Der zuvor genannte Abrechnungsvorteil ist bei Teillastbetrieb von vornherein nicht gegeben, da sich bei dieser Betriebsweise die Anzahl der Betriebsstunden nicht verändert. Deshalb wäre es aus Perspektive der Anlagenbetreiber bei Teillastbetrieb von Vorteil, wenn die Wartungskosten anhand der tatsächlich erbrachten Arbeitsleistung abgerechnet würden. TEILLASTBETRIEB Der Teillastbetrieb ist für das BHKW gegenüber dem Start-Stopp- Betrieb grundsätzlich schonender, da dieser geringere Temperaturunterschiede und eine geringere Anlaufreibung verursacht. Der wesentliche Nachteil des Teillastbetriebs ist, dass der Wirkungsgradverlust bei einer Leistungsreduzierung von 50 % je nach Aggregat sechs bis sieben Prozent betragen kann. Bei derartig hohen Wirkungsgradverlusten ist ein dauerhafter Teillastbetrieb unwirtschaftlich. Ein weiteres Problem, das zu zusätzlichen Kosten führen kann, ist Korrosion: Aufgrund der gegenüber dem Volllastbetrieb tieferen Abgastemperatur kommt es zum verstärkten Ausfall von Kondensat. Diesem Problem kann begegnet werden, indem das Biogas vor dem Verbrennungsprozess zusätzlich gereinigt wird, wobei die Reinigung mit zusätzlichen Kosten verbunden ist. Zudem ist im Teillastbetrieb eine umfassendere Ölpflege notwendig, also häufigere Ölwechsel sowie die Verwendung von qualitativ hochwertigem Öl. Hinsichtlich der maximalen Dauer des Teillastbetriebes gibt es unterschiedliche Auffassungen. So gehen einige der befragten Experten davon aus, dass ein BHKW spätestens nach 2 bis 3 Stunden wieder in Volllast fahren sollte. Auf der anderen Seite haben viele Betreiber im Zuge der knappen Substratversorgung zum Jahresende 2013 ihre Biogasanlagen über mehrere Monate nur in Teillast betrieben. Daraus resultierende Probleme sind bisher nicht bekannt, wobei Spätfolgen nicht ausgeschlossen werden können. Aufgrund der Fähigkeit zur schnellen Leistungsregulierung ist der Teillastbetrieb insbesondere für die Erbringung von Primär- und Sekundärregelleistung geeignet. Ein dauerhafter Teillastbetrieb, also z.b. für die Verschiebung der Stromeinspeisung in die Hochtarifphase, ist nur dann sinnvoll, wenn der Teillastbetrieb nur einen geringen Wirkungsgradverlust verursacht. Dies muss anlagenspezifisch geprüft werden. START-STOPP-BETRIEB Im Gegensatz dazu kommt es im Start-Stopp-Betrieb zu keinem Wirkungsgradverlust, da in dieser Fahrweise die Biogasanlagen entweder im optimalen Wirkungsgrad betrieben oder bei Bedarf ausgeschaltet werden. Hier ergibt sich nur während des Hoch- und Herunterfahrens ein zeitlich befristeter niedrigerer Wirkungsgrad. Allerdings verursacht der Start-Stopp-Betrieb gegenüber dem Teillastbetrieb einen noch größeren Verschleiß an bestimmten Teilen des BHKWs. Das Hauptproblem ist dabei die Lagerbelastung,

15 14 da die Lager einer erhöhten Anlaufreibung ausgesetzt sind. Durch die Nutzung von Sputter-Lagern (Technologie aus dem Automobilsektor) und hochwertigen Schmierstoffen kann dieser Verschleiß nach Ansicht von Herstellern reduziert werden, sodass die geplante Anzahl der BHKW-Überholungen nicht erhöht werden muss, sofern nur wenige Startzyklen am Tag vorgenommen werden. Zudem wird laut den befragten Experten dringend empfohlen, häufigere Ölwechsel durchzuführen, um die Bildung von Ölkohle zu vermeiden. Außerdem ist ein deutlich höherer Verbrauch von Zündkerzen zu erwarten, was je nach Aggregat zu erheblich höheren Kosten führen kann. Hinsichtlich der möglichen Maximalanzahl an BHKW-Startzyklen pro Tag liegen unterschiedliche Auffassungen vor, die zwischen 1,5 (aufgrund der Reglementierung in den Wartungsverträgen und der damit verbundenen Gewährleistungsansprüche) bis 3-4 Start-Stopp-Zyklen variieren. Nach jeder Startphase sollte zudem eine gewisse Mindestbetriebszeit eingehalten werden die Herstellerangeben dazu reichen von 1,5 bis 10 Betriebsstunden. Um besonders schädliche Kaltstarts zu verhindern, sollte der Motor vor jedem Start vorerwärmt werden, was allerdings mit zusätzlichen Kosten verbunden ist. Hierzu eignen sich Umluftanlagen, die elektrische Motorvorerwärmung oder die Nutzung der Wärme eines anderen BHKWs. Zudem wird die Aufrechterhaltung von Minimalspannungen einzelner Bauteile empfohlen. So sollte insbesondere der Gasmischer dauerhaft unter Spannung stehen, um den zeitaufwändigen Kalibrierungsvorgang zu vermeiden. Kritisch ist weiterhin, dass das Startverhalten der BHKWs noch nicht sehr zuverlässig ist. Der Teillastbetrieb eignet sich vor allem für die Erbringung von Primär- und Sekundärregelleistung. Hier sollten Anlagenbetreiber die spezifische Wirkungsgradkurve ihres BHKWs vom Hersteller abfragen und diesen im Arbeitspreis berücksichtigen. Weiterhin sind insbesondere der Ölzustand und die Bildung von Korrosion intensiv zu beobachten. Der Start-Stopp-Betrieb sollte nur dann genutzt werden, wenn damit erhebliche Mehreinnahmen erzielt werden können. Da diese Fahrweise in der Betriebsführung mit nicht zu vernachlässigbaren Zusatzkosten verbunden ist und das Startverhalten noch zu unzuverlässig ist, eignet sie sich vor allem für die Verlagerung der Stromeinspeisung in die Hochtarif-Zeit. Sofern im Regelleistungsmarkt die Anzahl der Abrufe begrenzt ist und die Anfahrzeit ausreichend lang ist, wie im Fall der Minutenreserve, kann auch in diesem Anwendungsgebiet der Start-Stopp-Betrieb eingesetzt werden. Wird ein Start-Stopp-Betrieb angestrebt, sollten vorab die Wartungsverträge auf mögliche Restriktionen überprüft werden (z.b. empfohlene Anzahl von Start-Stopp-Zyklen und Mindestlaufzeit). Zudem sollten alle Möglichkeiten bzw. Anlagenmodifizierungen zur Reduzierung des Anlagenverschleißes in Erwägung gezogen werden (z.b. Motorvorerwärmung, Austausch der Lager). Für Anwendungsgebiete, bei denen eine hohe Anzahl von schnellen und zuverlässigen Leistungsregulierungen erforderlich ist, z.b. Primärund Sekundärregelleistung, ist der Start-Stopp-Betrieb nicht geeignet. Unter Einsatzbedingungen, bei denen es keiner schnellen Leistungsregulierung bedarf und sich die Anzahl der Schaltungen auf eine geringe Zahl beschränkt, ist die Nutzung des Start-Stopp-Betriebs denkbar. Typische Anwendungsfälle dafür sind die HT-NT-Fahrweise (Stromeinspeisung nur in den Stunden 9 bis 20) sowie die Erbringung von Minutenreserveleistung. Bei der HT-NT-Fahrweise hat der Start- Stopp-Betrieb gegenüber dem Teillastbetrieb den Vorteil, dass dieser keinen Wirkungsgradverlust verursacht. HANDLUNGSEMPFEHLUNGEN Für die Flexibilisierung notwendige Investitionen sind anlagenspezifisch zu überprüfen, ob sie wirtschaftlich sinnvoll sind. Die technischen Anpassungen sind zudem von der Art der flexiblen Fahrweise abhängig (Teillastbetrieb oder Start-Stopp-Betrieb). Da die Betriebskosten des flexiblen Anlagenbetriebs nicht exakt vorhergesagt werden können, sollte in der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung mit deutlichen Sicherheitsaufschlägen gerechnet werden.

16 15 ORGANISATIONSMODELLE Nach Auswertung von 21 Stromlieferverträgen und auf Basis von Interviews mit Experten von acht Stromhandelsunternehmen konnte festgestellt werden, dass sich bei der Direktvermarktung von Biogas- Strom im Wesentlichen folgende drei Vermarktungsstrukturen etabliert haben: (1) direkte Zusammenarbeit zwischen einem einzelnen Anlagenbetreiber und dem Stromhändler, (2) Vermarktung innerhalb einer informellen Erzeugergemeinschaft sowie (3) Vermarktung innerhalb einer formellen Erzeugergemeinschaft. Im ersten Modell schließt jeder einzelne Anlagenbetreiber für die Stromvermarktung einen eigenen Stromliefervertrag unmittelbar mit einem von ihm ausgewählten Stromhändler ab. ERZEUGERGEMEINSCHAFTEN In informellen Erzeugergemeinschaften haben sich mindestens zwei Anlagenbetreiber zusammengetan, um einen einheitlichen Stromliefervertrag bei einem Stromhändler zu verhandeln. Neben dem Vertragsverhältnis zu einem Stromhändler besteht hier die Absprache zwischen den Anlagenbetreibern, gemeinsam einen Stromhändler auszuwählen und gegenüber diesem als eine Erzeugergemeinschaft aufzutreten. Trotz dieser Absprache schließt dabei jeder Betreiber seinen eigenen Stromliefervertrag mit dem Stromhändler ab. Die Absprache zwischen den Anlagenbetreibern erfolgt dabei formlos. Diese losen Erzeugergemeinschaften haben häufig einen regionalen Bezug und werden in der Regel durch einen Koordinator (z.b. Regionalvertreter des Fachverbands Biogas) betreut. Der Koordinator ist dabei u.a. für die Vertragsverhandlungen mit den Stromhändlern zuständig. Im Gegensatz dazu haben Anlagenbetreiber, die sich einer formellen Erzeugergemeinschaft angeschlossen haben, ihre Zusammenarbeit in Form einer speziellen rechtlichen Vereinbarung geregelt. Kennzeichnend für dieses Organisationsmodell ist die Gründung eines Unternehmens (z.b. einer Vermarktungsgenossenschaft), dessen Geschäftsaktivitäten sich exklusiv auf die Vermarktungsaufgaben beschränken. In diesem Modell schließen die Anlagenbetreiber einen Stromliefervertrag mit dem gemeinschaftlich geführten Vermarktungsunternehmen ab, welches anschließend die gesamte Strommenge bzw. gesamte Anlagenleistung aller Anlagenbetreiber an einen ausgewählten Stromhändler verkauft. Wesentliche Aufgaben der Vermarktungsgesellschaften sind die Marktanalyse, die Auswahl eines Stromhandelsunternehmens, die Verhandlung und der Abschluss des Stromliefervertrages, die Akquise neuer Mitglieder sowie die Förderung des Wissenstransfers zwischen den Anlagenbetreibern. Darüber hinaus sind diese Vermarktungsgesellschaften zum Teil für die Abrechnung und Verteilung der Einnahmen zuständig, sofern die Einnahmen aus der Stromvermarktung nicht direkt an die Anlagenbetreiber weitergeleitet werden. In anderen Rechtskonstruktionen schließen die Anlagenbetreiber den Stromliefervertrag direkt mit einem zuvor ausgewählten Stromhändler ab. Die Vertragsverhandlung dazu führt aber das Vermarktungsunternehmen (bzw. die Erzeugergemeinschaft), an welche die Erzeuger zuvor ihre Vermarktungsrechte abgetreten haben. Die formellen Erzeugergemeinschaften sind überregional tätig. Um die Geschäftstätigkeiten der Vermarktungsgesellschaften finanzieren zu können, müssen hinzukommende Anlagenbetreiber eine Pooleintrittsgebühr bezahlen und zudem gegebenenfalls, je nach Unternehmensform, Geschäfts- oder Genossenschaftsanteile zeichnen. Durch diese Regelung ist gewährleistet, dass die Mitglieder diesem Organisationsmodell längerfristig verbunden sind. Daneben verbleibt in der Regel ein kleiner Teil der Zusatzeinnahmen, die durch die Vermarktungsmöglichkeiten in der Direktvermarktung erzielt werden können, beim Vermarktungsunternehmen. ZUSAMMENARBEIT ZWISCHEN DEN AKTEUREN In allen Organisationsmodellen ist die Zusammenarbeit zwischen den Akteuren so gestaltet, dass die Biogasanlagenbetreiber weiterhin für den regulären Anlagenbetrieb zuständig sind, während die Stromhändler alle Aufgaben übernehmen, die im Zusammenhang mit der Stromvermarktung anfallen (Bilanzkreismanagement etc.). Eine weitere Gemeinsamkeit aller Organisationsformen besteht darin, dass alle Parteien ihre wirtschaftliche Selbständigkeit bewahren. Die Verträge, die ein Stromhändler einzelnen Anlagenbetreibern anbietet und solche, die derselbe Stromhändler Erzeugergemeinschaften offeriert, sind in ihren wesentlichen Bestimmungen identisch. Die Erzeugergemeinschaften dienen vor allem dazu, die internen Vermarktungskosten zu reduzieren (die Vertragsverhandlung führt nicht mehr jeder einzelne Anlagenbetreiber) sowie die Marktposition ihrer Mitglieder zu verbessern, um gegenüber Stromhändlern bessere Vergütungskonditionen einfordern zu können. Eine darüber hinausgehende Übernahme der Direktvermarkterfunktion durch Erzeugergemeinschaften selbst ist bisher nicht bekannt. Die Mehrheit der Anlagenbetreiber vermarktet ihren Strom ohne eine Erzeugergemeinschaft. Formelle Erzeugergemeinschaften wurden bisher nur in einer geringen Anzahl gegründet. Deren durchschnittliche Portfolios sind aber deutlich größer als die der losen Erzeugergemeinschaften. Drei dieser formellen Gemeinschaften haben einen überregionalen Bekanntheitsgrad (GDGE eg, GFDE eg und Gela Energie GmbH). Die Verbreitung der informellen Erzeugergemeinschaften kann nicht eindeutig bestimmt werden, da sie nicht öffentlich in Erscheinung treten. Laut den befragten Stromhändlern ist allerdings eine Tendenz im Markt zu erkennen, dass sich Anlagenbetreiber zunehmend in formlosen Zusammenschlüssen organisieren. Ein

17 16 Szenario, in dem Erzeugergemeinschaften in Zukunft die Stromvermarktung eigenständig und ohne Stromhandelsunternehmen bewältigen, wird von allen befragten Marktexperten als sehr unrealistisch eingeschätzt. In einem schrumpfenden Markt müssten die Erzeugergemeinschaften sehr viel Expertise und sehr große, über Biogasanlagen hinausgehende Erzeugerportfolios aufbauen, um gegenüber großen Mitspielern bestehen zu können. HANDLUNGSEMPFEHLUNGEN Anlagenbetreiber sollten sich in Erzeugergemeinschaften zusammenschließen, da sie dadurch bessere Vergütungskonditionen gegenüber den Stromhändlern einfordern und interne Kosten der Vermarktung reduzieren können. Erzeugergemeinschaften, die durch vertragliche Regelungen definiert sind, bieten den Anlagenbetreibern im Vergleich zu losen Zusammenschlüssen eine höhere Sicherheit, sind allerdings auch mit höheren Kosten (z.b. Pooleintrittsgebühr) und einer Beschränkung der Handlungsfreiheit (Mindestlaufzeit) verbunden. Beim Eintritt in eine informelle Erzeugergemeinschaft ist darauf zu achten, dass der Koordinator über eine hohe Fach- und Koordinationskompetenz verfügt. Daneben ist zu beachten, dass Erzeugergemeinschaften mit größeren Portfolios eine stärkere Marktposition als Erzeugergemeinschaften mit kleinen Portfolios haben. Die Vergütungskonditionen sind also umso besser, je größer der Pool einer Erzeugergemeinschaft ist.

18 17 VERGÜTUNGSMODELLE Insgesamt wurden 32 Direktvermarkter identifiziert, die spezielle Stromlieferverträge für die Vermarktung von Strom aus Biogasanlagen anbieten. Unter den Direktvermarktern befinden sich sowohl große Stromhandelsunternehmen als auch kleinere Nischenanbieter, die sich auf die Direktvermarktung von erneuerbaren Energien spezialisiert haben. Bei der Vermarktung von Biogas-Strom können auf Basis der untersuchten Verträge insgesamt drei Varianten unterschieden werden, zwischen denen sich Betreiber von Biogasanlagen entscheiden können: (1) die Vermarktung von kontinuierlich erzeugtem Strom, bei der die Anlagen wie bisher in einer Grundlastfahrweise betrieben werden, (2) die Vermarktung von bedarfsgerecht erzeugtem Strom, die darauf abzielt, die Stromproduktion in Hochpreisphasen am Spotmarkt zu verlagern, (3) die Vermarktung von Regelleistung, welche mit den ersten beiden Varianten kombiniert wird. Die meisten Biogasanlagen, die in die Direktvermarktung gewechselt sind, werden nach wie vor im Grundlastbetrieb gefahren. Eine zunehmende Anzahl von Biogasanlagen nutzt allerdings die Vermarktung von Regelleistung. Nur sehr wenige Biogasanlagen sind bisher auf einen vollständig flexiblen Anlagenbetrieb umgestiegen (Schäfer- Stradowsky et al., 2014). Im Rahmen des Forschungsprojektes wurden Stromlieferverträge von 21 Direktvermarktern ausgewertet und miteinander verglichen. Als Ergebnis kann festgehalten werden, dass sich bisher in bedeutenden Vertragspunkten kein einheitliches Rahmenwerk herausgebildet hat. Wesentliche Unterschiede konnten bei den Mitwirkungs- und Informationspflichten der einzelnen Vertragsparteien sowie bei der Berechnung und Aufteilung der Vergütung festgestellt werden. So liegt z.b. das Recht zur Fahrplanerstellung in einigen Fällen beim Direktvermarkter, in anderen Organisationsmodellen beim Anlagenbetreiber. Im Mittelpunkt der Untersuchung standen die Vor- und Nachteile der Preismodelle aus der Perspektive der Anlagenbetreiber. Die folgenden Ausführungen beziehen sich dabei vor allem auf Bestandsanlagen, da unter dem aktuellen Fördermechanismus kein nennenswerter Zubau zu erwarten ist (Fachverband Biogas, 2014). Für Neuanlagen, die unter den Vergütungsmechanismus des EEG 2014 fallen, besteht eine Pflicht zur Direktvermarktung. Allerdings gelten die im Folgenden beschrieben Preismodelle auch für Neuanlagen. Der einzige Unterschied ist, dass sie keine separate Managementprämie mehr erhalten, weil diese bereits in der Einspeisevergütung integriert ist. VERMARKTUNG VON KONTINUIERLICH ERZEUGTEM STROM Bei der Vermarktung von kontinuierlich erzeugtem Strom können im Wesentlichen zwei Vergütungsmodelle unterschieden werden: Im ersten Modell erhält der Anlagenbetreiber für jede eingespeiste Kilowattstunde einen festen Zusatzerlös (einen festen Prozentsatz von der Managementprämie). In dem zweiten Vergütungsmodell bekommen Anlagenbetreiber keinen festen Zusatzerlös, sondern sie erhalten ein Entgelt auf dem Niveau der Einspeisevergütung nach dem alten EEG als eine Absicherung nach unten garantiert. Zusätzliche Einnahmen erzielen Anlagenbetreiber in diesem Modell nur dann, wenn der Saldo von zusätzlichen Erlösen (Managementprämie, Börsenerlöse) und zusätzlichen Kosten (Kosten für Handelsanbindung, Bilanzkreismanagement und Ausgleichsenergie, die beim Direktvermarkter anfallen) positiv ist. Sofern dieser Saldo positiv ist, wird der Überschuss zwischen den Vertragsparteien aufgeteilt. Die genaue Aufteilung ist dabei Verhandlungssache und bewegt sich auf Basis der untersuchten Verträge zwischen 50 und 70 % für den Anlagenbetreiber. Eine Simulation mit Einspeiseprofilen von Biogasanlagen in verschiedenen Größenklassen hat ergeben, dass das erste Vergütungsmodell also ein fester Zusatzerlös für jede eingespeiste Kilowattstunde aus der Perspektive der Anlagenbetreiber die eindeutig bessere Variante ist. Im zweiten Modell können nämlich die Ausgleichenergiekosten je nach Verrechnung - die Erlöse aus der gesamten Managementprämie übersteigen (siehe Abbildung 7). Für die Berechnung der Ausgleichsenergiekosten wird dabei entweder der regelzonenübergreifende Bilanzausgleichspreis (rebap) oder der jeweilige Intraday-Preis als Verrechnungssatz verwendet und auf die Fahrplanabweichungen der Einzelanlage angewendet. Dabei werden nicht nur negative, sondern auch positive Preise, die allerdings sehr selten anfallen, an die Anlagenbetreiber weitergegeben. Bei dieser direkten Zurechnung liegt das Ausgleichsenergierisiko vollständig beim Anlagenbetreiber. Einige Stromhändler nutzen eine Zwischenlösung, indem sie Anlagenbetreiber mit einen höheren Vergütung belohnen, sofern sie eine bestimmte Prognosegüte erreichen. Dadurch ist das Ausgleichsenergiekostenrisiko auf beide Vertragsparteien verteilt. In anderen Vertragskonstruktionen droht bei Nichteinhalten der vorgegebenen Prognosegüte die Zahlung einer Pönale. Anlagenbetreiber können in Abhängigkeit vom Vertragsmodell unterschiedlich mit Ausgleichsenergiekosten belastet sein. Eine individuelle Abrechnung jedes einzelnen Einspeiseprofils erscheint auf den ersten Blick sinnvoll, weil so jedem Einspeiseprofil nur die Kosten zugerechnet werden, die es durch seine eigenen Abweichungen verursacht. Anlagenbetreiber haben dadurch einen zusätzlichen Anreiz, ihre zuvor festgelegten Fahrpläne einzuhalten. Allerdings ignoriert diese Zurechnung, dass die absolute Planabweichung innerhalb eines

19 18 Anlagenpools geringer ist als die Summe der anlagenspezifischen Abweichungen. Die Über- und Untereinspeisungen der verschiedenen Biogasanlagen gleichen sich in einem Portfolio zum Teil aus ( Portfolioeffekt ). Zudem verbessert sich mit einer zunehmenden Portfoliogröße die Prognostizierbarkeit der Einspeisemenge des Gesamtportfolios (siehe Abbildung 8), da Biogasanlagen in der Regel unabhängig voneinander ausfallen und über das gesamte Jahr betrachtet eine kalkulierbare Ausfallwahrscheinlichkeit haben. Die Streuung der Einspeisemenge eines Portfolios ist kleiner als die Streuung eines Einspeiseprofils einer einzelnen Biogasanlage. Es kommt also zu einer Glättung der einzelnen Abweichungen. Demzufolge ist der Bedarf an Ausgleichsenergie von vornherein geringer als die kumulierte Summe der Einzelanlagen. Zudem haben Stromhändler die Möglichkeit, den Ausgleichsenergiebedarf aller Biogasanlagen innerhalb eines Bilanzkreises zu minimieren. Der Bedarf an Ausgleichsenergie kann z.b. dadurch gesenkt werden, dass fehlende bzw. überschüssige Strommengen, sofern sie rechtzeitig bekannt sind, am Intraday-Markt zugekauft bzw. verkauft werden. Darüber hinaus besteht die Möglichkeit, überschüssige oder fehlende Leistung nachträglich am sogenannten Afterday-Markt auszugleichen. Eine Verrechnung der anlagenspezifischen (fiktiven) Ausgleichsenergiekosten ist daher für die Anlagenbetreiber nicht die beste Lösung. Anlagenbetreiber sollten darauf achten, dass sie einen fairen Anteil der Ausgleichsenergiekosten bezahlen, die tatsächlich beim Stromhändler angefallen sind. Damit Stromhändler einen Anreiz haben, die Ausgleichsenergiekosten zu minimieren, sollten auch sie einen Nutzen aus den vermiedenen Kosten ziehen. Da beim Wechsel in die Direktvermarktung bei Beibehaltung der kontinuierlichen Einspeisung keine weiteren Kosten für die Betreiber anfallen und in allen Vertragsmodellen zumindest die bisherige feste Einspeisevergütung als Deckel nach unten garantiert wird, ist diese Vermarktungsvariante in jedem Falle zu empfehlen. Nennenswerte Mehrerlöse können damit allerdings nicht erzielt werden, da hier nur die Managementprämie zwischen den Akteuren aufgeteilt wird. VERMARKTUNG VON BEDARFSGERECHT ERZEUGTEM STROM Bei der strompreisoptimierten Einspeisung, bei welcher die Stromproduktion in Hochpreisphasen am Spotmarkt verschoben wird, können ebenfalls grundsätzlich zwei verschiedene Vergütungsmodelle unterschieden werden. Im ersten Modell werden dem Anlagenbetreiber sämtliche Zusatzerlöse bzw. Mindererträge zugerechnet, die er durch die bedarfsgerechte gegenüber der grundlastorientierten Fahrweise erzielt. Der Einspeisefahrplan ist dabei vom Anlagenbetreiber eigenständig zu erstellen. Der Stromhändler erhält bei dieser Aufgabenverteilung nur eine Aufwandsentschädigung für die Kosten, die im Zusammenhang mit der Transaktionsabwicklung anfallen, und zwar anhand einer Beteiligung an der Managementprämie als eine Art Vermarktungsentgelt. Im zweiten Modell werden die zusätzlichen Einnahmen zwischen den Parteien nach einem festen Verhältnis aufgeteilt. Die zusätzlichen Einnahmen beziehen sich dabei entweder ausschließlich auf die erzielten Börsenerlöse oder auf den Saldo, der sich durch die Verrechnung von Erlös- und Kostenkomponenten ergibt (analog zu dem zuvor dargestellten Modell bei der kontinuierlichen Einspeisung). Anlagenbetreibern wird dabei ihre bisherige Einspeisevergütung als Absicherung nach unten garantiert. Sie erhalten im Falle eines negativen Saldos einen Ausgleich. Das Recht zur Bestimmung des Fahrplans ist in diesem zweiten Modell nicht einheitlich geregelt. In einigen Verträgen ist der Fahrplan vom Anlagenbetreiber zu erstellen. In anderen Fällen erklären sich die Stromhändler bereit, für die Erstellung des Fahrplans Hinweise und Empfehlungen zu liefern. Dabei bleibt das endgültige Entscheidungsrecht beim Anlagenbetreiber. In anderen Fällen sind die Stromhändler dazu berechtigt, die Fahrpläne festzulegen. Die Auswertung der Preisverläufe an der Strombörse (EPEX DAY AHEAD DE/AT, 2008 bis 2014) hat ergeben, dass es für die Anlagenbetreiber unter den derzeitigen Bedingungen besser ist, wenn sie selbst den Fahrplan erstellen, dafür aber die gesamten Erträge erhalten. Stromhändler können zwar aufgrund ihrer größeren Handelserfahrung genauere Prognosemodelle bzw. bessere Fahrpläne erstellen. Der dabei erzielte Mehrertrag ist allerdings aus Betreibersicht geringer als die dabei anfallenden Kosten. Die Ursache für die geringe Erhöhung der Erlöse ist, dass sich die Hoch- und Niedrigpreisphasen eines Tages jeweils im Zeitverlauf eines Jahres kaum unterscheiden, sodass sie ohne großen Aufwand vom Betreiber selbst prognostiziert werden können. Abweichungen von diesen Preisverläufen, welche von den Stromhändlern aufgrund ihrer größeren Marktkenntnis präziser vorhergesagt werden können, treten sehr selten auf, sodass der theoretisch mögliche Spread nicht viel höher ist als der HT-NT-Spread (siehe Abbildung 9). Außerdem ist zu beachten, dass die Preisvorhersagen der Stromhändler aufgrund der hohen Komplexität des Marktes ebenfalls fehlerbehaftet sind und deshalb häufig der maximale Spread nicht erreicht wird. Bisherige Erfahrungen von Anlagenbetreibern haben ergeben, dass durch die von den Stromhändlern erstellten Preisprognosen die Börsenerlöse nicht nennenswert gesteigert werden. Da die Preisprognosen mit einem zusätzlichen Aufwand verbunden sind, der sich in dem Margenanteil niederschlägt, den die Stromhändler für die Fahrplanerstellung fordern, bietet dieses Modell aus der Perspektive der Anlagenbetreiber unter derzeitigen Bedingungen bestenfalls geringe zusätzlich Erlöse. Weiterhin ist zu beachten, dass die Biogasanlagen häufigeren Starts und Stopps ausgesetzt wären, wenn die Stromeinspeisung ausschließlich zu den Stunden mit den höchsten Preisen erfolgen soll, was mit zusätzlichen Kosten (erhöhter Anlagenverschleiß etc.) beim Betreiber verbunden ist.

20 19 Abbildung ,00 EUR , , , , , , , , ,00 0, Anlage Nr. Managementprämie Ausgleichsenergiekosten Managementprämie (0,3 ct/kwh) und kalkulatorische Ausgleichsenergiekosten von 5 untersuchten Biogasanlagen im Jahr 2012, eigene Darstellung Abbildung 8 0,350 0,350 Variationskoeffizient 0,300 0,300 Variationskoeffizient 0,250 0,250 0,200 0,200 0,150 0,150 0,100 0,100 0,050 0,050 0,000 0, Anlagen einzeln Anzahl Anlagen im Portfolio Variationskoeffizienten einzelner Biogasanlagen (links), Entwicklung des Variationskoeffizienten eines Portfolios bei einer steigenden Anzahl von Biogasanlagen (rechts), eigene Darstellung