Wirtschaftlichkeitsvergleich typischer Biogasanlagen zwischen den EEG-Novellen 2009 und 2012

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1 Bachelor-Arbeit im Studiengang Agrarwissenschaften Wirtschaftlichkeitsvergleich typischer Biogasanlagen zwischen den EEG-Novellen 2009 und 2012 vorgelegt von Ruben Dehning Erstgutachter: Professor Dr. U. Latacz-Lohmann Zweitgutachter: Professor Dr. R.A.E. Müller Institut für Agrarökonomie an der Agrar- und Ernährungswissenschaftlichen Fakultät der Christian-Albrechts-Universität zu Kiel

2 Inhalt Abkürzungsverzeichnis... iv Abbildungsverzeichnis... iv Tabellenverzeichnis... v 1. Einleitung Die erfolgreiche Etablierung der Biogaserzeugung in der Bundesrepublik Deutschland Hintergründe zur aktuellen EEG-Novelle Grundlagen der Biogaserzeugung Ziele der Bachelor Arbeit Die wirtschaftlichen Voraussetzungen für die Biogasproduktion im Vergleich der EEG-Novellen Vergütungsstruktur nach EEG Grundvergütung Boni Vergütungsstruktur und Anforderungen nach EEG Grundvergütung Einsatzstoffvergütungsklassen Sondervergütungsklasse für güllebasierte Kleinanlagen Markt- und Flexibilitätsprämie Material und Methoden Anlagentypen und thematische Abgrenzung Methoden der Rentabilitätsanalyse Finanzmathematische Grundlagen zur Rentabilitätsberechnung Liquidität Risiko Rentabilitätsberechnung Annahmen zur Erlösbetrachtung und Erlösberechnung Annahmen zu einzelnen Kostenpositionen Rentabilitätsberechnung Rentabilitätsvergleich Sensitivitätsanalyse Auswertung und Ausblick II

3 5.1. Auswirkungen der aktuellen EEG-Novelle auf die weitere Entwicklung der Biogaserzeugung Politische Implikationen der aktuellen EEG-Novelle Anhang Quellen... vi III

4 Abkürzungsverzeichnis EEG Gesetz über den Vorrang erneuerbarer Energien BGA BHKW kw(h) BImSchG DBFZ KTBL NawaRo AfA FvB Biogasanlage Blockheizkraftwerk Kilowatt(stunde) Bundesimmissionsschutzgesetz Deutsches Biomasseforschungszentrum Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft e.v. Nachwachsende Rohstoffe Aufwendung für Abnutzung Fachverband Biogas e.v. Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Biogastrend in der BRD... 2 Abbildung 2: Biogassynthese... 5 Abbildung 3: Berechnung der BGA-Bemessungsleistung... 7 Abbildung 4: Zusammensetzung der Stromvergütung mit Marktprämie Abbildung 5: Anlagenzubau von 2008 bis 2010 bezogen auf die installierte elektrische Anlagenleistung Abbildung 6: Zahlungsstrom einer Investition Abbildung 7: Zusammensetzung des Kapitalwertes einer Investition Abbildung 8: Häufigkeiten der in Anspruch genommenen Vergütungen nach EEG 2004 und Abbildung 9: Erlösdifferenz zwischen EEG 2009 und Abbildung 10: Sensitivität der BHKW-Auslastung Abbildung 11: Sensitivität der spezifischen Investitionskosten Abbildung 12: Sensitivität auf den Maispreis IV

5 Abbildung 13: Erzeugerpreisindizes landwirtschaftlicher Produkte Abbildung 14: Anlagenanzahl und durchschnittliche Anlagenleistung nach Regionen Abbildung 15: CO2-Vermeidungskosten regenerativer Energiequellen Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Vergütungssätze des EEG 2004 und EEG 2009 im Vergleich... 3 Tabelle 2: Staffelung der Grundvergütung im EEG Tabelle 3: Höhe und Voraussetzungen für die vergütungsergänzenden Boni des EEG Tabelle 4: Staffelung der Grundvergütung im EEG Tabelle 5: Höhe und Staffelung der einsatzstoffbezogenen Vergütung nach dem EEG Tabelle 6: Zusammensetzung des Energieertrages für die Methanproduktion Tabelle 7: Höhe der Managementprämie im EEG Tabelle 8: Anteil der Inputstoffe an der Stromproduktion Tabelle 9: Nährstoffwertvergleich zwischen Gülle und Gärresten Tabelle 10: Übersicht über die verwendeten Substrate Tabelle 11: Eigenstrombedarf von Biogasanlagen nach Leistungsklassen Tabelle 12: Rentabilitätskennzahlen der untersuchten BGA-Typen Tabelle 13: Energieertrag der Einsatzstoffe der Einsatzstoffvergütungsklasse I nach BiomasseV Tabelle 14: Energieertrag der Einsatzstoffe der Einsatzstoffvergütungsklasse II nach BiomasseV Tabelle 15: Erlösberechnung nach EEG Tabelle 16: Erlösberechnungen nach EEG Tabelle 17: Deckungsbeiträge alternativer Ackerkulturen Tabelle 18: Kostenermittlung für Silomais Tabelle 19: Vergleich von Produktionsverfahren im Ackerbau nach LfL Tabelle 20: Substratkosten V

6 1. Einleitung 1.1. Die erfolgreiche Etablierung der Biogaserzeugung in der Bundesrepublik Deutschland Seit dem 01. April 2000 besteht in der Bundesrepublik Deutschland (BRD) ein Gesetz über den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG). Sein Zweck besteht darin, im Interesse des Klima- und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen, [ ] fossile Energieressourcen zu schonen und die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien zu fördern ( 1 Abs. 1 EEG 2009). Ziel ist es, bis zum Jahr 2020 mindestens 30 Prozent des deutschen Strombedarfes durch erneuerbare Energien zu decken und diesen Anteil danach weiter zu steigern (vgl. ebenda Abs. 2). Um das Erreichen dieses Zieles sicherzustellen, fungiert das EEG gewissermaßen als Dopingmittel für den Ausbau regenerativer Energieerzeugungsanlagen. Die Börsenpreise für Strom an der Leipziger Spot SE als Handelsplatz ermöglichen keine Kostendeckung für EEG-Anlagen, wodurch diese den fossilen bzw. konventionellen Energieträgern Kohle, Öl und Kernenergie wirtschaftlich unterlegen sind. Da die BRD sich mit der Unterzeichnung des Kyoto-Protokolls ehrgeizige klimaschutzpolitische Ziele in puncto CO 2 -Reduktion gesetzt hat, ist ein Ausbau regenerativer Energien erforderlich. Dieser soll mithilfe attraktiver Vergütungssätze für die Stromerzeugung aus Windkraft, Wasserkraft, Photovoltaik, Geothermie, Deponie-, Klär- und Grubengas sowie Biomasse, die im Rahmen des EEG verbindlich eingeführt wurden, bewerkstelligt werden. Außerdem wurden Netzbetreiber zur vorrangigen Abnahme von EEG-Strom gesetzlich verpflichtet (vgl. 8 und 21 EEG 2009). Diese Bachelorarbeit befasst sich mit den Auswirkungen der aktuellen EEG-Novelle zur Vergütung von elektrischem Strom aus Biomasse. Eine Überarbeitung des EEG im Rahmen einer sog. Novelle erfolgt grundsätzlich planmäßig, um neue Zielvorgaben und geänderte Rahmenbedingungen in die künftige Förderung von Strom aus Biomasse mit einzubeziehen. Ein Blick auf die Branchenkennzahlen des Fachverbandes Biogas zur Entwicklung der Biogasanlagenanzahl und deren installierter elektrischer Leistung aus 1

7 Anlagenanzahl dem Jahre 2010, beigefügt im Anhang auf Seite 47, zeigt einen nahezu exponentiell ansteigenden Verlauf sowohl des Anlagenbestandes als auch der Gesamtleistung aller produzierenden Biogasanlagen. Das erste EEG aus dem Jahre 2000 erhöhte den Bestand um 1000 BGAs, mit dem EEG 2004 kamen über 1800 neue BGAs hinzu. Den stärksten Schub verschaffte das EEG 2009, welches nochmals weitere ca neue BGAs entstehen ließ. Auch die Kapazitäten der BGAs haben sich, bedingt durch spezifische Förderanreize der EEGs, geändert. Während die durchschnittliche Anlagengröße in 2004 noch bei 190 kw lag, stieg sie bis 2009 auf über 350 kw an, wird zum Ende des Jahres 2011 sogar 390 kw erreichen. Es hat im Betrachtungszeitrum also offensichtlich eine Umkehr von BGAs mit geringerer Leistung, klassischerweise gülle- und reststoffbasierte Hofbiogasanlagen, hin zu größeren BGAs stattgefunden. Bundesweiter Spitzenreiter bei der Anlagenanzahl ist Bayern mit über 2000 BGAs, die durchschnittlich 270 kw leisten. Darauf folgt Niedersachsen mit nur halb so vielen Anlagen, die jedoch im Schnitt über 520 kw erzeugen. Abbildung 1: Biogastrend in der BRD Entwicklung der Biogasstrukturen in Deutschland 1. Novelle EEG Jahr 2. Novelle EEG elektr. Leistung Anlagenzahl install. elektr. Gesamtleistung in MW Leistung pro Anlage in kw (Quelle: eigene Darstellung nach Daten der FNR nach DBFZ (2010), Fachverband Biogas, BMELV (424,123)) 2

8 1.2. Hintergründe zur aktuellen EEG-Novelle Als im Sommer 2008 die planmäßig vorgesehene Überarbeitung des EEG 2004 vorgenommen wurde, befanden sich die Agrarerzeugerpreise angetrieben durch die Auszahlungspreise für Milch und Getreide auf einem ungeahnten Höhenflug, wie die Erzeugerpreisindizes im Anhang auf Seite 47 belegen. Sollte die Energieerzeugung aus Biogas eine Zukunft haben, mussten die Vergütungssätze nach oben korrigiert werden, um den Energiepflanzenanbau auf den Äckern konkurrenzfähig zu halten. Gleichzeitig empfahl ein Gutachten des Wissenschaftlichen Beirates Agrarpolitik vom November 2007 (S. i), dass sich der künftige Ausbau der Bioenergieerzeugung auf Energielinien konzentrieren sollte, die geringe CO 2 - Vermeidungskosten verursachen. Konkret wurde ein Schwellenwert von 50 je Tonne CO 2 -Äquivalent angeführt. Zu diesen Energielinien zählt u.a. die Biogaserzeugung auf Güllebasis, kombiniert mit Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), wie der Grafik im Anhang auf Seite 48 zu entnehmen ist. Gleichzeitig sollte die Förderung der Bioenergieerzeugung auf Ackerflächen, die in Konkurrenz zur Nahrungsmittelerzeugung stehen, nicht weiter ausgebaut werden. Stattdessen wurde eine Förderung u.a. zur Vermeidung von Methan-Emissionen aus Gülle aus klimaschutzpolitischer Sicht empfohlen (vgl. Gutachten des Beirats für Agrarpolitik aus TIEDEMANN 2011). Nachstehende Tabelle zeigt die vergütungstechnischen Konsequenzen der beiden oben beschriebenen Umstände. Tabelle 1: Vergütungssätze des EEG 2004 und EEG 2009 im Vergleich Vergütungsleistung in Cent/kWh Bis 150kW EEG 2004 EEG 2009 Bis 500kW Bis 5MW Bis 150kW Bis 500kW Bis 5MW Grundvergütung 11,5 9,9 8,9 11,67 9,18 8,25 NawaRo-Bonus 6,0 6,0 4,0 7,0 7,0 4,0 Güllebonus ,0 1,0 0 KWK-Bonus 2,0 2,0 2,0 3,0 3,0 3,0 Jährl. Degression 1,5 % 1,0 % 3

9 Der NawaRo-Bonus wurde für Anlagen bis 500 kw um einen Cent je Kilowattstunde erhöht, ebenso der KWK-Bonus, der eine Nutzung der bei der Verstromung des Biogases anfallenden BHKW-Abwärme honoriert. Zudem ist ein Güllebonus in Höhe von bis zu 4,0 Cent je Kilowattstunde eingeführt worden. Nach Ansicht des Fachverbandes Biogas ist der NawaRo-Bonus in seiner aktuellen Höhe gerechtfertigt, da er die realen Anbaukosten für Biomasse, hauptsächlich Mais, widerspiegelt (vgl. Stellungnahme des Fachverbandes Biogas e.v. vom ). Beim Güllebonus hingegen sei es zu einer Fehlallokation gekommen, da dieser mit dem NawaRo-Bonus kumuliert wird. Dadurch ist der Biogasmarkt besonders in viehintensiven Veredelungsregionen wie Westfalen, dem westlichen Niedersachsen und der Milchviehregion Nordfriesland überhitzt (vgl. OLZEM 2011). Die regionale Verteilung der Biogasproduktion in der BRD ist in Abbildung 14 im Anhang auf Seite 47 zu erkennen. Somit lagen wesentliche Gründe dafür vor, dass es eine zeitnahe Überarbeitung des EEG 2009 geben musste Grundlagen der Biogaserzeugung Zur energetischen Nutzung von Biomasse stehen physikalische, chemische und biologische Verfahren bereit. Die Biogassynthese zählt zu den biologischen Aufbereitungsverfahren. Sie basiert auf einer Fermentation, also dem Abbau von Kohlenhydraten und Proteinen zu kurzkettigen Fettsäuren und Ammoniak durch Mikroorganismen unter Bildung von Fermentationsgasen (DICKHÖFER/ SUSENBETH 2011). Diese findet in Gärbehältern, den sog. Fermentern, in einem feuchten und anaeroben, ph-neutralen Milieu und unter Lichtabschluss statt. Die Entstehung von Biogas resultiert aus einem vierstufigen Prozess, der in Abbildung 2 dargestellt ist. 4

10 Abbildung 2: Biogassynthese (Quelle: Stand: ) Hinsichtlich der Fermentationstemperatur lassen sich drei Bereiche charakterisieren. Bei psychrophiler Vergärung liegt eine Temperatur von 25 C vor, mesophil vergoren wird bei ca. 40 C und Temperaturen oberhalb von 45 C werden als thermophiles Milieu bezeichnet. Die meisten BGAs werden im mesophilen Bereich zwischen 38 und 42 C betrieben (vgl. EDER/SCHULZ 2007, S. 23f). Um Temperatur und ph-wert konstant zu halten, erfolgt der Eintrag von Gülle und NawaRo kontinuierlich im Stundentakt mithilfe automatisierter Feststoffeintragsund Pumpensysteme. Die technische Ausführung des Fermenters besteht in einem stehenden 6 Meter hohen Stahlbetonbehälter, der je nach Anlagengröße in Durchmesser und damit Volumen variiert wird. An den Seitenwänden und im Boden wird eine Heizung angebracht. Zwei oder mehr Rührwerke homogenisieren den Fermenterinhalt und ermöglichen den Gasaustritt. Dieses Gas wird in einer als Tragluftdach bezeichneten Folienhaube über dem Fermenter aufgefangen und gespeichert. In seiner Zusammensetzung besteht es überwiegend aus brennbarem Methan und nicht brennbarem Kohlendioxid. Über eine Gaskühlung, einen Gasverdichter und einen Aktivkohlefilter, der den beiläufig enthaltenen und für Motoren korrosiven Schwefelwasserstoff entzieht, gelangt das Gas ins BHKW und wird dort energetisch zu Strom und Wärme umgewandelt (vgl. ebenda S. 23ff und RATZOW/MT ENERGIE 2012). 5

11 1.4. Ziele der Bachelor Arbeit Im Rahmen der vorliegenden Bachelor-Arbeit sollen BGAs verschiedener Größenklassen hinsichtlich ihrer Wirtschaftlichkeit untersucht werden. Als Instrument dienen die Grundlagen der Rentabilitäts- und Investitionsrechnung. Für in der landwirtschaftlichen Praxis etablierte BGA-Typen wird ein Vergleich hinsichtlich ihres wirtschaftlichen Ergebnisses bei Vergütung nach den Sätzen des EEG 2009 und nach denen der 2012er Gesetzesnovelle vorgenommen. Betrachtet wird ausschließlich die Stromproduktion aus Biogas, die Option der Gasaufbereitung und Direkteinspeisung wird nicht näher betrachtet. Wie bereits unter 1.1. geschildert hat die bisherige Ausgestaltung der EEG-Vergütung für Strom aus Biomasse für einen sich beschleunigenden Zubau neuer BGAs mit einer steigenden Einzelanlagenleistung geführt. Wir können also davon ausgehen, dass bis einschließlich zum EEG 2009 der Trend von den ursprünglichen Klein- und Hofbiogasanlagen, wie sie ab den 1980er Jahren entstanden sind, abgekehrt wurde. Mit einer Sondervergütung für güllebasierte Kleinanlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 75 kw, auf die in Kapitel 2.2. noch näher eingegangen wird, hat der Gesetzgeber spezifische Förderanreize gesetzt. Diese Arbeit wird analysieren, ob damit eine Trendumkehr unter betriebswirtschaftlichen Aspekten prognostizierbar erscheint. Es wird herausgearbeitet, bei welchen Anlagentypen sich durch die EEG-Novelle Besser- und Schlechterstellungen ergeben und welche Bedeutung diese für den künftigen Ausbau der Biogaserzeugung in der BRD haben. Diese Arbeit gliedert sich in fünf Kapitel. Zunächst werden die vergütungstechnischen Voraussetzungen nach dem EEG 2009 und 2012 erwähnt und erläutert. Aus diesen resultieren die Leistungen für die Wirtschaftlichkeitsberechnung. Kapitel 3 beinhaltet Material und methodische Grundlagen des Rentabilitätsvergleiches. Es folgt eine Sensitivitätsanalyse nach drei Schlüsselkriterien für die unter dem EEG 2012 rentabelsten Investitionsalternativen im Bereich Biogas. Kapitel 5 fasst die Ergebnisse zusammen und behandelt politische Implikationen der 2012er EEG- Novelle. 6

12 2. Die wirtschaftlichen Voraussetzungen für die Biogasproduktion im Vergleich der EEG-Novellen Dieses Kapitel befasst sich zunächst rein deskriptiv mit den Grundlagen der Stromvergütung aus Biomasse, wie sie in den zu vergleichenden Novellen des EEG gesetzlich geregelt sind. Besonderheiten und Auflagen, die mit dem Erhalt der jeweiligen Vergütungen verbunden sind, werden dazu näher erläutert Vergütungsstruktur nach EEG 2009 Teil 3 des EEG 2009 regelt die Höhe der Stromvergütung. Der erste Abschnitt mit den Paragraphen 16 bis 22 beinhaltet allgemeine Vergütungsvorschriften, im zweiten Abschnitt werden in 27 besondere Vergütungsvorschriften für Biomasse zusammengefasst. Im Schlussteil definieren die Anlagen 1 bis 5 Bedingungen, die zum Erhalt zusätzlicher Boni für den erzeugten Strom berechtigen. Die Vergütungshöhe richtet sich nach der Leistung der BGA, wobei diese im Verhältnis zu einem jeweiligen Schwellenwert bestimmt wird. Als Anlagenleistung für die Zuordnung zu diesen Schwellenwerten gilt der Quotient aus der Summe der in Kalenderjahresfrist erzeugten Kilowattstunden und der vollen Zeitstunden des Kalenderjahres abzüglich der vollen Zeitstunden vor Inbetriebnahme und nach Stilllegung der Anlage (vgl. 18 (1), (2) EEG 2009). Es findet also keine Kumulierung des Strompreises je Kilowattstunde in Abhängigkeit der installierten, theoretischen elektrischen Leistung der BGA statt. Nachfolgendes Beispiel soll die Ermittlung der vergütungsrelevanten Anlagenleistung verdeutlichen. Abbildung 3: Berechnung der BGA-Bemessungsleistung installierte Leistung elektr. Volllaststunden Stromerzeugung im Kalenderjahr Zeitstunden Kalenderjahr im 500 kw Mio. kwh 8760 multipliziert mit ergibt dividiert durch Vergütungsrelevante Anlagenleistung: 456,62 kw ( Quelle: eigene Darstellung eigener Berechnungen) 7

13 Grundvergütung Die Basis der Vergütungsleistungen bildet die Grundvergütung. Ihre Höhe und Staffelung mit den dazugehörigen Schwellenwerten kann Tabelle 3 entnommen werden. Tabelle 2: Staffelung der Grundvergütung im EEG 2009 erzeugte elektr. Leistung (kw) pro Stunde Vergütungshöhe (Cent je kwh) bis 150 bis 500 bis 5000 bis ,67 9,18 8,25 7,79 ( Quelle: eigene Darstellung nach 27 (1) EEG 2009) Die Differenzierung der Grundvergütung nach Leistungsklassen wurde durch den Gesetzgeber vorgenommen, um den höheren Stromentstehungskosten kleinerer dezentraler Anlagen Rechnung zu tragen (LOIBL et al. 2009, S.10, nach OSCHMANN/VOLLPRECHT 2008) Boni Zusätzlich zur Grundvergütung werden für Strom aus Biomasse mehrere Boni gewährt, deren Vergütungshöhe, -staffelung sowie Anspruchsvoraussetzungen durch die nachfolgende Tabelle illustriert werden. Die Reihenfolge orientiert sich an der Bedeutung des jeweiligen Bonus in der Praxis. Tabelle 3: Höhe und Voraussetzungen für die vergütungsergänzenden Boni des EEG 2009 Bonus NawaRo-Bonus (Biogas) Güllebonus Höhe (Cent je kwh) bis 500 bis 5 kw MW 7,0 4,0 bis 150 bis 500 kw kw 4,0 1,0 Bedingungen für den Vergütungserhalt Stromproduktion durch anaerobe Vergärung nachwachsender Rohstoffe; Nachweis über Einsatzstoff-Tagebuch (vgl. Anlage 2 EEG 2009) Nachweis über den jederzeitigen Einsatz von mind. 30 Masseprozent Gülle, abgesichert durch einen zugelassenen Umwelt- 8

14 KWK-Bonus Landschaftspflegebonus Technologiebonus Luftreinhaltungsbonus bis 20 MW 3,0 bis 500 kw 2,0 bis 5 MW 2,0 bis 500 kw 1,0 gutachter (vgl. ebenda) Stromerzeugung in Kraft-Wärme- Kopplung, Wärmenutzung gemäß Positivliste, Ersatz fossiler Energieträger unter nachweislichen Mehrkosten, abgesichert durch einen zugelassenen Umweltgutachter (vgl. Anlage 3 Nr. I-V EEG 2009) Wie NawaRo-Bonus, jedoch Einsatz von mind. 50 Masseprozent aus Biomasse, die im Rahmen der Landschaftspflege anfällt; Absicherung erfolgt wiederum durch einen zugelassenen Umweltgutachter (vgl. Anlage 2 Nr. VI (2) c) EEG 2009 Neben der Gasaufbereitung und - einspeisung auf Erdgasqualität unter best. Parametern wird der Bonus bei Verwendung innovativer Anlagentechnik in Kombination mit KWK oder bei Analgen mit mind. 45% elektr. Wirkungsgrad gewährt (vgl. Anlage 1 EEG 2009) Für nach BImSchG genehmigungsbedürftige BGAs bei behördlich nachgewiesener Einhaltung von Formaldehydgrenzwerten gemäß dem Emissionsminimierungsgebot der TA-Luft (vgl. 27 (5) EEG 2009) (Quelle: eigene Darstellung nach 27 und Anlage 1 bis 3 EEG 2009) Aus den überstehend aufgeführten Vergütungsleistungen, Grundvergütung und Boni ergibt sich der letztendliche Strompreis für eine BGA. Die Vergütungssätze verstehen sich als Netto-Preise (vgl. 18 (3) EEG 2009). Oberhalb von 5 MW installierter elektrischer Leistung besteht ein Vergütungsanspruch nur, wenn der 9

15 Strom in KWK nach Maßgabe der Anlage 3 zum EEG 2009 erzeugt wird (vgl. 27 (3) Nr.1 EEG 2009). Grundsätzlich soll die Höhe eines Bonus sich an den ungefähren Kosten zur Erfüllung und Einhaltung der mit dem Bonuserhalt verbundenen Auflagen orientieren. Eine Vergütungsdegression mit wachsender Anlagengröße dient zum Ausgleich von Baukostendegressionseffekten. Zum Vergleich: Eine kleine BGA in der Größenordnung bis 150 kw wird die höchsten spezifischen Investitionskosten je installierter Kilowattstunde elektrischen Stromes haben, könnte mit 11,67 bis 30,67 Cent je Kilowattstunde unter Einbezug aller Boni aber auch die maximale Vergütung erlösen. Für eine 500 kw BGA beträgt diese Spanne nur 9,93 bis 26,83 Cent je Kilowattstunde, eine BGA mit 5 MW bekäme noch 8,42 bis max. 18,21 Cent je Kilowattstunde. Die angegebenen Vergütungssätze beziehen sich auf eine Inbetriebnahme im Jahr Bei späterer Inbetriebnahme erfolgt eine Degression um jeweils 1,0 Prozent pro Jahr auf die Höhe sämtlicher Vergütungsleistungen des Vorjahres (vgl. 20 (2) Nr.5 EEG 2009). Die Vergütungsdauer beträgt 20 Kalenderjahre zuzüglich des Inbetriebnahmejahres (vgl. 21 (2) EEG 2009) Vergütungsstruktur und Anforderungen nach EEG 2012 Das konsolidierte EEG in seiner ab 01. Januar 2012 geltenden Fassung setzt noch ehrgeizigere energiepolitische Ziele als die Vorgängerversion. So sollen stufenweise bis zum Jahr % des erzeugten elektrischen Stromes aus erneuerbaren Energien stammen (vgl. 1 (2) EEG 2012), um fossile Energieressourcen zu schonen (ebenda (1)). Wie beim EEG 2009 wird in Teil 3 des Gesetzes der Vergütungsanspruch geregelt. Die betreffenden Paragraphen sind unverändert geblieben. Für die Höhe der in 27 geregelten Vergütung für Strom aus Biomasse gilt wiederum, dass die Bemessungsleistung der Anlage in Relation zum jeweiligen Vergütungs- Schwellenwert anzuwenden ist (vgl. 18 (1), 1 EEG 2012). Die Bemessungsleistung ist in Abgrenzung zur installierten elektrischen Leistung der Anlage in 3 Nummer 2a definiert worden. Sie entspricht der bereits in Kapitel 2.1. und Abbildung 3 erläuterten Anlagenleistung. Zu erwähnen ist noch, dass der Anlagenbegriff für die Vergütung von Strom aus mehreren Anlagen in 19 speziell für 10

16 BGAs überarbeitet wurde. Die unklare Definition im EEG 2009 hat in der Praxis verstärkt dazu geführt, dass sog. Satelliten-BHKWs errichtet wurden, mit denen die Gesamtleistung einer BGA auf zwei oder mehr Einzelanlagen mit geringerer Leistung aufgeteilt werden konnte. Da diese für die Vergütungsberechnung nach EEG 2009 als eigenständige Anlagen betrachtet wurden, sofern sie sich nicht auf demselben Grundstück oder sonst in unmittelbarer räumlicher Nähe ( 19 (1), 1 EEG 2009) befanden oder innerhalb von zwölf aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in Betrieb gesetzt worden sind (ebenda 4), konnte die größenabhängige Vergütungsdegression, insbesondere beim Güllebonus, umgangen werden. Würde ein BGA-Betreiber beispielsweise anstelle einer 500 kw BGA diese auf 2x250 kw splitten, so würde sich die Vergütungsspanne von 9,93 bis 26,83 Cent je Kilowattstunde auf 10,67 bis 28,47 Cent je Kilowattstunde erhöhen. In der novellierten Fassung gelten zusätzliche Generatoren bei der Vergütungsermittlung als eine Anlage, wenn sie Strom aus Biogas [ ] erzeugen und das Biogas aus derselben Anlage zur Erzeugung von Biogas stammt ( 19 (1) EEG 2012) Grundvergütung Für die Höhe der Grundvergütung gelten nach der 2012er Novelle die nachstehend aufgeführten Vergütungssätze in Abhängigkeit der Anlagenbemessungsleistung: Tabelle 4: Staffelung der Grundvergütung im EEG 2012 erzeugte elektr. Leistung (kw) pro bis 150 bis 500 bis 5000 bis Stunde Vergütungshöhe (Cent je kwh) 14,3 12,3 11,0 6,0 ( Quelle: eigene Darstellung nach 27 (1) EEG 2012) Das EEG 2012 sieht eine Vergütungsdegression der Vergütungen in Höhe von 2,0 Prozent p.a. nur auf die Grundvergütung vor (vgl. 20 (2) 5. EEG 2012). Davon unberührt bleiben die Einsatzstoffvergütungsklassen I und II, da künftig nicht von einer kostengünstigeren Erzeugung der Biomasse ausgegangen wird. 11

17 Einsatzstoffvergütungsklassen Während im EEG 2009 eine Aufstockung der Grundvergütung durch die in Tabelle 4 ausgewiesenen Boni erfolgte, sieht das EEG 2012 zwei Einsatzstoffvergütungsklassen vor. Strom aus Gülle zählt zwar in die Einsatzstoffvergütungsklasse II, wird aber abweichend vergütet. Tabelle 5: Höhe und Staffelung der einsatzstoffbezogenen Vergütung nach dem EEG 2012 erzeugte elektr. Leistung (kw) Einsatzstoffvergütungsklasse I Einsatzstoffvergütungsklasse II Gülle pro Stunde (Cent je kwh) (Cent je kwh) 500 6,0 8,0 8, ,0 8,0 6, ,0 8,0 6,0 (Quelle: eigene Darstellung nach 27 (2) EEG 2012) Neu ist eine Koppelung dieser Vergütungen an die Bedingung, entweder eine 60%ige KWK-Stromerzeugung durchzuführen, wobei 25% für die Fermenterbeheizung angerechnet werden, oder alternativ im Jahresmittel 60 Masseprozent Gülle einzusetzen (vgl. 27 (4) EEG 2012). Zudem wurde ein Maisdeckel eingeführt, da die Einsatzstoffvergütungen nur gezahlt werden, wenn über ein Einsatzstofftagebuch nachgewiesen werden kann, dass binnen Kalenderjahresfrist höchstens 60 Masseprozent Maissilage und Getreidekorn eingesetzt wurden (vgl. ebenda (5)). Zu Biomasse im Sinne der Einsatzstoffvergütungsklasse I zählen Getreide, Silomais und Gras. Die höhere Einsatzstoffvergütungsklasse II beinhaltet Biomasse aus Gülle und Festmist sowie Blühpflanzen und Landschaftspflegematerial. Entscheidend für die spätere Erlöskalkulation ist, dass die Zahlung der einsatzstoffbezogenen Vergütung anteilig nur für den aus den jeweiligen Biomassen erzeugten Strom gemäß Einsatzstoff-Energieertrag erfolgt (vgl. 2a (1), (2) BiomasseV). Eine Übersicht über die in Anlage 1 bis 3 zur Biomasse-Verordnung festgesetzten Einsatzstoff-Energieerträge, die die spätere Berechnungsgrundlage darstellen, findet sich im Anhang auf den Seiten 49 bis 51. Die Boni des EEG 2009 konnten im Gegensatz dazu auf die gesamte im Kalenderjahr erzeugte Strommenge angerechnet werden. Diese Neuregelung bringt den Anlagenbetrei- 12

18 bern mehr Flexibilität bei der Fütterung der Anlagen, da keine Mindestmengen bestimmter Einsatzstoffe erforderlich sind. Außerdem wird dadurch die viel kritisierte Kumulation von Gülle- und NawaRo-Bonus aufgehoben. An einem Beispiel soll die zunächst kompliziert wirkende Erlösermittlung verdeutlicht werden. Eine BGA mit 500 kw installierter elektrischer Leistung erzeugt in einem Kalenderjahr 4 Mio. kwh Strom. Ein Kubikmeter Methan liefert 9,97 kwh ( 10 kwh) Energie (FNR 2011, S. 33). Bei einem elektrischen Wirkungsgrad des BHKWs von 40% entspricht dies 4 kwh Strom. Somit wären ca. 1 Mio. m³ Methan pro Jahr nötig. Dieses wird produziert aus: Tabelle 6: Zusammensetzung des Energieertrages für die Methanproduktion Einsatzstoff Energieertrag (Methanertrag in m³ je to FM nach BiomasseV) Einsatzmenge in to Methanmenge aus Einsatzstoff in m³ Rindergülle Maissilage Gras Blühaufwuchs gesamt ( Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen) Die Berechnung der Stromvergütung vollzieht sich nun folgendermaßen: 1) (2.1) 2) (2.2) 3) (2.3) 13

19 So ergibt sich in diesem Beispiel ein Anteil der Einsatzstoffvergütungsklasse I an der Stromerzeugung von, d.h. für kwh können 6,0 Cent je Kilowattstunde als zusätzliche einsatzstoffbezogene Vergütung angerechnet werden. Demnach entfallen auf, also kwh 8 Cent je Kilowattstunde für die Einsatzstoffvergütungsklasse II inklusive Gülle. Neben den bereits aufgeführten Restriktionen wird es ab dem eine Art Leistungsdeckel geben, indem die Boni der beiden Einsatzstoffvergütungsklassen nur noch für BGAs mit einer installierten elektrischen Leistung unterhalb 750 kw geltend gemacht werden können (vgl. 27 (3) EEG 2012) Sondervergütungsklasse für güllebasierte Kleinanlagen Neben den genannten Vergütungen gibt es eine Sonderklasse für Kleinanlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von max. 75 kw, für die pauschal 25 Cent je Kilowattstunde Strom bezogen werden können. Hierfür sind nachweislich mind. 80 Masseprozent Gülle im Kalenderjahresmittel einzusetzen (vgl. 27b (1) EEG 2012). Diese Vergütung lässt sich nicht mit den zuvor aufgeführten Vergütungen nach 27 kombinieren (vgl. ebenda (2)). Auf die Sondervergütungsklasse wird ebenfalls eine Degression von 2% p.a. angelegt Markt- und Flexibilitätsprämie In Abschnitt 2 des EEG 2012 werden erstmals Prämien für die Direktvermarktung von Strom eingeführt. Anlagenbetreiber können damit zu jedem Ersten eines Kalendermonates mit einmonatiger Wechselfrist von der EEG-Vergütung in die Direktvermarktung wechseln und umgekehrt (vgl. 33d (1) + (2) EEG 2012). Dafür erhalten sie dann eine Markt- und eine Flexibilitätsprämie. Die Höhe der Marktprämie (MP) berechnet sich wie folgt (vgl. Anlage 4 EEG 2012): (2.4) MW EPEX entspricht dem Monatsmittelwert für Stundenkontrakte an der Strombörse EPEX Spot SE in Leipzig. P M deckt die zusätzlichen Kosten der Direktvermarktung ab, ist also eine Managementprämie. Diese wird als fester zusätzlicher 14

20 Cent pro Kilowattstunde Betrag für jede Kilowattstunde Strom ausgezahlt. Ihre Höhe ist für die kommenden Kalenderjahre festgelegt und unterliegt einer schrittweisen Reduktion. Tabelle 7: Höhe der Managementprämie im EEG 2012 Jahr ab 2015 Höhe P M (Ct./ kwh) 0,30 0,275 0,25 0,225 (Quelle: eigene Darstellung nach Anlage 4 Nr EEG 2012) Für eine BGA mit einer EEG-Vergütung in Höhe von 20,3 Cent je Kilowattstunde würde der Wechsel in die Direktvermarktung die Strompreiszusammensetzung wie nachfolgend abgebildet ändern. Abbildung 4: Zusammensetzung der Stromvergütung mit Marktprämie 20 EEG Vergütung Managementprämie 0, ,30 Marktprämie Markterlös Monatsmittel Strombörse 14,8 5 0,2 0,2 5,5 5,5 0 EEG Direktvermarktung ohne Marktprämie Direktvermarktung mit Marktprämie (Quelle: eigene Darstellung nach Zahlen des Fachverband Biogas e.v.) Für die Berechnung der Höhe der Flexibilitätsprämie (FP) wird nachfolgende Formel angewendet (vgl. Anlage 5 EEG 2012): (2.5) P Zusatz ist die zusätzliche installierte elektrische Leistung der Anlage. Sie errechnet sich so: (2.6) 15

21 Von der installierten elektrischen Leistung der BGA wird die Bemessungsleistung P (Bem), also die tatsächlich produzierte durchschnittliche Kilowattstundenzahl pro Stunde, multipliziert mit dem Korrekturfaktor 1,1 für Biogas (f Kor ), abgezogen. Der Korrekturfaktor berücksichtigt dabei, dass keine 100%ige BHKW-Auslastung möglich ist. Deshalb geht der Gesetzgeber pauschal von einer 10%igen Überkapazität der BGAs aus, die nicht als Zusatzleistung angerechnet wird. KK bezeichnet die Kapazitätskomponente, also den Betrag, den Anlagenbetreiber für jedes Kilowatt zusätzliche Stromproduktionskapazität bekommen. Dies sind 130 je Kilowattstunde. Ein Beispiel soll zeigen, wie die genaue Höhe der Prämie für eine BGA berechnet wird. Eine 500 kw BGA installiert ein zusätzliches 250 kw BHKW, um dessen Leistung zu Bedarfsspitzen zusätzlich einzuspeisen. Die Bemessungsleistung bleibt konstant, da die Anlagenleistung zu Nebenzeiten gedrosselt wird. Wie in Abbildung 3 ersichtlich beträgt die Bemessungsleistung dieser Anlage 456,62 kw. Die Flexibilitätsprämie beträgt dann: (2.7) Für die weitere Erlösbetrachtung der BGAs werden die in erläuterten Prämien nicht berücksichtigt, da es um einen Anlagentypenvergleich im Rahmen der EEG-Novellen geht und diese Prämie auch von Anlagen in Anspruch genommen werden kann, die nach EEG 2009 vergütet werden. Die in diesem Kapitel vorgenommene, sehr detaillierte Erörterung der gesetzlichen Leistungen zur Stromvergütung dient dazu, das Verständnis für die Erlösberechnungen im folgenden Kapitel zu fördern. 3. Material und Methoden 3.1. Anlagentypen und thematische Abgrenzung Untersuchungsgegenstand dieser Bachelorarbeit sind sechs BGA-Typen verschiedener Leistungsklassen, so wie sie in der Praxis relevant und verbreitet sind. Zum 16

22 Anlagenzubau bezogen auf die install. Anlagenleistung in % Vergleich werden BGAs mit einer installierten elektrischen Leistung von 75, 190, 250, 365, 500 und 1200 kw nach den Vergütungen des EEG 2009 und 2012 gegenübergestellt. Die Auswahl dieser Typen ist damit begründet, dass der Zubau von BGAs im EEG 2009 zu ca. 80% im Leistungsbereich bis 500 kw installierter elektrischer Leistung stattgefunden hat, wie die Abbildung verdeutlicht. Die Leistungsstufungen resultieren aus dem Herstellerangebot an BHKWs, welches dem ASUE Kennwertebericht von 2011 (S. 31ff) entnommen werden kann. Abbildung 5: Anlagenzubau von 2008 bis 2010 bezogen auf die installierte elektrische Anlagenleistung >= 1000 kw el kw el kw el kw el. <100 kw el. Jahr (Quelle: eigene Darstellung nach Daten des DBFZ 2011) Auf der Erlösseite der BGAs erfolgt eine Abgrenzung dahingehend, dass lediglich die auf der Grundlage der geltenden EEG-Vergütungen zu erzielenden Einnahmen aus dem Stromverkauf berücksichtigt werden. Es wird eine Bandeinspeisung des erzeugten Stromes angenommen, d.h. die Option eines zusätzlichen Prämienbezugs für die Direktvermarktung, wie sie in Kapitel näher erläutert wurde, wird nicht mit einfließen. Eine ökonomische Verwertung der Gärreste durch deren Aufbereitung und Vermarktung ist möglich. Im Sinne einer nachhaltigen Flächenbewirtschaftung sind jedoch geschlossene Nährstoffkreisläufe anzustreben, sodass davon ausgegangen wird, dass die Gärreste zurück auf die Flächen der Biomasseerzeugung gelangen. Somit können sie nach dem relativen Zukaufswert des eingesparten Mineraldüngers bewertet werden. Dieser Gärrest-Düngerwert 17

23 Betrag tsd. wird bei der Ermittlung der Maiserzeugungskosten (Anhang S. 54 und 55) Kosten mindernd verbucht Methoden der Rentabilitätsanalyse Zur Beurteilung der Rentabilität der jeweiligen Anlagentypen werden die Grundlagen der Rentabilitätsanalyse und Investitionsplanung angewendet. Eine Investition auf einem landwirtschaftlichen Betrieb versteht sich als Geldanlage zu wirtschaftlichen Zwecken, die über eine Produktionsperiode hinaus geht. Sie dient der Steigerung des Betriebseinkommens. Eine BGA stellt eine Erstinvestition zur Etablierung eines neuen Betriebszweiges dar, erhöht damit die betrieblichen Produktionskapazitäten. Vielfach kann der Einstieg in die Biogaserzeugung aus Sicht eines Landwirts als Instrument des Risikomanagements angesehen werden. So fällt die Investition in eine BGA unter eine laterale Diversifizierungsstrategie, da eine Erweiterung des bestehenden Produktionsprogrammes um ein neues, unabhängiges Produktionsfeld das Markt- und Preisrisiko reduziert und in ungünstigen Marktphasen Liquidität gewährleistet (vgl. DABBERT/BRAUN S. 276ff). Der Risiko mindernde Aspekt der Biogaserzeugung besteht darin, dass zumindest die Einnahmen während der Anlagenlaufzeit kalkulierbar sind und darüber ein Kostenrahmen abschätzbar ist, innerhalb dessen keine Verluste eintreten werden. Investitionen sind stets durch einen Zahlungsstrom gekennzeichnet. Dieser beinhaltet den Zu- und Abfluss von Zahlungsmitteln auf dem Betrieb. Die Abbildung auf der folgenden Seite soll beispielhaft zeigen, wie Ein- und Auszahlungen während der Laufzeit einer Investition verlaufen können. Abbildung 6: Zahlungsstrom einer Investition Einzahlungen Auszahlungen Restwert Jahr (Quelle: eigene Darstellung, abgewandelt nach MUßHOFF/HIRSCHAUER S. 218) 18

24 MUßHOFF und HIRSCHAUER (2010, S. 219) nennen drei bedeutsame Aspekte, um Investitionen hinsichtlich ihrer ökonomischen Vorzüglichkeit bewerten zu können. Erstens generieren Investitionen Rückflüsse während ihrer gesamten Nutzungsdauer. Da Zahlungen zu verschiedenen Zeitpunkten anfallen, können sie nicht in ihrer nominalen Höhe miteinander verglichen werden. Die dynamische Investitionsrechnung ist dadurch gekennzeichnet, dass sie mittels der im Folgenden erläuterten finanzmathematischen Verfahren diese zu unterschiedlichen Zeitpunkten anfallenden, meist heterogenen Zahlungen miteinander vergleichbar macht. Zweitens macht der hohe Finanzbedarf einer Investition gleichzeitig eine Finanzplanung, beispielsweise in Form einer Liquiditätsbetrachtung notwendig, um einer Illiquidität des Betriebes vorzubeugen. Drittens besteht selbst bei einer rentablen Investition eine umso höhere Unsicherheit in Bezug auf künftige Preise und Erträge, je weiter sie in die Zukunft gerichtet ist Finanzmathematische Grundlagen zur Rentabilitätsberechnung 1) Aufzinsen und Diskontieren Um herauszufinden, wie viel ein heutiger Betrag K 0 in Zukunft Wert ist (K t ), wenn er über die Dauer von t Jahren zum Zinssatz i angelegt wird, muss aufgezinst werden. Der Aufzinsfaktor AF i;t wird als q bezeichnet. Die Berechnung erfolgt so: (3.1) (3.2) Soll umgekehrt ermittelt werden, welchen Gegenwarts- bzw. Barwert K 0 ein zukünftiger Betrag K t hat, so muss K t abgezinst werden. Der dafür verwendete Diskontierfaktor DF i;t ist der Kehrwert des Aufzinsfaktors. (3.3) (3.4) 19

25 2.) Kapitalisieren und Verrenten Um den Barwert K 0 einer homogenen Rente g mit der Laufzeit N bei einem Zinssatz i zu bestimmen, muss g mit dem Kapitalisierungsfaktor KF i;n multipliziert werden. (3.5) Um ausgehend von K 0 herauszufinden, welche über N Perioden ausgezahlte Rente g diesem Betrag unter Einbezug von Zins- und Zinseszinseffekten entspricht, muss K 0 mit dem Annuitäten- oder Wiedergewinnungsfaktor WF i;n multipliziert werden. (3.6) 3.) Rentenendwert und Restwertverteilung Um den Endwert K N einer über N Perioden ausgezahlten homogenen Rente g zu berechnen, muss g mit dem Produkt aus Kapitalisierungsfaktor KF i;n und Aufzinsfaktor AF i;n multipliziert werden, welches als Rentenendwertfaktor EWF i;n bezeichnet wird. (3.7) Soll eine zukünftige Einmalzahlung K N in eine über N Perioden ausgezahlte homogene Rente g umgewandelt werden, wird K N mit dem Produkt aus Diskontierfaktor DF i;n und Wiedergewinnungsfaktor WF i;n multipliziert. (3.8) 4.) Kapitalwert Definition Kapitalwert KW nach TIEDEMANN (2011): Der KW stellt den Vermögenszuwachs dar, den eine Investition zum Zeitpunkt t=0 unter Berücksichtigung der Zinswirkung erbringt. (3.9) 20

26 Er berechnet sich aus der Summe der diskontierten Differenzen aus Einzahlungen e t und Auszahlungen a t, wobei A 0 die Anfangsinvestition und RW deren Restwert bezeichnet. (3.10) Der Kalkulationszinsfuß i kalk beträgt bei Finanzierung durch einen Kredit dem hierfür zu zahlenden Zins. Bei Einsatz von Eigenkapital werden dessen Opportunitätskosten angesetzt, also die entgangenen Zinsen der besten nicht gewählten Anlagealternative. Erfolgt eine Mischfinanzierung, so wird ein Mischzins wie folgt kalkuliert: (3.11) Nachfolgende Grafik illustriert die Zusammensetzung des Kapitalwertes einer Investition. Abbildung 7: Zusammensetzung des Kapitalwertes einer Investition , , , , , , t0 t1 t2 t3 t4 t5 (Quelle: eigene Darstellung) Zu Beginn wird A 0 = investiert. Es folgen Einzahlungsüberschüsse in t 1 bis t 5 in der dargestellten Höhe. Um diese wertmäßig miteinander vergleichen zu können, werden sie auf ihren Barwert, also ihren Wert zum Zeitpunkt t 0 mit einem 21

27 Kalkulationszinsfuß, im Beispiel 1,05, diskontiert. Die Summe dieser diskontierten Einzahlungsüberschüsse übersteigt die Anfangsinvestition um gut Dies entspricht dem KW der Investition. Eine Investition ist rentabel, wenn ihr KW größer Null ist. Für diesen Fall kann der KW so interpretiert werden, dass der Investierende sein eingesetztes Kapital zurückgewinnt, dabei die von ihm angestrebte Verzinsung in Form des Kalkulationszinses erzielt und darüber hinaus einen barwertigen Überschuss in Höhe des Kapitalwertes erhält (vgl. TIEDEMANN 2011). 5.) Interner Zinsfuß Als interner Zinsfuß (IZF) i int wird der Kalkulationszinsfuß bezeichnet, zu dem der KW einer Investition den Wert Null annimmt. Formal lässt sich dies so abbilden: (3.12) Bei komplexeren Investitionen, die mehrere Einzahlungsüberschüsse in unterschiedlicher Höhe und zu unterschiedlichen Zeiten generieren, kann der IZF nicht algebraisch bestimmt werden (vgl. MUßHOFF/HIRSCHAUER 2010 S. 238f). Das Tabellenkalkulationsprogramm MS-Excel bietet hier über den Befehl =IKV eine Funktion zur Berechnung des IZF. 6.) Eigenkapitalrendite Bei mischfinanzierten Investitionen gilt es zu ermitteln, mit welcher Rendite sich das in der Investition gebundene Eigenkapital verzinst. Dafür wird eine Approximationsformel herangezogen, mit deren Hilfe auf eine exakte Erfassung von Eigen- und Fremdkapitalzahlungsstrom verzichtet werden kann. Die Rendite des Gesamtkapitals r GK entspricht dabei dem unter 5.) erläuterten IZF i int (vgl. MUßHOFF/HIRSCHAUER 2010 S. 251f). (3.13) 7.) Pay-off Methode 22

28 Bei der Pay-off Methode geht es darum, diejenige Investitionslaufzeit N zu bestimmen, während der das in der Investition gebundene Kapital vollständig zurückfließt. Nach BRANDES/ODENING (1992 S. 36) ist die Pay-off Periode N* das kleinste N, für das gilt: (3.14) Die Pay-off Methode kann nicht zu den Investitionskalkülen gezählt werden, wenn es darum geht, die Vorteilhaftigkeit einer Investition im Vergleich zu bestimmen. Generiert eine von zwei zu vergleichenden Investitionsalternativen erst nach längerer Laufzeit hohe Rückflüsse, dann resultiert daraus eine lange Pay-off Periode, obwohl der Kapitalwert dieser Investition sehr hoch sein kann. Die exakte Amortisationsdauer einer Investition berechnet sich wie folgt: (3.15) Dabei ist t* die letzte Periode, in der ein negativer kumulierter Barwert der Nettozahlungen auftritt (vgl. SAGGAU 2012) Liquidität Neben der Rentabilität wird die Liquidität der Investition ausgewiesen. Liquidität bedeutet die Fähigkeit, seinen Zahlungsverpflichtungen stets fristgerecht nachkommen zu können (MUßHOFF/HIRSCHAUER 2010 S. 295). Während der Begriff der Rentabilität zeitraumbezogen anzuwenden ist, betrifft die Liquidität einen Zeitpunkt. In den Berechnungen zu diesem Kapitel wird dafür der Cash- Flow III ausgewiesen. Dieser drückt die Finanzierungskraft eines Unternehmens aus, indem er angibt, wie viel Barvermögen für Ersatz- und Neuinvestitionen zur Verfügung steht. Er setzt sich folgendermaßen zusammen (vgl. SUNDERMEIER 2011): (3.16) Da nur Zahlungsströme erfasst werden, die direkt mit der BGA-Investition verbunden sind, treten keine Einlagen oder Entnahmen privaten Ursprungs oder aus anderen Betriebszweigen auf. 23

29 Risiko Als unternehmerisches Risiko wird die Wahrscheinlichkeitsverteilung einer zielrelevanten Größe, meist Erträge und Marktpreise, beschrieben. Bei einer Entscheidung unter Risiko liegen Informationen über potenzielle Umweltzustände und deren Eintrittswahrscheinlichkeiten vor. Aufgrund der stabilen Einspeisevergütung für BGAs kann bei einer solchen Investitionsentscheidung auch von Quasi-Sicherheit gesprochen werden, da die Streuung einer relevanten Erfolgsgröße mit hoher Wahrscheinlichkeit in einem engen Wertebereich liegt (vgl. MUßHOFF/HIRSCHAUER 2010 S. 313ff). Eine Risikoanalyse kann mithilfe pragmatischer Sensitivitätsanalysen und der Berechnung kritischer Werte durchgeführt werden. Diese bilden neben der deterministischen Planungsrechnung verschiedene mögliche Umweltzustände ab, ohne dabei jedoch dazugehörige Eintrittswahrscheinlichkeiten mit zu berücksichtigen. Das Vorgehen beruht auf einer ceteris-paribus (c.p.)-grenzwertanalyse. Unter Konstanthalten aller übrigen Faktoren wird untersucht, wie sich eine Zielgröße, z.b. der Kapitalwert, ändert, wenn ein relevanter Faktor variiert wird. Als kritische Werte sind die Werte für den veränderlichen Faktor anzusehen, ab denen die Rentabilitätsschwelle einer Investition über- bzw. unterschritten wird. Die Bestimmung kritischer Werte kommt demnach einer Break-Even-Analyse gleich (vgl. ebenda S. 368f) Rentabilitätsberechnung Dieses Kapitel bildet den Kern der Arbeit. Es wird die Rentabilität der jeweiligen BGA-Typen ermittelt und zum Vergleich gestellt Annahmen zur Erlösbetrachtung und Erlösberechnung Wie in 2.1. dargestellt umfasst das EEG 2009 eine Vielzahl von Boni, mit der sich die Grundvergütung aufstocken lässt. Zur Ermittlung der Vergütungsleistung, die die zu vergleichenden BGA-Typen nach dem EEG 2009 erhalten würden, ist erforderlich, die in der Praxis üblicherweise in Anspruch genommenen Boni zu ermitteln. Welche dies sind, lässt sich aus einer repräsentativen BGA- Betreiberbefragung des Deutschen Biomasse Forschungszentrums (DBFZ) ableiten (DBFZ 2011, S. 46ff). Abbildung 8 zeigt, dass sich die Hauptvergütungsstruktur aus Grundvergütung, NawaRo-, KWK- und Güllebonus zusammensetzt. 24

30 Grundvergütung +NawaRo +Gülle+KWK Grundvergütung +NawaRo +Gülle+KWK+Emission Grundvergütung +NawaRo +Gülle Grundvergütung +NawaRo +KWK +Emission +Technologie andere Vergütungsstrukturen Anteil der Nennungen in % Abbildung 8: Häufigkeiten der in Anspruch genommenen Vergütungen nach EEG 2004 und ,3 22,0 12,7 4,0 22,0 (Quelle: eigene Darstellung nach Daten des DBFZ 2010) Hinsichtlich der Fütterung der 2009er BGAs bedeutet dies, dass ein Drittel des Frischmasseinputs aus Gülle stammt. Da Silomais das bislang günstige NawaRo- Substrat ist, werden die verbleibenden zwei Drittel des Inputs hieraus bereitgestellt. Die Vergütungshöhe wird auf Grundlage der Vergütungssätze für eine Anlageninbetriebnahme im Jahr 2009 berechnet. Die Schwierigkeit für den Einbezug des KWK-Bonus besteht darin, dass diese 3 Cent je Kilowattstunde nur auf den in Kraft-Wärme-Kopplung erzeugten Strom bei Wärmenutzung gemäß Positivliste (vgl. Anlage 3 III. EEG 2009) gezahlt werden. Dies wird in der Praxis jedoch i.d.r. nur eine Teilmenge der Stromerzeugung der Anlagen sein. Daher beinhaltet die Erlösberechnung für BGAs nach dem EEG 2009 KWK-Bonusleistungen in der Höhe, wie sie bei einer Wärmenutzung von 35% im Jahresmittel (60% gesamt abzüglich 25% für Fermenterbeheizung) anfallen würden. Dies entspricht den Vorgaben zum Erhalt der einsatzstoffbezogenen Vergütungsklassen nach EEG 2012, wenn nicht mind. 60% des Masseinputs aus Gülle stammen. Damit wird die Vergleichbarkeit gefördert. Da eine 1200 kw BGA genehmigungspflichtig nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) ist, kann hier zusätzlich der Luft- 25

31 reinhaltungsbonus bis zu einer Bemessungsleistung von 500 kw pro Stunde geltend gemacht werden. Die Vergütungsleistungen nach dem EEG 2012 sehen wie unter 2.2. beschrieben neben der Grundvergütung noch zwei Einsatzstoffvergütungsklassen vor. Da deren Vergütung für die Strommenge gezahlt wird, die aus dem Energieertrag der Inputstoffe der jeweiligen Einsatzstoffvergütungsklassen resultiert, werden zwei Szenarien mit unterschiedlicher Inputzusammensetzung modelliert. Die Vergütung für die 75 kw Anlage liegt fix bei 25 Cent je Kilowattstunde. Szenario I: Einsatz von 60% Gülle, dafür entfällt die Verpflichtung zur Wärmenutzung und der Maisdeckel wird umgangen. Die übrigen 40% Input stammen aus Silomais (Einsatzstoffvergütungsklasse I). Dieses Szenario passt auf viehintensive Betriebe, die unter dem aktuellen EEG 2012 in die Biogaserzeugung einsteigen oder Betriebe, die große Mengen Gülle von Dritten beschaffen können. Für die 1200 kw BGA wird dieses Szenario nicht berechnet, da der Güllebedarf für eine 60%ige Güllefütterung praktisch kaum erzeugt werden dürfte. Szenario II: Einsatz von Silomais bis zur Grenze von 60%, dazu 30% GPS (beides Einsatzstoffvergütungsklasse I) und 10% Gülle. Eine 60%ige Wärmenutzung wird hierbei erforderlich. Dieses Szenario trifft auf viehlos wirtschaftende Betriebe oder solche mit geringem Viehbesatz Betriebe zu, die künftig in die Biogaserzeugung investieren möchten. Der Einsatz von marginalen 10% Gülle ist aus technischen und biologischen Gründen sinnvoll, um den Fermenterinhalt liquide und damit rührfähig zu halten und Spurenelemente für die an der Biogassynthese beteiligten Mikroorganismen zuzuführen (siehe Abbildung 2). Aufgrund der geringen Anbaubedeutung und der unsicheren Methanerträge werden Einsatzstoffe der Einsatzstoffvergütungsklasse II, wie sie im Anhang auf Seite 50 aufgeführt sind, nicht berücksichtigt. Tabelle 8 zeigt die Anteile der Inputstoffe an der Stromproduktion. 26

32 Tabelle 8: Anteil der Inputstoffe an der Stromproduktion Szenario I Szenario II Einsatzstoff Gülle (1/2 Rind + 1/2 Schwein) Inputanteil % Anteil an der Stromproduktion % Inputanteil % Anteil an der Stromproduktion % 60 17, ,56 Mais 40 82, ,25 Getreide-GPS 0 0, ,19 gesamt , ,00 (Quelle: eigene Darstellung nach eigener Berechnung) Für die 75 kw BGA-Klasse wird eine nach EEG 2009 vergütete Anlage mit einer Fütterung aus 1/3 Gülle und 2/3 Silomais, so wie es für den Erhalt des Güllebonus des EEG 2009 vorgeschrieben ist, verglichen mit zwei Szenarien nach EEG Im ersten Szenario wird von einer 100%igen Güllevergärung ausgegangen, im zweiten Szenario wird der für diese Vergütungsklasse vorgeschriebene Mindestgülleanteil von 80% gefüttert. Die übrigen 20% stammen aus Silomais. Hinsichtlich der BHKW-Auslastung wird in den Kalkulationen von einer Volllaststunden-Laufzeit von 8000 Stunden pro Jahr ausgegangen. Dies ist ein regelmäßig in der Literatur verwendeter Wert, der sich mit den Ergebnissen der DBFZ- Betreiberbefragung deckt. Hier betrug das Mittel aller Anlagen zwar nur 7673 h/a. Der Median jedoch lag bei den einkalkulierten 8000 h/a (vgl. DBFZ 2011, S. 59f). In Kapitel 4 wird im Rahmen einer Sensitivitätsanalyse noch auf die Bedeutung dieses Parameters für einzelne Anlagen eingegangen. Die Tabellen auf den Seiten 52 und 53 beinhalten die Erlösberechnung für die jeweiligen BGA-Typen in den modellierten Szenarien. In Abbildung 9 ist die Erlösdifferenz der BGA-Typen zwischen der Vergütung nach den Sätzen des EEG 2009 und den beiden Vergütungsszenarien des EEG 2012 grafisch dargestellt. 27

33 Erlösdifferenz zum EEG 2009 Abbildung 9: Erlösdifferenz zwischen EEG 2009 und Erlösvergleich EEG 2012 Szenario 1 EEG 2012 Szenario installierte elektrische Anlagenleistung in kw (Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen) Hinsichtlich der Erlösentwicklung führt die aktuelle EEG-Novelle zu einer Delle bei den BGAs mittlerer Leistung. Während Kleinanlagen eine geringfügige Besserstellung erfahren, verlieren die Typen von 190 kw bis 500 kw im zweiten Modellszenario 40 bis 45 tsd. an Einspeisevergütungsleistungen. Großanlagen können nach der Novelle gut 60 tsd. mehr einnehmen. Wird wie im ersten Szenario Gülle in erheblichem Umfang eingesetzt, so mindert die höhere einsatzstoffbezogene Vergütung für den daraus gewonnenen Stromanteil diese Delle etwas ab. Die Einbußen bewegen sich dann noch zwischen 40 tsd. bei einer 190 kw Anlage und 30 tsd. bei einer 500 kw Variante Annahmen zu einzelnen Kostenpositionen 1.) Biomasse Da BGAs als nachwachsende Rohstoffe in praxi vornehmlich Ganzpflanzensilagen und Gülle einsetzen, für deren Preise keine offiziellen Marktnotierungen existieren, muss eine alternative Preisermittlung nach dem Opportunitätskostenprinzip vorgenommen werden. Da es sich um eine ex ante Betrachtung zur Anbauplanung handelt, werden Deckungsbeiträge (DB) verwendet. Je nach ackerbaulicher Güte eines Standortes kann Silomais in folgende Fruchtfolgesysteme integriert werden: 28

34 leichte Standorte mit sandigen Böden: Wintergerste-Winterroggen-Winterroggen fruchtbare Standorte, lehmige Böden: Winterraps-Winterweizen-Winterweizen alternativ: Zuckerrüben (Quote)-Winterweizen-Wintergerste-Winterweizen Dabei ersetzt der Silomais jeweils die Kultur mit dem geringsten DB, also den niedrigsten Opportunitätskosten. Zusätzlich müssen die Maisanbaukosten gedeckt werden. Die Berechnungen hierzu befinden sich auf Seite 54 und 55. Die verwendeten Daten stammen von der Bayerischen Landesanstalt für Landwirtschaft (LfL). Auf Grundlage dieses Vorgehens ergeben sich folgende Maispreise: Silomais in Substitution von Winterroggen: 2,37 /dt frei Siloplatte Silomais in Substitution von Wintergerste: 2,45 /dt frei Siloplatte Silomais in Substitution von Winterraps: 2,76 /dt frei Siloplatte Da keine differenzierte Standortbetrachtung beabsichtigt ist, wird der Mittelwert der aufgeführten Preise verwendet, also 2,53 /dt. Dazu kommen noch Kosten für die Silagelagerung inklusive anteiliger Baukosten für das Lager. Diese werden nach KTBL-Planungsdaten für ein Traunsteiner Silo mit 133,33 /ha fixen und 44,70 /ha variablen Kosten angegeben. Legt man eine Erntemenge von 500,3 dt FM/ha zugrunde, dann erhöht sich damit der Preis um 0,36 /dt Silomais. Weiterhin zu berücksichtigen sind Masseverluste durch Oberflächen-, Kanten- und Restatmung bei der Maissilierung, die mit 6,1% bei Lagerung im Traunsteiner- Silo angegeben werden. Daraus errechnet sich der Preis für silierten Mais wie folgt: (3.17) Nun müssen noch Kosten für die Auslagerung und Vorlage in den Feststoffeintrag angesetzt werden. Diese machen laut KTBL 45,66 /ha an fixen und 46,56 /ha an variablen Kosten aus. 29

35 Ausgelagert werden müssen nach Abzug der Silierverluste noch (3.18) Die Kosten belaufen sich damit auf (3.19) Letztlich ergibt sich aus dieser Betrachtung ein Preis von 3,28 /dt Silomais. Die preisliche Bewertung von Getreide-GPS gestaltet sich insofern schwierig, als dass die höchsten Methanerträge bei einer Ernte zum Zeitpunkt des Ährenschiebens bzw. der frühen Milchreife erzielt werden, also bereits im Juni. Somit steht noch ausreichend Zeit für die Etablierung einer Zweitfrucht zur Verfügung. Damit verdrängt das GPS-Getreide folglich keine vollständige Kultur. Deshalb soll eine preisliche Bewertung hier nur auf Basis der Produktionskosten stattfinden. Der KTBL-Kostenrechner für Energiepflanzen liefert für Winterroggen-GPS bei einer Schlaggröße von 5 ha auf mittlerem Ertragsniveau von 220 dt/ha und nicht wendender Bodenbearbeitung Kosten in Höhe von 4,89 /dt inkl. Lagerkosten und Entnahme aus dem Silostock. Der Wert von Gülle wird anhand des relativen Zukaufswertes ermittelt. In praxi werden Gülle und Gärrest zwischen Tierhaltern und Anlagenbetreibern oft im Verhältnis 1:1 ausgetauscht. Der Unterschied in den Nährstoffgehalten zwischen durchschnittlicher Gülle und Gärrest wird mit den Nährstoffwerten aus aktuellen Mineraldüngerpreisen bewertet. Zusätzlich übernehmen die aufnehmenden BGAs noch die Ausbringungskosten für den Gärrest, der ebenfalls dem Güllepreis zugerechnet wird. 30

36 Tabelle 9: Nährstoffwertvergleich zwischen Gülle und Gärresten Parameter TM % NH4-N Norg. P K Mg Ca S kg je to FM Rohgülle (überw. Rind) 9,10 1,80 2,30 1,90 4,10 1,02 2,30 0,41 Gärrest aus Rindergülle + NawaRo 7,30 2,60 2,00 2,50 5,30 0,91 2,20 0,35 Gärrest aus Schweinegülle + NawaRo 5,60 3,10 1,50 3,50 4,20 0,82 1,60 0,29 Mittelwert für Gärrest 6,45 2,85 1,75 3,00 4,75 0,87 1,90 0,32 Nährstoffdifferenz (Gülle- Gärrest) kg -1,05 0,55-1,10-0,65 0,16 0,40 0,09 Preis je Nährstoffeinheit in /kg 0,32 0,46 0,54 0,31 0,03 0,16 0,35 Nährstoffwertdifferenz /to FM -0,34 0,25-0,59-0,20 0,00 0,06 0,03 kumulierte Nährstoffwertdifferenz /to FM -0,78 (Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen auf Grundlage der Angaben aus KTBL Faustzahlen Biogas (2009), S. 171; Preise für Nährstoffeinheiten abgeleitet von Mineraldüngerpreisen nach Angaben von agrarmarkt nrw; Internet: Stand ) Obige Tabelle zeigt, dass Gärrest nährstofftechnisch gesehen im Mittel werthaltiger ist als durchschnittliche Gülle, daher schlägt die Gülle nur mit den Ausbringungskosten zu buche. Deren Höhe wird wie folgt auf Basis der Verrechnungssätze 2011/2012 des Maschinenringes Stade ermittelt: (3.20) Somit wird die Gülle mit 2,00 /m³ bepreist. Bei den reinen Gülleanlagen der 75 kw-klasse wird die Gülle zum Preis von Null kalkuliert, da der Nährstoffgehalt von Gülleinput und Gärrestoutput durch Verzicht auf weitere Substrate identisch ist und die Ausbringungskosten des entsprechenden Güllevolumens ohnehin angefallen wären. Tabelle 10: Übersicht über die verwendeten Substrate Substrat otm % Gasertrag Nm³/t otm Methangehalt % Methanertrag Nm³/ t FM Kosten /t FM Mischgülle 5, ,5 12,4 2,00 Silomais 33, ,8 WRo-GPS 37, ,9 (Quelle: eigene Darstellung nach Angaben aus KTBL Faustzahlen Biogas (2009), S. 94) 31

37 Die Ermittlung der Substratkosten für die Anlagentypen in den jeweiligen Modellszenarien ist ab Seite 58 ausgeführt. 2.) Finanzierung Die Finanzierungsmodalitäten der BGAs basieren auf einer Musterfinanzierung der VR Bank Niebüll eg, die von M. BREUEL, Kreditberater im Geschäftsfeld Erneuerbare Energien, vorgeschlagen wurde. Da die genannte Bank bereits zahlreiche BGAs finanziert hat, besitzen die Angaben zur Finanzierungsstruktur einen hohen Repräsentativitätscharakter. Ein Finanzierungskonzept sieht vor, dass 30% des Investitionsvolumens inklusive des Substratvorfinanzierungsbedarfes aus Eigenmitteln zu stellen ist, je zur Hälfte als Bareinlage und aus einer Bürgschaft. Daraus ergibt sich ein Eigenkapitalanteil an der Investition in Höhe von 15%. Die Kreditmittel für das langfristige Investitionsvolumen teilen sich auf in 1/3 des Kredites mit 10-jähriger und 2/3 des Kredites mit 15-jähriger Laufzeit. Die Kreditmittel werden aus einem Tilgungs- bzw. Ratendarlehen bereit gestellt. Dieses ist dadurch gekennzeichnet, dass über die Kreditlaufzeit konstante jährliche Tilgungsbeiträge anfallen, die sich aus dem Kreditvolumen dividiert durch die Kreditlaufzeit in Jahren ergeben. Die Zinsen für das laufende Jahr richten sich nach der Restschuld des Vorjahres. Mit fortlaufender Tilgung verringert sich die Zinsbelastung im Zeitablauf und der Kapitaldienst sinkt. Aufgrund der hohen Kapitaldienstbelastung in der Anfangsphase eignen sich Ratendarlehen besonders für Investitionen ohne Anlaufschwierigkeiten und Ertrags- oder Preisrisiken (vgl. MUßHOFF/HIRSCHAUER 2010 S. 289). Daher werden sie für BGA- Finanzierungen verwendet. Die Zinskonditionen für die Finanzierung sind nach Angaben BREUELS standardmäßig mit der Preisklasse C der Landwirtschaftlichen Rentenbank anzunehmen. Bei Inanspruchnahme eines Ratendarlehens aus dem Programm Nr. 255 Energie vom Land aus den beihilfefreien Konditionen LR Top liegt der Effektivzins sowohl für das 10-, als auch für das 15-jährige Darlehen bei 3,55% bei einem tilgungsfreien Anlaufjahr und fünfjähriger Zinsbindung. Die Vorfinanzierung des Substratbedarfes des ersten Betriebsjahres wird in Form eines 5-jährigen Darlehens zu selbigen Konditionen abgedeckt (vgl. LANDWIRTSCHAFTLICHE RENTENBANK 2012). Die Berechnung der Fi- 32

38 nanzierungszahlungsströme für die einzelnen BGAs findet sich im Anhang dieser Arbeit ab Seite 61. Problematisch im Hinblick auf die Besicherung der Kredite gestaltet sich die im EEG 2012 eingeführte und bereits unter angesprochene verpflichtende Wärmenutzung von 60%, wenn nicht nachweislich 60% des Frischmasseinputs aus Gülle stammen. Eine Nichteinhaltung, beispielsweise aufgrund des Wegfalls eines Wärmekunden, führt im betreffenden Kalenderjahr zu einer Reduktion der Einspeisevergütung auf das Niveau der Monatsmittelwerte der Stundenkontrakte an der Leipziger Strombörse EPEX Spot SE (vgl. 27 (7) EEG 2012). Nach Angaben BREUELS dürfte dieses Risiko durch eine höhere persönliche Haftung der Gesellschafter in Form von Bürgschaften kompensiert werden. Auch eine verpflichtende Rücklagenbildung sei denkbar, welche dann wiederum die Liquidität von im EEG 2012 neu errichteten BGAs tangieren wird. Bis dato lagen der Bank noch keine Finanzierungsanfragen für BGAs im EEG 2012 vor, sodass keine offizielle Verfahrensdirektive ausgegeben werden konnte. 3.) Investitionskosten Die Investitionskosten stammen aus Musterangeboten der Firma MT Energie aus Zeven. Dieses Unternehmen ist Marktführer im Bereich der Erstellung von BGAs, weshalb die dargestellten Anlagenpreise als branchentypisch und repräsentativ einzustufen sind. Nicht enthalten in den angegebenen Baukosten sind die Kosten für Silagelagerraum. Diese sind bereits bei den Biomassekosten mit berücksichtigt. Ebenfalls außen vor sind Kosten für eine separate Vorgrube zur Zwischenlagerung von Gülle. Es wird davon ausgegangen, dass diese bereits vorhanden ist, da nach Baurecht privilegierte BGAs i.a. nur an Standorten errichtet werden können, die in räumlich-funktionalem Zusammenhang mit einem landwirtschaftlichen Betrieb stehen. Es muss also eine Anbindung an eine Hofstelle bestehen, weshalb vom Vorhandensein einer solchen Vorgrube ausgegangen werden kann. Die Investitionskosten sind Nettobeträge. Da die BGAs üblicherweise der Regelbesteuerung unterliegen, findet eine reine Nettoverbuchung statt. 33

39 4.) Eigenstrombedarf und Prozessstromkosten Der Betrieb einer BGA benötigt elektrischen Strom zum Antrieb von Rührwerken, Feststoffeintrag, Pumpen und BHKW. Diese als Eigenstrombedarf bezeichnete Strommenge wird als relativer Anteil am durch die BGA erzeugten Strom angegeben. Im Ergebnis der DBFZ-Betreiberbefragung von 2010 wird dafür im Mittel ein Wert von 7,8% ausgewiesen, welcher den Berechnungen zugrunde gelegt wird. Tabelle 11 zeigt die Ergebnisse der Befragung. Tabelle 11: Eigenstrombedarf von Biogasanlagen nach Leistungsklassen install. elektr. Anlagenleistung (kw el.) mittlerer Eigenstrombedarf (%) Standardabweichung <= 70 10,1 5, ,6 4, ,2 3, ,3 6,5 > ,7 2,8 gesamt 7,8 4,4 (Quelle: eigene Darstellung nach Angaben der DBFZ Betreiberbefragung 2010) Als für den Bezugsstrom zu zahlender Preis werden 16 Cent je Kilowattstunde angenommen. 5.) BHKW-Wirkungsgrade Die Angaben zu den jeweiligen Wirkungsgraden der Biogas-BHKWs wurden dem aktuellen Kennwertebericht der Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch (ASUE) entnommen (ASUE 2011 S. 31ff). Diese Angabe besitzt insofern Relevanz für die Kosten, als dass mit steigendem Wirkungsgrad, i.d.r. bei größeren BHKWs, der Substrataufwand für die Stromerzeugung relativ gesehen abnimmt. Dies liegt daran, dass ein höherer Anteil der Energie aus dem Substrat in elektrischen Strom umgewandelt wird. 6.) Wartungs- und Reparaturkosten Es wird der Einsatz von Gas-Otto-BHKWs unterstellt, für die nach KTBL- Kalkulation 1,5 Ct./kWh Wartungskosten entstehen. Da dieser BHKW-Typ ohne eine technisch bedingt notwendige Zünd- und Stützfeuerung auskommt, wird kein 34

40 Zündöl benötigt. Zündölkosten entstehen somit nicht. Für die übrige BGA wird ein jährlicher Betrag von 1% der Investitionskosten exklusive BHKW angesetzt. 7.) Abschreibung Die Abschreibung beträgt 20 Jahre auf bauliche Anlagen, 10 Jahre auf Technik und 7 Jahre auf das BHKW. 8.) Sonstige Kosten Die Annahmen bezüglich der Höhe der sonstigen Kosten, wozu Prozesshilfsstoffe, Laboranalysen, Umweltgutachter, Arbeitsentlohnung und Versicherung zählen, stammen aus Kalkulationen von MT-Energie. Die Versicherungen umfassen Feuer, Maschinenbruch, Betriebsunterbrechung und eine Betreiberhaftpflicht. 9.) Kostensteigerungsrate Während die Vergütung der BGA auf 20 Jahre unverändert bleibt, dürften sämtliche Kosten im Betrachtungszeitraum ansteigen. Insbesondere die Faktoren Biomasse und Prozessstrom, aber auch Löhne und Reparaturkosten sowie Schmierstoffe unterliegen einer kontinuierlichen Teuerung. Um diese zu berücksichtigen, wird ein Kostenanstieg um rund 1,6% p.a. unterstellt. Dies entspricht dem Anstieg des Verbraucherpreisindex (VPI) in den vergangenen 20 Jahren nach Angaben des Statistischen Bundesamtes. Die Berechnung vollzieht sich wie folgt: (3.21) Diese Annahme mit Rückgriff auf die ex post Entwicklung des VPI stellt eine pauschale Vereinfachung dar. Denkbar und evtl. präziser wäre eine differenzierte Betrachtung der künftigen Preisentwicklung einzelner Faktoren wie Substratpreise, Löhne oder Prozessstromkosten. Bei den Substratkosten z.b. liegt aufgrund des unter 1.) erläuterten Opportunitätskostenprinzips bei der Preisermittlung eine hohe Korrelation mit dem Getreidepreis vor. Angesichts einer wachsenden Weltbevölkerung bei konstanter bis abnehmender Ackerfläche könnte mithilfe einer Prognose von FAPRI (Food and Agriculture Policy Research Institute) der zu erwartende Preisanstieg der Substratkosten abgebildet werden. Die preisliche Vo- 35

41 latilität auf den Getreidemärkten und Unsicherheiten bezüglich des künftigen Ertragssteigerungspotenzials stellen diese aber ebenfalls in Frage, weshalb hier an einer pauschalen Teuerung aller Produktionsfaktoren festgehalten wird. Eine detaillierte Auflistung zu den konkreten Kosten in den spezifizierten Modellszenarien befindet sich im Anhang auf den Seiten 61 bis Rentabilitätsberechnung Die Referenzkriterien für den Rentabilitätsvergleich sind Höhe des KW, des IZF und der Eigenkapitalrendite. Das Konzept hinter diesen Erfolgsgrößen wurde bereits in Kapitel näher erläutert. Der KW bildet die ursächlich durch die Investition ausgelösten Ein- und Auszahlungen, also tatsächliche Zahlungen ab. Kalkulatorische Kosten wie die AfA bleiben unberücksichtigt (vgl. MUßHOFF/HIRSCHAUER 2010 S. 232). Da die Laufzeit der Investition mit einer Dauer von 20 Jahren von der Dauer der Finanzierungslaufzeit mit 15 Jahren abweicht, werden die Kredite in den Zahlungsstrom integriert. Dadurch entsprechen die ausgewiesenen Zahlungsströme der untersuchten BGAs im Anhang auf den Seiten 61 bis 128 den Eigenkapitalzahlungsströmen der jeweiligen Investition, der IZF ist mit der Eigenkapitalrendite identisch. Der Kalkulationszinsfuß berücksichtigt nur die Opportunitätskosten des 15%igen Eigenkapitalanteils an der Investition und beträgt 1,012. Der Opportunitätszinssatz reflektiert die risikoärmste Geldanlagealternative eines Wirtschaftsraumes mit einer der Investition vergleichbaren Laufzeit (vgl. BWL-BOTE 2012). Näherungsweise soll hier die Rendite eines Bundesschatzbriefes Typ B mit 7 jähriger Laufzeit in Höhe von 1,20% laut BUNDESREPUBLIK DEUTSCHLAND FINANZAGENTUR GmbH (2012) angenommen werden. Zusätzlich müsste noch das allgemeine Risiko der Unternehmertätigkeit abgebildet werden, z.b. in Form einer branchentypischen Insolvenzquote (vgl. BWL-BOTE 2012). Da hierüber keine explizite Statistik verfügbar ist, wird der Risikozuschlag mit Null kalkuliert. Die Einzahlungs- Auszahlungs-Differenz der BGA-Investition wird in Summe als Jahresendfiktion dargestellt. Im Jahr 0 erfolgt eine Einzahlung in Höhe des Darlehens. Stromerlöse fallen noch keine an. Auszahlungen erfolgen durch die Substratkosten für das erste Betriebsjahr und Zinsen für ein halbes Jahr durch die Inanspruchnahme der Kredite für Bau und Vorfinanzierung des Substrates. 36

42 3.4. Rentabilitätsvergleich Tabelle 12: Rentabilitätskennzahlen der untersuchten BGA-Typen Anlagentyp Szenario Kapitalwert Eigenkapitalrendite % Pay-off in Jahren EEG negativ >>20 75 EEG 2012-I ,62 EEG 2012-II ,5 EEG , EEG 2012-I ,62 EEG 2012-II negativ >>20 EEG , EEG 2012-I ,43 EEG 2012-II negativ >>20 EEG , EEG 2012-I ,54 EEG 2012-II ,04 EEG , EEG 2012-I ,42 EEG 2012-II , EEG ,61 EEG 2012-II ,77 (Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen) Zur Beurteilung der Rentabilität von Investitionsalternativen stehen mit dem Kapitalwert und dem internen Zinsfuß zwei Parameter zur Verfügung. Diese können jedoch zu unterschiedlichen Ergebnissen bezüglich der optimalen Entscheidung führen. Dies trifft insbesondere dann zu, wenn Investitionen mit unterschiedlicher Tiefe, also Nutzungsdauer oder unterschiedlicher Breite, also Investitionssumme, miteinander verglichen werden. So wird die höchste Eigenkapitalrendite mit 62% bei der 75 kw BGA im ersten EEG 2012-Szenario erreicht, 7 andere Alternativen erzielen dagegen einen höheren Kapitalwert. Ursache dafür ist, dass das eingesetzte Eigenkapital im 75 kw Szenario I schneller wieder frei wird, wie der Pay-off von nur 1,66 Jahren nahe legt. Wie in erläutert entspricht die Eigenkapitalrendite genau dem internen Zinssatz, da bei der Kapitalwertberechnung der Eigenkapitalzahlungsstrom zugrunde gelegt wurde. Hierbei wird kalkuliert, dass frei werdende Mittel zum internen Zinssatz wieder angelegt werden können. Tatsächlich müssten diese aber mit dem Kalkulationszins von 1,2% verzinst werden. Dann beeinflussen sie den Kapitalwert nicht, da sie sich so verzinsen, wie sie dis- 37

43 kontiert werden. Dieses Vorgehen wird als Supplementinvestition nach modifizierter interner Zinssatz Methode bezeichnet (vgl. MUßHOFF/HIRSCHAUER 2010 S. 271). Zur besten Entscheidung führt hier die Orientierung am Kapitalwert der Investition. Die Ergebnisse der Rentabilitätsberechnungen verdeutlichen zunächst, weshalb im EEG 2009 primär im Bereich der mittleren Anlagengrößen zwischen 100 und 500 kw installierter elektrischer Leistung ein Zubau neuer BGA-Projekte stattgefunden hat, so wie es in Kapitel 3.1. bereits aufgegriffen wurde. Die 190, 250, 365 und 500 kw Anlagen erzielen mit 0,95 bis 2,2 Mio. sehr hohe Kapitalwerte, die für diese Typen nach der EEG-Novelle nicht mehr zu erwirtschaften sind. 1.) 75 kw Klasse: Die EEG-Novelle 2012 stellt besonders kleine BGAs besser, die ausschließlich Gülle vergären und damit ohne weitere Inputstoffe auskommen. Die wirtschaftlichen Vorzüge resultieren hier zum Einen aus den Substratkosten, die mit Null kalkuliert werden können. Zum Anderen entfallen dann die Kosten für einen automatisierten Feststoffdosierer und Feststoffeintrag, welche die Investition um zusätzlich verteuern. Nicht berücksichtigt wurde die Restriktion, dass bei einer Vergärung von Gülle und NawaRo eine Abdeckpflicht des Gärrestelagers besteht, sodass eine gasdichte Lagerung des Gärrestes über 150 Tage gewährleistet werden kann (vgl. 6 (4) Nr.1 EEG 2012). Dies könnte einzelbetrieblich mit zusätzlichen Investitionskosten verbunden sein. Bei einer mittleren Methanausbeute von 12,4 m³ pro Tonne Gülle, die näherungsweise einem Kubikmeter entspricht, werden für die Kleinanlagen ca m³ Gülle pro Jahr benötigt. Unterstellt man einen Gülleanfall von 18m³ Gülle je Großvieheinheit (GV) und Jahr (TAUBE 2012), so sind dafür 770 GV nötig. Das entspricht einer Herde von 590 Kühen bei 1,3 GV je Kuh oder 6400 Mastschweinen bei 0,12 GV je Mastschwein. Wird die Fütterung mit den maximal erlaubten 20% Silomais durchgeführt, so verringert sich der Güllebedarf um 70% auf dann 4200 m³. Diese sind bereits mit Herden von 180 Kühen oder 1950 Mastschweinen zu erzeugen. 2.) 190 kw und 250 kw Klasse: Diese Größenordnung für BGAs ist durch die EEG-Novelle hinsichtlich ihrer wirtschaftlichen Vorzüglichkeit mit großen Einschnitten versehen worden. Die Kapitalwerte der nach EEG 2009 vergüteten An- 38

44 lagen werden deutlich unterschritten. Grund dafür sind die geringeren Erlöse aus dem Stromverkauf, die um 12,75% gegenüber Szenario I bzw. 14,5% gegenüber Szenario II bei den 190 kw BGAs zurückgehen. Bei den 250 kw Anlagen beträgt der Vergütungsverlust 8,6% bei Szenario I und 10% bei Szenario II. Auch hier zeigt sich, dass der verstärkte Einsatz von Gülle die Wirtschaftlichkeit positiv beeinflusst. 3.) 365 kw und 500 kw: Diese Anlagengrößen erreichen auch nach der Gesetzesnovelle noch positive Kapitalwerte, auch wenn die Eigenkapitalrendite im zweiten Szenario mit 5% bei der 365 kw BGA und 3% bei der 500 kw BGA sehr gering ausfällt. Grund hierfür ist, dass die unter beschriebene Erlösdelle bei der Vergütung im ersten EEG 2012-Szenario in dieser Klasse geringer ausfällt als bei den kleineren Anlagen, wie aus dem Erlösvergleich in Abbildung 9 zu sehen ist. Außerdem wird ein Teil des Vergütungsverlustes durch den Wegfall von Boni des EEG 2009 durch eine Anhebung der Grundvergütung im EEG 2012 kompensiert (vgl. hierzu die Tabellen 2 und 4). 4.) 1200 kw Großanlagen: Große BGAs bleiben auch nach der Novelle lukrativ, auch wenn der Kapitalwert um 53% geringer ausfällt als noch Hinsichtlich der Vergütungsleistungen gibt es bei Großanlagen sogar eine Besserstellung gegenüber dem alten EEG (+4,0%). Die um gut höheren Substratkosten, die vornehmlich durch die Limitierung des Silomaiseinsatzes auf 60% der täglichen Fütterungsmenge zustande kommen, bedeuten letztlich aber eine Verschlechterung der Rentabilität. Aufgrund des hohen Methanbedarfes dieser Anlagengröße wäre der 60%ige Masseeinsatz von Gülle hier kaum praktikabel. Die Liquidität der Investition wird auf das jeweilige Betriebsjahr bezogen als Jahressaldo ausgewiesen. Die Liquidität des Jahres Null, also des Investitionsjahres, ergibt sich aus der Höhe des Darlehens abzüglich der zu zahlenden Investitionskosten und der Substratkosten für das erste Betriebsjahr. Mit Ausnahme der 75 kw Anlage mit 2/3-NawaRo-Fütterung erreichen alle BGAs unter dem EEG 2009 bereits im ersten Volllastjahr einen Liquiditätsüberschuss. Bei der genannten Anlagentype stellt sich dieser erst im 11. Jahr ein. Bei den nach EEG 2012 vergüteten Anlagen ergibt sich ein differenziertes Bild. Die Varianten mit 60%iger 39

45 Güllefütterung (Szenario I) schaffen es ebenfalls, im ersten Betriebsjahr Liquiditätsüberschüsse zu generieren. Kritischer verhält es sich bei den nach Szenario II gefütterten Anlagen. Diese benötigen im Leistungsbereich 365, 500 und 1200 kw installierter elektrischer Leistung 6 Jahre, bis bare Überschüsse auftreten. Die kleineren Anlagentypen benötigen sogar 11 Jahre, also ihre halbe voraussichtliche Nutzungsdauer, ehe ein Finanzmittelüberschuss erwirtschaftet wird. Lediglich die 75 kw Kleinanlage schneidet hier mit 6 Jahren besser ab. 4. Sensitivitätsanalyse Das Prinzip der Sensitivitätsanalyse ist bereits unter ausführlich beschrieben worden. In diesem Kapitel soll es nun angewendet werden. Es werden die für die Biogasproduktion relevanten Erfolgskriterien BHKW-Auslastung, Investitionskosten und Maiskosten für die mit Blick auf den zu erwirtschaftenden Kapitalwert interessantesten Investitionsalternativen unter dem aktuell gültigen EEG 2012 variiert. Diese sind nach Tabelle 12 eine 75 kw BGA mit 100%iger Güllevergärung, eine 365 und 500 kw BGA mit 60%iger Güllenutzung und eine 1200 kw Großanlage. Die Sensitivitätsanalyse dient primär dazu, kritische Schwellenwerte zu ermitteln, ab denen ein Zielwert, hier ein positiver Kapitalwert, erreicht wird. Die Berechnungen, auf die sich die Abbildungen in diesem Kapitel stützen, befinden sich im Anhang auf den Seiten 129 und ) Einfluss der BHKW-Auslastung Die erste Abbildung zeigt die Auswirkungen der BHKW-Auslastung auf den Kapitalwert der vier genannten Investitionsalternativen. Bei der Berechnung wurde lediglich die Volllaststundenzahl der BHKWs variiert. Es wurde davon abgesehen, die mit einer geringeren Auslastung verbundenen Einsparungen im Substratbedarf infolge des geringeren Methanverbrauches sowie geringere Wartungsaufwendungen zu berücksichtigen. Deutlich wird, dass gerade die größeren Anlagen mit hohen Substratkosten schnell an Rentabilität einbüßen, wenn sich die BHKW- Auslastung verringert. Die mithilfe der Zielwertsuche in Excel ermittelten kritischen Auslastungsschwellen für einen Kapitalwert von Null betragen 4860 Volllaststunden bei der 75 kw Gülleanlage, 6649 Volllaststunden bei der 365 kw An- 40

46 Kapitalwert lage, 6842 Volllaststunden bei der mit 60% Gülle gefütterten 500 kw BGA und 7502 Volllaststunden bei der 1200 kw Großanlage. Abbildung 10: Sensitivität der BHKW-Auslastung Einfluss der BHKW-Auslastung auf den Kapitalwert Auslastung in Volllaststunden Kapitalwert 75 kw EEG 2012 Szenario I Kapitalwert 1200 kw EEG 2012 Kapitalwert 500 kw EEG 2012 Szenario I Kapitalwert 365 kw EEG 2012 Szenario I (Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen) 2.) Einfluss der spezifischen Investitionskosten Hierbei werden die Investitionskosten je Kilowattstunde installierter elektrischer Leistung variiert. Anzumerken ist, dass zur Vereinfachung der Berechnung die Darlehenssumme konstant gehalten wird. Somit müssen höhere Investitionskosten für das Projekt durch Eigenmittel gedeckt werden. Dieses Vorgehen erscheint insofern realitätsnah, als dass der Kreditbedarf ex ante, also vor Beginn der Baumaßnahme, ermittelt wird. Verteuert sich das Bauvorhaben, so ist der Mehraufwand durch den Unternehmer anderweitig abzudecken. Die Grafik zeigt, dass auch bei den spezifischen Investitionskosten große BGAs hinsichtlich des Kapitalwertes sensibler reagieren als kleine. Zu bedenken ist, dass die Auswirkungen einer Verteuerung der spezifischen Investitionskosten bei einer hohen Anlagenleistung einen größeren Einfluss auf die Investitionssumme haben. Die maximalen spezifischen Investitionskosten für einen Kapitalwert von Null betragen /kwh inst. bei der 75 kw Anlage, 8056 /kwh inst. bei der 365 kw BGA, 7640 /kwh inst. bei der 500 kw Variante und noch 3811 /kwh inst. bei der Großanlage. 41

47 Abbildung 11: Sensitivität der spezifischen Investitionskosten Kapitalwert Einfluss der Investitionskosten je Kilowattstunde installierter Leistung auf den Kapitalwert (Auslastung 8000 Volllaststunden) spezifische Investitionskosten Kapitalwert 75 kw EEG 2012 Szenario I Kapitalwert 1200 kw EEG 2012 Kapitalwert 500 kw EEG 2012 Szenario I Kapitalwert 365 kw EEG 2012 Szenario I (Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen) 3.) Einfluss des Maispreises Angesichts der Volatilität der Agrarmärkte, insbesondere seit 2007, besteht bezüglich des zu kalkulierenden Preises für Silomais die größte Unsicherheit. Auch wenn dies keine Marktfrucht mit offizieller Handelsnotierung ist, orientieren sich die Silomaispreise am Getreidepreis, da mit steigendem Getreidepreis die Opportunitätskosten für den Silomaisanbau ansteigen. Diese müssen durch einen höheren Maispreis kompensiert werden. In Kapitel wurde bereits näher auf die Ermittlung des zu kalkulierenden Maispreises eingegangen. Wie unter 2.) wird auch hier eine Vereinfachung der Berechnungsschritte vorgenommen, indem die Höhe des Betriebsmittelkredites zur Vorfinanzierung des Substratbedarfes für das erste Betriebsjahr konstant gehalten wird. Somit müssten Mehrkosten durch höhere Maispreise durch liquide Mittel des Unternehmers abgedeckt werden. Für die 75 kw Gülle-BGA entstehen keine Substratkosten, die variiert werden können. Aufgrund der komplexen Verknüpfung zur Berechnung ist es nicht möglich, einen kritischen Maispreis mithilfe der Excel-Zielwertsuche für die betrachteten Investi- 42

48 tionsalternativen zu bestimmen. Der Grafik kann jedoch entnommen werden, dass dieser für eine 365 kw BGA bei etwa 47 je Tonne liegen dürfte. Eine 500 kw BGA erlöst noch 45 je Tonne, bei der 1200 kw Anlage ist der Break-Even bereits bei unter 39 je Tonne erreicht. Abbildung 12: Sensitivität auf den Maispreis Kapitalwert Einfluss des Maispreises auf den Kapitalwert Maispreis in /t Kapitalwert 500 kw EEG 2012 Szenario I Kapitalwert 1200 kw EEG 2012 Kapitalwert 365 kw EEG 2012 Szenario I (Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen) Will ein Landwirt unter dem EEG 2012 in die Biogaserzeugung investieren, stehen ihm die vier in diesem Kapitel genannten Anlagentypen als interessante Investitionsalternativen zur Verfügung. Sofern das Unternehmerziel nicht primär in Gewinnmaximierung, sondern Risikoreduktion und Sicherheit besteht, ist die 75 kw BGA mit 100%igem Gülleinput aufgrund ihrer geringen Sensitivität gegenüber Schwankungen in den erfolgsrelevanten Faktoren vorzuziehen. Grundsätzlich lässt sich aus der Sensitivitätsanalyse für alle BGA Typenklassen ableiten, dass mit sinkendem Gülleanteil an der Fütterung und zunehmendem kostenintensivem NawaRo-Einsatz, der einen Anteil an den Gesamtkosten von bis zu 63% bei der 2012er 1200 kw BGA erlangt, das wirtschaftliche Risiko ansteigt. 43

49 5. Auswertung und Ausblick Wie bereits in den Zielen dieser Arbeit unter 1.3. erwähnt sollen die Rentabilitätsberechnungen dazu dienen, eine Prognose bezüglich der künftigen Entwicklung der Biogasstrukturen in Deutschland abzuleiten. Die bisherigen EEG-Novellen der Jahre 2004 und 2009 haben für einen starken Zubau neuer BGAs gesorgt, wobei die durchschnittliche Anlagenleistung kontinuierlich gestiegen ist. Die Investitionsanreize wurden, ausgelöst durch die in den bisherigen EEG-Novellen verankerten Einspeisevergütungssätze für Strom (siehe Tabelle 1), verstärkt in Richtung einer NawaRo-basierten Biogaserzeugung in großen Anlagen der Leistungsklasse von 100 bis 500 kw installierter elektrischer Leistung gesetzt (vgl. Kapitel 3.1. und Abbildung 5) Auswirkungen der aktuellen EEG-Novelle auf die weitere Entwicklung der Biogaserzeugung Durch die 2012er EEG-Novelle dürften neue BGA-Projekte in der Leistungsklasse 190 und 250 kw, deren Biogaserzeugung auf NawaRo-Basis stattfindet, keine Bedeutung mehr erlangen. Auch 365 und 500 kw NawaRo-Anlagen, die noch einen positiven Kapitalwert erreichen, verlieren massiv an Vorzüglichkeit, da nur noch sehr geringe Eigenkapitalrenditen ermöglicht werden. Dies erhöht zum Einen sehr stark das Investitionsrisiko, da unvorhersehbare Kostensteigerungen in geringem Umfang bereits die Rentabilität gefährden. Andererseits dürften gerade in Zeiten hoher Agrarerzeugerpreise wie in 2011 Investitionen in die Tierhaltung wieder an Vorzüglichkeit gegenüber Biogas gewinnen. Weiterhin sollte bedacht werden, dass eine EEG-Vergütung nur noch gezahlt wird, wenn wie in erläutert entweder 60% Gülle eingesetzt oder 60% der erzeugten Wärme genutzt werden. Diese Hürde wird den Neunanlagenzubau zusätzlich dämpfen. Auch große Anlagenprojekte in der Leistungsklasse oberhalb von 1 Megawatt installierter elektrischer Leistung werden, bedingt durch die Mehrkosten zur Einhaltung des ebenfalls in erläuterten Maisdeckels, schlechter gestellt als auf Grundlage der Vergütungsleistungen zu antizipieren wäre. Hinzu kommt, dass ab dem 01. Januar 2014 eine Beschränkung der einsatzstoffbezogenen Vergütung auf eine maximale BGA-Leistung von 750 kw eingeführt wird, sodass größere Projekte nur noch mit dem Konzept der Biomethanerzeugung und Gaseinspeisung ins Erd- 44

50 gasnetz realisiert werden können. Das EEG 2012 trägt den Empfehlungen des Gutachtens des Wissenschaftlichen Beirates Agrarpolitik beim Bundesministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz vom November 2007 (S. i und S. 240ff) in großem Maße Rechnung, da mit der Novelle besonders die Biogasproduktion auf Güllebasis forciert wird, welche aus klimaschutzpolitischer Sicht durch niedrige CO 2 -Vermeidungskosten eine hohe Förderwürdigkeit besitzt (siehe S. 48). Für die 365 und 500 kw Anlagen ergibt sich unter Einsatz von 60% Gülle auch nach der Novelle noch eine hohe Rentabilität, auch wenn die Kapitalwerte um 300 bis 400 tsd. geringer ausfallen als noch im EEG Für viehintensive Betriebe wird der Einstieg in die Biogaserzeugung durch die 75 kw Klasse gefördert, wenn sie diese Anlage ausschließlich mit Gülle betreiben können. Aufgrund der in 3.4. dargelegten erforderlichen Größe des Tierbestandes, beispielsweise gut 600 Milchkühe oder 6400 Mastschweine, ist nicht von einem massenhaften Zubau auszugehen, da vielen Betrieben diese Größe fehlt. Alternativ bietet das EEG 2012 in der 75 kw Klasse die Möglichkeit, bis zu 20% der Fütterung aus Silomais zu generieren. Damit reduziert sich der Güllebedarf um 70%, sodass bereits Betriebe in der Größenordnung von 180 Kühen oder knapp 2000 Mastscheinen die Voraussetzungen für die Sondervergütung erfüllen. Die zusätzliche Kostenbelastung durch den Silomais sowie höhere Investitionskosten durch die Installation einer Feststoffzufuhr lassen den Kapitalwert dann aber um 84% sinken. Somit wird sich auf diesen Betrieben die Investition in eine kleine BGA mit der Alternative einer Aufstockung der Tierhaltung hinsichtlich der Rentabilität messen müssen. Nach der EEG-Novelle 2012 sind 75 kw BGAs wie allgemein eine güllebasierte Biogasproduktion unter Berücksichtigung des Investitionsrisikos, dargestellt in Kapitel 4., als präferenziell anzusehen Politische Implikationen der aktuellen EEG-Novelle Bisherige Fehlallokationen aus den vorangegangenen EEG-Novellen haben für eine politische Sensibilisierung bezüglich der Förderung Erneuerbarer Energien gesorgt. Im Besonderen sieht sich die Politik bemüht, eine Überförderung regenerativer Energien zu verhindern, um die Belastungen der Verbraucher durch die EEG-Umlage nicht ausufern zu lassen. So hat es bereits mehrere außerplanmäßige Kürzungen bei der EEG-Vergütung für Strom aus solarer Strahlungsenergie gege- 45

51 ben, die jüngste erst im März Für öffentliche Diskussionen im Rahmen der EEG-Novelle 2012 bei Biogas sorgen insbesondere die Sondervergütung für 75 kw Anlagen sowie die vergütungstechnische Besserstellung bei Großanlagen. So versuchten die Vorsitzenden der Regierungskoalitionsfraktionen, Volker Kauder (CDU) und Rainer Brüderle (FDP) sowie die CSU-Landesgruppenchefin Gerda Hasselfeldt, im Dezember 2011 und damit noch vor Inkrafttreten der Novelle die Vergütungsdegression zu erhöhen oder aber den Zubau durch eine Obergrenze von 1000 MW installierter elektrischer Leistung pro Jahr zu begrenzen (vgl. agrarheute.com vom ). Einen weiteren Verstoß nahm der Deutsche Bauernverband (DBV) in Richtung großer BGAs vor, indem Präsident Sonnleitner in einem Schreiben an Bundeskanzlerin Merkel eine Absenkung der Vergütung für Großanlagen auf den Stand des EEG 2009 forderte (vgl. topagrar.com vom ). Allgemeiner Tenor der Politik ist derzeit jedoch, dass zunächst einmal die Auswirkungen der Novelle auf den Zubau der Biogaserzeugung abgewartet und analysiert werden sollen. Der Fachverband Biogas e.v. (FvB), repräsentiert durch Präsident Pellmeyer, artikuliert in diversen Pressemitteilungen, dass mit der EEG-Novelle der weitere Zubau von BGAs gedämpft werden dürfte. Zuwachsraten werde es seiner Ansicht nach besonders im Bereich der kleinen Gülleanlagen geben, von denen der FvB 200 bis 400 neue Anlagen erwartet. Ansonsten wird es große Projekte zur Gasaufbereitung und einspeisung geben. 46

52 Anhang Abbildung 13: Erzeugerpreisindizes landwirtschaftlicher Produkte Bis 1990: Früheres Bundesgebiet ohne Berlin-West. (Quelle: Statistisches Bundesamt, Wiesbaden 2011) Abbildung 14: Anlagenanzahl und durchschnittliche Anlagenleistung nach Regionen (Quelle: Stand Biogasdatenbank 01/2010 und Angaben der Länderinstitutionen) 47

53 Abbildung 15: CO2-Vermeidungskosten regenerativer Energiequellen (Quelle: Gutachten des Wissenschaftlichen Beirates Agrarpolitik. Internet: pdf, Stand ) 48

54 Tabelle 13: Energieertrag der Einsatzstoffe der Einsatzstoffvergütungsklasse I nach BiomasseV (Quelle: Verordnung über die Erzeugung von Strom aus Biomasse. Konsolidierte Fassung des Verordnungstextes in der ab 01. Januar 2012 geltenden Fassung) Anlage 2 (zu 2a Absatz 1 und 2) Biomasse V Energieertrag (Methanertrag in m3 pro Tonne Einsatzstoffe der Einsatzstoffvergütungsklasse I und ihr Energieertrag Einsatzstoffe zur Biogaserzeugung Frischmasse) 1. Corn-Cob-Mix (CCM) Futterrübe Futterrübenblatt Getreide (Ganzpflanze)*) Getreidekorn Gras einschließlich Ackergras Grünroggen (Ganzpflanze)*) Hülsenfrüchte (Ganzpflanze)*) Kartoffelkraut Körnermais Lieschkolbenschrot Mais (Ganzpflanze)*) Sonnenblume (Ganzpflanze)*) Sorghum (Ganzpflanze)*) Sudangras Weidelgras Zuckerrüben Zuckerrübenblatt mit Anteilen Zuckerrübe Für sonstige Pflanzen oder Pflanzenbestandteile zur Biogaserzeugung, die in landwirtschaftlichen, forstwirtschaftlichen oder gartenbaulichen Betrieben anfallen und die keiner weiteren als der zur Ernte, Konservierung oder Nutzung in der Biomasseanlage erfolgten Aufbereitung oder Veränderung unterzogen wurden (nachwachsende Rohstoffe), ist folgender Energieertrag E I zu verwenden: 50 m3 pro Tonne Frischmasse. 49

55 Einsatzstoffe der Einsatzstoffvergütungsklasse I und ihr Energieertrag Anlage 3 (zu 2a Absatz 1 und 2) Biomasse V Einsatzstoffe der Einsatzstoffvergütungsklasse II und ihr Energieertrag Tabelle 14: Energieertrag der Einsatzstoffe der Einsatzstoffvergütungsklasse II nach BiomasseV (Quelle: Verordnung über die Erzeugung von Strom aus Biomasse. Konsolidierte Fassung des Verordnungstextes in der ab 01. Januar 2012 geltenden Fassung) Energieertrag (Methanertrag in m3 pro Tonne Einsatzstoffe der Einsatzstoffvergütungsklasse II und ihr Energieertrag Einsatzstoffe zur Biogaserzeugung Frischmasse) 1. Blühstreifen, Blühflächen, Schonstreifen, 72 Ackerrandstreifen, Wildblumenaufwuchs 2. Durchwachsene Silphie Geflügelmist, Geflügeltrockenkot Kleegras (als Zwischenfrucht von Ackerstandorten) Landschaftspflegematerial einschließlich Landschaftspflegegras. Als Landschaftspflegematerial gelten alle Materialien, die bei Maßnahmen anfallen, die vorrangig und überwiegend den Zielen des Naturschutzes und der Landschaftspflege im Sinne des Bundesnaturschutzgesetzes dienen und nicht gezielt angebaut wurden. Marktfrüchte wie Mais, Raps oder Getreide sowie Grünschnitt aus der privaten oder öffentlichen Garten-und Parkpflege oder aus Straßenbegleitgrün, Grünschnitt von Flughafengrünland und Abstandsflächen in Industrie-und Gewerbegebieten zählen nicht als Landschaftspflegematerial. Als Landschaftspflegegras gilt nur Grünschnitt von maximal zweischürigem Grünland

56 6. Leguminosen-Gemenge Lupine Luzernegras (als Zwischenfrucht von Ackerstandorten) Pferdemist Phacelia Rinderfestmist Rindergülle Schafmist, Ziegenmist Schweinefestmist Schweinegülle Stroh. Als Stroh gilt das halmgutartige Nebenernteprodukt von Getreide, Ölsaaten oder Körnerleguminosen, wenn das Hauptprodukt (Korn) nicht energetisch genutzt wird und das halmgutartige Nebenernteprodukt

57 Tabelle 15: Erlösberechnung nach EEG 2009 (Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen) EEG 2009 install. Leistung kw Auslastung (Volllaststunden/a) Bemessungsleistung kw 68,49 173,52 228,31 333,33 456, ,89 Stromproduktion kwh / a Grundvergütung / a 70020, , , , , ,60 NawaRo / a 42000, , , , , ,00 Gülle / a 24000, , , , , ,00 Luftreinhaltungsbonus /a entf. entf. entf. entf. entf ,00 Wirkungsgrad BHKW elektr. %* Wirkungsgrad BHKW therm. %* Wärmefaktor** 1,37 1,21 1,21 1,21 1,08 1,02 Wärmeerzeugung (kwh) , , , , , ,34 KWK-Bonus auf 35% der Erzeugung (kwh) , , , , , ,22 multipliziert mit Stromkennzahl*** 0,73 0,83 0,83 0,83 0,93 0,98 Strommenge für KWK-Bonus , , , , , ,00 KWK-Bonus ( / a) 6300, , , , , ,00 Gesamtleistung / a , , , , , ,60 *Angaben aus BHKW-Kenndatenbericht 2011 der ASUE (Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e.v.) **Quotient aus thermischem und elektrischem Wirkungsgrad ***Quotient aus elektrischem und thermischem Wirkungsgrad 52

58 Tabelle 16: Erlösberechnungen nach EEG 2012 Szenario 1 EEG 2012 install. Leistung kw Auslastung (Volllaststunden/Jahr) Bemessungsleistung kw 68,49 173,52 228,31 333,33 456,62 Stromproduktion kwh / a Grundvergütung / a , , , , ,00 Einsatzstoffvergütungsklasse I / a entfällt 75240, , , ,00 Einsatzstoffvergütungsklasse II (Gülle) / a entfällt 21280, , , ,00 Gesamtleistung / a , , , , ,00 Szenario 2 EEG 2012 install. Leistung kw Auslastung (Volllaststunden/Jahr) Bemessungsleistung kw 68,49 173,52 228,31 333,33 456, ,89 Stromproduktion kwh / a Grundvergütung / a , , , , , ,00 Einsatzstoffvergütungsklasse I / a entfällt 89832, , , , ,00 Einsatzstoffvergütungsklasse II (Gülle) / a entfällt 1945, , , , ,60 Gesamtleistung / a , , , , , ,60 (Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen) 53

59 Tabelle 17: Deckungsbeiträge alternativer Ackerkulturen Fruchtart Quotenrüben Qualitätsweizen Futterweizen Winterraps Wintergerste (MZ) Hybridroggen Triticale Körnermais Ertrag dt/ha 727,40 70,30 73,00 37,00 61,20 57,80 58,20 97,10 Preis /dt 3,83 17,95 15,60 33,17 14,99 15,83 14,38 17,22 Marktleistung /ha 2785, , , ,29 917,39 914,97 836, ,06 Saatgut /ha 247,70 71,20 68,60 49,10 70,60 120,80 69,40 167,50 Düngemittel /ha 460,00 296,00 275,10 273,10 226,20 206,00 216,90 319,40 Pflanzenschutz /ha 238,90 121,40 121,40 123,74 94,10 98,80 81,60 68,10 var. Masch.kosten Anbau /ha 452,40 264,50 264,80 293,00 257,20 258,10 254,90 289,70 Trocknung/Reinigung /ha 0,00 47,00 48,80 57,10 40,90 51,50 38,90 430,50 Hagelversicherung /ha 58,50 22,10 19,90 68,70 19,30 12,80 14,70 35,10 Summe var. Kosten /ha 1457,50 822,20 798,60 864,74 708,30 748,00 676, ,30 Deckungsbeitrag /ha 1328,44 439,69 340,20 362,55 209,09 166,97 160,52 361,76 Akh Bedarf h/a 6,50 6,00 6,00 5,70 5,70 5,70 5,60 5,90 (Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen auf Basis von Daten der Bayerischen Landesanstalt für Landwirtschaft LfL) 54

60 Tabelle 18: Kostenermittlung für Silomais Fruchtart Silomais frisch Silomais frisch Silomais frisch Standort Sandboden Lehmboden Lehmboden Fruchtfolge WG-WRo-WRo WRaps-WW-WW ZR-WW-WG-W in Substitution von Winterroggen Winterraps Wintergerste Ertrag dt/ha 500,30 500,30 500,30 Preis /dt 2,37 2,76 2,45 Gärrest-Wert frei Feld /ha 334,1 334,1 334,1 Marktleistung /ha 1519, , ,79 Saatgut /ha 184,00 184,00 184,00 Düngemittel /ha 598,00 598,00 598,00 Pflanzenschutz /ha 68,10 68,10 68,10 var. Masch.kosten Anbau /ha 121,60 121,60 121,60 var. Masch.kosten Ernte /ha 350,00 350,00 350,00 Hagelversicherung /ha 31,00 31,00 31,00 Summe var. Kosten /ha 1352, , ,70 Opportunitätskosten /ha 166,97 362,55 209,09 Deckungsbeitrag /ha 0,00 0,00 0,00 Akh Bedarf h/a 4,90 4,90 4,90 (Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen auf Basis von Daten der Bayerischen Landesanstalt für Landwirtschaft LfL) 55

61 Tabelle 19: Vergleich von Produktionsverfahren im Ackerbau nach LfL 56

62 57

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