vorgelegt von Simon Hagemann

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1 Masterarbeit im Studiengang Agrarwissenschaften Betriebswirtschaftliche Optimierung einer Biogasanlage aus einer Region mit hoher Anlagendichte unter Berücksichtigung verschiedener Produktionskapazitäten und Vermarktungsstrategien vorgelegt von Simon Hagemann Erstgutachter: Prof. Dr. U. Latacz-Lohmann Zweitgutachter: Prof. Dr. H.-H. Sundermeier Institut für Agrarökonomie Agrar- und Ernährungswissenschaftliche Fakultät Christian-Albrechts-Universität zu Kiel Kiel, Dezember 2014

2 Inhaltverzeichnis I Inhaltsverzeichnis II Tabellenverzeichnis III Abbildungsverzeichnis IV Abkürzungsverzeichnis 1 Einleitung Zielsetzung Aufbau der Arbeit Literatur Einflussfaktoren auf die Wirtschaftlichkeit von Biogasanlagen Zeitlich flexible Produktion von Biogas Material und Methoden Änderungen durch das EEG Vorstellung einer typischen Biogasanlage Datengrundlagen Lineare Programmierung Szenarien-Analyse Szenario 1/ Abwrackprämie mit Direktvermarktung Szenario 2/ Status quo mit Direktvermarktung Szenario 3/ Bemessungsleistung 475 kw mit Zusatzleistung Ergebnisse Szenario 1/ Abwrackprämie mit Direktvermarktung Szenario 2/ Status quo mit Direktvermarktung Szenario 3/ Bemessungsleistung 475 kw mit Zusatzleistung Szenario 3.1/ installierte Leistung 0,86 MW Szenario 3.2/ installierte Leistung 1 MW Szenario 3.3/ installierte Leistung 1,3 MW I

3 Inhaltsverzeichnis 4.4 Szenarienvergleich Diskussion Implikation praktischer Betriebsführung in den Szenarien Implikation praktischer Betriebsführung im Szenario 1 Abwrackprämie mit Direktvermarktung Implikation praktischer Betriebsführung Szenario 2 mit Direktvermarktung Implikation praktischer Betriebsführung Szenario 3/ Bemessungsleistung 475 kw mit Zusatzleistung Diskussion der Annahmen, Methodik und Ergebnisse Zusammenfassung Literaturverzeichnis Erklärung II

4 Tabellen- und Abbildungsverzeichnis II Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Benennung der Szenarien Tabelle 2: Fahrplan im Szenario 1/ "Abwrackprämie" mit Direktvermarktung Tabelle 3: Szenario 1/ Abwrackprämie mit Direktvermarktung Tabelle 4: Erlös Szenario 1 im Vergleich Status quo mit Gesetz-Entwurf Tabelle 5: Fahrplan im Szenario 2/ Status quo mit Direktvermarktung Tabelle 6: Szenario 2 im Status quo mit Direktvermarktung Tabelle 7: Szenario 2 Vergleich mit maximaler Produktion Tabelle 8: Fahrplan im Szenario 3.2/ installierte Leistung 0,86 MW Tabelle 9: Mehrerlös im Szenario 3.1/ installierte Leistung 0,86 MW Tabelle 10: Fahrplan im Szenario 3.2/ installierte Leistung 1 MW Tabelle 11: Mehrerlös im Szenario 3.2/ installierte Leistung 1 MW Tabelle 12: Fahrplan im Szenario 3.3/ installierte Leistung 1,3MW Tabelle 13: Mehrerlös im Szenario 3.3/ installierte Leistung 1,3MW III Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Entwicklung der Biogasanlagen in Deutschland Abbildung 2: Strombörsenpreise pro Stunde im Jahr Abbildung 3: Vergleich: EEG-Vergütung mit Direktvermarktung Abbildung 4: Durchschnittlicher Börsenpreis Abbildung 5: Flexibilitätsprämie in Cent/Kilowattstunde Abbildung 6: Vergleich aller Szenarien Abbildung 7: Entwicklung der EEG-Umlage Abbildung 8: Verteilung der Biogasproduktion in der Bundesrepublik Abbildung 9: Durchschnittlicher Haushaltsstrompreis in der BRD Abbildung 10: Verlauf des Strombörsenpreises im Jahr Abbildung 11: Regelenergiepreise 2013 in /MW Abbildung 12: Regelenergiepreis III

5 Abkürzungsverzeichnis VI Abkürzungsverzeichnis Bemlstg. BGA BHKW DV el., P FM GDGE ha inst. KTBL kw(h) LP MELUR MW VDN Bemessungsleistung Biogasanlage Blockheizkraftwerk Direktvermarktung elektrische Leistung Frischmasse Genossenschaft Deutscher Grün-Energie Erzeuger eg. Hektar Installiert Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft Kilowatt(stunde) Lineare Programmierung Ministerium für Energiewende, Landwirtschaft, Umwelt und ländliche Räume Schleswig - Holstein Megawatt Verband Deutscher Netzbetreiber IV

6 Einleitung 1 Einleitung Überblick über die Entwicklung der Biogasbranche Die Biogasanlagendichte in Schleswig- Holstein hat in den letzten Jahren deutlich zugenommen, mit der gesetzlichen Anreizwirkung im Jahr 2009 verdreifachte sich die Anzahl der Biogasanlagen in Schleswig-Holstein (SH) bis 2012 nahezu (MELUR, 2013). Anfänge der Biogasbranche zeigten sich jedoch schon deutlich früher (vgl. Abbildung 1). Im April 2000 beschloss die Bundesrepublik Deutschland (BRD) ein Gesetz über den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG). Die Intention bestand darin, den Ausbau der erneuerbaren Energien zur Stromversorgung als zentrales Element für Klimaschutz, Umweltschutz und nachhaltige Entwicklung zu fördern (Bundesministerium für Umwelt, 2000). Deshalb wurde das Ziel formuliert, den Anteil der erneuerbaren Energien am deutschen Stromverbrauch bis zum Jahr 2020 auf mindestens 30 Prozent und bis zum Jahr 2050 auf 50 Prozent zu steigern (BDEW, 2013). Um diese ehrgeizigen Ziele erreichen zu können ist das EEG ein notwendiges Dopingmittel, ob es der richtige Weg ist sei an dieser Stelle dahingestellt. Die aktuellen Börsenpreise für Strom an der Leipziger Börse sind nicht ausreichend für einen wirtschaftlichen Betrieb von EEG-Anlagen. Deshalb ist die im EEG verankerte feste Vergütung, welche über 20 Jahre garantiert ist, notwendig, um die Investitionen und die Entwicklung der erneuerbaren Technologien voranzutreiben. Eine Herausforderung besteht darin, für die jeweilige Technologie eine Vergütung festzusetzen, die betriebswirtschaftliche Anreize schafft und gesamtwirtschaftlich positiv in die Klimabilanz eingreift. Aus diesem Grund ist eine Überarbeitung des EEG durch die Novellierung erforderlich, um neue Impulse und geänderte Auflagen in die künftige Förderung von Strom aus erneuerbaren Energien zu setzen. Das EEG 2012 gibt die Möglichkeit für bestehende Biogasanlagen den Strom direkt zu vermarkten. Aus diesem Grund ist es auch für Bestandsanlagen von großem ökonomischem Interesse zu wissen, welches Potential sich für sie aus einer Novellierung ergibt. Um die Differenz zwischen dem Strombörsenpreis und der ausgezahlten Vergütung für EEG-Anlagen zu finanzieren, wurde mit dem EEG im Jahr 2000 die EEG-Umlage eingeführt. Im Jahr 2000 betrug diese für den Verbraucher 0,19 ct/kwh, aktuell - 1 -

7 Einleitung werden 6,24 ct/kwh für die Umlage gezahlt (Johannes & Burger, 2014). Diese Zahlen belegen, dass durch die EEG Novellierung der monetäre Aufwand zu Aufrechterhaltung der Vergütungsgarantie steigt. Auf Betreiberseite bedeutet dies einen großen Zuwachs an Produktionskapazitäten, auf der Verbraucherseite eine stetige Erhöhung des Strompreises. Dies ist ein Effekt der Einführung des erneuerbaren Energien Gesetzes. Die Abbildung 1 zeigt im Vergleich dazu die Entwicklung der Biogasanlagenzahl im Zusammenhang mit der installierten Leistung, dargestellt von der Agentur für erneuerbare Energien. Die Trendlinie zeigt deutlich welch starken Zuwachs die Biogasbranche in dem letzten Jahrzehnt realisiert hat. Abbildung 1: Entwicklung der Biogasanlagen in Deutschland *Hinweis: Prognose Quelle: Agentur für Erneuerbare Energien Aus Abbildung 1 geht hervor, dass mit der Einführung des EEG die installierte Leistung stetig gestiegen ist. Durch das EEG 2004 und 2009 ist jeweils ein starker Zuwachs an installierter Leistung und Anlagenzahlen zu erkennen. Dies verdeutlicht den Effekt einer Novellierung. Die entscheidende Frage ist, welche Konsequenzen daraus heute gezogen werden können. Die Biogasproduktion mit nachwachsenden Rohstoffen steht heute in direkter Konkurrenz zu anderen Betriebszweigen, wie der Milchproduktion, um den knappen - 2 -

8 Einleitung Produktionsfaktor Boden. Diese Entwicklung gekoppelt mit dem derzeitigen Druck des Wachstums in der Landwirtschaft, sorgt für einen enormen Wettbewerb auf dem Bodenmarkt. Dadurch ist die Zahlungsbereitschaft für Pacht- oder Kaufflächen exorbitant gestiegen und nimmt aktuell Preise an, die sonst nur in Regionen mit Sonder-, Spezialkulturen und in veredlungsstarken Gegenden beobachtet wurden (Bahrs et al., 2007). Die hohen Flächenpreise haben enorme Konsequenzen für die Wirtschaftlichkeit von Biogasanlagen, weil in der Biogasproduktion etwa die Hälfte der Kosten durch den Input von nachwachsenden Rohstoffen verursacht wird. Aus diesem Grund ist die wirtschaftliche Optimierung der BGA in den angeführten Regionen (vgl. Abb. 8, im Anhang) von besonderer Bedeutung. Vorzüge von Biogas im Energiemix Biogas ist eine Energiequelle, die erneuerbar, speicherbar und flexibel einsetzbar ist. Im Vergleich zur Energie aus Wind oder Sonne wird bei der Biogasproduktion der Strom mit konstanter Leistung eingespeist. Strom, der derzeit an beispielsweise sonnigen und windigen Tagen produziert werden könnte, wird momentan aufgrund von mangelnden Netzkapazitäten nicht vollständig genutzt. Derzeit werden viele BGA noch im Grundlast-Betrieb gefahren, d.h. sie produzieren über den gesamten Tagesverlauf mit einer konstanten Leistung. Im EEG 2012 hat der Gesetzgeber einen finanziellen Anreiz geschaffen, die installierte Leistung für BGA zu erhöhen, für jede weitere installierte kwh wird ca. 130 über 10 Jahre gezahlt (vgl. 33i (Absatz5) EEG 2012). Damit hat der Anlagenbetreiber die Möglichkeit die zuvor produzierte Strommenge im flexiblen Betrieb zu produzieren. Um die Vorteile der Bioenergie nutzen zu können, müssen die Anlagen von der Grundlast zur bedarfsgerechten Stromproduktion umgestellt werden (Sonnleitner & Zörner, 2012). Den Anreiz dafür hat der Betreiber durch höhere Strombörsenpreise in den gezielten Stunden, die er durch den Wechsel von der festen Vergütung in die Direktvermarktung realisieren kann. Im Jahr 2013 wurden in Deutschland 152,5 Mrd. kwh aus erneuerbaren Energien erzeugt, davon 47,9 Mrd. kwh aus Biomasse (AEE, 2014). Das zeigt, welches Ausgleichspotential in dieser Energiequelle steckt, wenn sie in flexibler Fahrweise eingesetzt werden würde

9 Einleitung 1.1 Zielsetzung Das Ziel der Masterarbeit ist, auf Basis der Strombörsenpreise herauszufinden, in welchem Produktionsszenario eine typische Biogasanlage in einer Region mit hoher Anlagendichte den maximalen Mehrerlös oder Mehrgewinn im Zuge der Direktvermarktung erzielen kann. Es soll analysiert werden, in welcher Form das EEG Auswirkungen auf die verschiedenen Szenarien hat. Berücksichtigt werden dabei die bestehenden EE-Gesetze, der EEG- Entwurf und der aktuell gültige Beschluss vom EEG In anderen Arbeiten zur Biogasproduktion wurde die Output-Seite bzw. die Vergütung pro Kilowattstunde häufig als fix betrachtet. In dieser Arbeit hingegen soll das Erlöspotential über verschiedene Produktionsszenarien bei Direktvermarktung des Stroms dargestellt werden. Des Weiteren soll analysiert werden, welche Erlöspotentiale zusätzlich noch durch die Flexibilisierung und über die negative Regelenergie unter der Voraussetzung der Direktvermarktung realisiert werden können. 1.2 Aufbau der Arbeit Um die unter 1.1 formulierten Forschungsfragen beantworten zu können ist die Arbeit in sechs Kapitel unterteilt. Im zweiten Kapitel findet eine kurze Erläuterung einiger Faktoren statt, die bei betriebswirtschaftlicher Optimierung einer BGA beachtet werden müssen. Diese werden bei der Output orientierenden Optimierung anhand des Strompreises mitberücksichtigt, um sicherzustellen, dass keine negativen Effekte durch die verschiedenen Produktionsszenarien entstehen. Des Weiteren wird ein Überblick gegeben, wie volatil der deutsche Strommarkt ist und welchen Beitrag die Biogasbranche im Zuge der Direktvermarktung leisten könnte, die Stromschwankungen abzufangen. Außerdem werden ein paar wesentliche gesetzliche Rahmenbedingungen genannt, die verdeutlichen, dass die Biogasbranche sich in Zukunft intensiv mit dem Thema Direktvermarktung beschäftigen muss. Darüber hinaus wird ein Literarturüberblick gegeben, um aufzuzeigen, was bereits vorhanden ist und inwiefern diese Arbeit einen Beitrag zur bestehenden Literatur leisten könnte. Im dritten Kapitel wird zunächst die Grundlage für das Verständnis der Arbeit gelegt und es werden Informationen zu den gesetzlichen Rahmenbedingungen der - 4 -

10 Einleitung Biogasproduktion dargestellt. Darauf aufbauend wird die Datengrundlage erarbeitet und anschließend die Methodik der Arbeit vorgestellt. Im Abschnitt 3.6 werden die verschiedenen Szenarien erläutert und die Annahmen dargestellt. Anschließend wird in dem Abschnitt verdeutlicht, welche Intention hinter dem jeweiligen Szenario steht. Im vierten Kapitel der Arbeit werden die Ergebnisse der einzelnen Szenarien präsentiert, um sie anschließend in Kapitel fünf zu diskutieren und sich kritisch mit den Ergebnissen auseinanderzusetzen. Im sechsten und letzten Kapitel erfolgen eine Zusammenfassung und ein Fazit der Arbeit. 2 Literatur In diesem Teil der Arbeit werden die wesentlichen Hintergrundinformationen zur untersuchten Thematik erläutert und der aktuelle Forschungsstand dargestellt. Zudem werden Einflussfaktoren dargelegt, die bei der wirtschaftlichen Analyse von Biogasanlagen beachtet werden müssen. 2.1 Einflussfaktoren auf die Wirtschaftlichkeit von Biogasanlagen In der dritten und erweiterten Auflage Biogas in der Landwirtschaft, herausgegeben vom Ministerium für Ländliche Entwicklung, Umwelt und Verbraucherschutz des Landes Brandenburg, werden die wesentlichen Punkte genannt, die die Rentabilität der Anlagen beeinflusst. Der Bericht ist ein Leitfaden für Betreiber, potentielle Investoren und Beratungsunternehmen, um eine effiziente Wertschöpfung in der Biogasbranche zu erzielen. Der Unternehmergewinn bzw. Verlust wird von einer ganzen Bandbreite an Faktoren beeinflusst, die sich in unterschiedlichem Umfang auf die Wirtschaftlichkeit auswirken und bereits von der frühen Planungsphase berücksichtigt werden müssen. Zum einen sind die Betriebsstruktur und die Qualifikation des Betriebsleiters entscheidend, sowie das Engagement der verantwortlichen Mitarbeiter. Betriebe mit Tierhaltung und Stallhalltung sind klar im Vorteil, da sie über günstiges Substrat in Form von Gülle, Festmist oder Futterresten verfügen. Des Weiteren werden die Investitionskosten in der Regel durch vorhandene Gülletechnik und die Siliertechnik deutlich gesenkt. Zudem ist die Flächen- und Bodenausstattung des Betriebs sowie die Verfügbarkeit und Anbaueignung für bestimmte pflanzliche Substrate entscheidend. Die Flächen sind in doppelter Hinsicht - 5 -

11 Literatur wichtig: zum einen zum Anbau von Substraten und zum anderen für den Nachweis, in Bezug auf die Stickstoffbilanz, welche gesamtbetrieblich bewertet wird. Dabei sind auch zukünftige Änderungen der Verhältnisse wie beispielsweise das Auslaufen von Pachtverträgen, Reduzierung der Tierbestände etc. mit besonderem Augenmerk zu berücksichtigen (Linke et al., 2006). Darüber hinaus sind die Kennzahlen der Betriebszweigabrechnung Biogas wichtige Erfolgskriterien: - Anschaffungs- und Herstellungskosten - Substratbereitstellungskosten - hydraulische Verweilzeit in Tagen - Biogasausbeute - elektrischer Wirkungsgrad - spezifischer Arbeitszeitbedarf Anhand dieser Werte kann das Optimierungspotential einer BGA sehr schnell und gut vorab eingestuft werden. (Berenz & Keitlinghaus, 2006). 2.2 Zeitlich flexible Produktion von Biogas Die Rentenbank hat in ihrer Schriftenreihe im aktuellen Band 30 Die Zukunft der Bioenergie ihre Ansichten und Analysen zudem Thema vorgestellt. Ein Bericht von Matthias Edel, Mitarbeiter der Deutschen Energie-Agentur GmbH Berlin, beschäftigt sich mit dem Flexibilisierungspotential von Biogas- und Biomethan-BHKW im Anlagenbestand. Unter anderem wird daraufhin gewiesen, dass vor allem zu Zeiten mit starken Wind- und/ oder Photovoltaikstromeinspeisung sehr niedrige oder sogar negative Spotmarktpreise an der Strombörse EPEX SPOT auftraten. (vergleiche Abbildung 2). Abbildung 2 zeigt den durchschnittlichen Strombörsenpreis im Jahr 2013 über 24 Stunden. Es werden die Minima, Maxima und Mittelwerte farblich dargestellt

12 Literatur Abbildung 2: Strombörsenpreise pro Stunde im Jahr 2013 Quelle: eigene Darstellung nach Strombörsenpreis EPEX 2013 In der Ansicht pro Stunde wird deutlich, dass der Strompreis zweimal täglich eine Tiefbzw. Hochphase durchläuft. Bei der Abbildung ist zu beachten das sowohl Tagesunterschiede (Werk- oder Feiertag) als auch saisonale Unterschiede nicht berücksichtigt werden. Damit bei einem weiteren Ausbau der fluktuierend einspeisenden regenerativen Energien sowohl die Anzahl als auch der Umfang negativer Strombörsenpreise nicht weiter zunehmen, stellt die Flexibilisierung des Kraftwerkparks eine der dringlichsten Aufgaben der Energiewende dar (Bundesnetzagentur, 2012). Biogasanlagen sollten künftig ihr volles Potential zur Integration schwankender Erneuerbarer Energien mobilisieren. Die Biogastechnologie ist in der Lage, elektrische Leistung gesteuert in Abhängigkeit des Bedarfs (zur Deckung der Residuallast 1 ) zur Verfügung zu stellen. Mit der Einführung der Flexibilitätsprämie im Rahmen des EEG 2012 wurden hierzu die Weichen in die richtige Richtung gestellt, indem sie den notwendigen Biogasspeicher und Leistungszubau unterstützt. Diese Regelung führt zur Weiterentwicklung einer 1 Residuallast bezeichnet die in einem Elektrizitätsnetz nachgefragte Leistung, abzüglich der fluktuierenden Einspeisung, wie beispielsweise die Energie aus Windkraft oder Photovoltaik. Sie stellt somit die Restnachfrage dar, welche von regelbaren Kraftwerken gedeckt werden muss

13 Literatur Technologie, die auch ein großes Potenzial für den Export darstellt. Die flexibel regelbare Stromerzeugung durch Biogasanlagen ist ein Schlüsselelement für den Einsatz in Ländern mit schwach entwickelter Netzinfrastruktur. Biogas- und Biomethan-BHKW besitzen technisch die Voraussetzung die Stromproduktion über den Tag zu den Zeiten mit hohen Strombörsenpreisen zu verlagern, um die Zeitspanne und das Ausmaß von negativen Marktpreisen für Strom zu verringern. Für die Bioenergie besteht somit eine große Chance am flexiblen und bedarfsgerechten Strommarkt, die fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien auszugleichen und damit eine der wichtigen Aufgaben am Energiemarkt zu übernehmen (Edel, 2014). Trotzdem steht die Bioenergie immer noch in der Kritik, zum einen durch die sogenannte Vermaisung und zum anderen aufgrund der hohen Kosten der Biogasförderung. Die Kosten entstehen durch die hohen Produktionskosten: eine Kilowattstunde aus Biogas ist mehr als dreimal so teurer wie eine aus der Windenergie. Mit dem Inkrafttreten des neuen EEG 2014 ist es für Neuanlagen mit einer elektrischen Leistung über 500 KW verpflichtend in die Direktvermarktung einzusteigen. Ab 1. Januar 2016 gilt dieses für Anlagen schon über 100 KW (Bensmann, 2014). Trotzdem liegt nach Aussage der zu Anfang genannten Studie das größte Flexibilisierungspotential in den bestehenden Anlagen, weil der Zubau auf 100 MW pro Jahr begrenzt wurde (vgl. EEG Abs. 1). Des Weiteren wird durch die Kürzung der einsatzstoffbezogenen Vergütung von einem sehr geringen Zubau von Neuanlagen ausgegangen. Außerdem wird für bestehende Anlagen im EEG 2014 ein Zubau-Deckel im Rahmen der Flexibilitätsprämie von 1350 MW festgesetzt, wodurch auch das Potential eingeschränkt wird (vgl. EEG 2014 Anlage 3 Nr.I.5). Im Januar 2014 waren es nur 305 BHKW mit einer installierten Leistung von 166 MW el. P., die die Flexibilitätsprämie in Anspruch genommen haben (Krautz, 2014). Der Grund für die bislang geringe Inanspruchnahme liegt nach Ansicht von Branchenvertretern darin, dass die dafür notwendige Anlagenerweiterung umfangreich und kostenintensiv ist, auch die Direktvermarktung fordert eine intensive Planungsphase und mehr Managementaufwand bei der täglichen Gasproduktion. In einer Untersuchung von Edel im Jahr 2014 wurden speziell Anlagen betrachtet, die ohne umfangreiche Investition flexibel und bedarfsgerecht den Strom produzieren - 8 -

14 Literatur können. Letztlich ist das wiederrum nur möglich, wenn die Anlagenleistung oder die Auslastung gedrosselt wird. Des Weiteren wurde die Frage geklärt, wie hoch die theoretische Kompensationszahlung sein muss, bei Verzicht auf die EEG- Vergütung im Zuge der Anlagendrosselung. Das bedeutet, es wird insgesamt weniger produziert, wodurch Leistung frei wird für den flexiblen Betrieb. Außerdem wird untersucht, wie viel Ackerfläche durch die beschriebene einfache Anlagenflexibilisierung frei werden kann. Zunächst wird dargestellt wie hoch der Verlust ist beim Verzicht auf Produktion im Zuge der einfachen Anlagenflexibilisierung. Bei einem Maispreis von 38 /t Frischmasse hat eine 499 KW Anlage einen Verlust von 12 Cent für jede nicht produzierte Kilowattstunde bei der Vergütung im EEG 2012 und von 14 ct/kwh im EEG Wenn die Anlage nach dem EEG 2004 vergütet, wird beträgt der Verlust 10 ct/kwh. Im Modellfall der 2009er Vergütung mit einem zusätzlichen BHKW-Tausch erhöhen sich die Verluste für jede nicht produzierte kwh um die Kapitalkosten. Trotzdem kann bei einer einfachen Anlagenflexibilisierung ein BHKW-Tausch zu einem positiven Ergebnis führen, wenn zum Beispiel eine Ersatzinvestition ansteht. Wenn ein BHKW komplett abgeschrieben ist, fallen dadurch die Kapitalkosten für das neue um ca. 80% geringer aus (Edel, 2014). Auch bei einem Maispreis von 46 /t konnte eine zunehmende Flexibilisierung in Form von geringerem Substrateinsatz in der Studie nicht zu einem positiven Beitrag im Gesamtergebnis führen. Bei der Modellanlage mit 499KW el. Leistung wurden 7ha Ackerfläche durch die Einsparung vom Substrat Mais frei, bei einem Substratmix von 30 % Gülle, 60 % Mais und 10 % sonstige nachwachsende Rohstoffe (Edel, 2014). Zusammenfassend kommt die Studie zu dem Ergebnis, dass durch Beschränkungen wie Platzmangel am Anlagenstandort, genehmigungsrechtliche Gründe und durch die mit einer Leistungserweiterung steigenden Anschaffungs- und Betriebskosten die Anlagenbetreiber von Investitionen in Kapazitätserweiterung abgehalten werden. Die einfache Anlagenflexibilisierung ist zwar mit geringeren Investitionskosten realisierbar und spart auch Mais ein, rechnet sich jedoch in der Regel bei den oben genannten Substratpreisen nicht. Die Flexibilisierung durch Leistungserhöhung ist vor allem bei Anlagen interessant, die über abgeschriebene BHKW verfügen (Edel, 2014)

15 Literatur Das Deutsche Biomasseforschungszentrum (DBFZ) untersucht im aktuellen Projekt Bedarfsgenaue Regelung von Energie aus Biomasse die Möglichkeit, die Gasproduktion an den Strombedarf anzupassen. Ziel ist es, die Flexibilisierungskosten zu senken, indem die Gasspeicherkosten verringert werden oder sogar wegfallen. Dementsprechend besteht auch die Möglichkeit, das Flexibilisierungspotenzial zu erhöhen. Derzeit führt das DBFZ ihre Versuche in Laboren im kleinen Maßstab mit verschiedenen Substraten durch, um sie anschließend in die Praxis zu übertragen. Dabei wird auch erforscht, von der momentan üblichen kontinuierlichen Fütterung, die ca. alle zwei Stunden stattfindet, abzuweichen und zu einer produktionsgezielten Mahlzeiten -Fütterung überzugehen. Die aktuellen Laborergebnisse zeigen, dass der biologische Prozess sehr flexibel ist. Die Methanproduktion schwankte im Versuch zwischen ca. 65 m³/h bis zu über 200 m³/h in einem untersuchten Zeithorizont von ca. zwölf Stunden. Inwieweit dieses Verhalten auch mit der Praxis übereinstimmt, soll im weiteren Verlauf des Projektes getestet werden (Jacobi, 2014). Bei nahezu unverändert installierter Biogasleistung von 3,5 GW el. P. (bezogen auf den Grundlastbetrieb mit 8.760h/a) kann nach Holzhammer et al. (2013) durch die Flexibilisierung des Verstromungsbetriebs knapp 19 Prozent weniger fossile Kraftwerksleistung in Deutschland betrieben werden. Im Vergleich mit einer Grundlastverstromung der Biogasmenge ist dies natürlich stark abhängig von der Flexibilität. Wird die installierte Biogasleistung in Deutschland auf 5,9 GW el. Lstg. erhöht und diese zur bedarfsgerechten Strombereitstellung mit zusätzlicher Leistung ausgestattet, ist es möglich weitere 5%, damit insgesamt 24% der installierten fossilen Kraftwerksleistung, nicht mehr zu betreiben. Zusammenfassend hat diese Studie gezeigt, dass durch den simulierten Kraftwerkseinsatz der flexible Biogasverstromungsbetrieb neben Gas- und Dampfkraftwerken auch Kohlekondensationskraftwerke substituiert (Holzhammer et al., 2014)

16 Material und Methoden 3 Material und Methoden In Kapitel drei werden die in dieser Arbeit verwendeten Methoden vorgestellt, außerdem werden die gesetzlichen Rahmenbedingungen und Annahmen erläutert, die unter anderem die Grundlage für die Berechnungen bilden. Anschließend wird die Datengrundlage dargelegt. Vergütungsstruktur in der Direktvermarktung Der Begriff Direktvermarktung (DV) bezeichnet den Verkauf von Strom aus erneuerbaren Energiequellen an Großabnehmer oder an der Strombörse, z.b. an der EPEX in Leipzig. Sogenannter Grünstrom wird dort gleichberechtigt neben konventionell erzeugtem Strom gehandelt und zum gleichen Marktpreis verkauft. Seit 2004 besitzen Betreiber von erneuerbaren Energieanlagen das Recht, von der fixen Vergütung in die direkte Vermarktung des produzierten Stroms zu wechseln. Mit dem EEG-2012 wurden neue Anreize für den Wechsel in die Direktvermarktung geschaffen. Des Weiteren wurde bei der Novellierung des EE-Gesetzes die Direktvermarktung in drei Arten unterteilt: in die Marktprämie, das Grünstromprivileg und in die klassische Direktvermarktung. In der letzten Form bekommt der Produzent nur den Marktpreis. Dadurch wurde die einfache Direktvermarktung von Erneuerbaren Energieanlagen nicht in Anspruch genommen, da diese nicht rentabel zum Marktpreis produzieren können. Im Fall des Grünstromprivilegs bekommt der Anlagenbetreiber seine Vergütung von einem Stromhändler. Dieser kann dem erneuerbaren Stromproduzenten einen höheren Preis zahlen, da er bei einem hohen Anteil abgelieferten Grünstroms an den Endverbraucher keine EEG-Umlage zahlen muss. Diese Regelung war bislang nur für kleine Unternehmen, beispielsweise Stadtwerke in bestimmten Regionen, interessant. Mit dem Inkrafttreten des EEG-2014 wurde die Möglichkeit der Direktvermarktung über das Grünstromprivileg und die einfache Direktvermarktung abgeschafft. Aufgrund dessen wird nun näher auf die Form der Marktprämie eingegangen, welche derzeit die einzige Möglichkeit darstellt den Strom aus erneuerbaren Energien direkt zu vermarkten. In Abbildung 3 wird die unterschiedliche Vergütung einer Biogasanlage bei herkömmlicher EEG-Vergütung und

17 Material und Methoden bei einem Wechsel in die Direktvermarktung dargestellt. Die Grafik stellt die verschiedenen Komponenten der jeweiligen Vergütung dar. Abbildung 3: Vergleich: EEG-Vergütung mit Direktvermarktung Quelle: Eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen Aus Abbildung 3 geht hervor, wie sich die Vergütung bei einem Wechsel in die Direktvermarktung zusammensetzt. Links, in blau dargestellt, ist die derzeitige Vergütung einer Beispielanalage. Die EEG-Vergütung wird dem Anlagenbetreiber auf 20 Jahre garantiert. Bei einem Wechsel bleibt diese Garantie bestehen und außerdem ergibt sich die Möglichkeit, monatlich zwischen DV und der EEG-Vergütung zu wechseln. Das erste Ziel vom Gesetzgeber war, den erneuerbaren Stromproduzenten in der Direktvermarktung nicht schlechter zu stellen. Dieses wird durch die Marktprämie sichergestellt. Diese ergibt sich aus der Differenz der EEG-Vergütung und dem Monatsmittelwert vom Strombörsenpreis. Das bedeutet, die Anlage würde nur eine geringere Vergütung bekommen, wenn sie über ihre monatliche Laufzeit nicht den Monatsmittelwert an der Strombörse erzielt hat. Das würde passieren, wenn sie nur wenige Stunden am Tag zu Zeiten mit vergleichsweise niedrigen Strompreisen produziert. Um dieses recht geringe Risiko abzufangen, wurde im EEG-2012 die Managementprämie eingeführt, die 0,3 ct/kwh beträgt. Diese wurde mit einer Degression eingeführt und beträgt deshalb ab 2015 nur noch 0,225 ct/kwh

18 Material und Methoden Regelenergie Der Direktvermarkter kann weitere Mehrerlöse über die Flexibilitätsprämie und die Regelenergie erzielen. Bei der Regelenergie unterscheidet man zwischen der positiven und der negativen Energie. Die Betreiber erlauben ihrem Anbieter, die Anlage extern zu steuern. Zu Zeiten, an denen zu viel Strom auf dem Markt ist, wird die Leistung der Anlage gedrosselt. Wenn die Nachfrage größer ist als das Angebot, produziert die Anlage mit ihrer maximal möglichen Kapazität. Für die Leistung, die der Anlagenbetreiber am Regelenergiemarkt anbietet, erhält er einen Leistungspreis. Zusätzlich bekommt er einen Arbeitspreis für jede tatsächlich geregelte kwh. Da häufig ein Überangebot am Strommarkt besteht, wird die negative Regelenergie deutlich besser vergütet und ist somit interessanter für den Betreiber (vgl. Abb. 11 & 12 im Anhang) Um am Regelenergiemarkt teilnehmen zu dürfen, müssen Leistungen gebündelt werden: die Mindestgröße beträgt 5 MW (vgl. EEG 2012). Aufgrund dessen verkauft eine BGA ihren Strom an einen Zwischenhändler, der den Strom von größeren Anlagenpools anbietet und dadurch auch evtl. Ausfälle kompensieren kann. Die vier großen Netzbetreiber in Deutschland schreiben wöchentlich eine Regelenergiemenge aus und die Zwischenhändler können hierfür Angebote abgeben. Das Verfahren läuft nach dem Merit-Order-Prinzip 2. Dies bedeutet, dass die jeweils niedrigsten Angebote den Zuschlag bekommen bis die ausgeschriebene Menge erfüllt ist. Dadurch ist für den einzelnen Anlagenbetreiber auch entscheidend, mit welchem Zwischenhändler er zusammenarbeitet. Die Zwischenhändler haben unterschiedliche Konditionen, zu denen die Mehrerlöse am Regelenergiemarkt geteilt werden. Aber auch das Know how über den Strommarkt und die Größe des Händlers ist entscheidend für den Mehrerlös. Zum anderen unterscheidet der Regelenergiemarkt zwischen drei verschiedenen Reserveleistungen: der Primär-, Sekundär- und der Minutenreserveleistung. Diese unterscheiden sich in ihrer Regelgeschwindigkeit der Anlagenleistung. Die BGA muss in der Lage sein, ihre angebotene Regelleistung in fünf Sekunden bei der Primär-, in 5 Minuten bei der Sekundär- und in 15 Minuten bei der Minutenreserveleistung vollständig regeln zu können (VDN, 2007). Mit der 2 Der Merit-Order-Effekt ist die Verdrängung teuer produzierender Kraftwerke durch den Markteintritt eines Kraftwerks mit geringeren Grenzkosten

19 Material und Methoden Primärleistung würde die Anlage mit Abstand die höchsten Erlöse am Regelenergiemarkt erzielen, jedoch ist das technisch derzeit im Biogasbereich noch nicht möglich. Im Moment kann nur die Anforderung der Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung erfüllt werden. Flexibilitätsprämie Die Flexibilitätsprämie ist ein weiterer Anreiz für die Direktvermarktung, welche ebenfalls mit dem Inkrafttreten des 2012er EEG eingeführt wurde. Die Intention dieser Prämie ist, die Stromproduktion bestmöglich an den Markt anzupassen und somit untermauert die Prämie das eigentliche Ziel der Direktvermarktung. Der sog. Anlagenbetreiber bekommt einen Preis für jede freie bzw. zusätzlich installierte kwh. Eine Anlage mit einer installierten Leistung von 500 kw und einer durchschnittlichen Jahresleistung bzw. Bemessungsleistung 3 von 360 kw erhält 130 /kw für die Differenz von ca. 140 kw, da die BGA dadurch marktkonform produzieren kann. In Zeiten des Stromüberangebotes speichert sie das überschüssige Gas, welches wiederum in Zeiten hohen Strombedarfs verbraucht wird. Daneben besteht auch die Möglichkeit, zusätzliche Leistung zu installieren, um ein größeres Steuerungspotential zu haben. Der Mehrerlös berechnet sich wie folgt (vgl. Anlage 5 EEG 2012): P(Zusatz) ist die zusätzlich installierte Leistung der Anlage. P ( inst. ) steht für installierte Leistung und (P Bem. ) für die Bemessungsleistung. Der Korrekturfaktor (f Kor. ) wurde eingeführt, da aufgrund von Wartungs- und Reparaturarbeiten keine 100%ige BHKW- Auslastung möglich ist. Deshalb geht der Gesetzgeber pauschal von einer 10%igen nicht nutzbaren Kapazität bezogen auf ein BHKW aus. Der Faktor beträgt 1,1, wodurch diese Leistung nicht als Zusatzleistung angerechnet wird. Die Zusatzleistung errechnet sich nach folgender Formel: P Zusatz = P inst. - (f Kor. x P Bem. ) (3.1) Von der installierten elektrischen Leistung der BGA wird die Bemessungsleistung P (Bem), die tatsächlich produzierten durchschnittlichen Kilowattstunden pro Stunde, multipliziert mit dem Korrekturfaktor 1,1 für Biogas (f Kor ), abgezogen. Die Abkürzung KK steht für Kapazitätskomponente (130 /kw). Dies entspricht dem Betrag, den 3 Die Bemessungsleistung ist die produzierte Jahresstrommenge dividiert durch die Stunden eines Jahres. Somit entspricht sie der tatsächlich produzierten Durchschnittsleistung der BGA

20 Material und Methoden Anlagenbetreiber für jede freie und zusätzlich installierte Kilowattstunde bekommen. 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 zu Bedarfsspitzen zusätzlich einzuspeisen. Die Bemessungsleistung 4 mit 360 kw bleibt konstant, da die Anlagenleistung zu Überschusszeiten gedrosselt wird. Die Anlage produziert aufgrund ihres Substratangebots nicht mehr als im Vorjahr. Die Flexibilitätsprämie (FP) beträgt dann: Flexibilitätsprämie = P Zusatz x KK (3.2) in Cent/Kilowattstunde FP = P ( Zusatz) x KK x 100 / P (Bem) x 8760h/a (3.3) = (750kW-(1,1 x 360kW)) x 130 /kw x 100/ 360kW x 8760h/a = 1,45 ct/kwh Damit die Flexibilitätsprämie (FP) im Umfang gedeckelt ist, hat der Gesetzgeber eine zweite Formel für Anlagen, die mehr als die zweifache Bemessungsleistung installiert haben. Also wie im Beispiel: Bemessungsleistung = 360 kw x 2 = 720, welches kleiner ist als die installierte Leistung von 750 kw. In diesem Fall greift folgende Formel: FP = installierte Leistung/2 x KK (3.4) FP = 750/2 x 130 /kw = Dadurch wird sichergestellt, dass Anlagen, die ihre Leistung mehr als verdoppeln, eine gedeckelte Prämie bekommen. Der Gesetzgeber überprüft derzeit nicht die einzelne Fahrweise der BGA. Das bedeutet, eine Anlage kann in ein neues BHKW investieren, um ein nahezu abgeschriebenes zu ersetzen. Sie erhält die Flexibilitätsprämie, obwohl sie weiterhin kontinuierlich produziert und nicht wie gewünscht marktkonform. Der Anreiz das größere Leistungspotential wirklich zu nutzen, besteht nur über die Mehrerlöse am Markt in Form der Marktprämie und der Regelenergie. Zudem ist davon auszugehen, dass die Flexibilisierung der Anlage in naher Zukunft auch für Bestandsanalgen verpflichtend wird. Der Verlauf der Arbeit soll zeigen welches 4 Die Bemessungsleistung ist die produzierte Jahresstrommenge dividiert durch die Stunden eines Jahres. Somit entspricht sie der tatsächlich produzierten Durchschnittsleistung der BGA

21 Material und Methoden Potential unter anderem in der Marktprämie steckt, den ökonomischen Erfolg zu optimieren. 3.1 Änderungen durch das EEG 2014 In diesem Kapitel wird die veränderte Gesetzeslage für Bestandsanlagen und für neue Anlagen durch das Inkrafttreten des erneuerbaren Energien Gesetzes 2014, dargestellt. Unter anderem wird aufgezeigt, wie die Novellierung der EE-Gesetze auf den Bestandschutz wirken. Der folgende Teil bildet unter anderem die Grundlage für die angefertigten Berechnungen. Rechtliche Rahmenbedingungen des EEG 2014 Mit dem EEG 2014 wurde die Produktion einiger BGA eingeschränkt. Die installierte Leistung der BGA am 31. Juli 2014, abzüglich Fünf Prozent, ergibt die neue Höchstbemessungsleistung. Es sei denn die BGA hat seit der Inbetriebnahme eine höhere Bemessungsleistung erzielt, dann wird diese als Höchstbemessungsleistung für die Anlage angesetzt. (vgl. 101 Abs. 1 Satz 3 EEG). Das bedeutet, eine BGA mit 500 kw darf nur noch mit einer durchschnittlichen Leistung von 475 kw produzieren, sofern diese keine höhere Bemessungsleistung seit ihrer Inbetriebnahme generiert hat. Anlagen, die z.b. aufgrund von technischen Problemen oder durch Substratknappheit diese Leistung nicht erreicht haben, werden durch die Novellierung des EEG um 5 % gedrosselt. Landschaftspflegebonus Mit dem EEG 2014 wird auch der Bonus für Landschaftspflegematerial neu geregelt. Um für bestehende Anlagen, die nach dem EEG 2009 vergütet werden, einen Anspruch auf den Landschaftspflegebonus zu erhalten, darf nur noch Landschaftspflegematerial einschließlich Landschaftspflegegras im Sinne der Biomasseverordnung eingesetzt werden. 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. Dadurch wird Mais, Getreide und Raps ausdrücklich vom Landschaftspflegebonus ausgeschlossen, auch wenn er wie bislang unter den speziellen Anbauanforderungen angebaut wurde. Dadurch fällt der Bonus, der mit 2 ct/kwh vergütet wird, für einige BGA-Betreiber weg ( 101 Abs. 2 Nr. 1)

22 Material und Methoden Luftreinhaltungsbonus Der Luftreinhaltungsbonus (vgl. 66 Abs. 1 Nr. 4a Satz 1 EEG 2009) oder auch Formaldehydbonus wird für die Einhaltung des Formaldehydgrenzwertes von 40 mg/m³ Abgas gezahlt. Durch eine gründliche Entschwefelung des Biogases und den Einbau von Katalysatoren ins Abgassystem kann der Grenzwert eingehalten werden. Die Novelle des EEG regelt, dass der Bonus, der mit 1 ct/kwh vergütet wird, wegfällt, nachdem er zehn Jahre in Anspruch genommen wurde. Für eine BGA mit 500 kw und einer Auslastung von ca. 90 % entfallen Erlöse in Höhe von ca /Jahr. Beschränkung vom Biomasseausbau Für Erzeugungsanalgen von Strom aus Biomasse wurde ein Ausbauziel von bis zu 100 Megawatt pro Jahr an installierter Leistung festgelegt ( 3 Nr. 4 EEG). Das bedeutet, dass nicht die produzierte Leistung zählt, also die Bemessungsleistung einer Anlage, sondern die tatsächlich zugebaute Leistung. Des Weiteren sind folgende Regelungen für die Degression der Vergütungssätze vorgesehen. Für BGA verringern sich die Vergütungssätze ab dem Jahr 2016 jeweils zu Beginn des Quartals eines Jahres um 0,5 Prozent, dies wird im Gesetz Basisdegression genannt. Liegt der Zubau oberhalb der festgelegten Zielmarke, erhöht sich diese Basisdegression auf 1,27 Prozent ( 28 Abs. 3). Diese Regelung bezieht sich jedoch nur auf neue Anlagen. Fernsteuerbarkeit und Direktvermarktung Eine Anlage, die in Zukunft in die Direktvermarktung wechseln möchte, muss fernsteuerbar sein. Der Direktvermarkter muss die Leistung der Anlage fernsteuern können. Für Bestandsanlagen, die bereits in der Direktvermarktung sind, gilt dies ab den (vgl. 100 Abs. 1 Nr. 5). Des Weiteren gilt eine verpflichtende Direktvermarktung für Neuanalgen ab einer installierten Leistung von 500 kw. Ab dem gilt dies bereits für Anlagen ab 100 kw installierter Leistung

23 Material und Methoden Teilvergütung für Neuanlagen Biogasanalgen, die neu gebaut werden und eine inst. Leistung von über 100 kw besitzen, bekommen nur die Strommenge vergütet, die der Hälfte ihrer installierten Leistung entspricht. Damit werden die Anlagen gezwungen zu flexibilisieren und dementsprechend Überkapazitäten bereitzustellen (vgl. 47 Abs. 1). Zudem wird der Umfang der Flexibilisierung mit dem Faktor 2 vorgegeben, wodurch die Anschaffungskosten einer neuen Anlage erheblich steigen. Daraus folgt, dass eine BGA, die plant mit einer Bemessungsleistung von 500 kw zu fahren, eine Produktionskapazität von einem MW installieren muss. Abschaffung der Einsatzstoffvergütungsklassen Im EEG 2012 wurden Einsatzstoffvergütungsklassen für verschiedene Substrate eingeführt, da nicht mehr pauschal der Bonus für nachwachsende Rohstoffe gezahlt werden sollte. Alle anerkannten nachwachsenden Rohstoffe wurden in Klassen eingeteilt und differenziert vergütet. Mit der aktuellen Novellierung wurden die Einsatzstoffvergütungsklassen gestrichen und es wird nur noch eine Grundvergütung gezahlt. Die Basisvergütung bis zu einer Bemessungsleistung von 500 kw beträgt 11,78 ct/kwh (vgl. 44, EEG 2014). Darüber hinaus ist für Bioabfallvergärungsanlagen weiterhin eine Vergütung über die Basisvergütung vorgesehen. Zubau-Deckel für die Flexibilitätsprämie Betreiber von erneuerbaren Energieanlagen aus Biomasse mit einer Leistung größer 100 kw, die nach dem 1. August 2014 in Betrieb genommen wurden, können für zusätzlich bereitgestellte installierte Leistung eine Flexibilitätsprämie von 40 pro Kilowatt installierter Leistung und Jahr erhalten. Anlagenbetreiber von Bestandsanlagen können eine Flexibilitätsprämie in Höhe von 130 pro Kilowatt zusätzlich installierter Leistung und Jahr erhalten (vgl. 54 EEG Anlage 3). Die Option der Inanspruchnahme der Flexibilitätsprämie entfällt, wenn der nach dem 31. Juli 2014 aggregierte Zubau der zusätzlich installierten Leistung das erste Mal den Wert von bundesweit Megawatt überschreitet

24 Material und Methoden Möglichkeiten innerhalb der Direktvermarktung Wenn eine Bestandsanlage in die Direktvermarktung wechselt, hat sie weiterhin die Möglichkeit einfach nur die Marktprämie und die Managementprämie zu beantragen. Anlagenbetreiber, denen aktuell die Investitionen zum Beispiel verbunden mit der Flexibilitätsprämie zu hoch sind, können diese auch erst zu einem späteren Zeitpunkt beantragen. Das wäre beispielsweise bei Anlagen der Fall, bei denen keine Ersatzinvestition in ein BHKW ansteht. Es sei denn der oben angeführte Zubau-Deckel für die Flexibilisierung ist vorher ausgeschöpft. Zudem besteht die Möglichkeit, auch an der Regelenergie teilzunehmen, wenn die Anlage zuvor präqualifiziert wurde. Die Präqualifikation ist ein Test vom jeweiligen Energieversorger, bei dem sichergestellt wird, dass die Fernsteuerung der Anlage funktioniert und die Aggregate die Bedingungen zum Beispiel der Sekundärregelleistung einhalten. Die Anforderung an das Management der BGA steigt deutlich, weil die Leistungsprognosen genau eingehalten werden müssen. Wenn die abgegebenen Prognosen nicht eingehalten werden, führt dies zu finanziellen Verlusten am Regelenergiemarkt. Es besteht auch die Möglichkeit für einen Zeitraum zur Minutenreserveleistung zu wechseln, welche geringere Anforderung aber auch geringere Erlöse mit sich bringt. Zusammengefasst sind die verschiedenen Optionen in der Direktvermarktung sehr flexibel gehalten, aber jedoch mit einem nicht zu unterschätzenden administrativen Aufwand verbunden. 3.2 Vorstellung einer typischen Biogasanlage Nach der Bundesagentur für Biomasse beträgt die durchschnittliche Leistung aller Biogasanlagen in der Bundesrepublik 459,9 kw und in Schleswig- Holstein, eine Region mit hoher Anlagendichte, eine Leistung von 534 kw pro Anlage (vgl. Abb. 8, im Anhang). Aus diesem Grund wurde in dieser Arbeit eine typische Anlage mit einer Leistung von 500 kw festgelegt. Außerdem wurde eine klassische Bauart unterstellt mit einem 3-Behältersystem: ein Fermenter, in dem der Hauptgärprozess abläuft, ein Nachgärer, der ebenfalls beheizt wird um die Reststoffe weiter aufzuschließen und ein gasdichtes Endlager. Da häufig die Anlagenleistung nicht mit einem Blockheizkraftwerk erzeugt wird, wurde in der Beispielanlage die Leistung auf zwei gleichgroße BHKW mit jeweils einer Leistung von 250 kw verteilt (MT-Energie, 2014). Bei weiteren

25 Material und Methoden Bauelementen, wie beispielsweise den Gasspeichergrößen, werden die Annahmen in der Berechnung weiter aufgesplittet, um präzisere Ergebnisse zu bekommen. 3.3 Datengrundlagen Als Datengrundlage dienen die Strombörsenpreise aus den Jahren 2011, 2012 und 2013 von der EPEX in Leipzig. In der Abbildung 4 werden die Durchschnittswerte der Jahre dargestellt. Abbildung 4: Durchschnittlicher Börsenpreis Quelle: eigene Darstellung nach Strombörsenpreis EPEX Leipzig Abbildung 4 zeigt deutlich den Trend des Börsenpreises in den letzten Jahren. Im Jahr 2014 ist kein steigender Börsenpreis nach Analyse des ersten und zweiten Quartals zu verzeichnen (vgl. Börsenpreise 2014, EPEX Leipzig). Daraufhin wurden in der Berechnung nur die Börsenpreise aus 2013 verwendet. Des Weiteren werden die wöchentlichen Daten der Angebote für die Sekundärregelleistung aus dem Jahr 2013 mit einbezogen. Die Angebotspreise für die Regelenergie wurden von dem Direktvermarkter Genossenschaft Deutscher Grün- Energie Erzeuger bereitgestellt. Die Regelenergiepreise sind in den letzten 9 Monaten stark gesunken, wodurch bei der Berechnung Preise nach einem Interview mit dem Zuständigen der GDGE (Bereich Marktanalyse) angesetzt wurden (Roitsch, 2014). Um einen Eindruck der Markpreise zu bekommen, wird im Anhang der Verlauf der Preise im Jahr 2013 dargestellt. (vgl. Abb. 10 & 11, im Anhang)

26 Material und Methoden Die Strombörsenpreise sind monatsweise zusammengefasst und auf 24h-Basis gemittelt. Somit ist auch die Einteilung in Hoch- und Niedertarifzeiten (HT/NT), die für die Mehrerlöse entscheidend sind, gewährleistet. Hochtarifzeiten sind von 8 20 Uhr, ausgenommen Feiertage und das Wochenende. Zudem wurden die Monatsmittelwerte, Maxima und Minima ermittelt, um für die einzelnen Szenarien eine Vorauswahl an Laufzeitkorridoren bestimmen zu können. 3.4 Lineare Programmierung Die Lineare Programmierung (LP) oder auch Lineare Optimierung genannt, gehört definitionsgemäß zu den Planungsmethoden. Sie ist eines der Hauptverfahren in der Unternehmensforschung. Häufig wird die Produktionsplanung verwendet, um aus vorgegebenem Rohmaterial unter Berücksichtigung verschiedener Produktionskapazitäten den maximalen Zielbeitrag zu einer gegebenen Erfolgskennzahl zu bestimmen. Die LP beschäftigt sich mit der Optimierung einer linearen Zielfunktion, die durch eine Vielzahl an Gleichungen und Ungleichungen eingeschränkt ist. Man unterscheidet zwischen verschieden Formen innerhalb der LPs, ganzzahligen linearen-, nichtlinearen-, gemischt-ganzzahligen- und der mehrperiodisch-linearen Programmierung (Dinkelbach, 1990). Zwei konkrete Beispiele wären Zupacht von Ackerfläche und Schweinestallausbau. Diese weisen gewisse Verflechtungen mit dem Restbetrieb auf, besonders deutlich wird dies bei Betrachtung der Arbeitszeit. Wenn diese nur im begrenzten Umfang vorhanden ist, müssen die Fragestellung gesamtbetrieblich bewertet werden. In diesem Fall ist die Lineare Programmierung eine gut geeignete Methode (Brandes & Odening, 1992). In dieser Arbeit wird eine lineare LP angewandt mit der Zielfunktion, den Mehrerlös über die Marktprämie aus der Direktvermarktung zu maximieren. Die lineare Programmierung wird in diesem Fall dazu verwendet, die geplante Jahresstromproduktionsmenge optimaler Weise zu verteilen (Produktionsplanung). Die Restriktionen bestehen aus gesetzlichen Vorgaben, Einschränkungen durch die Wärmeversorgung und durch den biologischen Prozess. Es werden bestimmte Laufzeitkorridore in den Aktivitäten vorgegeben, um den Betrieb der Anlage nach wie vor praxistauglich zu gestalten. Anfangs wurden in den Aktivitäten die 24 Stunden als

27 Material und Methoden Option aufgeführt. Dabei entstand jedoch eine Lösung, die arbeitswirtschaftlich nicht umsetzbar schien. Aufgrund personeller Restriktion war diese nicht für den praktischen Betrieb geeignet. Die BHKW wurden bei der Lösung mehrmals am Tag ein- bzw. ausgeschaltet, was in beiden Fällen zu technischen Problemen führen und dadurch erhebliche Kosten verursacht kann. Ein weiterer Nachteil der Lösung war, dass die saisonalen Strompreisunterschiede nicht mit berücksichtigt werden konnten. Aufgrund dessen werden in der jetzigen Lösung Laufzeitkorridore vorgegebenen. Diese berücksichtigen sowohl saisonale als auch die täglichen Preisschwankungen. Die Zielfunktion der LP sieht wie folgt aus: Zielfunktion: ( )Max. Mehrerlös = X * Y *Z X = Leistung BHKW Y = Differenz aus Mittelwert des Fahrplans und Jahresstrombörsenpreis Z = Umfang in Kilowattstunden Die Mehrerlöse aus jedem BHKW-Fahrplan werden aufsummiert und ergeben den maximierten Mehrerlös über die Marktprämie. Die Produktionsumfänge weichen in den einzelnen Szenarien stark voneinander ab und es müssen verschiedenste Nebenbedingungen eingehalten werden. Deshalb wurde die Lineare Programmierung ausgewählt. Das LP-Modell ermöglicht es Anlagenbetreibern, ihre spezifischen Anlagendaten einzugeben und nach Bestandaufnahme seiner Substratmenge die geplante Jahresstromproduktion anzugeben. Anschließend werden der Jahresfahrplan der jeweiligen Blockheizkraftwerke und die Mehrerlöse über die Marktprämie, auf Basis der Strombörsenpreise vom Vorjahr, angegeben. 3.5 Szenarien-Analyse Dies ist eine Analysemethode aus dem Bereich der Betriebswirtschaftslehre, in der Regel findet sie Anwendung bei der Untersuchung künftiger Entwicklungen oder Prognosen. Sie dient der Darstellung einer zukünftigen Situation, sowie der Entwicklungspfade, die zu der zukünftigen Situation führen (Kosow & Gaßner, 2008). In dieser Arbeit wird sie verwendet, um die Komplexität der Optimierungsfrage herunter zu brechen. Es werden einzelne Optionen optimiert, mit unterschiedlichen Annahmen

28 Material und Methoden Die Analysemethode bietet die Möglichkeit, erwartete Handlungsalternativen miteinander zu vergleichen. Die folgende Tabelle 1 gibt eine Übersicht über die Definition und Benennung der einzelnen Szenarien. Tabelle 1: Benennung der Szenarien Szenarien installierte Leistung. (kw) Bemessungs- Leistung (kw) Zusatz-, freie- Leistung (kw) EEG* 1 Abwrackprämie Entwurf mit DV Februar Status quo mit DV Gesetz / installierte Gesetz Leistung 0,86 MW / installierte Gesetz Leistung 1 MW / installierte Gesetz Leistung 1,3 MW *Hinweis: Es werden die Auswirkungen der Novellierung auf Bestandsanlagen untersucht. Die Vergütung aller Szenarien ist auf der Grundlage des EEG 2009 und die Direktvermarktung nachdem EEG 2012 für Bestandsanalgen. Quelle: eigene Berechnung Im Szenario 1 und 2 werden Anlagen mit schlechter Auslastung wie sie häufig in Biogas Boom Regionen anzutreffen sind bei einem Wechsel in die Direktvermarktung untersucht. Die beiden Szenarien verdeutlichen, welche Veränderungen für Bestandsanlagen notwendig werden können, wenn das EEG novelliert wird. In den Szenarien 3.1, 3.2 und 3.3 wird eine Anlage mit der maximal gesetzlich vorgegebenen Auslastung simuliert. Dabei werden drei unterschiedliche Investitionen in zusätzliche Produktionskapazitäten im Zuge der Flexibilisierung berechnet Szenario 1/ Abwrackprämie mit Direktvermarktung Dieses Szenario wurde mit der Intention ins Modell aufgenommen, die gesetzlichen Auswirkungen und Risiken auf Bestandsanlagen durch die fortlaufende Novellierung der EE-Gesetze darzustellen. Die Neuregelung vom Erneuerbaren Energien Gesetz im laufenden Jahr begann im Februar mit einem Entwurf, der die Grundlage bildet für Szenario 1/ Abwrackprämie. Dieser wurde anschließend mit den Ministerpräsidenten der Bundesländer und den Fachverbänden diskutiert

29 Material und Methoden Der Gesetz-Entwurf beinhaltet eine Produktionsbegrenzung von 70 Prozent der größten Bemessungsleistung seit Inbetriebnahme der Anlage. Für die 500 kw Biogasanlage wird eine Bemessungsleistung von 360 kw angenommen (Status quo). Nach einer Auswertung vom Fachverband Biogas (FVB) hat ein Viertel der gebauten BGA zwischen keine Auslastung über 70 % erzielt (FVB, 2014). Daraus ergibt sich für die Beispielanlage in diesem Szenario eine maximale Produktionskapazität von 252 kw. Des Weiteren wurde eine Mindestproduktionsgrenze von 50 % der Bemessungsleistung im Gesetzentwurf vorgesehen. Sowohl bei dem Mindestsatz als auch bei der maximalen Grenze sind 5 % Abschlag in der Simulation berücksichtigt. Angenommen die BGA hätte weniger als 50 oder mehr als 70 Prozent von der Bemessungsleistung produziert, wäre die EEG-Vergütungsgarantie verloren. Dann würde der Anlagenbetreiber nur noch den Marktpreis für den Strom bekommen, zu dem die BGA nicht rentabel produzieren kann. Als Ersatz für die Produktionseinschränkung wurde die Flexibilitätsprämie auf 400 /kw festgesetzt, aus diesem Grund wurde der Gesetzentwurf von den Fachverbänden als Abwrackprämie bezeichnet. In diesem Szenario produziert die Anlage also mit einer Leistung von 252 kw, was 70 % der Bemessungsleistung entspricht. Dadurch wären 242 kw für den flexiblen Betrieb frei und würden dementsprechend mit der Flexibilisierungsprämie vergütet werden. In dem Szenario 1 wird eine BGA angenommen, die nach dem EEG 2009 vergütet wird und somit in das Boni System fällt. Der Landschaftspflegebonus und der Luftreinhaltebonus sollten in dem Gesetz-Entwurf vom Februar 2014 wegfallen. Dies wird dementsprechend in diesem Szenario mit der geringeren Vergütung modelliert. Die Mehrerlöse bis auf die Flexibilitätsprämie werden im Verhältnis 66 % Anlagenbetreiber und 34 % Direktvermarkter (in diesem Bsp. die GDGE- Genossenschaft Deutscher Grünstrom Erzeuger) aufgeteilt. Die BGA kann nicht als Einzelanlage ihren Strom vermarkten und muss sich somit über einen Zwischenhändler zu einem Anlagenpool zusammenschließen, wodurch das Teilungsverhältnis zustande kommt

30 Material und Methoden Simulation der Mehrerlöse Für die Berechnung der Mehrerlöse über die Marktprämie wurde die lineare Programmierung angewandt. Die erste Einschränkung für den erfolgreichen Praxisbetrieb erfolgt durch die Restriktion, dass jedes Blockheizkraftwerk nur einmal am Tag ein-/ausgeschaltet wird. Wie in Abbildung 2 (Strompreis pro Stunde) ersichtlich ist, geht der Preis zwei Mal täglich deutlich unter den Mittelwert. Vor allem nachts aber auch mittags sind aus Sicht eines Grünstromproduzenten ungünstige Stunden. Dadurch würde die LP ohne diese Vorgabe immer mindestens zwei Ein- und Ausschaltungen am Tag bevorzugen. Aus diesem Grund wurden in der Aktivitätenzeile beide BHKW mit unterschiedlichen Laufzeitkorridoren pro Tag aufgeführt. Die LP kann nur noch entscheiden, welches BHKW sie welchem Korridor zuordnet. Zudem wird die Aktivitätenzeile unterteilt in Sommer und Winterlaufzeiten. Der Preis auf dem Strommarkt wird durch die Jahreszeiten stark beeinflusst, worin ein Optimierungspotential in der Fahrweise der BGA liegt (vgl. Abb. 10 Strompreisverlauf, im Anhang). Der Börsenpreis ist im Sommer insgesamt auf einem niedrigeren Niveau. Außerdem wird in den warmen Monaten weniger Wärme im Versorgungsnetz der Anlage gebraucht. Deshalb besteht bei freier Leistungskapazität ein großer Spielraum, die geplante Jahresstrommenge über das Jahr zu verteilen. Restriktionen innerhalb der LP sind die erlaubte maximale Strommenge und die Mindestproduktion, wie im Gesetzentwurf vorgesehen. Weitere sind die Begrenzung der Umfänge der jeweiligen vorgegeben Laufzeiten, es kann nur maximal eine bestimmte Strommenge mit der zur Verfügung stehenden Leistung produziert werden. Ebenso ist jedes BHKW nur mit einem Laufzeitkorridor pro Sommer- bzw. Winterhalbjahr zu belegen. Die Wärmerestriktion bestimmt zusätzlich Anforderungen für jedes Halbjahr. Diese kann anlagenspezifisch auch sehr stark abweichen, je nachdem welche Verbraucher am Wärmenetz angeschlossen sind. In gewissem Umfang könnte an dieser Stelle durch Warmwasserspeicher ein Teil kompensiert werden. Problematisch wird es bei Wärmeabnehmern, die über das gesamte Jahr zu jeder Stunde den gleichen Bedarf haben. Dann besteht nur noch ein Spielraum über die Prozesswärme. Sie entspricht der Wärmemenge, die benötigt wird das Gärsubstrat

31 Material und Methoden zu erwärmen. In diesem Fall wurde ein Standard -Wärmenetz mit Verbrauchern, die von der Jahreszeit abhängig sind, simuliert. Die Flexibilitätsprämie wird wie in den Formeln (3.1) und (3.2) berechnet, allerdings beträgt die Kapazitätskomponente 400. Die Managementprämie berechnet sich anhand des Prämiensatzes von 2013 und den tatsächlich produzierten Kilowattstunden in diesem Szenario. Die Zusatzerlöse über den Regelenergiemarkt werden als extra Option berechnet, da es jedem Direktvermarkter freigestellt ist daran teilzunehmen. Die Berechnungen beziehen sich auf die möglichen Mehrerlöse im Jahr 2013, die sich aus den bereitgestellten Daten der GDGE ergeben Szenario 2/ Status quo mit Direktvermarktung Das Szenario 2 unterscheidet sich im Wesentlichen durch die unterschiedlichen gesetzlichen Rahmenbedingungen. In diesem Szenario, wie auch in den folgenden, werden die jetzt gültigen gesetzlichen Bestimmungen als Grundlage genommen, die zum in Kraft getreten sind. Das bedeutet, im Szenario 2 wechselt der Betrieb in die DV und produziert mit einer Bemessungsleistung von 360 kw. Im EEG 2014 wird die Flexibilitätsprämie gegenüber dem Gesetzesentwurf von 400 auf 130 pro freier oder zusätzlich installierter Kilowattsunde herabgesetzt. In diesem Szenario produziert die Anlage wie im Status quo mit einer Bemessungsleistung von 360 kw. Somit werden auch in diesem Szenario Mehrerlöse über die Flexibilisierung erzielt, durch die Differenz zu den 500 kw installierte Leistung. Ein weiterer wesentlicher rechtlicher Unterschied ist der Produktionsumfang: nach aktueller Gesetzeslage im EEG 2014 dürfen Bestandsanlagen noch 95 Prozent ihrer am installierten Leistung produzieren. Bei der Beispielanlage entspricht dies einer Bemessungsleistung von 475 kw. In dem Szenario wird der rechtlich erlaubte Produktionsumfang nicht ausgenutzt, weil folgende Hypothese aufgestellt wird: Beim Substrateinkauf kann aufgrund hoher Inputpreise ein Grenzverlust entstehen. Dadurch ist es möglich, dass die Jahresstromenge geringer ist, als die gesetzlich zulässige. Um die Hypothese zu klären werden in diesem Szenario 2 die Grenzkosten der Anlage ermittelt

32 Material und Methoden Bei der Vergütung der Anlage wird der Formaldehydbonus mit angesetzt, der Landschaftspflegebonus nicht 5. Wie in jedem Szenario gilt das Teilungsverhältnis für die Mehrerlöse von 66 % Anlagenbetreiber und 34 % Direktvermarkter, ausgenommen die Flexibilitätsprämie, die vollständig dem Anlagenbetreiber zusteht. Simulation der Mehrerlöse Die Simulation und die Berechnung ist gleich wie in dem Szenario 1 Abwrackprämie. Unterschiede bestehen, wie oben angeführt, in der aktuellen gesetzlichen Lage und in der Nicht-Ausnutzung des erlaubten Produktionsumfangs. Um die Hypothese zu beantworten, werden die Grenzkosten der Anlage auf der Datengrundlage des KTBL ermittelt (KTBL, 2014) Szenario 3/ Bemessungsleistung 475 kw mit Zusatzleistung In dem Szenario 3 mit Direktvermarktung wird angenommen, dass durch die höhere Vergütung im Zuge der Direktvermarktung die maximal mögliche Produktion gefahren wird. Außerdem wird in diesem Fall nicht der Mehrerlös bestimmt, sondern der Zusatzgewinn, da in den folgenden Szenarien Investitionen im Zuge der Flexibilisierung getätigt werden. In den Szenarien 3 werden Investitionen in zusätzliche BHKW- Leistung, Gasspeicher und der damit verbundenen Technik, sowie Genehmigungskosten und Gebühren notwendig (vgl. Voraussetzung für die Flexibilisierung von Bestandsanlagen, EEG-2012). Die gesetzlichen Rahmenbedingungen entsprechen, wie im Szenario 2/Status quo mit DV, dem aktuellen Stand nach dem EEG Die Kosten für die zusätzlich installierte Leistung in Form eines weiteren BHKW wurden auf der Datengrundlage BHKW-Kenndaten 2013 von der Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch (ASUE) 6 ermittelt. In dem Szenario 3.1 wurde die Investition in ein drittes Blockheizkraftwerk mit einer installierten Leistung von 360 kw angenommen, wodurch die BGA auf insgesamt 860 kw kommt. In dem Zuge wurden die weiteren Investitionen, die für die Flexibilisierung in Form von zusätzlicher Leistung notwendig sind, in zwei Varianten untergliedert. Die baulichen Voraussetzungen der jeweiligen 5 Vergleiche mit Kapitel 3.1 Änderungen durch das EEG Die ASUE erfasst Daten aller Blockheizkraftwerke, von Biogas über Erdgas bis hinzu kombinierten BHKW mit Heizöl oder Rapsöl. Ebenso wird die Kostendegression bei größeren Motoren berücksichtigt

33 Material und Methoden BGA besitzen einen enormen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit der Flexibilitätsprämie durch die teilweise großen Investitionen. Es werden zwei Anlagentypen unterschieden: V1 entspricht einer Anlage, bei der alle Kostenpositionen für die Erweiterung notwendig sind, V2 steht für eine BGA, die nur einen Teil der Flexibilisierungskosten aufbringen muss, da Komponenten, wie bspw. der Gaslagerraum, bereits ausreichend groß dimensioniert sind. Im Szenario 3.2 wird eine Leistung von 500 kw und in dem Szenario 3.3 wird ein Blockheizkraftwerk mit 800 kw zugebaut. Die jeweilige Investition wird auf zehn Jahre 7 abgeschrieben, da die Flexibilitätsprämie nur für diesen Zeitraum gewährleistet wird. Ebenso wie in Szenario 3.1 wird die Investition in V1 und V2 unterschieden. Simulation des Mehrgewinns Für die Simulation der Szenarien 3.1, 3.2 und 3.3 wird jeweils die höchste Jahresstrommenge, die gesetzlich erlaubt ist, produziert. Das entspricht einer Bemessungsleistung von 475 kw. Für jede Zubau-Option wird ein Fahrplan für die drei BHKW erstellt. Bei der Berechnung der Flexibilitätsprämie wird in 3.2 und 3.3 die Formel (3.4) angewandt, da in diesen Fällen die installierte Leistung mehr als das doppelte der Bemessungsleistung entspricht. Dadurch kommt die Prämie für die Flexibilisierung in den Bereich der Deckelung. Die drei Zubau-Varianten entsprechen typischen Herstellergrößen mit guten Wirkungsgraden. Die Flexibilitätsprämie (in Cent/kWh) wird für eine Zubau-Leistung von kw berechnet, um die Größeneffekte zu verdeutlichen. 7 Mehr dazu im EEG-2012 Anlage

34 Ergebnisse 4 Ergebnisse In Kapitel vier werden die Ergebnisse der Mehrerlöse und Zusatzgewinne der einzelnen Szenarien dargestellt. Vorab erfolgt die Darstellung der optimalen Fahrpläne aufgrund der Marktprämie, die mithilfe der Linearen Programmierung berechnet wurden. 4.1 Szenario 1/ Abwrackprämie mit Direktvermarktung Die folgende Tabelle zeigt den Fahrplan und den Produktionsumfang der Blockheizkraftwerke, die mittels der Linearen Programmierung unter Optimierung der Marktprämie realisiert werden. Dabei ist zu beachten, dass die BGA fernsteuerbar sind und auch zeitlich programmierbar ein- und ausgeschaltet werden können. Tabelle 2: Fahrplan Szenario 1/ "Abwrackprämie" mit Direktvermarktung BHKW 1/April- September BHKW 2 April- September BHKW 1 Oktober- März BHKW 2 Oktober- März Uhrzeit 9 21 Stillstand h Betrieb Stromproduktion in kwh ,6 Quelle: Eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen Die Aufteilung der Stromproduktion in Tabelle 2 zeigt deutlich, wie sich die saisonalen und täglichen Strompreisunterschiede auswirken (vgl. Abb. 10, im Anhang). Zumal die BGA, wie in den Annahmen beschrieben, im Status quo-betrieb schon eine sehr schlechte Auslastung hat, fällt in diesem Szenario die Produktionseinschränkung sehr stark ins Gewicht. Aufgrund dessen kommt die enorme Standzeit vom BHKW 2 im Sommer und auch vom BHKW 1 im Winter zustande. Der 24h-Betrieb von der zweiten Produktionseinheit ist die Folge aus der Restriktion für die Wärmeproduktion. Im 24h- Betrieb sind Wartungs- und Reparaturarbeiten mit berücksichtigt und können zu den Parallellaufzeiten mit dem BHKW 1 durchgeführt werden. In der folgenden Tabelle 3 sind die einzelnen Erlöspositionen durch den Wechsel in die Direktvermarktung aufgeführt. Es gilt dabei die erhebliche Produktionsbegrenzung und die hohe Kapazitätskomponente von 400 zu beachten

35 Ergebnisse Tabelle 3: Szenario 1 Abwrackprämie mit Direktvermarktung Szenario 1 "Abwrackprämie" mit DV Anteilbetreiber Mehrerlös in 2013 Direktvermarktung Managementprämie 66% 3.724,59 Direktvermarktung EPEX 66% 5.390,26 Regelenergieerlöse 66% 8.258,71 Flexibilitätsprämie 100% ,60 Mehrerlöse im Szenario ,17 Hinweis: Der Arbeitsaufwand für den flexiblen Betrieb wurde abgezogen. Quelle: Eigene Berechnungen In Tabelle 3 wird die Aufteilung der Mehrerlöse durch den Wechsel in die Direktvermarktung gezeigt. Besonders in diesem Szenario, mit der starken Produktionseinschränkung und der im gleichen Zuge hohen Flexibilisierungsprämie ist der Wechsel in die Direktvermarktung nicht nur zu empfehlen, sondern notwendig, um die BGA rentabel zu betreiben. Dabei ist zu beachten, dass die Flexibilisierungsprämie nur im Zuge der Direktvermarktung beantragt werden kann. Der Ertrag durch die Flexibilitätsprämie zeigt in diesem Szenario, warum der Gesetzesentwurf in der Biogasbranche mit dem Synonym Abwrackprämie bezeichnet wird. Der Anlagenbetreiber hätte in diesem Fall für die Reduktion seiner Leistung bekommen. Trotzdem wäre er nicht verpflichtet gewesen, marktkonform zu produzieren. Weil die installierte Leistung von 500 kw dem Faktor zwei der Bemessungsleistung entspricht, besteht ein großes Leistungspotential, die Produktion an den Strompreis anzupassen. In diesem Fall wird trotz geringer Jahresstrommenge /a über die Marktprämie mehr erzielt. Die folgende Tabelle zeigt den Unterschied im Vergleich zum Szenario 1 Abwrackprämie mit DV, zum Status quo. Damit soll aufgezeigt werden, wie die BGA dastünde, wenn der Gesetz-Entwurf umgesetzt worden wäre und sie nicht in die Direktvermarktung gewechselt hätte. Eine Anlage mit 360 kw Bemessungsleistung, deren Strom nicht direkt vermarktet wird, ist hier angenommen in einer Region mit einer hohen Biogasdichte. Der zugrunde gelegte Maispreis für die eingesparten Kilowattstunden beträgt 55 /t FM

36 Ergebnisse Tabelle 4: Erlös Szenario 1 im Vergleich Status quo mit Gesetz-Entwurf Erlösvergleich Status quo ohne DV mit Szenario 1 Differenz produzierte kw/h entgangene Erlöse eingesparte variable Kosten ,36 eingesparte Substratkosten ,24 Erlös bei Status quo ,42 Mehr-/Mindererlös im Vergleich zu Szenario ,75 Quelle: Eigene Berechnungen Die BGA erzielt gegenüber dem Szenario 1 einen Mindererlös, aufgrund der vergleichsweise hohen Inputpreise und keinen Erlösen aus der Flexibilitätsprämie. Dabei wird deutlich, dass aufgrund der stark gestiegenen Substratpreise die Abwrackprämie bei den angenommenen Anlagen einen Zusatzgewinn erzeugt hätte. Dieses Ergebnis hat keine Gültigkeit für Anlagen mit günstigeren Inputstoffen, da diese wiederum ca. 50 % der Gesamtkosten einer BGA ausmachen. Die Fixkosten wurden dabei nicht berücksichtigt, da sie unabhängig von der Produktion in beiden Fällen anfallen. 4.2 Szenario 2/ Status quo mit Direktvermarktung In diesem Szenario wird das Erlöspotential einer BGA mit einer schlechten Auslastung von 70 Prozent, aber mit DV, unter Annahme der aktuellen gesetzlichen Vorgaben dargestellt. Im Vergleich zum Szenario 1 steigt die Bemessungsleistung von 250 auf 360 kw. Die Tabelle 5 stellt die Ergebnisse aus der LP dar. Tabelle 5: Fahrplan im Szenario 2 Status quo mit Direktvermarktung BHKW 1/April- BHKW 2 April- BHKW 1 BHKW 2 September September Oktober- März Oktober- März Uhrzeit h Betrieb Stromproduktion in kwh , , ,4 Quelle: Eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen Durch die gestiegene Jahresstrommenge gegenüber dem Szenario 1 und der gleichen installierten Leistung werden die Produktionsstunden, in denen niedrigere Strompreise

37 Ergebnisse beobachtet werden, ausgeweitet. Im 24h-Betrieb werden Ausfallzeiten für Reparaturund Wartungsarbeiten berücksichtigt. Die Tabelle 6 zeigt die Mehrerlöse welche die Status quo Anlage mit dem Wechsel in die Direktvermarktung generieren kann. Tabelle 6: Szenario 2 Status quo mit Direktvermarktung Szenario 2 Status quo mit DV Anteilbetreiber Mehrerlös in 2013 Direktvermarktung Managementprämie 66% 5.446,74 Direktvermarktung EPEX 66% 7.000,65 Regelenergieerlöse 66% ,80 Flexibilitätsprämie 100% ,73 Mehrerlöse im Szenario ,92 Quelle: Eigene Berechnungen Der Mehrerlös im Szenario 2 ist deutlich geringer, weil die Flexibilitätsprämie nicht mehr 400 /kw sondern 130 /kw beträgt. Trotzdem ist ein Betrag von über ,41 nur im Zuge der Direktvermarktung zu erzielen. Aufgrund der Tatsache, dass der Wechsel in die Direktvermarktung nur mit Kosten von ca realisieren ist, wird dieser zum nächst möglichen Termin empfohlen. Dabei ist zu beachten, dass sowohl die Regelenergie als auch die Beantragung der Flexibilitätsprämie nicht im gleichen Zuge erfolgen muss. Besonders bei geplanten BHKW-Ersatzinvestitionen muss im Einzelfall geprüft werden, ob die Beantragung der Flexibilisierungsprämie zu einem späteren Zeitpunkt erfolgen soll, da diese wie in Kapitel 3.2 erwähnt nur auf zehn Jahre garantiert ist. Welche Zusatzgewinne durch die Investition in zusätzliche Leistung generiert werden, ist in Kapitel 4.3.1, und ausgeführt. Tabelle 7 soll darstellen, wie der Mehrerlös für die BGA aussehen würde, wenn diese nicht in die Direktvermarktung wechselt, sondern die Produktionsstunden auf 8000 h/a steigert (vergleiche KTBL). Dies entspräche einer Auslastung von ca. 90 %. Dazu wird der in Tabelle 6 errechnete Mehrerlös mit der Variante der maximalen Produktion in Tabelle 7 verglichen. Dabei wird ein Maispreis von 60 /t FM zu Vergleiche Einstiegskondition der Next Kraftwerke

38 Ergebnisse angenommen, weil die Produktion weiter gesteigert werden soll. Daraufhin wird die in Kapitel aufgestellte Hypothese analysiert, inwieweit Grenzverluste vermieden werden können. Mit diesem Vergleich wird untersucht, ob die Status quo-anlage Produktionskapazitäten über die DV nutzen oder ihre Produktionsstunden erhöhen sollte. Dazu werden die möglichen Mehrerlöse den einzusparenden Kosten gegenüberstellt. Tabelle 7: Szenario 2 Vergleich mit maximaler Produktion Erlösvergleich zur Variante max. Produktion Differenz der produzierten KW/h zum Status quo ,11 entgangene Erlöse ,09 eingesparte variable Kosten ,35 eingesparte Substratkosten ,29 Erlös bei Produktionssteigerung ,55 Mehr-/Mindererlös im vgl. zu Szenario ,47 Quelle: Eigene Berechnungen Mit dem angenommenen Maispreis erzielt die Anlage durch die Steigerung der Stromproduktion einen Verlust von 7.184,54. Gegenüber Szenario 2 erhöht sich dieser auf ,45, denn im Szenario 2 beträgt der Mehrerlös ,51. Daraus folgt, dass die Status quo-anlage in die DV wechseln sollte, die Variante der maximalen Produktion ist unter dem angenommenen Maispreis ungünstig. Die Grenzkosten für Mais liegen bei dieser Anlagengröße ohne Direktvermarktung bei 56,89 /t FM und mit Direktvermarktung und optimaler Fahrweise bei 60,45 /t FM. Dabei wurde die Flexibilitätsprämie nicht mit berücksichtigt, da diese für die Bereitstellung der freien bzw. zusätzlichen Leistung angesetzt wird. Unter den Annahmen im Szenario 2 Status quo mit DV, beträgt die Flexibilitätsprämie 0,562 ct/kwh. Damit wird die These bestätigt, dass im Substrateinkauf Grenzverluste vermieden werden können, wenn der Maispreis unter den oben angegebenen Preisen liegt. Dieses Szenario zeigt deutlich, wie wichtig es ist, besonders für Biogasanalgen in den Regionen mit hohen Substratpreisen, ihre Strategie an dem Versorgungsmarkt auszurichten. Eine Anlage erzielt nicht in jeder Region mit einer maximalen Auslastung das beste Betriebsergebnis

39 Ergebnisse 4.3 Szenario 3/ Bemessungsleistung 475 kw mit Zusatzleistung Szenario 3.1/ installierte Leistung 0,86 MW In dem folgenden Teil der Arbeit wird dargestellt, wie sich der ökonomische Erfolg verändert, wenn die gesetzlich erlaubte Bemessungsleistung von 475 kw komplett ausgenutzt und in zusätzliche Produktionskapazität investiert wird. Die Mehrerlöse ergeben sich aus der Marktprämie, in Form des optimierten Fahrplans und der Flexibilitätsprämie. In Szenario 3.1 wird ein drittes Blockheizkraftwerk mit einer el. P. von 360 kw installiert. Die Tabelle 8 zeigt den Fahrplan für die drei installierten BHKW. Tabelle 8: Fahrplan im Szenario 3.2/ installierte Leistung 0,86 MW BHKW 1 April - September BHKW 3 April - September BHKW 1 Oktober März BHKW 3 Oktober März BHKW 2 Oktober März Uhrzeit * h Betrieb Stromproduktion in kwh , ,4 *Suboptimales Intervall, in dem Reststrommengen verkauft werden Quelle: Eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen In diesem Szenario befindet sich das BHKW 2 während der Sommermonate im Stillstand. Mit der zusätzlich installierten Leistung werden die besseren Marktzeiten im Winter ausgenutzt. Der Fahrplan des BHKW 3 wird in den Sommermonaten auch zu niedrigeren Strompreisen genutzt um die letzten gesetzlich erlaubten Kilowattstunden zu produzieren. Das BHKW 3 fährt diesen Fahrplan nur an 126 von den 183 Tagen. Der Anlagenbetreiber kann aufgrund des ausreichenden Gasspeichers 9 die Tage frei unter Berücksichtigung des Fütterungsplans wählen. Die biologische Prozessleistung, vereinfacht gesagt die Anzahl methanbildender Bakterien, wird über das Jahr gesehen einmal gesteigert und einmal gedrosselt. Der Fahrplan BHKW 3 ist eine gute Ergänzung, um Über- und Unterschussmengen in der Übergangsphase auszugleichen. Der Anlagenbetreiber kann am Vortag je nach Füllstand des Gasspeichers entscheiden, ob er produziert oder nicht (vgl. Vertragskondition GDGE). 9 Vergleiche mit den Annahmen in Szenario 3.1, bzw. mit den gesetzlichen Anforderungen für die Flexibilitätsprämie für Bestandsanlagen im EEG

40 Ergebnisse In der Tabelle 9 werden die Erlöse des Szenarios 3.1 dargestellt. Dabei ist zu beachten, dass Investitionen in diesem Szenario getätigt wurden und die damit verbundenen Kosten noch abgezogen werden müssen. Tabelle 9: Mehrerlös im Szenario 3.1/ installierte Leistung 0,86 MW Szenario 3.1 installierte Leistung 0,86 MW Anteilbetreiber Mehrerlös in 2013 Direktvermarktung Managementprämie 66% 7.556,53 Direktvermarktung EPEX 66% ,00 Regelenergieerlöse ,79 Flexibilitätsprämie 100% ,23 Mehrerlöse im Szenario ,05 Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen Im Szenario 3.1 mit der Investition in ein weiteres Blockheizkraftwerk (360 kw) entsteht ein Mehrerlös von ,05. Im Vergleich zum Szenario 2 besteht ein Zuwachs an Mehrerlösen in allen Positionen durch die Steigerung der Jahresstromproduktion. Mit der Investition wird die Flexibilitätsprämie um ,51 gesteigert, obwohl die Bemessungsleistung sich von 360 kw auf 475 kw erhöht. Durch die höhere Bemessungsleistung sinkt die freie Leistung (vgl. (3.1)) und damit auch die Flexibilitätsprämie. In diesem Szenario wurde eine Investition von ,32 getätigt, was zu einer jährlichen Annuität von ,49 führt. Der Zusatzgewinn beträgt nach Abzug der Kosten ,06 in der Variante (V1). In dieser werden alle notwendigen Investitionen bei Ausweitung der Flexibilisierung getätigt. Die Variante (V2) beinhaltet kein weiteres Gärrestelager inklusive Tragluftdach und Rührwerkstechnik. Die Annuität beträgt unter diesen Annahmen ,39 und der Zusatzgewinn ,19 (vergleiche dazu mit Abbildung 6). Das verdeutlicht, wie stark die Wirtschaftlichkeit von den Voraussetzungen der jeweiligen BGA abhängig ist. Eine Anlage, die bereits in der Planungsphase etwas großzügiger gebaut wurde, kann nun ihren Zusatzgewinn mit dieser Maßnahme erheblich steigern. Zusammenfassend können trotzdem beide Varianten empfohlen werden, weil in beiden Fällen ein positiver Zusatzgewinn erzielt wird

41 Ergebnisse Szenario 3.2/ installierte Leistung 1 MW Die folgende Tabelle 10 zeigt den Fahrplan bei einer Verdoppelung der installierten Leistung von 500 kw auf insgesamt 1 MW. Tabelle 10: Fahrplan im Szenario 3.2/ installierte Leistung 1 MW BHKW 1 April September BHKW 3 April - September BHKW 1 Oktober - März BHKW 2 Oktober - März BHKW 3 Oktober - März Uhrzeit * h Betrieb Stromproduktion in kwh *Hinweis: Suboptimales Intervall in dem Reststrommengen verkauft werden Quelle: Eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen In diesem Szenario wird die Produktion weiter in die Wintermonate verlagert, jedoch greift die Restriktion für die vorgeschriebene Mindeststrommenge im Sommer nicht. Insofern besteht an dieser Stelle noch Potential bei der Optimierung der Marktprämie. Ob der noch größere Ausbau der BGA mit dem Ziel den Mehrgewinn durch die Flexibilisierung zu steigern gesamtbetrieblich noch sinnvoll ist, wird in Kapitel fünf diskutiert. Die Tabelle 11 zeigt die Mehrerlöse. An dieser Stelle ist zu beachten, dass dies nicht dem Gewinn bei der Investition entspricht (vgl. Abbildung 5)

42 Ergebnisse Tabelle 11: Mehrerlös im Szenario 3.2/ installierte Leistung 1 MW Szenario 3.2 installierte Leistung 1 MW Anteilbetreiber Mehrerlös in 2013 Direktvermarktung Managementprämie 66% 7.556,53 Direktvermarktung EPEX 66% ,32 Regelenergieerlöse 66% ,79 Flexibilitätsprämie 100% ,00 Mehrerlös im Szenario ,14 Quelle: eigene Berechnungen Im Szenario 3.2 greift die Deckelung der Flexibilitätsprämie (vgl. (3.4)), trotzdem steigert sie den Erlös um , garantiert über zehn Jahre. Im Vergleich zu 3.1 werden ca zusätzlich gewonnen. Ansonsten erhöht sich nur die Marktprämie mit einem Betrag von 1.562,32 über die angepasste Optimierung. Hier ist anlagenspezifisch zu berücksichtigen, ob der Kapitalbedarf für die Flexibilisierungsmaßnahme von ,17 in V1 überhaupt geleistet werden kann. Unter den Annahmen in V2 beträgt der Kapitalumfang ,17. In Szenario 3.2 V1 entsteht ein Zusatzgewinn von und unter V (vgl. mit Abbildung 6). Dadurch wird deutlich, dass die größere Flexibilisierung nochmal einen erheblichen Gewinnzuwachs von ca zufolge hat. Der Verlauf der Flexibilitätsprämie in Cent pro Kilowattstunde ist auf Abbildung 5 zu sehen Szenario 3.3/ installierte Leistung 1,3 MW In diesem Szenario wird ein Blockheizkraftwerk mit einer el. P. von 800 kw installiert. Mit dieser Variante soll untersucht werden, inwieweit aus Sicht der Flexibilisierung und der Marktprämien eine Investition in ein großes Blockheizkraftwerk zu empfehlen ist. Die Tabelle 12 zeigt den Fahrplan, einer BGA mit einer fast dreifachen installierten Leistung gegenüber der Bemessungsleistung

43 Ergebnisse Tabelle 12: Fahrplan im Szenario 3.3/ installierte Leistung 1,3MW BHKW 1 BHKW 3 & 2 BHKW 1 BHKW 3 BHKW 2 April - April - Oktober - Oktober - Oktober September September März März März Uhrzeit 7 22 Stillstand h Betrieb Stromproduktion ,4 in kwh Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen In dem Fahrplan für Szenario 3.3 wird die Stromproduktion bis auf die Mindestmenge, die nach der Wärmerestriktion produziert werden muss, in den Winter verlagert. In diesem Szenario werden die im Kapitel 2.1 genannten Einflussfaktoren mitberücksichtigt, da es je nach Bauart bei einigen Anlagen zu Verlusten in der Gasausbeute des Substrats kommen kann. Näheres dazu folgt im Kapitel 5.1, in dem die Implikationen praktischer Betriebsführung ausgeführt werden. Tabelle 13 zeigt wie die Mehrerlöse sich verändern, wenn die Stromproduktion maximal saisonal verschoben wird. Tabelle 13: Mehrerlös im Szenario 3.3/ installierte Leistung 1,3MW Szenario 3.3 installierte Leistung 1,3MW Anteilbetreiber Mehrerlös in 2013 Direktvermarktung Managementprämie 66% 7.556,53 Direktvermarktung EPEX 66% ,27 Regelenergieerlöse 66% ,80 Flexibilitätsprämie 100% ,00 Mehrerlös im Szenario ,09 Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen Mit Hilfe der Optimierung der Marktprämie erlangt der Anlagenbetreiber in diesem Szenario weitere pro Jahr. Zudem wird über die Flexibilitätsprämie ein Mehrerlös von gegenüber dem Szenario 3.2 erzielt. An dieser Stelle ist zu beachten, welche Kosten in diesem Szenario über zehn Jahre anfallen (vgl. Abbildung 6). In diesem Szenario steigen die Anforderungen an den Betriebsleiter erheblich. Aufgrund des hohen Kapitaldienstes und des größeren Risikos bei zum Beispiel Ernteausfällen muss ein Liquiditätsplan über mehrere Jahre vorliegen

44 Ergebnisse Die folgende Abbildung 5 zeigt in welchem Zusammenhang die Flexibilisierung sich in Cent pro Kilowattstunde in der Vergütung auswirkt. An der Ordinate ist die zusätzlich installierte Leistung (kw el.) und an der Abszisse die Vergütung (Cent pro Kilowattstunde) abgetragen. Abbildung 5: Flexibilitätsprämie in Cent/Kilowattstunde; grün = Szenario- 2, blau 3.1, gelb 3.2, rot 3.3. Szenario 1 wurde nicht mit dargestellt Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen Die Flexibilitätsprämie steigt enorm an und flacht erst mit Beginn der Deckelung ab. Die Deckelung beginnt, wenn die installierte Leistung mehr als doppelt so hoch ist wie die Bemessungsleistung. In der Abbildung 5 ist dies ab dem gelben Punkt zu sehen. Bei einer 500 kw BGA entspricht eine Vergütungssteigerung von einem Cent ca Mehrerlös. Die Grafik verdeutlicht, welches Potential in der Flexibilitätsprämie liegt, dabei muss jedoch individuell für jede BGA betrachtet werden, ob die damit verbundenen Kredite von der jeweiligen Hausbank gewährt werden

45 Ergebnisse 4.4 Szenarienvergleich Die Abbildung 6 vergleicht alle Szenarien miteinander und beinhaltet auch die verschiedenen Investitionsumfänge bei der Flexibilisierung. Zur Erinnerung: V 1= Investitionen müssen in vollem Umfang durchgeführt werden, V 2= die BGA ist prädestiniert für die Flexibilisierung, da schon grundlegende Voraussetzungen, wie beispielsweise der Gaslagerraum vorhanden sind. Die Investition wurde auf zehn Jahre berechnet, da die Flexibilitätsprämie nur für diesen Zeitraum garantiert wird

46 Abbildung 6: Vergleich aller Szenarien Quelle: eigene Darstellung nach eigenen Berechnungen

47 Ergebnisse Zusammenfassend kann aus der Szenarienanalyse abgeleitet werden, dass für eine BGA in einer Region mit hoher Anlagendichte, der EEG- Entwurf vom Februar 2014 aufgrund der Abwrackprämie die beste Lösung gewesen wäre. Vor allem, weil die BGA den Mais teilweise zu Grenzkostenpreisen einkaufen muss, wäre in diesem Fall die einfache Anlagenflexibilisierung eine sichere Einnahmequelle auf den 10- Jahreszeitraum betrachtet. Das ist die Folge aus der im EEG-Entwurf vorgesehenen Erhöhung der Prämie von 130 auf 400 pro freier oder zusätzlich installierten Kilowattstunde. Dabei ist zu beachten, dass dies nur bei einer installierten Leistung bis zu 500 kw gilt. Darüber hinaus sind in dem Gesetz-Entwurf 250 /kw angesetzt. Damit wird deutlich, dass mit jeder Novellierung des EEG die gesetzliche und betriebswirtschaftliche Situation einer bestehenden Biogasanalge verändert werden kann. Folglich ist für jede neue Investition einer Bestandsanlage das politische Risiko verstärkt zu berücksichtigen. Das Szenario 2 Status quo mit Direktvermarktung zeigt, was eine BGA mit schlechter Auslastung seit dem EEG 2012 (Anreizfunktion DV) verschenkt hat. Für diese BGA wäre der Wechsel in die DV essentiell gewesen, denn bei gleicher Kostenstruktur und unter Berücksichtigung der Personalkosten für die Direktvermarktung wäre ein Mehrerlös von erzielt worden. Das Szenario 3.1 V1 zeigt, dass es nicht für jede Anlage sinnvoll ist, das Flexibilisierungspotential in Form von weiteren Investitionen zu nutzen. Der Gewinn gegenüber dem Szenario 2 verschlechtert sich in diesem Fall um Angenommen, die BGA verfüge schon über ausreichende Endlager- und Gasspeicherkapazitäten (V2), wäre dies nicht der Fall. In allen weiteren Flexibilisierungsmaßnahmen wird ein zusätzlicher Gewinn erwirtschaftet, verglichen mit Szenario 2. In den Szenarien 3.2 und 3.3 ist in beiden Varianten ein deutlicher Gewinnzuwachs zu verzeichnen, der im Wesentlichen auf die Flexibilitätsprämie zurück zu führen ist (vgl. Kapitel und 4.3.3). Ein weiterer Grund ist die Degression der Investitionskosten, unter anderem durch die großen Blockheizkraftwerke, die pro installiertem kw günstiger sind als die kleineren Aggregate

48 Diskussion 5 Diskussion Im folgenden Teil werden zunächst Implikationen und Herausforderungen der praktischen Betriebsführung für jedes Szenario diskutiert. Anschließend werden die Annahmen, die Methodik und die Ergebnisse kritisch betrachtet. 5.1 Implikation praktischer Betriebsführung in den Szenarien Implikation praktischer Betriebsführung im Szenario 1 Abwrackprämie mit Direktvermarktung Ein Problem hinsichtlich der praktischen Betriebsführung stellt das Fütterungsmanagement der BGA dar. Anlagen, die bislang im Grundlastbetrieb 10 gefahren wurden, haben dementsprechend auch ihre Siloanlage in der Planungsphase ausgelegt. Optimaler Weise müsste ein täglicher Entnahmevorschub von 40 cm im Sommer und 20 cm im Winter an der Anschnittsfläche gewährleistet werden (Jeroch et al., 2008). Dadurch besteht ein erheblicher Zielkonflikt mit der Ausrichtung der Produktion an den Strompreis. In diesem Szenario könnte durch die insgesamt deutlich geringere Jahresstromproduktion die Höhe der Anschnittsfläche innerhalb der Siloanlage bei der Befüllung angepasst werden. Dies ist möglich, weil die Siloanlage für die doppelte Substratmenge 11 in der Planungsphase ausgelegt wurde. Deshalb besteht in diesem Szenario ein gewisser Puffer, die Anschnittsfläche innerhalb der Lagerungsstätte an zu passen. Ein weiterer Punkt ist der administrative Zeitaufwand, der im Zuge der Direktvermarktung anfällt, welcher mit 0,25 h/tag, nach Vorgabe der Genossenschaft Deutscher Grünstrom Erzeuger, angesetzt wird. Diese Arbeitszeit muss auf dem Betrieb frei und in gewisser Weise auch flexibel sein, da es bei den häufigen Ein-/ Ausschaltung zu Problemen kommen kann, die dann zu den jeweiligen Fahrplanzeiten behoben werden müssen. 10 Grundlastbetrieb bedeutet die Anlage produziert in jeder Stunde mit der gleichen Leistung, abgesehen von Reparatur- und Wartungsarbeiten. 11 Für die Produktion von 500kW wurde die Siloanalge in der Planungsphase berechnet, im Szenario 1 wird eine Bemessungsleistung von 250 kw gefahren

49 Diskussion Implikation praktischer Betriebsführung Szenario 2 mit Direktvermarktung Die Herausforderungen, die Arbeitswirtschaft und die Substratlagerung sind ähnlich wie im Szenario 1 Abwrackprämie mit DV gelagert. In diesem Fall liegt eine etwas höhere Jahresstrommenge vor, da die Bemessungsleistung von 250 kw auf 360 kw gesteigert wurde. Im gleichen Zuge verändern sich die optimalen Fahrpläne der Anlage so, dass sie mehr als die doppelte Strommenge gegenüber dem Szenario 1 in den kritischen Sommermonaten produzieren. Dadurch kann in diesem Szenario ebenfalls von Umbaumaßnahmen der Siloanalge abgesehen werden Implikation praktischer Betriebsführung Szenario 3/ Bemessungsleistung 475 kw mit Zusatzleistung In den 3er Szenarien fallen große Substratmengen an, aufgrund der Inanspruchnahme der maximal möglichen Produktion. Des Weiteren findet eine starke Verlagerung der Stromproduktion in den Winter statt, durch die entsprechend hohe installierte Leistung. Dazu sollte je nach Lagerungsstätte für das Substrat evtl. eine extra Lagerungsmöglichkeit für die Sommermonate errichtet werden. In den Wintermonaten ist durch die entsprechend hohe Leistung ein ausreichender Vorschub gewährleistet. Für die Lagerung des Substrats für die Sommermonate im Szenario 3.3 wäre ein neuer Lagerraum für ca m³ erforderlich. Die Kosten pro m³ Lagerraum betragen je nach Bauart ca (Nienhaus, 2007). Durch die Einführung des Greening wird eine BGA in Zukunft mehrere Substrate einsetzen und auch mehrere Ernten im Jahr einfahren müssen. Unter Berücksichtigung dieses Aspekts besteht evtl. ein Synergieeffekt durch eine weitere Lagerstätte. Ein anderer Gesichtspunkt, der geprüft werden muss, ist die Durchflusskapazität der Biogasanlage. Das gesamte Gärmaterial durchläuft durch die Verschiebung der Produktion, in kürzerer Zeit den Prozess. Bei der täglichen Verschiebung der Stromproduktion sollte dies nicht zu Problemen führen. Dies trifft auch für die Szenarien 1 und 2 zu, aufgrund der geringen Jahresstromproduktion. Bei der saisonalen Verschiebung verbunden mit maximaler Produktion kann dies jedoch zu Problemen in Form von Prozessüberfütterung führen. Dies kann bei einer BGA passieren, wenn diese in kurzer Zeit eine große Substratmenge zugeführt bekommt und nur über geringem Faulraum verfügt. Dazu müssen entsprechende

50 Diskussion Anlagenparameter, wie Hydraulische Verweilzeit, TS/m³ Gärsubstanz etc. beachtet werden (Berenz & Keitlinghaus, 2006). In der vorliegenden Arbeit wurde angenommen, dass der Fermenter ein Volumen von 2000 m³ und der Nachgärer von 3000 m³ hat. Bei kleineren Behältern müsste die Aufteilung der saisonalen Stromproduktion stärker restringiert werden. Ein weiterer Punkt der anlagenspezifisch zu betrachten ist, stellt die Rührwerkstechnik der BGA dar. Einige Rührwerkstechniken können größere Inputmengen nicht ausreichend einrühren. Zudem gilt es zu prüfen, ob die gesamte Inputmenge in der entsprechenden Zeit den Prozessverlauf von Fermenter über Nachgärer bis hin zum Gärresteendlager durchlaufen kann. Besonders bei BGA, die mit dem Prinzip der kommunizierenden Röhren arbeiten, in dem der Fermenter den höchsten Standpunkt besitzt und jeder weitere Behälter entsprechend tiefer liegt, kann das Störungen in der Betriebsführung zufolge haben. In diesen Fällen müssen Kosten für entsprechende Umbaumaßnahmen (beispielsweise Vergrößerung der Querschnitte) berücksichtigt werden. Häufig besitzen die BGA entsprechende Pumpsysteme, um die Zirkulation des Substrates sicherzustellen. Deshalb werden in dieser Arbeit evtl. Umbaukosten oder schärfere Produktionsrestriktion nicht berücksichtigt (MT-Energie, 2014). Eine weitere Herausforderung ist die Prozesssteigerung bzw. Drosselung im Jahresverlauf. Der Prozess kann über 24 Stunden betrachtet relativ schnell angepasst werden (vgl. Kapitel 2.2, Studie DBFZ), jedoch kann die Tagesleistung nicht innerhalb weniger Stunden gesteigert werden. Vor allem die simulierten Produktionssteigerungen könnten nur innerhalb von Tagen realisiert werden (Jahn, 2014). In den Fahrplänen ist häufig der schlechteste Laufzeitkorridor nicht zu 100 % ausgelastet, wodurch diese Übergangsphasen gesteuert werden können. Bei der Flexibilisierung ist zu berücksichtigen, dass die Netzbetreiber nicht verpflichtet sind, weitere Zusatzkapazitäten mit anzuschließen. Das bedeutet, dass eine BGA in der Höhe der Zubau-Leistung eingeschränkt sein kann, durch die vorliegende Netzinfrastruktur des Energieversorgers. Eine Biogasanlage ist nachdem EEG 2012 verpflichtet, 60 % der anfallenden Wärme sinnvoll zu nutzen (vgl. 27 Abs. 4 EEG 2012). Durch den Wechsel in die Direktvermarktung wird die BGA von der Pflicht der 60 % Wärmenutzung befreit (vgl

51 Diskussion 33h EEG 2012). Vor allem für BGA, die aufgrund ihrer Lage schlechte Möglichkeiten besitzen, die überschüssige Wärme gut zu nutzen, wäre dies ein positiver Nebeneffekt bei einem Wechsel in die Direktvermarktung. 5.2 Diskussion der Annahmen, Methodik und Ergebnisse Der erste entscheidende Punkt bei den Annahmen ist, wie aus der Forschungsleitfrage ersichtlich, dass nur Regionen mit hoher Anlagendichte betrachtet werden. Aufgrund der Tatsache, dass die Anlagen in der BRD regional konzentriert sind und die hohen Inputpreise die Wirtschaftlichkeit in diesen Regionen senken, wurde sich in dieser Arbeit speziell auf diese geographischen Räume beschränkt (vgl. Abb. 8 im Anhang). Bei der Datengrundlage wurde eine ex post Betrachtung durchgeführt, weil bei einer Simulation zukünftiger Strombörsenpreise keine aussagekräftigeren Ergebnisse erzielt werden können. Des Weiteren wurde nach der Analyse der Strombörsenpreise aus den Jahren entschieden, nur das letzte Jahr als Grundlage für die LP mit einzubeziehen. Der Börsenpreis war im Durchschnitt in 2013 am niedrigsten und wird auch in diesem Jahr ähnlich oder sogar geringer ausfallen (vgl. Börsenpreise 2014, EPEX Leipzig). Der Regelenergiemarkt ist durch den starken Zulauf im laufenden Jahr regelrecht zusammengebrochen. Dies betrifft im Wesentlichen die Regeleinsätze, das Preisniveau hingegen ist relativ stabil (Roitsch, 2014). Die Anlagen werden weniger geregelt als in den vergangen Jahren, wodurch die aktuellen Einnahmen nicht mit den aus den Vorjahren zu vergleichen sind. Aus diesem Grund wurden für die Mehrerlösbestimmung Preisprognosen und prognostizierten Regelzeiten vom Direktvermarkter GDGE eingesetzt. In einer wissenschaftlichen Arbeit in den Agrar- und Ernährungswissenschaften ist es von besonderer Relevanz welche praktische Bedeutung die Erkenntnisse haben, die im Rahmen einer Arbeit erzielt wurden (Krause & Breustedt, 2002). Aufgrund dessen wurde die LP im Verlauf der Arbeit so konzipiert, dass praktisch relevante Ergebnisse geliefert werden können. Anhand der Ergebnisse wird deutlich, welches Potential tatsächlich unter Optimierung der Marktprämie in der Direktvermarktung steckt. Dabei muss berücksichtigt werden, dass in dem vorliegenden Modell ein Standard - Wärmenetz angenommen wurde, welches von den Jahreszeiten beeinflusst wird. Es wird auf Basis der Status quo-anlage aufgezeigt, dass jede Anlage eine eigene

52 Diskussion Produktions- und Flexibilisierungsstrategie benötigt. Vor einer Investition gilt es zum einen zu prüfen, wie und zu welchem Preis die Rohstoffversorgung in den nächsten Jahren sichergestellt werden kann, zum anderen müssen die Anlagenparameter überprüft werden. Entscheidende Punkte sind beispielsweise die Größe der Behälter, Transformatorenleistung und der vorhandene Gasspeicher. Zudem müssen bei Neuinvestitionen im Biogasbereich evtl. Folgekosten berücksichtigt werden. Wenn beispielsweise in der Planungsphase das Wärmenetz zu klein ausgelegt wurde, kann es im Zuge der Flexibilisierung zu zusätzlichen Kosten kommen. Deshalb ist vor einer Investition eine sehr gründliche Überprüfung der Kapazitäten aller Komponenten erforderlich. Eine offene Forschungsfrage bleibt an dieser Stelle, welche Mehrerlöse über die positive Regelenergie erzielt werden können. Sie wurde in diese Arbeit nicht mit einbezogen, da es noch viele Risiken in diesem Bereich gibt und der Mehrerlös deutlich geringerer ist als in der negativen Regelenergie. (vgl. Abb. 11 & 12, im Anhang) Die Risiken liegen vor allem in höheren Wartungs- bzw. Reparaturkosten. Diese werden hervorgerufen beispielsweise durch erhöhte Kondensatbildung durch den Stopp & Go 12 Betrieb, erhöhter Motorenverschleiß aufgrund vieler Kaltstarts und hohe Belastung der technischen Bauteile aufgrund der thermischen Wechselbelastung. Dies wären Risiken, wenn die BGA eine Stopp & Go -Betriebsweise fahren würde (Heidecker, 2013). In einer Bedarfsgerechten Betriebsweise würde das BHKW im Teillastbetrieb gefahren werden und nur im Regelfall würde die Leistung auf 100 % gesteigert. Dabei entstehen Risiken, wie bspw. schlechtere Wirkungsgrade im Teillastbetrieb, unvollständige Verbrennung im Motorenraum durch Schwach- und Teillastbetrieb, was wiederum zu Ablagerungen führt. Hinzu kommt das Alt- Anlagen nur begrenzt teillastfähig sind und im Schwachlastbetrieb zusätzlich hohe Kondensatbildung auftreten (Heidecker, 2013). 12 Stopp & Co bedeutet die Leistung wird von 0 auf 100 Prozent im Bedarfsfall hochgefahren

53 Diskussion Aufgrund der vielen Risiken und den nicht abschätzbaren Mehrkosten, verbunden mit dem geringen Erlöspotential, wurde die positive Regelenergie als eine Einnahmequelle in der Direktvermarktung nicht mit einbezogen. 6 Zusammenfassung Im Rahmen der vorliegenden Arbeit wurde die folgende Forschungsleitfrage beantwortet: Unter welchem Produktionsszenario erzielt eine typische Biogasanlage in einer Region mit hoher Anlagendichte den maximalen Mehrgewinn mit dem Wechsel in die Direktvermarktung? Dabei wurden die Strombörsenpreise aus 2013, die bestehenden EE-Gesetze, der Gesetz-Entwurf vom Februar 2014 und der aktuelle Beschluss des EEG 2014 vom berücksichtigt. Auf Basis theoretischer Grundlagen und Literaturrecherchen wurden die in Kapitel 2 aufgeführten Einflussfaktoren mitberücksichtigt. Es wurde unter anderem dargestellt, wie die Novellierung der EE-Gesetze auf Bestandsanlagen wirkte. In anderen Arbeiten zur Biogasproduktion wurde die Output-Seite bzw. die Vergütung pro Kilowattstunde häufig als fix betrachtet. In dieser Arbeit wurde das Erlöspotential über verschiedene Produktionsszenarien bei Teilnahme in der Direktvermarktung des Stroms dargestellt. Des Weiteren wurde analysiert, welche Erlöspotentiale zusätzlich noch durch die Flexibilisierung der Stromproduktion und über die negative Regelenergie unter der Voraussetzung der Direktvermarktung realisiert werden können. Im Rahmen einer Szenarienanalyse wurden fünf Produktionsszenarien mit unterschiedlichen rechtlichen Rahmenbedingungen aufgestellt. Anschließend wurde mittels der Linearen Programmierung für jedes Szenario der optimale Produktionsplan erstellt, wodurch die Erlöse über die Marktprämie maximiert wurden. Danach wurden die Mehrerlöse über die Management-, Flexibilitätsprämie und der Regelenergie berechnet. In den Szenarien 3.1, 3.2 und 3.3 wurde unterstellt, dass der Betrieb zusätzliche Investitionen durchführen muss, um an der Flexibilisierung teilnehmen zu können. Dabei wurden zwei Investitionsumfänge unterschieden, aufgrund der unterschiedlichen baulichen Voraussetzungen und vorhandenen Ausstattungen der BGA

54 Zusammenfassung Das Szenario 1 Abwrackprämie mit Direktvermarktung zeigte, dass der Gesetz- Entwurf der Bundesregierung einen Mehrerlös von zur Folge gehabt hätte. Dieser wurde ausgelöst durch die vorgesehene Erhöhung der Flexibilitätsprämie. Aus Sicht eines BGA-Betreibers in einer Region mit hohen Substratpreisen, hätte der Gesetzentwurf den größten ökonomischen Nutzen hervorgerufen. Mit dem Szenario 2 Status quo mit Direktvermarktung konnte gezeigt werden, dass eine Anlage einen Mehrerlös von erzielen kann. Das verdeutlicht das die Direktvermarktung auch ohne weitere Investitionen ein enormes Erlöspotential bietet. Mit den Szenarien 3.1, 3.2 und 3.3 wurde quantifiziert, wie entscheidend die baulichen Voraussetzungen einer BGA die Wirtschaftlichkeit der Investition in die Flexibilisierung beeinflussen. In dem Szenario 3.3 V2 wurde eine Zusatzgewinn von berechnet, weil in diesem Szenario schon ausreichende Gär- und Gaslagerkapazitäten angenommen wurden (vgl. Annahmen V2). Des Weiteren wird mit dem Szenario 3.1 V1 dargestellt, dass eine Investition auch den Mehrgewinn im Einzelfall senken kann. In diesem Fall sinkt der Mehrgewinn verglichen mit dem Szenario 2 um Folglich ist es entscheidend, den Umfang der Flexibilisierung anlagenspezifisch zu bewerten, anhand der Voraussetzungen. Zusammenfassend ist zu sagen, dass die Direktvermarktung, die im Zuge der Novellierung der EE-Gesetze möglich ist, einen Zusatzgewinn von bis zu für Bestandsanlagen generieren kann. Dies ist abhängig von der baulichen und finanziellen Ausgangsituation der BGA und der Risikobereitschaft des Betriebsleiters

55 Literaturverzeichnis 7 Literaturverzeichnis AEE. (2014): Strommix in Deutschland. Berlin: Argentur für erneuerbare Energien. Bahrs, E., Held, J.-H., Thiering, J. (2007): Auswirkungen der Bioenergieproduktion auf die Agrarpolitik sowie auf Anreizstrukturen in der Landwirtschaft. Göttingen: Diskussionspapier Nr.0705 am Institut für Agrarökonomie und Rurale Entwicklung, Georg-August-Universität. BDEW. (2013): Erneuerbare Energien und das EEG: Zahlen, Fakten, Grafiken. Berlin: Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft ev. Bensmann, M. (2014): Gedeckeltes Biogas. Freising: Fachverband Biogas. Berenz, S.; Keitlinhaus, H. ( ): Betriebszweigabrechnung Biogas. Abgerufen am von pdf BMU. ( ): Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare- Energien-Gesetz- EEG 2012). Abgerufen am von Brandes, W., Odening, M. (1992): Investition, Finanzierung und Wachstum in der Landwirtschaft. Stuttgart: Ulmer. Bundesministerium für Umwelt. ( ): Abgerufen am von rneuerbare-energien-gesetz-vom / Bundesnetzagentur. (März 2012): Evaluierungsbericht der Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, zur Ausgleichsmechanismusverordnung. Abgerufen am von nergie/unternehmen_institutionen/erneuerbareenergien/zahlendateninforma tionen/evaluierungsberichtausglmechv.pdf? blob=publicationfile&v=2-50 -

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59 Anhang Abbildung 7: Entwicklung der EEG-Umlage Quelle: (Statista, 2014)

60 Abbildung 8: Verteilung der Biogasproduktion in der Bundesrepublik Quelle: (DBFZ, 2014)

61 Abbildung 9: Durchschnittlicher Haushaltsstrompreis in der BRD Quelle: (Verivox, 2014)

62 Abbildung 10: Verlauf des Strombörsenpreises im Jahr 2013; grau Niedertarifzeiten, gelb Hochtarifzeiten, orange Sommermonate, rot Minima, grün Maxima 2013 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Stunde Durchschnitt/a 0-1 /MWh 29,0 31,7 33,7 33,2 30,4 26,6 23,4 31,1 31,2 30,6 26,7 27,0 23,9 1-2 /MWh 26,3 29,3 32,3 28,6 27,4 22,8 20,2 28,2 29,3 28,6 24,4 25,1 19,6 2-3 /MWh 24,2 27,9 31,6 27,1 24,6 21,0 17,5 26,9 27,3 26,5 21,4 22,9 15,9 3-4 /MWh 23,4 26,7 31,7 27,5 23,3 19,2 16,7 25,7 26,2 24,5 21,4 21,8 15,5 4-5 /MWh 23,8 26,9 31,9 28,2 23,7 20,1 17,3 25,8 26,3 24,4 22,4 22,3 16,3 5-6 /MWh 26,2 28,8 33,3 30,0 27,6 22,7 17,9 27,0 28,4 27,9 26,6 24,8 19,4 6-7 /MWh 34,3 36,3 40,8 37,1 37,7 29,6 26,2 32,0 35,4 40,8 36,6 32,4 26,0 7-8 /MWh 43,7 47,0 50,5 45,2 47,5 36,8 34,0 40,9 42,6 50,1 47,2 43,4 39,1 8-9 /MWh 46,8 49,6 52,4 48,3 54,3 39,7 36,6 43,7 44,9 52,9 49,5 46,2 43, /MWh 45,8 51,5 52,6 44,7 49,9 40,0 35,1 42,7 44,2 53,7 48,1 45,0 42, /MWh 43,9 51,6 52,8 41,0 45,6 38,0 33,6 41,6 43,4 51,0 45,2 43,3 40, /MWh 43,5 52,0 51,5 39,4 43,2 38,3 33,1 41,8 44,9 49,6 43,4 44,1 40, /MWh 40,4 50,8 49,6 36,6 38,2 34,7 29,1 38,5 41,6 45,6 38,8 42,5 39, /MWh 38,1 49,4 47,9 34,5 34,3 31,7 26,2 35,8 38,6 42,3 35,9 42,5 38, /MWh 36,4 47,5 45,7 32,2 32,0 30,3 21,5 34,4 36,6 40,0 35,2 42,3 39, /MWh 36,9 46,6 44,9 35,2 31,5 29,7 21,2 33,7 36,3 39,9 37,0 44,6 42, /MWh 38,5 48,9 44,4 37,0 31,9 29,6 23,7 34,1 37,2 41,3 38,4 48,7 47, /MWh 45,5 57,3 51,3 43,4 36,9 32,6 28,9 38,1 41,6 46,4 45,1 63,5 60, /MWh 51,1 59,6 63,9 58,3 44,6 37,5 33,8 42,1 44,8 51,9 52,9 64,5 58, /MWh 51,4 54,2 58,6 66,7 49,6 40,1 37,2 44,9 47,1 57,9 59,0 50,8 50, /MWh 46,3 49,0 49,7 49,2 52,6 39,9 36,1 43,3 46,8 56,9 46,7 43,4 42, /MWh 41,5 43,3 43,7 42,7 47,2 39,4 35,0 42,1 45,2 47,9 39,1 36,3 36, /MWh 39,2 39,9 41,1 40,5 42,3 37,9 35,8 43,9 42,5 41,9 35,8 34,2 34, /MWh 31,9 33,6 34,9 32,9 33,9 31,3 27,7 35,7 35,0 33,7 28,7 29,7 25,7 Mittelwert 0h-24h base 37,8 43,3 44,6 39,1 37,9 32,1 27,8 36,4 38,2 41,9 37,7 39,2 35,7 Mittelwert 8h-20h HT 43,2 51,6 51,3 43,1 41,0 35,2 30,0 39,3 41,8 47,7 44,0 48,2 45,3 Mittelwert 20h-8h NT 32,5 35,0 37,9 35,2 34,9 28,9 25,7 33,6 34,7 36,2 31,4 30,3 26,2 HAT-base 5,4 8,3 6,7 4,0 3,1 3,1 2,2 2,9 3,5 5,8 6,3 8,9 9,6 Quelle: (eigene Darstellung nach Börsenpreis EPEX Leipzig)

63 Abbildung 11: Regelenergiepreise 2013 in /MW; dunkelgrün= positive Regelenergie HT, hellgrün=positive Regelenergie NT (vgl. Abb. 12) Hinweis: Die Preise sind angegeben in /MW. Sie sollen lediglich einen Eindruck vermitteln, im welchem Verhältnis sie untereinander stehen. Welchen Preis der Anlagenbetreiber bekommt, muss anlagenspezifisch bestimmt werden. Dies ist abhängig von den Leistungsverteilung und dem Direktvermarkter. Quelle: (GDGE, 2014)

64 Abbildung 12: Regelenergiepreis 2013 Quelle: (GDGE, 2014)