Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft. Ulrich Keymer Institut für Betriebswirtschaft und Agrarstruktur

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1 Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft Ulrich Keymer

2 Anzahl Stand der Biogaserzeugung in Hessen Anzahl Anlagen i.s. d. EEG Gesamtleistung MW el MW el Quellen: EnergyMap.Info; Anlagenregister der BNetzA (Stand Dezember 2015) Die Politik hat durch Handeln und Unterlassen das Ende von Biogas eingeleitet. Handeln: Abschaffung der Vergütung für NawaRo Unterlassen: Verzicht auf Regelungen für die Jahre 21+ Ergebnis: Biogas, die EE der Zukunft, ist Vergangenheit, sofern keine Revision innerhalb der nächsten 2 Jahre erkennbar wird. 2

3 Erwarteter Rückbau der BGA-Leistung ab 2020 Hessen MW Inst. 105 Rückbau Inst. Leistung , ,1-1,6-1,4-0,7-2,5-9,3-12,5-12,8-6,2-3,4-11,6-1,9-3,8-0,8-0,5 Quellen: EnergyMap.Info; Anlagenregister der BNetzA (Stand Dezember 2015) 3

4 Anzulegender Wert Berechnete Vergütung, nach EEG2014, EEG2012, EEG 2009 gleitende Prämie Teilnahme am Marktprämienmodell (EEG-MPM) Management- Prämie Marktprämie ( MP ) Monatsmarktwert MW EPEX Monatsmarktwert ist der im Nachhinein ermittelte, ungewichtete Monatsmittelwert der Stundenkontrakte am Spotmarkt der Strombörse in Paris. 4

5 Anzulegender Wert Berechnete Vergütung, nach EEG 2014, EEG 2012, EEG 2009 gleitende Prämie Teilnahme am Marktprämienmodell (EEG-MPM) Management- Prämie 0,300 Ct/kWh el (2012) 0,275 Ct/kWh el (2013) 0,250 Ct/kWhel (2014) 0,200 Ct/kWh el (ab 2015) 19,30 Ct/kWh el 16,06 14,82 Ct/kWh el (Nov. 2015) 2012) Marktwert MW EPEX 4,48 3,24 Ct/kWh el (Monatsmittelwert Nov. 2012) 2015) 5

6 Markterlöse [Ct/kWh] Monatsmittelwerte Auktionshandel EPEX Middle-Night (00-04) Early Morning (04-08) Late Morning (08-12) Early Afternoon (12-16) Rush Hour (16-20) Off-Peak (20-24) 24 h (00-24) Datenquelle: 6

7 Bereitstellung von Regelleistung Rampendauer Mindestangebotsgröße Separate Angebote für Ausschreibungszeitpunkt Erbringungszeitraum Vergütung Anforderung an Vermarkter und Anlagen Aufrufe neg. Regelleistung Dauer der Aufrufe ca. Positive und negative MRL < 15 Minuten 5 MW Zeitscheiben pro Tag von 1) 0:00 bis 4:00 2) 4:01 bis 8:00 3) 8:01 bis 12:00 4) 12:01 bis 16:00 5) 16:01 bis 20:00 6) 20:01 bis 24:00 Werktäglich für den Folgetag (Sa., So. Feiertage am Werktag zuvor) Tag Leistungs-/Arbeitspreis MRL-Präqualifikation 24 bis (36) pro Jahr (Schätzung) 15 bis 120 (240) Minuten 7

8 Mittlerer Leistungspreis je 4 h Zeitscheibe [ /MW] Entwicklungen am Minutenreservemarkt Jahrespreise/MW neg. MRL

9 Direktvermarktung nach dem MPM + negative MRL Angebot: 500 kw el MRL (Start-Stopp-Betrieb) 2015 Ø L-Preis Angebots- Erlös [Ct/(kW*d)] tage /Monat Januar 9,91 -- Februar 2,33 -- März 4,29 -- April 2,92 -- Mai 5, Juni 3, Juli 1, August 0, September 1, Oktober 0, November 5,15 -- Dezember 13,35 -- ~1.714 Datenquelle: 9

10 Ø Leistungspreise [Ct/(kW el *d)] Ø Leistungspreise für negative MRL NEG_00_04 NEG_04_08 NEG_08_12 NEG_12_16 NEG_16_20 NEG_20_24 Preise nach angebotener Leistung in den Zeitscheiben gewichtet; Zahlungsrichtung: Nur NETZ_AN_ANBIETER Datenquelle: 10

11 Direktvermarktung nach dem MPM + negative MRL Angebot: 500 kw el MRL (Start-Stopp-Betrieb) Zwei Zeitscheiben á 4 h, ganzjährig 2015 Ø L-Preis [Ct/(kW*d)] Angebots- Erlös NEG_00_04 NEG_04_08 tage /Monat Januar 2,87 2, Februar 0,77 0, März 1,22 1, April 0,84 0, Mai 1,10 1, Juni 0,76 0, Juli 0,31 0, August 0,16 0, September 0,20 0, Oktober 0,04 0, November 1,88 1, Dezember 2,88 2, ~3.873 Datenquelle: 11

12 22,53 16,57 29,05 35,24 31,46 27,51 25,01 22,55 22,66 25,10 23,61 26,20 35,13 29,21 30,68 35,76 45,14 48,66 43,58 37,75 Ø Arbeitspreise MRL [Ct/kWh el ] 55,54 51,13 73,34 72,85 75,16 89,15 91,69 89,56 99,89 96,98 108,00 105,79 105,10 102,62 103,31 123,30 129,84 127,51 122,25 115,87 132,60 146,45 Arbeitspreise für negative MRL 160 Preise nach angebotener Leistung gewichtet; Zahlungsrichtung: Nur NETZ_AN_ANBIETER ,70 105, Ø 26,23 29, Datenquelle: 12

13 Bereitstellung von Regelleistung Rampendauer Mindestangebotsgröße Separate Angebote für Ausschreibungszeitpunkt Erbringungszeitraum Vergütung Anforderung an Vermarkter und Anlagen Aufrufe neg. Regelleistung Dauer der Aufrufe ca. Positive und negative SRL < 5 Minuten 5 MW Hauptzeit (HT) Montag bis Freitag von 8:00 bis 20:00 Nebenzeit (NT) 0:00 bis 8:00 und 20:00 bis 24:00; sowie Sa./So. und bundesweiten Feiertage von 0:00 bis 24:00 In der Regel Mittwochs für die Folgewoche Woche Leistungs-/Arbeitspreis SRL-Präqualifikation 2 bis 5 pro Tag (Schätzung) 5-15 Minuten 13

14 SRL - gewichtete Ø Leistungspreise [ /MW] NEG_HT NEG_NT Datenquelle: 14

15 Negative Sekundärregelleistung SRL (HT) Anlage mit 500 kw el bietet 250 kw el als SRL-HT an (Teillastbetrieb) 2015 WA Bereitschaft Ø L-Preis Erlöse n AT /(kw el *Monat) /Monat Jan , Feb ,38 95 Mrz ,21 53 Apr ,12 29 Mai ,09 24 Jun ,07 16 Jul ,08 19 Aug , Sep , Okt ,26 64 Nov ,16 41 Dez , WA: Anzahl der Wochenausschreibungen mit Beginn des Erbringungszeitraums im jeweiligen Monat AT: Montag bis Freitag abzüglich bundeseinheitlicher Feiertage von 8:00 bis 20:00 ~ Datenquelle: 15

16 Negative Sekundärregelleistung SRL (NT) Anlage mit 500 kw el bietet 250 kw el als SRL-NT an (Teillastbetrieb) 2015 WA Bereitschaft Ø L-Preis Erlöse Einheit n AT ST /(kw*monat) /Monat Jan , Feb , Mrz , Apr , Mai , Jun , Jul , Aug , Sep , Okt , Nov , Dez , ~ Datenquelle: 16

17 Regelleistung im Überblick Minutenreserve Sekundärregelleistung Primärregelleistung Mindestangebot 5 MW 5 MW ± 1 MW Pooling Regelzonenintern Regelzonenübergreifend für Mindestangebotsgröße Regelzonenintern Regelzonenübergreifend für Mindestangebotsgröße Regelzonenintern Ausschreibungszeitraum Täglich, Ausnahme: Wochenenden, Feiertage 1 Woche 1 Woche Lieferverpflichtung 4-Stunden-Blöcke HT Werktags (8:00 20:00) NT Werktags (20:00-8:00) Wochenenden, Feiertage 1 Woche Vergütung Leistungs- und Arbeitspreis Leistungs- und Arbeitspreis Leistungspreis Ausgeschriebene Leistung (Jan. 2016) MW (neg.) MW (pos.) MW (neg.) MW (pos.) 793 MW Rampe >15 Minuten >5 Minuten >30 Sekunden 17

18 PRL - Ø Leistungspreise [ /MW] PRL Datenquelle: eigene Berechnungen 18

19 Kombinationsmöglichkeiten Erlöspotentiale mit Ø Leistungspreisen 2015 berechnet Anlage mit 500 kw el bietet ganzjährig an Neg. MRL (HT): 475 kw el Neg. MRL (NT): 475 kw el oder /a Neg. SRL (HT): 250 kw el Neg. SRL (NT): 250 kw el /a 19

20 Kombinationsmöglichkeiten Erlöspotentiale mit Ø Leistungspreisen 2015 berechnet Anlage mit 500 kw el bietet ganzjährig an Neg. MRL (HT): 475 kw el Neg. MRL (NT): 475 kw el oder /a Neg. SRL (HT): 475 kw el Neg. SRL (NT): 475 kw el oder /a abzüglich Anteil für den Stromvermarkter PRL: kw el Neg. SRL (HT): 200 kw el Neg. SRL (NT): 200 kw el /a 20

21 Flexible Leistung [MW el ] 40, ,0 Nutzung der Flexibilitätsprämie Flex-Deckel kumulierte Leistung Flexible Leistung Stand: Dez ,0 29, , , , ,1 1,4 3,4 1,0 7,4 2,4 0,8 0,5 11, ,50 0 Aug 14 Sep 14 Okt 14 Nov 14 Dez 14 Jan 15 Feb 15 Mrz 15 Apr 15 Mai 15 Jun 15 Jul 15 Aug 15 Sep 15 Okt 15 Nov 15 Dez 15 21

22 Flexibilisierung Einflussfaktoren 22

23 [Ct/(kW*d)] Ct/kWh Bedarfsorientierte Stromerzeugung Rahmenbedingungen Perspektiven: Die Politik hat durch Handeln und Unterlassen das Ende der Biogaserzeugung eingeleitet. EPEX-Spot Base Load Peak Load Regelleistung (Neg. MRL) ,30 Ø Tag 13,60 9,25 Ø Jahr 4,26 23

24 Konsequenzen für Investitionen Planungen und Kalkulationen sind auf die Restlaufzeit der EEG-Vergütung auszurichten Nutzungsdauer Restlaufzeit der EEG-Vergütung Investitionen zur Inanspruchnahme der Flexprämie haben eine Nutzungsdauer 10 Jahren AwSV, Düngeverordnung, Anlagenverordnung, Ausstieg unter Ausnutzung der Übergangsfristen in die Überlegungen einbeziehen 24

25 Flexprämie - Leistungsreduzierung Installierte Leistung kw el 800 Vollbenutzungsstunden Vbh Nutzungsgrad % ,6 Betrieb 16 h/d 8:00 bis 24:00 Ƞ el 30% für ½ h Stromerzeugung/-einspeisung kwh el Bemessungsleistung kw Substratbedarf t/a Substratkosteneinsparung (45 /t FM ) /a t/a x 45 /t Einsparung Instandhaltung (?) /a Ziel: ASUE + 25% Kosten Flexibilisierung (A= ) /a Flexprämie Mehrerlöse (am Spotmarkt: 0,3 Ct/kWh) Saldo /a /a /a Vermarkteranteil bereits abgezogen Verringerung der Stromeinspeisung kwh el Wert des nicht eingespeisten Stroms Ct/kWh el 12,79 Vergütung > 500 kw el BEM *) Ct/kWh el 12,25 *) BEM = Bemessungsleistung 25

26 Bedarfsorientierte Flexprämie - Leistungserhöhung Stromerzeugung(1) Prämisse: Das vorhandene BHKW muss ersetzt werden IST Installierte Leistung kw el 500 Stromerzeugung kwh/a Vollbenutzungsstunden Vbh Jahresstunden h Auslastung % 95 Nutzungsdauer Vbh Nutzungsgrad % 38 Methangehalt Biogas % 53 Gaserzeugung Nm³/h 237 Gasverbrauch Nm³/h 237 vorhandener Gasspeicher m³ 750 Managementprämie *) Ct/kWh el 0,20 Anteil Vermarkter Mehrerlöse EPEX aus Fahrpl. % 35 Vermarktung MRL % 30 *) In Berechnung nicht berücksichtigt ZIEL Fahrweise Uhrzeit Stunden Zeitfenster (1) von 8 Zeitfenster (1) bis 12 4 Zeitfenster (2) von 16 Zeitfenster (2) bis 24 8 Summe 12 Volllastbetrieb 12 h/d notw. Leistung bei 12 Vbh/d 950 kw el geplante Auslastung 100 % installierte Leistung 950 kw el Nutzungsgrad 40 % Notwendiges Gasspeichervolumen m³ Zubau Gasspeicher m³ Biogasbedarf verringert sich um Substratkosten-Einsparung Nm³ CH /a 26

27 Bedarfsorientierte Stromerzeugung (1) Prämisse: Das vorhandene BHKW muss ersetzt werden Ziel Stromerzeugung kwh el /a Leitungs- und Transformationsverluste kwh el /a Vergütungsfähiger Strom kwh el /a Zusätzliche Anschaffungskosten Zusatzerlöse aus Flexprämie /a Substratkosten-Einsparung /a Zusätzliche Festkosten /a Zusätzliche Betriebskosten /a Saldo Mögliche Mehrerlöse EPEX SPOT Auktionshandel *) /a Vermarktung von negativer MRL *) /a Abz. Vermarkteranteile /a Saldo Gesamtsaldo /a Gesamtkapitalrendite 20,22% *) Marktdaten

28 Saldo Mehrerlöse/-kosten [ /a] Bedarfsorientierte Stromerzeugung (1) Prämisse: Das vorhandene BHKW (500 kw el ) muss ersetzt werden Ziel: Intervallbetrieb mit festen Zeiten (12 Vbh/d) Erlöse 2014 Erlöse 2013 Erlöse Anschaffungskosten Anlagenerweiterung [ ] 28

29 Saldo Mehrerlöse/-kosten [ /a] Bedarfsorientierte Stromerzeugung (1) Prämisse: Das vorhandene BHKW (500 kw el ) muss ersetzt werden Ziel: Bedarfsorientierung (12 Vbh/d) Δ Saldo 2015 (feste Zeiten) Saldo 2015 (variable Blöcke á 4 h) Saldo 2015 (beste Stunden) Δ EPEX: Mehrerlös abz. Vermarktung MRL: Mehrerlös abz. Vermarktung EPEX: Mehrerlös abz. Vermarktung MRL: Mehrerlös abz. Vermarktung (keine MRL möglich) Anschaffungskosten Anlagenerweiterung [ ] 29

30 Bedarfsorientierte Stromerzeugung (2) Vorhandenes BHKW wird weiter genutzt IST Installierte Leistung kw el 500 Stromerzeugung kwh/a Vollbenutzungsstunden Vbh Jahresstunden H Auslastung % 95 Nutzungsdauer Vbh Nutzungsgrad % 38 Methangehalt Biogas % 53 Gaserzeugung Nm³/h 237 Gasverbrauch Nm³/h 237 vorhandener Gasspeicher m³ 750 Managementprämie *) Ct/kWh el 0,20 Anteil Vermarkter Mehrerlöse EPEX aus Fahrpl. % 35 Vermarktung MRL % 30 *) In Berechnung nicht berücksichtigt ZIEL Fahrweise BHKW(1) BHKW(2) Uhrzeit Stunden Uhrzeit Stunden Zeitfenster (1) von Zeitfenster (1) bis Zeitfenster (2) von Zeitfenster (2) bis Summe Vollastbetrieb h/d notw. Leistung kw el geplante Auslastung % installierte Leistung kw el Nutzungsgrad % Notw. Gasspeichervolumen m³ Zubau Gasspeicher m³ Biogasbedarf sinkt um Nm³ CH 4 Substratkosten-Einsp /a 30

31 Bedarfsorientierte Stromerzeugung (2) Vorhandenes BHKW wird weiter genutzt Ziel Stromerzeugung kwh el /a Leitungs- und Transformationsverluste kwh el /a Vergütungsfähiger Strom kwh el /a Zusätzliche Anschaffungskosten Zusatzerlöse aus Flexprämie /a Substratkosten-Einsparung /a Zusätzliche Festkosten /a Zusätzliche Betriebskosten /a Saldo Mögliche Mehrerlöse EPEX SPOT Auktionshandel *) /a Vermarktung von negativer MRL *) /a Abz. Vermarkteranteile /a Saldo Gesamtsaldo /a Gesamtkapitalrendite -0,85% *) Marktdaten

32 Bedarfsorientierte Stromerzeugung (3) Vorweggenommene Ersatzbeschaffung Vorhandenes BHKW bleibt betriebsbereit stehen IST Installierte Leistung kw el 500 Stromerzeugung kwh/a Vollbenutzungsstunden Vbh Jahresstunden h Auslastung % 95 Nutzungsdauer Vbh Nutzungsgrad % 38 Methangehalt Biogas % 53 Gaserzeugung Nm³/h 237 Gasverbrauch Nm³/h 237 vorhandener Gasspeicher m³ 750 Managementprämie *) Ct/kWh el 0,20 Anteil Vermarkter Mehrerlöse EPEX aus Fahrpl. % 35 Vermarktung MRL % 30 *) In Berechnung nicht berücksichtigt ZIEL Fahrweise BHKW(1) BHKW(2) Uhrzeit Stunden Uhrzeit Stunden Zeitfenster (1) von Zeitfenster (1) bis Zeitfenster (2) von Zeitfenster (2) bis Summe 0 12 Vollastbetrieb 0 12 h/d notw. Leistung kw el geplante Auslastung 0 99 % installierte Leistung kw el Nutzungsgrad % Notw. Gasspeichervolumen m³ Zubau Gasspeicher m³ Biogasbedarf sinkt um Nm³ CH 4 Substratkosten-Einsp /a 32

33 Bedarfsorientierte Stromerzeugung (3) Vorweggenommene Ersatzbeschaffung Vorhandenes BHKW bleibt betriebsbereit stehen Ziel Stromerzeugung kwh el /a Leitungs- und Transformationsverluste kwh el /a Vergütungsfähiger Strom kwh el /a Zusätzliche Anschaffungskosten Zusatzerlöse aus Flexprämie /a Substratkosten-Einsparung /a Zusätzliche Festkosten /a Zusätzliche Betriebskosten /a Saldo Mögliche Mehrerlöse EPEX SPOT Auktionshandel *) /a Vermarktung von negativer MRL *) /a Abz. Vermarkteranteile /a Saldo Gesamtsaldo /a Gesamtkapitalrendite 23,93% *) Marktdaten