Anlagenflexibilisierung Erfahrungen aus der Beratungspraxis Stephan Ruile, renergie Allgäu e.v. Stephan Ruile 1
Gliederung Aktuelle Entwicklung -Flexibilisierung lohnt sich das noch? Strategiebildung Welche Möglichkeiten habe ich? Restriktionen Was habe ich zu beachten? Stephan Ruile 2
Aktuelle Herausforderungen für den Anlagenbetrieb 100 mg/m³ NO x DüngeVO 170 kg N org. /ha Lagerkapazität Umwallung, 44. BImSchV Wie geht es weiter? Ausschreibungen EEG 16,56 ct/kwh-x Flexprämie, Ausschreibung AwSV Flexibilisierung Vermarktung Wärme Strom: flexibel/ regional? Gärrest Stephan Ruile 3
Flexibilisierung lohnt sich das jetzt noch? Stephan Ruile 4
Volumen Flexprämie MW Aktuelle Entwicklungen im Energiesammelgesetz Neuer Deckel Flexibilitätsprämie: 1000 MW + Karenzzeit von 16 Monaten 1100 1000 900 800 700 600 Aug Jul 1 Jun 1 Mai Apr Mrz Feb Jan 1 Dez Okt Sep Aug Jul 1 Jun 1 Mai Apr Mrz Feb Jan 1 Erreichen des Flexdeckels vorraussichtlich Ende 2020 Flexibilisierung für Güllekleinanlagen auf 150 kw möglich! Aktueller Stand Ausbauvolumen Flexibilitätsprämie Deckel Flexibilitätsprämie nach Energiesammelgesetz Stephan Ruile 5
Flexprämie Bitte berechnen Sie Ihre Flexprämie richtig! Flexprämie = P Zusatz * 130/ kw P Zusatz = P installiert (P Bemessung * 1,1 [bei BGA]) [bei Biomethan 1,6] P Bemessung = Jahresarbeit / Jahresstunden Bemessungsleistung muss mindestens 20 % der Installierten Leistung betragen Förderfähige Zusatzleitung beträgt maximal 50 % der installierten Leistung Stephan Ruile 6
/ Überbauungs-kW Flexprämie FlexPrämie /kw 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 Überbauungsfaktor Maximum: 119 /kw bei Überbauungsfaktor von ca. 2,2 *Überbauungs-kW= Installierte Leistung-Bemessungsleistung ** Überbauungsfaktor= Installierte Leistung/Bemessungsleistung Stephan Ruile 7
Flexprämie Voraussetzung: Direktvermarktung! Die Flexprämie wird am Jahresende auf Grundlage der tatsächlich erzeugten Leistung berechnet Bei hohen Überbauungsfaktoren und schlechter Anlagenauslastung besteht Risiko des Verlusts der Flexprämie! Zahlung: 10 Jahre respektive EEG-Laufzeitende! Stephan Ruile 8
Welche Strategie ist für mich die richtige? Zukunftsperspektive Soll meine Anlage nach 20 Jahren EEG Laufzeit im Ausschreibungsmodell weiterbetrieben werden? Ist ein wirtschaftlicher Betrieb post EEG mit der reduzierten Vergütung möglich(aktuell <16,56 ct/kwh) Hat meine Anlage ein realistische Chance auf einen Zuschlag Anforderungen Wird meine Anlage den derzeitigen und künftigen gesetzlichen Anforderungen gerecht? Welche (Ersatz)-Investitionen sind wann für einen Weiterbetrieb notwendig? Ist eine Leistungsreduzierung einer Erhaltungsinvestition vorzuziehen? Habe ich ausreichend Arbeitskapazität um dem gehobenen Anlagenbetrieb gerecht zu werden? Märkte Welche Strommärkte möchte ich bedienen: Regelenergie, Fahrplanbetieb, regionale Stromvermarktung? Welche Wärmemärkte kann oder muss ich bedienen? Möchte ich schon jetzt in den flexiblen Anlagenbetrieb einsteigen Wie kann ich Gärreste verwerten/vermarkten? Stephan Ruile 9
Zuschlagschancen in den Ausschreibungen 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0 Doppelte Überbauung nach energymap und DBFZ 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Leistung laut energymap Leistung laut DBFZ Ausgeschriebene Leistung kummuliert Stephan Ruile 10
Zukunftsperspektive Beispiel: Wirtschaftlichkeitsanalyse einer 150 kw Anlage Wirtschaftsjahr 2014 2013 2012 Mittelwert Stückrechnung ct/kwh Erzeugte Strommenge 1.218.480 1.239.795 1.133.774 1.186.785 Erträge Stromverkauf 302.199,51 302.059,39 295.696,64 299.985,18 25,28ct/kWh Wärmeverkauf 1.500,00 1.500,00 1.500,00 1.500,00 0,13 Rohgasverkauf - - - - 0,00 Sonstige Leistungen - - - - Summe 303.699,51 303.559,39 297.196,64 301.485,18 25,40ct/kWh 0,00 Kosten 0,00 Finanzierungskosten 2.661,53 3.550,95 4.823,95 3.678,81 0,31ct/kWh Personalkosten 38.325,00 38.325,00 38.325,00 38.325,00 3,23ct/kWh Biomasse 125.625,00 125.625,00 125.625,00 125.625,00 10,59ct/kWh Biomasselogistik 14.079,67 14.230,68 18.307,01 15.539,12 1,31ct/kWh Gaserzeugung 2.843,03 3.444,17 3.214,11 3.167,10 0,27ct/kWh Energieerzeugung 6.868,91 6.837,34 4.772,04 6.159,43 0,52ct/kWh 0,00 Wärmeverwertung - - - - 0,00 Summe 190.403,14 192.013,14 195.067,11 192.494,46 16,22ct/kWh Jahresüberschuss 113.296,37 111.546,25 102.129,53 108.990,72 9,18ct/kWh Stephan Ruile 11
Flexibilisierungsstratgien Strategie Progressive Leistungserweiterung Überbauungsfaktor Argumente 2,5-5 + Hohe Flexibilität + Höheres Erlöspotential auf Strommärkten + BHKW mit großer Leistung und höheren Wirkungsgraden + BHKW mit offenen Kapazitäten am EEG-Laufzeitende - Sehr hohe Investitionskosten (BHKW; Netzanschluss, Gas- &Wärmespeicher) - Schwer planbare Kosten für Wartung, Verschleiß, Reparaturen - Flexible Fahrweise meist unumgänglich - Evtl. Erweiterte Genehmigungstechnische Auflagen (BImSchG, StörfallVO) Chance /Risiko mittel bis hoch Konservative Leistungserweiterung 1 2,5 + Mittlere Flexibilität + Leistungserhaltung für Ausschreibungen + Redundanz der BHKW Kapazität + Wärmeorientierte Flexibilisierung + Vorweggenommene Ersatzinvestition - Mittlere bis hohe Investitionskosten (BHKW, Netzanschluss, Gasspeicher) - Evtl. Erweiterte Genehmigungstechnische Auflagen (BImSchG, StörfallVO) gering Leistungsreduzierung < 1 + Mittlere Flexibilität + Kaum oder keine Investitionskosten + reduzierter Rohstofffremdbezug + Entschärfung Gärrestproblematik - Steigende Fixkosten durch reduzierte Produktionsmengen sehr gering Stephan Ruile 12
Externe Restritkionen Stephan Ruile 13
Welche externe Restriktionen muss ich beachten? EEG: Ausschreibungen Genehmigung: Imissionsschutzrecht / StörfallVO Netzanschluss: Mittelspannungsrichtlinie Eigenstromprivileg Stephan Ruile 14
Technische Voraussetzungen zur Teilnahme an den Ausschreibungen für Bestandsanlagen Anlage gilt im Sinne des EEG als neu in Betrieb genommen Stützfeuerung mittels RME (Nachhaltigkeitsnachweis erforderlich) Direktvermarktungspflicht Verweilzeit von mehr als 150 Tagen im gasdichten Raum Fernsteuerung für Anlagen > 100 kw Anlagen dürfen nur 50 % Ihrer installierten Leistung als Bemessungsleistung einspeisen (doppelte Überbauung) Nachweis der Fähigkeit zum flexiblen Anlagenbetrieb über Flexgutachten (einmalig) Stephan Ruile 15
Technische Voraussetzungen zur Teilnahme an den Ausschreibungen für Bestandsanlagen Verpflichtete Volleinspeisung Ausnahmen: Strom für die Anlage oder andere Anlagen, sowie deren Hilfs- und Nebenanlagen, die über den selben Netzverknüpfungspunkt verbunden sind. Ausgleich physikalisch Bedingter Netzverluste In den Stunden mit negativen Börsenstrompreisen Belieferung an Dritte (z.b. Landwirtschaft in GbR o.ä.) grundsätzlich nicht mehr erlaubt Maisdeckel 50 %, ab 2019 47 %, ab 2021 44% Führung eines Einsatzstofftagebuchs Keine Boni folglich kein Umweltgutachten mehr notwendig! Stephan Ruile 16
Externe Restriktionen: Genehmigung Baurecht: Änderungen oft nur Anzeigepflichtig Imissionsschutzrechtliches Genehmigungsverfahren Für Anlagen > 1 MW FWLi nst. (ab ca. 380 kw el. ) Zwei Verfahrensarten innerhalb des BImSchG: 15 nicht wesentliche Änderung (Änderungsanzeige) 16 wesentliche Änderung (Großes Verfahren) Führung der Anlage nach dem Stand der Technik Abdeckung aller Gärrestlager Einhaltung der Rechtsverordnungen (BimSchV, TA-Luft, TA-Lärm, VDI 3475, ) Formaldehydbonus (Energiesammelgesetz) StörfallV: Ab einer Lagerkapazität von 10.000 kg Biogas (ca. 7.700 m³, inkl. anderer gefährlicher Stoffe) Kein Betrieb ohne Genehmigung!!! Stephan Ruile 17
Externe Restriktionen: Eigenstrom & EEG Umlage EEG Umlagebefreiung für Bestandsanlagen mit Eigenverbrauch vor 31.07.2014 Eigenverbrauch erfordert Personenidentität bei Erzeugung und Verbrauch, sonst Drittbelieferung Anlagen, die Ihre installierte Leistung um mehr als 30 % im Vergleich zum 31.07.2014 erhöhen, verlieren ihren Status als Bestandsanlage und sind EEG-Umlagepflichtig in Höhe von 40 %. Anlagen mit Eigenstromnutzung verlieren bei Veränderungen nach 01.01.2018 ihr Eigenstromprivileg und sind EEG-Umlagepflichtig in Höhe von 20%. Umlagehöhe: Eigenverbrauch ab 2018: 20% = 1,28 ct /kwh, 40% =2,56 ct/kwh Drittbelieferung: 100 % = 6,40 ct / kwh Stephan Ruile 18
Energiekosten: Eigenstrom vs. Bezugsstrom: Beispiel Anlage 210 kw Strombedarf BGA 170.000 kwh/a Alle Preise netto! Eigenstrom Bezugsstrom Tarif Agrar BBV Kostenpunkt Einzelpreis /kwh Einheit Kommentar Summe Kostenpunkt Einzelpre is /kwh Einheit Summe Futterkosten frei Fermenter 0,109 /kwh 45 /t Maissilage, 38 % Wirkungsgrad el. Anlagenkosten 0,040 /kwh Erfahrungswert 6.800,000 Eintarifmessung BBV Standard 18.490,95 Grundpreis >10.500 kwh 0,1958 /kwh 33.286,00 0,0103 /kwh 1.642,85 Nachrüstung Messkonzept 3.000,00 Schätzung 3.000, Abschreibung über 10 Jahre 300,00 Grundpreis < 10.500 kwh 8,65 Monat 103,80 EEG Umlage 0,030 /kwh Anteilig 40 %, langfristig 3 ct 5.100,00 Stromsteuer 0,0205 /kwh 3.485,00 Entgangene Flexprämie je Jahr 0,015 /kwh 2.572,00 Konzessionsabgabe 0,0132 /kwh 2.244,00 Gesamtkosten je Jahr 33.262,985 40.761,65 Gesamtkosten ct/kwh 19,57 ct/kwh 23,98 ct/ kwh Stephan Ruile 19
Netzanschluss Abstimmung mit Netzbetreiber über Netzanschlusspunkt Grundsätzlich räumlich nächstgelegener NAP oder Gesamtwirtschaftlich günstigerer NAP (Anschlusskosten & Erweiterung Netzkapazität, Leitungsverluste unberücksichtigt) Transformatorverluste berücksichtigen Niederspannung -> Mittelspannung: Verluste 2-3 % Veränderung der Einspeisepunkte Nutzung verschiedener Leistungsbereiche von Trafos Hinweis: Planen Sie vorrauschauend! Quelle: SBA Trafotech GmbH Stephan Ruile 20
Anlagenzertifizierung nach Mittelspannungsrichtline Ab einer Anschlussleistung von 1 MVA am Netzanschlusspunkt oder ab einer Anschlussleitung von mehr als 2 km Länge Zertifikat wird für die gesamte Anlage erstellt Zertifikat muss vor Inbetriebnahme vorliegen, sonst kann diese vom Netzbetreiber verweigert werden Bearbeitungszeit: 4-8 Wochen Konformtiätsprüfung vor Ort nach Inbetriebnahme Stephan Ruile 21
Einspeiseleistung in kw Flex-Gutachten Prüfung der Fähigkeit zur flexiblen Fahrweise der Anlage durch Umweltgutachter 3 Tägiger Probebetrieb Berücksichtigung der anlagenspezifischen Restriktionen Wärmebedarf Gasspeicherkapazität 350 300 250 200 150 100 50 0 1 2 3 4 Tag Leistung Ist [kw] Leistung Vorgabe [kw] Hinweis: Sprechen Sie bereits in der Planungsphase mit Ihrem Umweltgutachter den Probebetrieb ab! Stephan Ruile 22
Effizienzsteigerung durch neues BHKW 1 % Wirkungsgradverlust BHKW: ca. 1100 / 100 kw x Jahr Quelle: Aschmann u. Effenberger, 2012 Stephan Ruile 23
Flexible Fahrweise Wirkungsgrad & Emissionen -5 % +10 % Quelle: Effenberger, Tappen, 2016 Stephan Ruile 24
Flexprämie vs. Teillastbetrieb- Ein Beispiel: Inbetriebnahme 2006: Installierte Leistung 1045 kw, Bemessungsleistung: 515 kw, 45 kw Eigenstrom BHKW 600 kw BHKW 700 kw BHKW 800 kw Fahrweise 600 kw Vollast 100 % Teillast 86 % Teillast 75 % Wirkungsgradverlust (LfL Bayern) 0 % 1,3 % 2,3 % Gasmehrverbrauch (m³/h) gegenüber Volllast 0 m³ 4 m³ 7 m³ Jährliche Kosten Gasmehrverbauch (0,25 / m³) 0 8.760 15.330 Kosten Gasmehrverbrauch über Restlaufzeit Flex 0 78.840 137.970 (9 Jahre) Investitionskosten (Schätzung) 400.000 450.000 500.000 Zinsen (2 %) 40.000 45.000 50.000 Flexprämie Bestand (1045 kw inst., 45 kw 56.335 56.335 56.335 Eigenstrom, 515 kw Einspeisung) Zusätzliche Flexprämie durch 2. Flex BHKW (800 kw) 47.665 54.165 60.665 Erlöse Flexprämie in Restlaufzeit (9 Jahre) 428.985 487.485 545.985 Überschuss/Defizit 11.015-86.335-141.985 Stephan Ruile 25
Fazit Eine Flexibilisierung ist zeitlich noch schaffbar! Die Flexibilisierung bietet Chancen die Anlageneffizienz und Auslastung Ihrer Anlage zu verbessern Flexible Fahrweise stellt erheblich erweiterte technische Ansprüche an Technik und Anlagenkonzept und Anlagenbetreuung Jeder Betrieb hat seinen individuellen Weg zur optimierten Anlagenflexibilisierung Eine Vielzahl technischer und juristischer Vorgaben ist zu beachten! Lassen Sie sich bei Unsicherheit beraten! Stephan Ruile 26
Beratungsangebot von renergie Allgäu e.v. zur Biomasseausschreibungen Betriebsindividuelle Beratung Vor-Ort Termine & Telefonberatung Technische Konzeption Unterstützung im Genehmigungsmanagement Betriebsanalysen und Betriebszweigabrechnungen Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen & Investitionsplanung Flexibilisierungs- und Vermarktungskonzepte Schwachstellenanalyse und Betriebsoptimierung Stephan Ruile 27
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Ihr Kontakt: Stephan Ruile M.Sc. agr. Fachberater Biogas renergie Allgäu e.v. 0831/5262680-18 0151/65477852 sr@renergie-allgaeu.de Stephan Ruile 28