Stand der Biogaserzeugung in Thüringen

Bayerische Landesanstalt für Landwirtschaft Ulrich Keymer Stand der Biogaserzeugung in Thüringen Anzahl 3 112 12 1 Anzahl lw. BGA 96 25 26 Gesamtleistung MW el 8 231 239 2 7 219 6 15 52 17 16 1 12 22 15 11 1 17 82 5 6 2 53 3 1 26 3 2 2 21 22 23 2 25 26 27 28 29 21 211 212 213 21 Quelle: Reinhold, G.; Statistik der Biogasanlagen in Thüringen Stand 1.1.215; MW el 12 1 8 6 2 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 Jahre erkennbar wird. 31.5.215 2

Erwarteter Rückbau der BGA-Leistung ab 22 Thüringen MW Inst. Rückbau Instal. Leistung 12-12 1-1 8-8 6-6 - 2-1 -2-2 -5-2 -3-8 -23-15 -9-1 -12-16 -5-2 3.5.215 Quellen: www.energymap.info (Datenstand März. 215) 3 Biogas-Fachtagung Thüringen 2/215 Stadtroda, 11.6.215 31.5.215

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) : bis : 2) :1 bis 8: 3) 8:1 bis 12: ) 12:1 bis 16: 5) 16:1 bis 2: 6) 2:1 bis 2: Werktäglich für den Folgetag (Sa., So. Feiertage am Werktag zuvor) Tag Leistungs-/Arbeitspreis MRL-Präqualifikation 2 bis (36) pro Jahr (Schätzung) 15 bis 12 (2) Minuten 21.1.213 5 Mittlerer Leistungspreis je h Zeitscheibe [ /MW] 8 7 6 5 3 2 1 Entwicklungen am Minutenreservemarkt Jahrespreise/MW neg. MRL 27 35.261 28 22.565 29 68.551 21 27.216 211 36.82 212 26.757 213 5.8 21 33.828 18.1.215 6

Anbieten von Regelleistung Ø Leistungspreise MRL [Ct/(kW el *d)] 35 3 25 2 15 1 5 7,3 Ø Leistungspreise für negative Minutenreserveleistung (MRL) 13,7 1,3 6,86 5,87 2,12,81 7,36 Preise nach angebotener Leistung gewichtet; NETZ_AN_ANBIETER Datenquelle: www.regelleistung.net 13,6 8,78 8,83 7,18 6,8 5,63 5,7 3,18 3,63,87 1,9 12,37 7,59 1,62 11,99 3,98 22,99 2,6 18,35 19,17 23,2 9,25 9,5 7,72 7,39 11,5 6,55 6,6 2,98 3,22 1,32 9,91 5,8 2,33,29 2,92 5,98 1.6.215 Ulrich Keymer 7 Direktvermarktung nach dem MPM + negative MRL Angebot: 5 kw el MRL (Start-Stopp-Betrieb) 21 Ø L-Preis Angebots- Erlös [Ct/(kW*d)] tage /Monat Januar 19,17 -- Februar 11,99 -- März 9,5 -- April 7,72 -- Mai 7,39 26 961 Juni 11,5 26 1.95 Juli 6,55 26 851 August 6,6 26 863 September 2,98 26 387 Oktober 3,22 26 19 November 1,32 -- Dezember 23,2 -- ~5. 18.1.215 Datenquelle: www.regelleistung.net 8

Ø Leistungspreise für negative MRL Ø Leistungspreise [Ct/(kW el *d)] 9 8 7 6 5 3 2 1 NEG NEG 8 NEG_8_12 NEG_12_16 NEG_16_2 NEG_2_2 Preise nach angebotener Leistung in den Zeitscheiben gewichtet; NETZ_AN_ANBIETER Datenquelle: www.regelleistung.net 1.6.215 Ulrich Keymer 9 Direktvermarktung nach dem MPM + negative MRL Angebot: 5 kw el MRL (Start-Stopp-Betrieb) Zwei Zeitscheiben á h, ganzjährig 21 Ø L-Preis [Ct/(kW*d)] Angebots- Erlös NEG NEG 8 tage /Monat Januar 5,6,7 31 1.512 Februar 3,39 3,21 28 92 März 2,56 2,3 31 753 April 1,82 1,59 3 511 Mai 1,65 1,56 31 97 Juni 2,38 2,33 3 77 Juli 1,57 1,58 31 89 August 1,51 1,5 31 67 September,8,83 3 251 Oktober,91,89 31 279 November,2,1 3 125 Dezember 5,7 5,33 31 1.71 ~8.225 18.1.215 1

Arbeitspreise für negative MRL Ø Arbeitspreise MRL [Ct/kWh el ] 16 1 12 1 8 6 2 2,5 19,39 25,17 2,65 21,3 22,8 22,53 29,5 Preise nach angebotener Leistung gewichtet; NETZ_AN_ANBIETER Datenquelle: www.regelleistung.net Ø 26,23 29,8 35,2 31,6 27,51 35,13 25,1 16,57 22,55 22,66 25,1 23,61 26,2 29,21 3,68 5,1 35,76 55,5 8,66 85,7 3,58 51,13 89,15 99,89 91,69 18, 123,3 96,98 73,3 72,85 129,8 16,5 112, 75,16 15,79 15,1 127,51 1.6.215 Ulrich Keymer 11 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: bis 2: Nebenzeit (NT) : bis 8: und 2: bis 2:; sowie Sa./So. und bundesweiten Feiertage von : bis 2: In der Regel Mittwochs für die Folgewoche Woche Leistungs-/Arbeitspreis SRL-Präqualifikation 2 bis 5 pro Tag (Schätzung) 5-15 Minuten 11.9.213 12

3.5 3. 2.5 2. 1.5 1. 5 2.1. - 8.1.212 3.1. - 5.2.212 27.2. -.3.212 26.3. - 1..212 23.. - 29..212 21.5. - 27.5.212 18.6. - 2.6.212 16.7. - 22.7.212 13.8. - 19.8.212 1.9. - 16.9.212 8.1. - 1.1.212 5.11. - 11.11.212 3.12. - 9.12.212 31.12. - 6.1.213 28.1. - 3.2.213 25.2. - 3.3.213 25.3. - 31.3.213 22.. - 28..213 2.5. - 26.5.213 17.6. - 23.6.213 15.7. - 21.7.213 12.8. - 18.8.213 9.9. - 15.9.213 7.1. - 13.1.213.11. - 1.11.213 2.12. - 8.12.213 3.12. - 5.1.21 27.1. - 2.2.21 2.2. - 2.3.21 2.3. - 3.3.21 21.. - 27..21 19.5. - 25.5.21 16.6. - 22.6.21 1.7. - 2.7.21 11.8. - 17.8.21 8.9. - 1.9.21 6.1. - 12.1.21 3.11. - 9.11.21 1.12. - 7.12.21 29.12. -.1.215 26.1. - 1.2.215 23.2. - 1.3.215 23.3. - 29.3.215 2.. - 26..215 18.5. - 2.5.215 SRL - gewichtete Ø Leistungspreise [ /MW] NEG_HT NEG_NT Datenquelle: www.regelleistung.net 13 3.5.215 Negative Sekundärregelleistung SRL (HT) Anlage mit 5 kwel bietet 25 kwel als SRL-HT an (Teillastbetrieb) 21 WA Bereitschaft Ø L-Preis Erlöse n AT /(kwel *Monat) /Monat Jan 2 2,1 526 Feb 2 1,26 31 Mrz 5 25 1, 29 Apr 17 1,7 268 Mai 19,98 25 Jun 5 2,83 28 Jul 2,27 67 Aug 2,11 28 Sep 5 2,29 72 Okt 2 1,52 381 Nov 2 2,13 531 Dez 5 22,55 1.137 ~. 18.1.215 Datenquelle: www.regelleistung.net Ulrich Keymer 1

Negative Sekundärregelleistung SRL (NT) Anlage mit 5 kw el bietet 25 kw el als SRL-NT an (Teillastbetrieb) 21 WA Bereitschaft Ø L-Preis Erlöse Einheit n AT ST /(kw*monat) /Monat Jan 2 8 3,21 81 Feb 2 8 2,2 559 Mrz 5 25 1 1,82 5 Apr 17 11 2,37 593 Mai 19 9 1,66 15 Jun 5 2 11 1,3 357 Jul 2 8 1,19 297 Aug 2 8 1,27 317 Sep 5 2 11,83 28 Okt 2 8 1,38 3 Nov 2 8 1,98 9 Dez 5 22 13 6,99 1.76 ~ 6.6 18.1.215 Datenquelle: www.regelleistung.net 15 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 HT Werktags (8: 2:) Lieferverpflichtung -Stunden-Blöcke NT Werktags (2: - 8:) Wochenenden, Feiertage 1 Woche Vergütung Leistungs- und Arbeitspreis Leistungs- und Arbeitspreis Leistungspreis Ausgeschriebene Leistung (Mai 215) 2.39 MW (neg.) 2.726 MW (pos.) 1.973 MW (neg.) 2.26 MW (pos.) 783 MW Rampe >15 Minuten >5 Minuten >3 Sekunden 1.9.213 16

PRL - Ø Leistungspreise [ /MW] PRL 7. 6. 5.. 3. 2. 1. Datenquelle: www.regelleistung.net; eigene Berechnungen 17 31.5.215 Kombinationsmöglichkeiten Erlöspotentiale mit Ø Leistungspreisen 21 berechnet Anlage mit 5 kwel bietet ganzjährig an Neg. MRL (HT): 75 kwel Neg. MRL (NT): 75 kwel oder 16.1 /a Neg. SRL (HT): 25 kwel Neg. SRL (NT): 25 kwel PRL: 25 kwel oder Neg. SRL (HT): 2 kwel Neg. SRL (NT): 2 kwel 2.1.215 1.6 /a 13.1 /a abzüglich Anteil für den Stromvermarkter 18 7.1. - 13.1.213 28.1. - 3.2.213 18.2. - 2.2.213 11.3. - 17.3.213 1.. - 7..213 22.. - 28..213 13.5. - 19.5.213 3.6. - 9.6.213 2.6. - 3.6.213 15.7. - 21.7.213 5.8. - 11.8.213 26.8. - 1.9.213 16.9. - 22.9.213 7.1. - 13.1.213 28.1. - 3.11.213 18.11. - 2.11.213 9.12. - 15.12.213 3.12. - 5.1.21 2.1. - 26.1.21 1.2. - 16.2.21 3.3. - 9.3.21 2.3. - 3.3.21 1.. - 2..21 5.5. - 11.5.21 26.5. - 1.6.21 16.6. - 22.6.21 7.7. - 13.7.21 28.7. - 3.8.21 18.8. - 2.8.21 8.9. - 1.9.21 29.9. - 5.1.21 2.1. - 26.1.21 1.11. - 16.11.21 1.12. - 7.12.21 22.12. - 28.12.21 12.1. - 18.1.215 2.2. - 8.2.215 23.2. - 1.3.215 16.3. - 22.3.215 6.. - 12..215 27.. - 3.5.215 18.5. - 2.5.215

Biogas-Fachtagung Thüringen 2/215 Stadtroda, 11.6.215 31.5.215 19 Monatsmittelwerte Auktionshandel EPEX Middle-Night ( - ) Early Morning ( - 8) Late Morning (8-12) Early Afternoon (12-16) Rush Hour (16-2) Off-Peak (2-2) 2 h ( - 2) 7 Markterlöse [Ct/kWh] 6 5 3 2 1 2.3.215 2

Flexprämie - Leistungserhöhung IST Installierte Leistung kw el 5 Stromerzeugung kwh/a.161. Vollbenutzungsstunden Vbh 8.322 Jahresstunden h 8.76 Auslastung % 95 Nutzungsdauer Vbh 8. Nutzungsgrad % 38 Methangehalt Biogas % 53 Gaserzeugung Nm³/h 237 Gasverbrauch Nm³/h 237 vorhandener Gasspeicher m³ 75 Managementprämie ab 215 Ct/kWh el,2 Anteil Vermarkter Managementprämie % Mehrerlöse EPEX aus Fahrpl. % 35 Vermarktung MRL % 3 Leistungserhöhung - ein oder zwei BHKW? Mindestlaufzeiten, Vorwärmung, Vorschmierung? Startverhalten, Kondensatbildung? Trafo, Leitungen, Elektronische Schnittstelle(n)? Erweiterung des Maschinenhauses? Gasleitungsquerschnitte ausreichend? MSR für Gasspeicher? Anpassung Gaskühlstrecke, Gasaufbereitung...? Anpassung Notkühler? Planung der Erweiterung und Sonstiges? Eigenstromnutzung?. BImSchV / Mittelspannungsrichtlinie? Umweltgutachten, Genehmigungen? Gasspeicher für 12 bis 16 Stunden? Wärmepufferspeicher? 18.1.215 21 Bedarfsorientierte Stromerzeugung(1) Prämisse: Das vorhandene BHKW muss ersetzt werden IST Installierte Leistung kw el 5 Stromerzeugung kwh/a.161. Vollbenutzungsstunden Vbh 8.322 Jahresstunden h 8.76 Auslastung % 95 Nutzungsdauer Vbh 8. Nutzungsgrad % 38 Methangehalt Biogas % 53 Gaserzeugung Nm³/h 237 Gasverbrauch Nm³/h 237 vorhandener Gasspeicher m³ 75 Managementprämie ab 215 Ct/kWh el,2 Anteil Vermarkter Managementprämie % Mehrerlöse EPEX aus Fahrpl. % 35 Vermarktung MRL % 3 18.3.215 ZIEL Fahrweise Uhrzeit Stunden Zeitfenster (1) von 8 Zeitfenster (1) bis 12 Zeitfenster (2) von 16 Zeitfenster (2) bis 2 8 Summe 12 Volllastbetrieb 12 h/d notw. Leistung bei 12 Vbh/d 95 kw el geplante Auslastung 1 % installierte Leistung 95 kw el Nutzungsgrad % Notwendiges Gasspeichervolumen 2.517 m³ Zubau Gasspeicher 1.767 m³ Biogasbedarf verringert sich um Substratkosten-Einsparung 5.926 Nm³ CH 23.318 /a 22

Bedarfsorientierte Stromerzeugung (1) Zusätzliche Anschaffungskosten Anschaffungskosten Motorvorwärmung -- -- 9.2 Anschaffungskosten nach ASUE_21 -- 316.376 98.6 Zusätzliche Anschaffungskosten des BHKW -- 19.83 Verstärkung Netzanschluss für Zusatzleistung -- 59.76 Steuereinrichtung (Pauschale. /BHKW) -- --* ) ev. notw. Anpassung/Erweiterung Maschinenhaus -- 15.27 ev. notw. Erweiterung Gaszuleitung, MSR Gasspeicher -- 11.25 sonstige Anpassungen (Gaskühlstrecke, Notkühler,...) -- 36.66 Planungskosten,Genehmigungen und Gutachten -- 23.5 Gaslager-Erweiterung /m³ -- 93.128 Wärmespeicher -BAFA-Förderung saldiert /m³ -- -- Summe der zusätzlichen Anschaffungskosten -- 28.827 *) ab 1. April 215 für alle Direktvermarkter zwingend vorgeschrieben 18.1.215 23 Bedarfsorientierte Stromerzeugung (1) Prämisse: Das vorhandene BHKW muss ersetzt werden Ziel Stromerzeugung kwh el /a.161. Leitungs- und Transformationsverluste kwh el /a -1.61 Vergütungsfähiger Strom kwh el /a.119.39 Zusätzliche Anschaffungskosten 28.827 Zusatzerlöse aus Flexprämie /a 55.575 Substratkosten-Einsparung /a 23.318 Zusätzliche Festkosten /a -53.89 Zusätzliche Betriebskosten /a -1.859 Saldo 1.1 Mögliche Mehrerlöse EPEX SPOT Auktionshandel *) /a 19.16 Vermarktung von negativer MRL *) /a 11.27 Abz. Vermarkteranteile /a -1.68 Saldo 2.299 Gesamtsaldo /a 3.38 Gesamtkapitalrendite 2,6% *) Marktdaten 21 18.3.215 2

Bedarfsorientierte Stromerzeugung (2) Prämisse: Das vorhandene BHKW muss ersetzt werden IST Installierte Leistung kw el 5 Stromerzeugung kwh/a.161. Vollbenutzungsstunden Vbh 8.322 Jahresstunden h 8.76 Auslastung % 95 Nutzungsdauer Vbh 8. Nutzungsgrad % 38 Methangehalt Biogas % 53 Gaserzeugung Nm³/h 237 Gasverbrauch Nm³/h 237 vorhandener Gasspeicher m³ 75 Managementprämie ab 215 Ct/kWh el,2 Anteil Vermarkter Managementprämie % Mehrerlöse EPEX aus Fahrpl. % 35 Vermarktung MRL % 3 18.3.215 ZIEL Fahrweise Uhrzeit Stunden Zeitfenster (1) von 8 Zeitfenster (1) bis 12 Zeitfenster (2) von 16 Zeitfenster (2) bis 2 Summe 8 Volllastbetrieb 8 h/d notw. Leistung bei 8 Vbh/d 1.25 kw el geplante Auslastung 1 % installierte Leistung 1.25 kw el Nutzungsgrad % Notwendiges Gasspeichervolumen 3.776 m³ Zubau Gasspeicher 3.26 m³ Biogasbedarf verringert sich um Substratkosten-Einsparung 5.926 Nm³ CH 23.318 /a 25 Bedarfsorientierte Stromerzeugung (2) Prämisse: Das vorhandene BHKW muss ersetzt werden Ziel Stromerzeugung kwh el /a.161. Leitungs- und Transformationsverluste kwh el /a -1.61 Vergütungsfähiger Strom kwh el /a.119.39 Zusätzliche Anschaffungskosten 815.875 Zusatzerlöse aus Flexprämie /a 92.625 Substratkosten-Einsparung /a 23.318 Zusätzliche Festkosten /a -12.69 Zusätzliche Betriebskosten /a -12.183 Saldo 1.15 Mögliche Mehrerlöse EPEX SPOT Auktionshandel *) /a 25.28 Vermarktung von negativer MRL *) /a 11.83 Abz. Vermarkteranteile /a -12.53 Saldo 2.818 Gesamtsaldo /a 25.968 Gesamtkapitalrendite 1,37% *) Marktdaten 21 18.3.215 26

Bedarfsorientierte Stromerzeugung (3) Vorhandenes BHKW wird weiter genutzt IST Installierte Leistung kw el 5 Stromerzeugung kwh/a.161. Vollbenutzungsstunden Vbh 8.322 Jahresstunden H 8.76 Auslastung % 95 Nutzungsdauer Vbh 8. Nutzungsgrad % 38 Methangehalt Biogas % 53 Gaserzeugung Nm³/h 237 Gasverbrauch Nm³/h 237 vorhandener Gasspeicher m³ 75 Managementprämie ab 215 Ct/kWh el,2 Anteil Vermarkter Managementprämie % Mehrerlöse EPEX aus Fahrpl. % 35 Vermarktung MRL % 3 18.3.215 ZIEL Fahrweise BHKW(1) BHKW(2) Uhrzeit Stunden Uhrzeit Stunden Zeitfenster (1) von 8 8 Zeitfenster (1) bis 12 12 Zeitfenster (2) von 12 16 8 Zeitfenster (2) bis 2 2 8 Summe 12 12 Vollastbetrieb 12 12 h/d notw. Leistung 75 75 kw el geplante Auslastung 95 96 % installierte Leistung 5 95 kw el Nutzungsgrad 38 39 % Notw. Gasspeichervolumen 2.633 m³ Zubau Gasspeicher 1.883 m³ Biogasbedarf sinkt um 1.8 Nm³ CH Substratkosten-Einsp. 5.979 /a 27 Bedarfsorientierte Stromerzeugung (3) Vorhandenes BHKW wird weiter genutzt Ziel Stromerzeugung kwh el /a.161. Leitungs- und Transformationsverluste kwh el /a -1.61 Vergütungsfähiger Strom kwh el /a.119.39 Zusätzliche Anschaffungskosten 581.137 Zusatzerlöse aus Flexprämie /a 61.398 Substratkosten-Einsparung /a 5.979 Zusätzliche Festkosten /a -73.79 Zusätzliche Betriebskosten /a -17.889 Saldo -23.592 Mögliche Mehrerlöse EPEX SPOT Auktionshandel *) /a 17.92 Vermarktung von negativer MRL *) /a 12.12 Abz. Vermarkteranteile /a -9.92 Saldo 2.12 Gesamtsaldo /a -3.72 Gesamtkapitalrendite 2,81% *) Marktdaten 21 18.3.215 28

Bedarfsorientierte Stromerzeugung () Vorweggenommene Ersatzbeschaffung Vorhandenes BHKW stehen IST Installierte Leistung kw el 5 Stromerzeugung kwh/a.161. Vollbenutzungsstunden Vbh 8.322 Jahresstunden h 8.76 Auslastung % 95 Nutzungsdauer Vbh 8. Nutzungsgrad % 38 Methangehalt Biogas % 53 Gaserzeugung Nm³/h 237 Gasverbrauch Nm³/h 237 vorhandener Gasspeicher m³ 75 Managementprämie ab 215 Ct/kWh el,2 Anteil Vermarkter Managementprämie % Mehrerlöse EPEX aus Fahrpl. % 35 Vermarktung MRL % 3 18.3.215 ZIEL Fahrweise BHKW(1) BHKW(2) Uhrzeit Stunden Uhrzeit Stunden Zeitfenster (1) von -- 8 Zeitfenster (1) bis -- 12 Zeitfenster (2) von -- 16 Zeitfenster (2) bis -- 2 8 Summe 12 Vollastbetrieb 12 h/d notw. Leistung 95 kw el geplante Auslastung 99 % installierte Leistung 5 96 kw el Nutzungsgrad 38 % Notw. Gasspeichervolumen 2.517 m³ Zubau Gasspeicher 1.767 m³ Biogasbedarf sinkt um 5.926 Nm³ CH Substratkosten-Einsp. 23.318 /a 29 Bedarfsorientierte Stromerzeugung () Vorweggenommene Ersatzbeschaffung stehen Ziel Stromerzeugung kwh el /a.161. Leitungs- und Transformationsverluste kwh el /a -1.61 Vergütungsfähiger Strom kwh el /a.119.39 Zusätzliche Anschaffungskosten 538.65 Zusatzerlöse aus Flexprämie /a 9.87 Substratkosten-Einsparung /a 23.318 Zusätzliche Festkosten /a -67.62 Zusätzliche Betriebskosten /a -12.63 Saldo 37.956 Mögliche Mehrerlöse EPEX SPOT Auktionshandel *) /a 19.16 Vermarktung von negativer MRL *) /a 11.27 Abz. Vermarkteranteile /a -1.68 Saldo 2.299 Gesamtsaldo /a 58.25 Gesamtkapitalrendite 25,65% *) Marktdaten 21 18.3.215 3

Weitere Informationen Ende Keymer-AG Institut für 5c-BG_8-31 Betriebswirtschaft