Belieferung ortsnaher Dritter durch eine eigene Stromleitung

Warum sollte man auf diese Technik/Entwicklung umsteigen?

Während der 10-jährigen Förderungen nach dem Ausschreibungsmodell kann über den direkten Stromverkauf an einen nahegelegenen Betrieb ein Zusatzerlös erzielt werden (1). Hierzu ist eine eigene Stromleitung erforderlich.

Aufgrund vermiedener Netzentgelte und Stromsteuer kann dabei vertraglich ein Strompreis vereinbart werden, der für beide Seiten profitabel ist. Voraussetzung hierfür ist allerdings ein fähiger Direktvermarkter, der die erforderlichen rechtlichen Herausforderungen handhaben kann, die ein solches Geschäftsmodell (auch on-site PPA genannt) mit sich bringt. Mit ausreichenden rechtlichen Kenntnissen kann das Modell auch ohne einen Direktvermarkter erfolgreich sein. Des Weiteren muss ein Abnehmer gefunden werden, der sich bereit erklärt, einen möglichst langfristigen Vertrag einzugehen, um Planungssicherheit zu gewährleisten.

Für Biogasanlagen ist dieses Geschäftsmodell attraktiv, da diese im Gegensatz zu anderen Technologien der erneuerbaren Energien bedarfsgerecht produzieren und dem Abnehmer entsprechende Sicherheiten bieten können. Allerdings sind die Stromgestehungskosten höher. Daher ist eine gute Planung im Vorfeld notwendig, um das Geschäftsmodell auch wirtschaftlich betreiben zu können. Es sollte in jedem Fall gewährleistet sein, dass der Kunde über den direkt vermarkteten Strom hinaus Zugriff auf Strom aus dem öffentlichen Netz hat, um eventuelle Ausfälle abzusichern. Dies ist eine Aufgabe, die in der Regel der Direktvermarkter übernehmen kann.            

Ein Vorteil dieses Modells ist außerdem die Möglichkeit, dem Kunden sogenannte Herkunftsnachweise des produzierten Stromes zu übermitteln. Dieser kann damit werben, dass der Strom regional aus erneuerbaren Energien produziert wurde. Dies bedeutet für den Lieferanten in der Regel, dass er höhere Strompreise verlangen kann (2).

Stand der Entwicklung

In Deutschland sind Direktlieferungen von Strom zurzeit noch kein weit verbreitetes Modell, gewinnen aber mehr an Relevanz und werden insbesondere für post-EEG-Anlagen intensiv diskutiert. Nach der derzeitigen Rechtslage ist es grundsätzlich umsetzbar, die Entwicklungen bezüglich der netzbedingten Kosten sowie deren Vermeidung können sich allerdings zukünftig ändern. Das Potenzial von Photovoltaik und Wind wird laut einer Dena-Studie von potenziellen Stromnachfragern als höher eingestuft, für 20% der Befragten wird aber auch Biogas als relevante Technologie angesehen (3).

Rechtliche Situation

Grundsätzlich ist nach §21b Abs. 4 EEG 2017 trotz Vergütung nach dem Ausschreibungsmodell die Weitergabe von produziertem Strom an einen Dritten anteilig möglich, sofern dieser sich in unmittelbarer räumlicher Nähe befindet und der Strom nicht durch ein öffentliches Netz durchgeleitet wird, also eine eigens dafür gelegte Direktleitung genutzt wird. Es gilt also im Vorfeld zu klären, ob diese Voraussetzungen erfüllbar sind. Aufgrund des Eigenversorgungsverbotes bei Förderung nach dem Ausschreibungsmodell (§27a EEG 2017) muss sichergestellt sein, dass der Empfänger des Stroms nicht der Betreiber der Erzeugungsanlage selbst ist, da sonst der Vergütungsanspruch ersatzlos für das gesamte Kalenderjahr entfällt (vgl. §52 Abs. 1 Nr. 4). Über den Begriff der unmittelbaren räumlichen Nähe gibt es verschiedene Auffassungen. Solange die Möglichkeit besteht, eine Direktleitung zum Abnehmer zu legen, kann diese in der Regel als gegeben vorausgesetzt werden (4). Nach §12b Abs. 5 EEG 2017 ist der Begriff „räumlicher Zusammenhang“ mit 4,5 Kilometern um die Erzeugungseinheit festgelegt.       

Rein rechtlich wird bei einer Stromlieferung durch eine private Leitung der Anlagenbetreiber zu einem Elektrizitätsversorgungunternehmen (EltVU) nach §3 Nr. 20 EEG 2017, zu einem Energieversorgungsunternehmen im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes und zu einem Versorger im Sinne des Stromsteuerrechts. Es empfiehlt sich, einen Direktvermarkter zu wählen, der die damit einhergehenden Pflichten erfüllen kann. Dabei ist zu beachten, dass eine der Pflichten eines EltVU darin besteht, für den gelieferten Strom die entsprechende EEG-Umlage an den Übertragungsnetzbetreiber abzuführen. Trotz der direkten Durchleitung ist diese also auf den Strompreis des Kunden aufzuschlagen. Andere Strompreisbestandteile wie Netzentgelte, KWK-Umlage, Offshore- und StromNEV-Umlage können allerdings vermieden werden. Kreuzt die Leitung weiterhin keine öffentlichen Wege, muss in der Regel auch keine Konzessionsabgabe entrichtet werden. Für Anlagen, deren Nennleistung kleiner oder gleich 2 MW beträgt, ist außerdem eine Stromsteuerbefreiung nach §9 Abs. 1 Nr. 3 EEG 2017 vorgesehen. Zu beachten hierbei ist die Definition des Anlagenbegriffes. Wenn mehrere BHKWs in räumlicher Nähe zueinander stehen, die insgesamt über 2 MW installierte Leistung besitzen, kann laut Generalzolldirektion keine Steuerbefreiung geltend gemacht werden (vgl. (4)).          

Wird EE-Strom abseits der EEG-Förderung verkauft, fällt dieser laut Gesetz unter die sonstige Direktvermarktung und seine Grünstromeigenschaft bleibt erhalten. Die Grünstromeigenschaft wird durch die Ausgabe von Herkunftsnachweisen bestätigt (vgl. §79 Abs. 1 EEG 2017). Diese Herkunftsnachweise werden auch als Grünstromzertifikate bezeichnet und können an Stromkunden weitergegeben werden (2).

Wirtschaftlichkeit

Die Belieferung ortsnaher Dritte empfiehlt sich nur als ergänzendes Geschäftsmodell. Die Grundfinanzierung des wirtschaftlichen Betriebes der Biogasanlage muss bspw. über eine EEG-Einspeisevergütung und die Wärmevermarktung erfolgen. Hierdurch werden die Fixkosten der Biogasanlage getragen und eine zusätzliche Stromerzeugung kann selbst dann noch wirtschaftlich sein, wenn der Anlagenbetreiber für diese Zusatzerzeugung nur maximal 12 ct/kWh erhält. Für den Stromabnehmer ergibt sich durch die weiteren Kosten der Direktversorgung ein Gesamtpreis von mindestens 20 Ct/kWh.

Inwiefern ein solches Modell wirtschaftlich sein kann, ist sehr stark von der Situation vor Ort abhängig. Es muss ein Abnehmer gefunden werden, der sich zu langfristigen Lieferverträgen bereit erklärt und durch seinen Standort das Kriterium des räumlichen Zusammenhangs erfüllt. Bezogen auf die preisliche Ausgestaltung ist eine Orientierung an den derzeitigen durchschnittlichen Industriestrompreisen hilfreich (siehe Abbildung 1). Es ist zu beachten, dass teilweise große regionale Unterschiede in den Strompreisen herrschen, weshalb auch hier die räumliche Lage für die Wirtschaftlichkeit eine große Rolle spielt.

Abbildung 1: Strompreise der Industrie 1998 – 2020 (5)

Für eine überschlägige Betrachtung werden die durchschnittlichen Preise aus dem Jahr 2020 mit den Kosten verglichen, die der Betreiber einer Biogasanlage für den zusätzlich produzierten Strom tragen muss. Als Berechnungsbeispiel dient eine Biogasanlage mit 500 kW Bemessungsleistung und 500 kW Zubau im Zuge der Flexibilisierung. Es wird angenommen, dass diese Anlage 2022 erfolgreich an der Biomasseausschreibung teilnimmt und damit für 10 Jahre eine Stromvergütung von 16 ct/kWh erhält. Diese Vergütung wird allerdings nur für die Hälfte des maximal produzierbaren Stromes gezahlt, dies wären 1000 kW * 8760h * 0,5 = 4,38 Mio. kWh. Als weitere Einnahmequelle wird ein Direktbelieferungsvertrag über 100 kW Grund- sowie 150 kW Spitzenleistung und einer Gesamtabnahme von 1,18 Mio. kWh pro Jahr mit einem ortsnahen Industriebetrieb abgeschlossen. Zur Direktbelieferung wird eine 2 km lange Stromleitung zu diesem Betrieb gelegt und die Kosten hierfür betragen 40 €/m. Für die Abschreibungsdauer der Stromleitung werden, analog zur Förderdauer der Biomasseausschreibung, nur 10 Jahre angesetzt. Unter Berücksichtigung der Abschreibungsdauer und der jährlichen Stromabnahme betragen die spezifischen Stromleitungskosten 8000 € / 1,18 Mio. kWh ≈ 0,7 ct/kWhel. Weitere Kosten für die Direktbelieferung sind:

  • Vertriebsprämie für Direktvermarkter, circa. 1 ct/kWhel.
  • Biogaskosten für zusätzliche Stromerzeugung von 8,75 ct/kWhel. (unter Annahme von 40 % BHKW Wirkungsgrad und Vollkosten der zusätzlichen Biogasbereitstellung von 3,5 ct/kWhmethanäquivalent)
  • Kosten für den zusätzlichen BHKW-Verschleiß, circa 2,8 ct/kWhel.
  • EEG-Umlage, Annahme von 6,5 Ct/kWhel.

Die Kosten summieren sich auf 19,75 ct/kWh. Werden noch 8 % für Marge und Risikopuffer aufgeschlagen, müsste der Strom für 21,33 ct/kWh verkauft werden. Dieser Preis übersteigt den durchschnittlichen Industriestrompreis von 2020 um rund 13%. Allerdings sind laut DIHK viele Unternehmen dazu bereit, für nachweißlich regionalen Grünstrom einen höheren Preis zu zahlen. Die akzeptierten Mehrkosten beziffern sich dabei auf etwa 2 bis 6 Prozent des derzeitigen Strompreises (6). Ist der Abnehmer im obigen Beispiel bereit rund 6,5% mehr für die Grünstromeigenschaft zu bezahlen, dann wäre zumindest eine kostendeckende Direktversorgung zum Preis von 19,75 ct/kWh möglich. Der Kostenvergleich zwischen Industriestrom und Biogasstrom ohne Gewinnmarge und Risikopuffer wird in der folgenden Abbildung 2 grafisch dargestellt:

Abbildung 2: Gegenüberstellung Industriestrombestandteile und Kostenkomponenten Biogasanlage (eigene Darstellung)

Die Entwicklungen der EEG-Umlage und des Strompreises entscheiden letztlich darüber, ob das Modell zukünftig für die Biogasanlage gewinnbringend ist. Folgt die Politik bspw. den Vorschlägen der Wissenschaft, die EEG-Umlage zu senken und dafür die Stromsteuer zu erhöhen (7), profitieren beide Parteien von einem stromsteuerbefreiten Modell. Folgt der Industriestrompreis dem Anstiegstrend der letzten Jahre, werden in Zukunft die Zahlungsbereitschaft der Abnehmer und die Nachfrage nach Verträgen mit langfristig stabilen Preisen steigen. Tritt diese Entwicklung ein, so wird das Geschäftsmodell der Direktversorgung ortsnaher Betrieb deutlich an Attraktivität gewinnen.

Betriebliche Umsetzung

Eine große Herausforderung bei einem solchen Modell ist es, die Fahrpläne der BHKWs auf die verschiedenen Ziele abzustimmen. Einerseits muss stets gewährleistet sein, dass ausreichend Wärme für das Nahwärmenetz zur Verfügung steht. Zudem sollte die Stromeinspeisung in den Zeitfenstern erfolgen, in denen die Börsenstrompreise hoch sind, um somit Mehrerlöse durch die flexible Fahrweise zu erzielen. Zuletzt ist es wünschenswert, den direkt gelieferten Strom so genau wie möglich an das Lastprofil des Kunden anzupassen. Ein intelligentes Fahrplanmanagement ist also von Vorteil.     
Versorgungsunterbrechungen beispielsweise durch geplante Wartungsarbeiten müssen außerdem im Vorfeld mit dem Kunden abgesprochen werden. Bei unerwarteten Ausfällen müssen diese an den Abnehmer und Direktvermarkter gemeldet werden, was eine dauerhafte Überwachung des Anlagenbetriebes voraussetzt. Um das zu verhindern, sollten hohe Qualitätsstandards in Betrieb und Instandhaltung gesetzt werden (8).

Zum Weiterlesen

1. DBFZ, Fraunhofer IEE, vBVH. Leitfaden Flexibilisierung der Strombereitstellung von Biogasanlagen [online], 2019. Verfügbar unter: https://www.dbfz.de/fileadmin//user_upload/Referenzen/Studien/20191108_LeitfadenFlex_Abschlussbericht.pdf

2. Uibeleisen, M.; Groneberg, S. Der wirtschaftliche Betrieb von Erneuerbare-Energien-Anlagen außerhalb des EEG-Förderrahmens – PPAs als Konkurrenz zum System staatlicher Fördergelder [online], 2018. Verfügbar unter: https://www.degruyter.com/view/journals/rde/18/3/article-p114.xml

3. Deutsche Energie-Agentur (DENA). Corporate Green PPAs. Umfrage zu Perspektiven nachfragegetriebener Stromlieferverträge bis 2030 [online], 2019. Verfügbar unter: https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2019/dena-MARKTMONITOR_2030_Corporate_Green_PPAs.PDF

4. Bundesverband WindEnergie (BWE) (Hrsg.). Eigenversorgung, Direktlieferung, Power-to-X und Regelenergie – 2017 sonstige Erlösoptionen außerhalb des EEG [online], 2017. Verfügbar unter:
https://www.wind-energie.de/fileadmin/redaktion/dokumente/publikationen-oeffentlich/themen/03-sektorenkopplung/20180115-erloesoptionen-ausserhalb-des-eeg.pdf

5. BDEW Bundesverband der Energie und Wasserwirtschaft (BDEW). BDEW-Strompreisanalyse Januar 2020 [online], 2020. Verfügbar unter: https://www.bdew.de/media/documents/20200107_BDEW-Strompreisanalyse_Januar_2020.pdf

6. Deutsche Industrie- und Handelskammer (DIHK). IHK-Energiewende-Barometer 2018 [online], 2018. Verfügbar unter: https://www.dihk.de/resource/blob/3226/ad4e27bab2ed26ae511048f017daebca/energiewende-barometer-2018-data.pdf

7. Deutsche Energie-Agentur (Dena) (Hrsg.). Vorschlag für die Senkung der EEG-Umlage auf null. Ein Impuls für die Beschleunigung der Energiewende [online], 2020. Verfügbar unter: https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2020/KURZSTUDIE_Vorschlag_fuer_die_Senkung_der_EEG-Umlage_auf_null.pdf

8. Held, J; Koch, K. PPA für Erneuerbare Energien und KWK. Typologische Einordnung und rechtliche Rahmenbedingungen marktfähiger Energieerzeugungsanlagen, 2019. In: EnergieRecht 1 2019, S.18-25. 2019.

Weitere 10 Jahre EEG-Vergütung durch das Ausschreibungsmodell

Warum sollte man auf diese Technik/Entwicklung umsteigen?

Betreiber von Biogasanlagen können eine 10-jährige Förderung im Anschluss an ihre 20-jährige EEG-Vergütung erhalten. Das sogenannte Ausschreibungsmodell kann abhängig der Rahmenbedingungen eine Möglichkeit darstellen, die Anlagen weiterhin wirtschaftlich zu betreiben.

Stand der Entwicklung 

Anstelle von festen Vergütungssätzen wird die Einspeisevergütung über Ausschreibungen bestimmt. Die Höhe der Förderung wird über ein eigenes Gebot in Form von Menge in kW und Preis in ct/kWh festgelegt, sofern ein Zuschlag erhalten wurde.

Jährlich werden für Strom aus Biomasse 200 MW Leistung für Neuanlagen und Bestandsanlagen ausgeschrieben. Die Teilnahme von bestehenden Biogasanlagen wird jährlich zunehmen, da bei vielen demnächst die 20-jährige Förderung auslaufen wird. Das bedeutet zukünftig eine stärkere Preiskonkurrenz, also geringere Gebotspreise und damit Förderungen, um einen Zuschlag zu erhalten. Da außerdem auch jährlich engere Vorgaben bezüglich des eingebrachten Maisanteils (sog. Maisdeckel) einzuhalten sind, was mit einem Umstieg auf alternative Substrate und damit mit höheren Kosten verbunden ist, kann es sich lohnen, bereits vor Ablauf der eigenen EEG-Vergütung an der Ausschreibung teilzunehmen.

Erfahrungen der ersten fünf Biomasseausschreibungen zeigen, dass in den Jahren 2017 bis 2020 vergleichsweise wenig Betreiber von Bestandsanlagen auf das Ausschreibungsmodell umgestiegen sind. Zudem waren alle Ausschreibungen unterzeichnet, es wurden im Durchschnitt nur 35% der Ausschreibungsmenge bedient. Auffällig sind die vergleichsweise hohen Gebotsausschlüsse, die auf Formfehler in den Anträgen zurückzuführen sind, siehe Abbildung 1:

Abbildung 1: Biomasseausschreibungen 2017 bis 2020 (eigene Darstellung nach (4))

Die durchschnittliche Förderhöhe lag für Bestandsanlagen bei etwa 14,11 ct/kWh, was noch unter den Gebotsobergrenzen liegt. Die Obergrenze wurde für das Jahr 2017 mit 16,90 ct/kWh und mit einer jährlichen Degression von 1% festgelegt (vgl. §39f Abs. 5, Nr. 3 EEG 2017). Zum Vergleich lag die Grenze im April 2020 bereits bei 16,40 ct/kWh. (4)

Rechtliche Situation

Seit 2019 finden im Jahr jeweils zwei Ausschreibungsrunden statt, deren Leistungsmengen sich aus der Hälfte der jährlich verfügbaren ergibt. Eine Teilnahme an der Ausschreibung ist frühestens acht Jahre vor dem Auslaufen der 20-jährigen EEG-Vergütung möglich. Nach dem Erhalt eines Zuschlags muss innerhalb von drei Jahren in den Betrieb gemäß den Ausschreibungsregularien gewechselt werden (§39f Abs 1,2 EEG 2017). Ein Wechsel bedeutet für den Betreiber, dass die Anlage zukünftig rechtlich als Neuanlage gilt und nach den regulatorischen Anforderungen des EEG 2017 betrieben werden muss.

Zu diesen zählen zum einen die Bestimmungen nach §39h Abs. 1 EEG 2017 in denen bis zum Jahr 2022 eine Abnahme des Einsatzes von Mais als Substrat in seinem Masseanteil gefordert wird. Bei einem Zuschlag im Jahr 2020 dürfen noch 47 Masseprozent Mais als Substrat in den Fermenter eingebracht werden, in den Jahren 2021 bis 2022 ist der Anteil auf 44 Masseprozent begrenzt (2). Für die Anschlussjahre sind noch keine Vorgaben festgelegt, allerdings ist von einer weiteren Reduzierung des Maisanteils auszugehen.

Technisch muss die Anlage dazu fähig sein, bedarfsgerecht zu erzeugen. Das bedeutet für den Anlagenbetreiber, dass mindestens eine doppelte Überbauung (100% Zubau der Blockheizkraftwerks-Leistung) vorliegt. Diese kann allerdings auch passiv durchgeführt sein, indem nur Gebote für die Hälfte der installierten Leistung abgegeben werden.

Weiterhin muss sichergestellt werden, dass die Gärreste mindestens 150 Tage in einem gasdichten Behälter gelagert werden können (§9, Abs. 5 EEG 2017). Auch gilt ein Verbot der Eigenstromnutzung, sofern der Strom nicht für den direkten Anlagenbetrieb verwendet wird (1).

Wirtschaftlichkeit

In jedem Fall lohnt es sich für Anlagenbetreiber sich frühzeitig mit dem Thema der Ausschreibung zu befassen und ggf. Vorüberlegungen zu treffen, unter welchen Rahmenbedingungen ein zukünftiger Betrieb wirtschaftlich tragbar wäre. Aus Sicht des Ausschreibungsmodells ist dabei neben der Gebotshöhe auch das Timing wichtig. Möglicherweise kann es lohnenswert sein, bereits früher in das neue Fördermodell zu wechseln. Damit kann einerseits ein höherer Maisdeckel gesichert, andererseits die Preis- und Mengenkonkurrenz, die spätestens 2025 zu erwarten ist, vermieden werden.       

Es ist derzeit noch nicht bekannt, wie sich die jährlichen Ausschreibungsmengen in Zukunft entwickeln werden. Unter der Annahme, dass es bei 200 MW im Jahr bleibt, zeichnet sich folgendes Bild, das im Rahmen eines Projekts unter der Annahme erstellt wurde, dass jeder Anlagenbetreiber ein Jahr vor Ablauf der EEG-Förderung an der Ausschreibung teilnimmt (dies ist eine Modellannahme, die viele Aspekte außer Acht lässt, was die Problematik der Mengenkonkurrenz allerdings nicht beeinträchtigt):

Abbildung 2: Abschätzung zur Entwicklung der Biomasseausschreibungen (2)

Da die Ausschreibungsmengen, die in einem Jahr nicht erreicht wurden in das nächste Jahr übertragen werden, ist zunächst bis 2024 ein Anstieg des jährlichen Ausschreibungsvolumens zu erwarten. Es ist zu sehen, dass die ausgeschriebene Leistung ab 2025 bei weitem zu gering ist und viele Anlagenbetreiber keinen Zuschlag erhalten werden. Außerdem sorgt die zunehmende Konkurrenz durch (neue) Holzkraftwerke dafür, dass diese aufgrund ihrer geringeren Kostenstrukturen einen nicht unerheblichen Teil des knappen Angebots sichern können, da sie mit niedrigeren Fördersätzen auskommen und entsprechende Gebote einreichen (2).

Durch die verschärften Regelungen bezüglich des Einsatzes von Mais ist bei einer späteren Teilnahme auch davon auszugehen, dass der gesamte Substrateinsatz teurer werden kann.    

Bei einer Umstellung verliert der Betreiber sämtliche Ansprüche auf andere Förderungen wie beispielsweise die Flexibilitätsprämie, kann dafür aber den Flexibilitätszuschlag geltend machen. Da für eine Teilnahme an der Ausschreibung mindestens eine doppelte Überbauung gefordert ist, dürfen die Kosten für die Flexibilisierung nicht übersehen werden. Bezieht man bereits die Flexibilitätsprämie, so sollte in Erwägung gezogen werden, sofern möglich mit der Umstellung auf die Ausschreibung so lange zu warten, wie die Prämie noch ausbezahlt wird (3).

Nachfolgend ist eine vereinfachte Gewinn- und Verlustrechnung dargestellt, in der zwei Szenarien für eine typische flexibilisierte 500kW-Biogasanlage verglichen werden. Im Szenario B erfolgt der Zuschlag in der Biomasseausschreibung drei Jahre später als im Szenario A, was eine geringere Stromvergütung zur Folge hat. Beim Szenario B wird zudem die Auswirkung von 10% höheren Biogasgestehungskosten aufgezeigt. Allerdings stammt ein Teil der höheren Kosten aus der Errichtung eines großen Biogasspeichers, wodurch die Blockheizkraftwerke flexibler als im Szenario A betrieben werden können. Dadurch werden im Szenario B höhere Mehrerlöse durch die flexible Fahrweise erzielt.

Abbildung 3: Überschlagsrechnung Wirtschaftlichkeit

Es zeigt sich deutlich, dass bereits geringe Änderungen in den Rohbiogaskosten und den Gebotspreisen die Wirtschaftlichkeit der Anlage stark herabsetzen. Eine genaue Kenntnis über die Kostenstrukturen der eigenen Anlage sind also von großer Bedeutung für eine erfolgreiche Teilnahme an der Biomasseausschreibung.

Ökologie

Der Erhalt von möglichst vielen Bestandsanlagen ist dann ökologisch wünschenswert, wenn die Biogasanlage zum Klimaschutz und am besten auch zur Artenvielfalt beiträgt. Ein hoher Beitrag zum Klimaschutz ist dann gegeben, wenn Reststoffe wie Gülle oder ökologisch wertvolle Substrate (z.B. mehrjährige Blühwiesen) als Substrate eingesetzt werden. Dabei ist hervorzuheben, dass dies stets unter einem Nachhaltigkeitsgedanken geschehen sollte, um tatsächlich einen positiven Einfluss auf die Ökologie zu besitzen (2). Allerdings gibt es hierzu meist nur wenig Spielraum, da durch das Ausschreibungsmodell ein deutlicher Preisdruck vorhanden ist, möglichst günstig Rohbiogas und daraus wiederum Strom zu erzeugen.

Betriebliche Umsetzung

Die Gebote für die Folgeausschreibungen können bis zu dem Tag der Ausschreibung abgegeben werden. Um zu verhindern, dass man aus formellen Gründen von der Gebotsrunde ausgeschlossen wird, sind folgende Aspekte zur richtigen Abgabe der Gebote zu beachten:

  • Alle Formulare sind am Computer auszufüllen – handschriftlich ausgefüllte werden nicht angenommen.
  • Die Gebotsmenge ist in kW ohne Nachkommastelle anzugeben, der Gebotswert in Cent mit zwei Nachkommastellen.
  • Neben den typischen Kontaktdaten sind außerdem Informationen zum zuständigen Übertragungsnetzbetreiber sowie zu Standort, Bundesland, Landkreis, Gemeinde, Gemarkung und Flurstück der Anlage zu übermitteln.

Weiter ist im Vorfeld eine finanzielle Sicherheit zu leisten, die mögliche Strafzahlungen bei Nichtrealisierungen decken sollen. Diese beträgt 60 € pro installierter Leistung in kW (1).   

Zum Weiterlesen

1. DIHK, FvB (Hrsg.). Leitfaden Ausschreibungen für Biomasseanlagen [online], 2017. Verfügbar unter: https://www.dihk.de/resource/blob/2990/8739dff4a5343b2b223789c9ccc4817a/leitfaden-ausschreibung-biomasseanlagen-data.pdf

2. IZES, DBFZ, UFZ. Analyse der gesamtökonomischen Effekte von Biogasanlagen. Wirkungsabschätzung des EEG (MakroBiogas) [online], 2018. Verfügbar unter: http://www.izes.de/sites/default/files/publikationen/ST_16_075.pdf.

3. DBFZ, Fraunhofer IEE, vBVH. Leitfaden Flexibilisierung der Strombereitstellung von Biogasanlagen [online], 2019. Verfügbar unter: https://www.dbfz.de/fileadmin//user_upload/Referenzen/Studien/20191108_LeitfadenFlex_Abschlussbericht.pdf

4. Bundesnetzagentur. Ausschreibungen für Biomasse-Anlagen [online], 2020 [Zugriff am 10. Juni 2020]. Verfügbar unter: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschreibungen/Biomasse/Ausschr_Biomasse_node.html