Biomethanaufbereitung und Einspeisung in das Erdgasnetz

Warum sollte man auf diese Technik umsteigen?

Gegenüber der direkten Vor-Ort-Verstromung (VOV) von Biogas bietet die Aufbereitung von Rohbiogas zu Biomethan den Vorteil, dass Biomethan in das Gasnetz eingespeist werden kann. Das bundesdeutsche Gasnetz mit einer Länge von über 500.000 km und einer Speicherkapazität von ca. 130 TWh el, verbessert die Anpassungsfähigkeiten von flexibilisierten Biomasseanlagen zur bedarfsgerechten Strom und Biomethanproduktion. Dadurch wird da das gesamte Energiesystem in den Sektoren Strom, Wärme und Kraftstoff gestärkt (1), (2) .

In Abbildung 1 sind die Ergebnisse einer Betreiberbefragung dargestellt in denen zu einzelnen Themengebieten die Vor- bzw. Nachteile der Methanisierung (hier als MikroBGAA bezeichnet) gegenüber der Vor-Ort-Verstromung (VOV) des Biogases gegenübergestellt wurden. Insbesondere in den Bereichen Speicherfunktion, Wärmenutzung, Vermarktungsflexibilität und Nachhaltigkeit wird Aufbereitung und Einspeisung als vorteilhafter gesehen (1):

Abbildung 1: Befragungsergebnisse von Experten und Betreibern von Aufbereitungsanlagen zu den Vorteilen der Methaneinspeisung (1, S.73)

Beschreibung der Handlungsempfehlung

Prinzipiell wird bei der Veredelung des Rohbiogases der Methangehalt erhöht, indem in einer Aufbereitungsanlage das überschüssige Kohlendioxid abgeschieden wird. Weitere Anlagenkomponenten passen das produzierte Methan auf die erforderliche Qualität und das notwendige Druckniveau an (1). Dieses wird schließlich an ein nahe gelegenes Gasnetz transportiert und dort eingespeist. Während die Aufbereitung vom Anlagenbetreiber zu finanzieren ist, wird ein Großteil der zusätzlich notwendigen Bestandteile wie zum Beispiel die Anlage zur Konditionierung des Gases über den Gasnetzbetreiber bezahlt, der die entstandenen Kosten auf die Gaskunden umlegen kann. Die Zuleitung zum Gasnetz wird abhängig der Länge ebenfalls über den Gasnetzbetreiber teilfinanziert (vgl. rechtliche Situation).

Da eine Aufbereitung von Biogas zu Methan mit steigender Anlagenkapazität spezifisch günstiger wird, kann ein Zusammenschluss von zwei oder mehr Biogasanlagen zu einem erfolgreichen Geschäftsmodell beitragen. Die Kapazitäten und die Entfernungen der Biogasanlagen zueinander und zu dem gemeinsamen Standort der Aufbereitungsanlage sind dabei ausschlaggebend (4).

Stand der Entwicklung

Anfang 2020 waren in Deutschland 216 Aufbereitungsanlagen mit einer Aufbereitungskapazität von insgesamt 133.734 Nm³/h in Betrieb, was einem jährlichen Einspeisevolumen von etwa 10 GWh entspricht (5). Im Vergleich zum Primärenergieeinsatz der Vor-Ort-Verstromung, der in etwa bei 90.000 GWh liegt, macht dieser Anteil nur 0,01 % aus.

Abhängig von den Einsatzstoffen variieren die Preise, zu denen Biomethan kurzfristig gehandelt wird, zwischen 5,7 (Abfall) und 7,2 (Gülle) ct/kWh. Langfristige Verträge liegen preislich zwischen 5,9 und 7,4 ct/kWh. Im Vergleich zu den Vorjahren ist hier ein Preisverfall zu erkennen, der voraussichtlich für Biomethan aus NaWaRo-Anlagen weiter anhalten wird (5). Die Unterschiede in den Preisen bei verschiedenen Substrateinsätzen ergibt sich aus den EEG-Erlösen der Kunden, die mit dem erworbenen Biomethan ein BHKW betreiben, das noch nach EEG 2012 eine Einspeisevergütung erhält. Die Einspeisevergütung ist abhängig von den verwendeten Einsatzstoffen des Biomethans, wobei zwischen Abfall- und Reststoffen (keine Förderung), NaWaRo (bis zu 6 ct/kWh) und Gülle/alternative Energiepflanzen (bis zu 8 ct/kWh) unterschieden wird (vgl. EEG 2012 §27). In der Regel findet der Handel von Biomethan bilateral statt, so dass in diesem Sektor die Preisschwankungen auch stark von den entsprechenden Händlern und Verträgen abhängig sind.

Im Durchschnitt lagen die Volllaststunden der Aufbereitungsanlagen in den letzten fünf Jahren bei 7.390 Stunden, was zeigt, dass häufig annähernd ganzjährig produziert wird (5). Die Einspeisekapazität der Anlagen in Deutschland beträgt im Mittel etwa 620 Nm³/h, wobei die kleinste Anlage 50 Nm³/h und die größte Anlage 5.500 Nm³/h bereitstellt (6). In Abbildung 2 ist die Verteilung der Kapazitäten dargestellt. Insbesondere Anlagen mit einem Output von 300-400 Nm³/h und 600-700 Nm³/h sind dabei die häufigsten, was einem Rohbiogasinput von etwa 600-1.400 Nm³/h entspricht. Der Rohbiogas-Output einer Biogasanlage mit 500 kW Bemessungsleistung liegt zum Vergleich in etwa bei 230 Nm³

Abbildung 2: Häufigkeitsverteilung der Nennvolumenströme (Eigene Darstellung nach (6))

Exkurs: Aufbereitungsverfahren

Biogas besitzt außer Methan viele Gasanteile, die separiert werden müssen, damit es die Anforderungen für die Einspeisung ins Gasnetz erfüllt. Neben dem Abscheiden von Kohlendioxid dem größten Anteil, müssen noch Schwefelverbindungen, Ammoniak sowie weitere Spurenelemente entfernt und das Gas getrocknet werden (3,4). Nachfolgend sollen die Verfahren zur notwendigen Abtrennung des Kohlendioxids genauer betrachtet werden. Eine Abscheidung im Rohbiogas, dessen Anteil üblicherweise zwischen 25-55 % ausmacht, kann auf verschiedene Arten geschehen. Die Methoden unterscheiden sich deutlich in ihrem spezifischen Strom- und Wärmebedarf. Grundsätzlich unterscheidet man zwischen physikalischen Verfahren wie etwa die Druckwechseladsorption (PSA), die Druckwasserwäsche, Membranverfahren oder Tieftemperaturrektifikation; chemischer Abtrennung wie bei der Aminwäsche oder chemisch-physikalische Techniken wie beispielsweise mit Genosorb® (2). Die Verteilung der Verfahren im deutschen Anlagenbestand sind in Abbildung 3 dargestellt:

Abbildung 3: Verteilung der Aufbereitungsverfahren (Eigene Darstellung aus (6), Stand: Anfang 2019)

Wie zu erkennen ist, sind die Druckwasserwäsche (DWW) und die Aminwäsche die häufigsten Aufbereitungsverfahren. In den letzten Jahren hat das Membranverfahren immer mehr an Bedeutung gewonnen (2), (6). Welches Verfahren das sinnvollste ist, kann pauschal nicht beantwortet werden. Betrachtet man die spezifischen Kosten, so stellen sich nach (1) für kleinere Aufbereitungskapazitäten die Aminwäsche und Membranverfahren als die wirtschaftlichsten Methoden zur Gasaufbereitung heraus.

In nachfolgender Tabelle sind die genannten Verfahren beschrieben und deren Vor- bzw. Nachteile erläutert. Für detaillierte Informationen wird auf (3, S.21ff) verwiesen:  

TypBeschreibungVorteileNachteile
CO2 Abtrennung mittels AdsorptionAnlagerung des CO2 an die Oberfläche eines Feststoffes
Druckwechsel-adsorption (PSA)Adsorption von CO2 unter Druck an Aktivkohle oder ein MolekularsiebKein WärmebedarfRelativ hoher Strombedarf, Entsorgung des Adsorbers
CO2 Abtrennung mittels Absorption CO2 wird von einer Flüssigkeit aufgenommen
Druckwasser-wäsche (DWW)Lösen des CO2 unter Druck in WasserKein Wärmebedarf, einfach zu handhaben, da kein ChemikalieneinsatzHoher Druck erforderlich und daher hoher Strombedarf
AminwäscheLösen des CO2 in chemischem Lösungsmittelgeringer Strombedarf, sehr gute Beladungs-kapazität / SelektivitätHoher Wärmebedarf, hoher Regenerations-aufwand
Genosorb®Lösen des CO2 in speziellem Lösungsmittel (chemische und physikalische Bindung)Geringer Strombedarf, weniger Aufwand zur Regeneration als bei AminwäscheHoher Wärmebedarf
Membranverfahren  
GaspermeationAbtrennung von CO2 und anderen Gasbestandteilen durch permeable MembraneEinfacher Aufbau und Betrieb, kaum Wartung, kleine Volumenströme möglichHoher Strombedarf, Standzeiten der Membranen noch unklar
Membran-kontaktorenLösen von CO2 in Wasser unter Einsatz von MembrankontaktorenEinfacher Aufbau und betrieb, kleine Volumen-ströme möglich, geringer DruckbedarfWenig praxiserprobt, Standzeiten der Membranen noch unklar
Sonstige Verfahren 
Kryogene VerfahrenTrennung von CO2 und CH4 durch Verflüssigung oder AusfrierenHohe Produktreinheit, Vermarktbarkeit von Methan und KohlendioxidWenig praxiserprobt, hohe Investitionskosten, energieintensiv
Tabelle 1: Gegenüberstellung verschiedener Methanaufbereitungsverfahren (2)

Rechtliche Situation

Für den Anlagenbetreiber der Biomethanerzeugung sind die Anforderungen der Gasnetzentgeltverordnung (GasNZV), die auf dem Energiewirtschaftsgesetz basieren, ausschlaggebend. Demnach besteht eine vorrangige Anschlusspflicht für Biomethan, sofern die Einspeisung technisch möglich und wirtschaftlich nicht unzumutbar ist (§34 GasNZV). Innerhalb strikter Fristen ist der Netzbetreiber dazu verpflichtet, nach Antrag auf eine Netzverträglichkeitsprüfung dem Anlagenbetreiber mögliche Einspeisepunkte und deren entsprechenden Kapazitäten mitzuteilen (§ 33 GasNZV). Bei der Auswahl der erforderlichen Anlagenkomponenten muss sichergestellt sein, dass bei der Gasqualität die Anforderungen erfüllt werden, welche aus den Arbeitsblättern G 260 und G 262 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs e. V. hervorgehen (§36 GasNZV). Darin sind insbesondere brenntechnische Kennwerte und Grenzwerte für den Schwefel- und Sauerstoffanteil vorgegeben, doch auch andere Merkmale, wie beispielsweise eine Odorierung (Versetzen des Gases mit Gerüchen), werden gefordert (2), (3). Über regelmäßige Audits werden diese Eigenschaften überprüft und in einem zentralen Register erfasst. Bei einer negativen Prüfung kann das Gas seine Biomethaneigenschaft und damit auch seine Vermarktbarkeit als solches verlieren (8). Wie eingangs erwähnt, werden die erforderlichen Komponenten kostenseitig zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Netzbetreiber aufgeteilt, wobei die gesamten Investitionen für den Betreiber bei 250.000 € gedeckelt sind, sofern die Leitung zum Einspeisepunkt 1 km nicht überschreitet. Nachfolgende Tabelle gibt einen Überblick über die notwendigen Komponenten und die entsprechende Kostenaufteilung dieser:

KomponentenAufgabeKostenanteil Betreiber
GasleitungBauliche Verbindung der Biogasaufbereitungsanlage zum GaseinspeisepunktAbhängig von der Länge:
<= 1 km: 25 %,
< 1 km < 10 km: 25 % zzgl. 25 % der zusätzlichen Kosten der Gasleitung >1 km
> 10 km: 25 % plus 100 % der zusätzlichen Kosten der Gasleitung >10 km
VerdichterDruckanpassung an den Netzdruck25 %
Messstelle 1eichfähige Messung des nicht konditionierten Biomethans25 %
Messstelle 2Gasbeschaffenheitsmessung0 % (§ 36 Abs. 4 GasNZV)
Messstelle 3eichfähige Messung des konditionierten Gases25 %
KonditionierungsanlageKonditionierung des Gases (Brennwert, Wobbe-Index)0 % (§36 Abs. 3 GasNZV)
OdoriererOdorierung0 % (§36 Abs. 4 GasNZV)
 Alle KomponentenMaximal 250.000 € plus Zusatzkosten für die Gasleitung, falls diese länger als 1km ist 
Tabelle 2: Erforderliche Komponenten und Kostenverteilung nach GasNZV (vgl. 1)

Nach §20a Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV) erhalten Einspeiser von Biomethan für vermiedene Netzkosten ein Entgelt in Höhe von 0,7 ct/kWh eingespeistes Gas. Das Entgelt ist unabhängig von der Netzebene (z. B. Verteilnetz mit geringem Betriebsdruck oder Übertragungsnetz mit über 60 bar) der Einspeisung. Allerdings ist die Entgeltzahlung für vermiedene Netzkosten auf 10 Jahre begrenzt, was aus wirtschaftlicher Sicht problematisch sein kann (7).

Wirtschaftlichkeit

In den Berechnungen des Projektteams wurde für eine Beispielanlage mit 950 kW installierter Leistung ein minimaler (langfristiger) Biomethanproduktionspreis von rund 6,3 ct/kWh ermittelt, ab dem sich der Betrieb einer Anlage mit einer Aufbereitungskapazität von 450 Nm³ Rohbiogas pro Stunde mittels Membranverfahren lohnen kann. Schließen sich zwei Anlagenbetreiber mit gleicher Kapazität zusammen, indem eine 3.000 m Rohbiogasleitung zwischen den beiden Standorten errichtet wird, liegt der entsprechende Grenzpreis bei 5,9 ct/kWh. Dabei wurden für die Gesamtkosten der Rohbiogaserzeugung 5 ct/kWh, eine hohe Anlagenauslastung mit 8.500 Volllastanden und 1.500 m zu bauende Leitungsstrecke bis zu einem mit 16 bar betriebenen Gasnetz angenommen (weitere Annahmen sind in Tabelle 3 dargestellt). Beispielhaft ist nachfolgend die überschlägige Berechnung für den Zusammenschluss von zwei Biogasanlagen und einem Biomethanverkaufspreis von 6,1 ct/kWh (entspricht durchschnittlicher kurzfristiger Vergütung für NaWaRo-Anlagen nach (5)) innerhalb des 10-Jahres Zeitraums sowie in den Folgejahren dargestellt:

Ausgangsbedingungen
Gesamtes Rohgaspotenzial900Nm³/h
Betriebsstunden8.500Stunden
Länge Rohbiogasleitung3.000m
Entfernung zum Erdgasnetz1.500m
Druckstufe des Einspeisepunktes16bar
Rohbiogaskosten5,00ct/kWh
AufbereitungsverfahrenMembran 
Kosten
Kosten Rohbiogasbereitstellung  1.975.000 € p.a.
Finanzierungskosten Rohbiogasleitung       26.000 € 10a, 4%
Finanzierungskosten Methanisierung     255.000 € 10a, 4%
Laufende Kosten Methanisierung     321.000 € p.a.
Finanzierungskosten Erdgasleitung         6.000 € 10a, 4%
Finanzierungskosten Einspeiseanlage       31.000 €   10a, 4%
Gesamtkosten  2.614.000 € p.a. 
Erlöse
Erlös Gaseinspeisung  2.410.000 € p.a.
Vermiedene Netzentgelte (vNEg)     277.000 € p.a.
Summe Erlöse  2.687.000 € p.a.
Gewinn vor Steuern erste 10 Jahre     73.000 € p.a.
Gewinn vor Steuern ohne vNEg
(nach 10 Jahren)
     114.000 € p.a.
Tabelle 3: Überschlägige Berechnung der gemeinsamen Gaseinspeisung

Im betrachteten Beispiel wurde die Finanzierung der Anlagenkomponenten auf die 10 Jahre begrenzt, in denen der Bonus für vermiedene Netzentgelte ausbezahlt wird. Entsprechend erhöht sich nach diesem Zeitraum der jährliche Gewinn trotz dem Wegfall der Bonuszahlungen.

Aufgrund der unsicheren Entwicklungen der Biomethanpreise, die in den letzten Jahren einen Negativtrend aufgewiesen haben und aufgrund den auf 10 Jahren begrenzten vermiedenen Netzentgelten, ist die reine Einspeisung bei Biogasanlagen mit Risiken verbunden. Auch der Einfluss der Rohbiogaskosten ist dabei nicht zu vernachlässigen: ab einem Rohbiogaspreis von 5,2 ct/kWh entsteht im obigen Beispiel bereits in den ersten 10 Jahren ein negatives Betriebsergebnis. Sinkt der Verkaufspreis für das Biomethan unter 5,9 ct/kWh, wird ebenfalls kein Gewinn erwirtschaftet.

Eine Kombination mit einer Hoftankstelle kann dafür sorgen, dass über die zusätzlichen Erlöse am Kraftstoffmarkt ein in Summe wirtschaftlicheres Geschäftsmodell entstehen kann. Dies ist allerdings stark von der Auslastung der Hoftankstelle abhängig. In jedem Fall ist der Zusammenschluss zweier oder mehrerer Biogasanlagen, aufgrund der Skaleneffekte bei größeren Biogas-Aufbereitungsanlage (und somit niedrigeren spezifischen Aufbereitungskosten), in der Regel vorteilhafter als der alleinige Betrieb. Die Machbarkeit eines Zusammenschlusses von Biogasanlagen ist stark abhängig von den spezifischen Rahmenbedingungen. Einen sehr großen Einfluss haben die Rohbiogaskosten der jeweiligen Biogasanlagen und die Wegstrecken zwischen den Anlagen (mit den entsprechenden Kosten für die Rohbiogasleitung).

Ökologie

Neben der Biogasproduktion ist der Methanschlupf der Aufbereitungsanlagen der ausschlaggebende Faktor für zusätzliche Treibhausgas- (THG-) Emissionen. Um die erforderlichen Grenzwerte von maximal 0,2 Prozent Methanausstoß nach §36 GasNZV einzuhalten, muss eine Schwachgasnachbehandlung stattfinden. Die Aminwäsche ist dabei die Ausnahme, da dieses Verfahren einen Schlupf von weniger als 0,2 % aufweist. Ist die Schwachgasnachbehandlung mit anderen Verfahren fehlerhaft oder fällt ganz aus, kann zwischenzeitlich ein Methanschlupf von bis zu 5 % auftreten (2), was den Klimaschutzeffekt einer BGA ad absurdum führt und zu einem Verlust der Biomethaneigenschaft führt (vgl. rechtliche Situation). Im Vergleich zur Vor-Ort-Verstromung des Biogases mit einer angenommenen maximalen Abwärmenutzung von 45 %, kann die Biomethanerzeugung bei einer Abwärmenutzung von über 80 % am Biomethan-BHKW ein höheres THG-Verminderungspotenzial erzielen, sofern der Methanschlupf die erforderlichen Grenzwerte einhält (2). Typischerweise ist die Wärmenutzung von solchen KWK-Anlagen höher, da sie sich besser an geeigneten Wärmesenken platzieren lassen und überwiegend wärmegeführt betrieben werden.

Bei den Aufbereitungsverfahren, die viel elektrische Energie benötigen, wird sich zukünftig die THG-Bilanz verbessern. Die Ursache hierfür ist der zunehmende Anteil an Erneuerbaren Energien im Deutschen Strom-Mix und der damit sinkende CO2-Faktor des Stromes. Das betrifft insbesondere die DWW, PSA und das Membranverfahren. Aminwäsche verbraucht im Vergleich weniger Strom und ist entsprechend davon nicht so stark beeinflusst. Außerdem kann der Einsatz von Rest- und Abfallstoffen, anstelle von NaWaRos wie bspw. Mais, die THG-Emissionen beträchtlich senken. (2)

Organisatorische Umsetzung

Da die Errichtung einer Einspeiseanlage ein Projektvorhaben ist, das zusammen mit dem verantwortlichen Netzbetreiber durchgeführt wird, muss bei diesem als erster Schritt ein sogenanntes Netzanschlussbegehren gestellt werden. Der Netzbetreiber ist verpflichtet, daraufhin eine Netzverträglichkeitsprüfung in die Wege zu leiten, in der festgestellt wird, an welcher Stelle und bei welchem Druckniveau eine Einspeisung möglich ist (2). Wenn die Kapazität im Verteilnetz für die gewünschte Einspeisemenge zu gering ist, kann der Netzbetreiber eine Einspeisung in ein Gasnetz der höheren Druckstufe fordern (1). Die Kosten für die Prüfung sind zu 25 % vom Anlagenbetreiber zu bezahlen (§33 GasNZV). Im Anschluss wird ein Netzanschlussvertrag unterzeichnet, in dem insbesondere die Mindesteinspeisekapazität festgelegt wird, die der Netzbetreiber zu jedem Zeitpunkt in der Lage sein muss, aufzunehmen. Das Einspeisen von Überproduktionen kann entsprechend verweigert werden. In der Regel sind diese Verträge standardisiert, unterscheiden sich aber in teilweise kritischen Details und sollten genau geprüft werden (3). Auch wird mit dem Vertrag ein Realisierungsfahrplan abgeschlossen, in dem Termine und Fristen für das Bauvorhaben geregelt sind. Anschließend planen beide Vertragspartner gemeinsam die konkreten Umsetzungsmaßnahmen. Für die Errichtung der Anlagenkomponenten ist der Netzbetreiber zuständig, der in Absprache mit dem Anschlussnehmer typischerweise einen Generalunternehmer beauftragt (3). 
Es muss damit gerechnet werden, dass der gesamte Prozess langwierig ist und es zwischenzeitlich zu Verzögerungen im Ablauf kommen kann (1), (3). Deshalb sollte über ein solches Vorhaben frühzeitig entschieden und ausreichend Zeit eingeplant werden.

Zum Weiterlesen

1. Fraunhofer IEE, DBFZ, DBI GUT, Dena. Verbundvorhaben: Effiziente Mikro-Biogasaufbereitungsanlagen (eMikroBGAA) [online], 2019. Verfügbar unter: https://www.fnr-server.de/ftp/pdf/berichte/22401615.pdf

2. Dunkelberg, E.; Salecki, S.; Weiß, J.; Rothe, S.; Bönning, G. Biomethan im Energiesystem [online], 2015. Verfügbar unter: https://www.ioew.de/fileadmin/_migrated/tx_ukioewdb/IOEW_SR_207_Biomethan_im_Energiesystem.pdf

3. Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe (FNR). Leitfaden Biomethanaufbereitung und -einspeisung [online], 2014. Verfügbar unter: https://mediathek.fnr.de/media/downloadable/files/samples/l/e/leitfaden_biogaseinspeisung-druck-web.pdf

4. Deutsche-Energie-Agentur (Dena). Biogaspartner – gemeinsam einspeisen. Biogaseinspeisung und -nutzung in Deutschland und Europa. Markt, Technik und Akteure [online], 2019. Verfügbar unter: https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2019/biogaspartner_-_gemeinsam_einspeisen.pdf  

5. Deutsche-Energie-Agentur (Dena). Branchenbarometer Biomethan 2020 [online], 2020. Verfügbar unter: https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2020/Brachenbarometer_Biomethan_2020.pdf

6. Deutsche-Energie-Agentur (Dena). Biogaspartner. Einspeiseatlas [online], 2020. Verfügbar unter: https://www.biogaspartner.de/einspeiseatlas/

7. Deutsche-Energie-Agentur (Dena). Vermiedene Netzkosten. Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit der Einspeisung von erneuerbaren Gasen [online], 2018. Verfügbar unter: https://www.biogaspartner.de/fileadmin/dena/Dokumente/Pdf/9265_dena_Kurzanalyse_Vermiedene_Netzkosten.pdf  

8. Altrock, M.; Reichelt, S. Vorschlag für ein Dokumentationssystem für Beschaffenheitsmerkmale von Biogas (Leitfaden) [online], 2018. Verfügbar unter: https://www.biogasregister.de/fileadmin/biogasregister/media/Leitfaden__Krit.kat.__Matrix/20181004_Leitfaden_Biogasregister_01.pdf

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. Diese werden beispielsweise regelmäßig durch den Bundesverband Energie- und Wasserwirtschaft veröffentlicht (5). 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.

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 weiterhin 200 MW im Jahr angeboten werden, zeichnet sich folgendes Bild, das im Rahmen des Verbundprojektes MakroBiogas von IZES, DBFZ und UFZ 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), S.105)

Da die Ausschreibungsmengen, die in einem Jahr nicht erreicht wurden in das nächste Jahr übertragen werden, ist nach 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