Biogas_5_2012_44-51_DV-Erfahrungen.pdf - Fachverband Biogas ...

AUS DER PRAXIS
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BIOGAS Journal | 5_2012

Direktvermarktung
Erfahrungen aus der Praxis
Seit etwas mehr als acht Monaten ist nun unter dem EEG 2012 die Direktvermarktung von Ökostrom
möglich. Sowohl Biogasanlagenbetreiber als auch Vermarkter haben ganz unterschiedliche Erkenntnisse
in dieser Zeit gewonnen.
Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann
Mit dem neuen Erneuerbare-Energien-Gesetz
(EEG), das seit Jahresbeginn
in Kraft ist, können Biogasanlagenbetreiber
aus der EEG-Vergütung
in die sogenannte Direktvermarktung wechseln.
Der Gesetzgeber schafft somit einen
Anreiz, Strom aus Erneuerbaren Energien
bedarfsgerecht und alternativ zur EEG-Einspeisung
zu vermarkten. Sowohl für Bestands-
als auch für Neuanlagen ergibt sich
damit die Möglichkeit, am Markt teilzunehmen
und den Strom, insbesondere bei hoher
Nachfrage, anzubieten.
In den vergangenen Monaten hat sich abgezeichnet,
dass viele Betreiber von Biogasanlagen
bereits in das „Marktprämienmodell“
gewechselt sind. Anlagenbetreiber bekommen
dabei mindestens dieselbe Vergütung
wie im EEG. Das heißt, der EEG-Anlagenbetreiber
vermarktet seinen Strom selbst
und bekommt dann die Vermarktungserlöse
für den Strom von demjenigen, an den er
verkauft. Gleichzeitig bekommt er von seinem
Netzbetreiber die Differenz zwischen
dem Stromwert und der ursprünglichen
EEG-Vergütung als gleitende Marktprämie
zuzüglich einer anteiligen Managementprämie
erstattet. Der Stromwert wird bestimmt
als der Durchschnittspreis des Stroms am
Spotmarkt der Strombörse (Referenzmarktwert).
Dr. Jenny Roitsch, Leiterin des operativen
Geschäfts der Genossenschaft Deutscher
Grün-Energie Erzeuger eG (GDGE), berichtet,
dass in den ersten Monaten
dieses Jahres die Direktvermarktung
bereits gut angelaufen sei.
Die GDGE vermarktet Strom
aus Biogas-, Wind- und Solaranlagen,
wobei sich die
Genossenschaft derzeit
auf die Vermarktung
von Strom aus regelbaren
Anlagen fokussieren
will. „Die Direktvermarktung von
Strom stellt grundsätzlich ein neues Standbein
für Anlagenbetreiber von EEG-Anlagen
dar.
BIOGAS Journal | 5_2012
Netzbetreiber waren Anfangs
überfordert
Die Startphase der Direktvermarktung verlief
bislang jedoch nicht immer reibungslos.
Die Umstellung von der EEG-Vergütung in
die Direktvermarktung hat sich insbesondere
für die Netzbetreiber als Herausforderung
dargestellt. Da weiterhin etwa 75 Prozent
der Auszahlung vom Netzbetreiber kommen,
ist eine schnelle und korrekte Abrechnung
durch den Netzbetreiber für den
Anlagenbetreiber enorm wichtig. Die
Umstellung des Abrechnungssystems
führte allerdings in Einzelfällen zu
Verzögerungen in der Auszahlung.
Die ungeklärte Frage, ob auf die Marktprämie
die Umsatzsteuer ausgezahlt werden
muss oder nicht, stellt bislang laut Dr.
Roitsch ein weiteres Problem dar. Eine bun-
AUS DER PRAXIS
deseinheitliche Klärung durch die Politik
wird hier im September erwartet. „Bis zur
endgültigen Klärung, haben wir als erste
Maßnahme empfohlen, einen Antrag auf
Aussetzung des Vollzuges beim Finanzamt
zu stellen. Das hat in den meisten Fällen
auch gut funktioniert.“
Die Energieexpertin hat auch beobachtet,
dass Banken inzwischen mehr Informationen
nachfragen als es noch zu Beginn der
Direktvermarktung der Fall war. Sicherheiten
sind zwingend erforderlich, eine Zahlungsgarantie
über den Zeitraum von drei
Monaten wird von der GDGE bereitgestellt.
Bei Zahlungsausfällen hat der Betreiber somit
auseichend Zeit, die Anlage wieder zurück
ins EEG zu melden, denn eine Ummeldung
ist immer zum übernächsten Monat
problemlos möglich. F
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FOTO: NEXT KRAFTWERKE GMBH
AUS DER PRAXIS
Managementprämie ist
Anreizkomponente
„Gerade in der sensiblen Startphase dieses
neuen Vermarktungsverfahrens ist es für alle
Beteiligten enorm wichtig, dass bei Problemen
eine schnelle Lösung gefunden wird,
um das Vertrauen in die Direktvermarktung
zu festigen“, resümiert Dr. Roitsch. Die reine
Direktvermarktung im Marktprämienmodell
ist die Basis, an der jeder Anlagenbetreiber
teilnimmt. Die entsprechende Managementprämie
ist eine mit der Marktprämie
verbundene Anreizkomponente, die Aufwand
und mögliche Marktrisiken abdecken
soll.
Diese Prämie wird in der Regel anteilig an
den Anlagenbetreiber ausgezahlt. Dr.
Roitsch sieht darin aber nicht die Zukunft,
da es die Managementprämie nur bis 2015
gäbe. Der reine Mitnahmeeffekt sei langfristig
nicht zielführend, denn es sollten doch
vielmehr Strukturen für die Zukunft geschaffen
werden. Die GDGE will daher den
Fokus auf die Teilnahme am Regelenergiemarkt
setzen. „Regelenergie“ bedeutet, dass
in Abhängigkeit von der Netzsituation positive
oder negative Regelenergie benötigt
wird, um die Netzfrequenz stabil zu halten.
Kurzfristige Differenzen zwischen Stromangebot
und -nachfrage werden so ausgeglichen.
Wer also in der Lage ist, die Leistung
seiner Erzeugungsanlage kurzfristig zu ändern,
kann an diesem Markt teilnehmen und
von Mehrerlösen durch diese Dienstleistung
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Hendrik Sämisch, Geschäftsführer der Next Kraftwerke GmbH:
„Wir konnten gut beobachten, wie viele Biogasanlagen
Monat für Monat in das Marktprämienmodell gewechselt sind.“
profitieren. Etwa 80 Prozent der Genossenschaftsmitglieder
würden an diesem Markt
teilnehmen wollen. Einige sind sogar bereits
heute schon am Regelenergiemarkt erfolgreich
aktiv. Bei der GDGE nehmen an der
Direktvermarktung überwiegend Anlagen
ab dem EEG 2004 teil mit einer installierten
Leistung pro Anlage zwischen 180 und
1.000 Kilowatt. Bezüglich der Anlagenkonstellation
besteht also keine Einschränkung,
jeder hat die Chance mitzumachen.
Voraussetzung für die Teilnahme am Regelenergiemarkt
ist, dass die Anlagen mit einer
technischen Einrichtung, einer sogenannten
Kommunikationsschnittstelle ausgestattet
sind. Außerdem müssen die Anlagen eine
Testphase (Präqualifikation) absolvieren,
um die Fähigkeit zur Teilnahme der Anlagen
am Regelenergiemarkt sicherzustellen.
Ebenso muss das Handelshaus zeigen, dass
es innerhalb eines vorgegebenen Zeitfensters
das virtuelle Kraftwerk rauf und runter
fahren kann. Das muss für jede einzelne der
vier Regelzonen in Deutschland geschehen.
Im April ist die GDGE bereits in der 50-
Hertz-Regelzone gestartet. Zu diesem Gebiet
gehören die östlichen Bundesländer sowie
Hamburg. Das Ampriongebiet (Teile
von Nordrhein-Westfalen, Teile von Hessen,
Rheinland-Pfalz, Saarland sowie im südwestlichen
Bayern) und das Gebiet der
TenneT werden die nächsten Zonen sein, in
denen weitere Biogasanlagen in die (sekundäre)
Regelenergie geführt werden, sofern
die Kommunikationsschnittstellen vorhanden
sind.
Sechs bis acht Wochen dauert bei der
GDGE der Zeitraum zwischen dem ersten
Beratungsgespräch und der späteren Marktteilnahme.
Dr. Roitsch: „Zusatzinvestitionen
sind nur für die Anlagen ein Thema, die
flexibel fahren und Zusatzkapazitäten schaffen
wollen. Die einfachere Variante ist, dass
die Anlagen weiterhin kontinuierlich durchlaufen
und nur bei Bedarf im Schnitt zwei
bis zehn Minuten runter geregelt werden.
Dazu brauchen die Anlagen in der Regel
baulich nicht verändert zu werden.“
Anlagenleistung realistisch planen
Eine wichtige Voraussetzung für den wirtschaftlichen
Erfolg der Direktvermarktung
ist eine realistische Planung der tatsächlichen
Anlagenleistung. Dr. Roitsch hat fest-
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gestellt, dass einzelne Anlagen ihren Strom
nicht so erzeugt haben, wie ursprünglich
prognostiziert wurde. Anhand der Anlagenvisualisierung
und der Messdaten konnten
bei einzelnen Anlagen große Abweichungen
festgestellt werden. Eine Sensibilisierung für
einen effektiven Datenaustausch zwischen
allen Beteiligten sei notwendig, um wirtschaftlichen
Schaden insbesondere durch
den Zukauf von Ausgleichsenergie zu vermeiden.
„Ziel sollte die Realisierung eines guten Vermarktungsergebnisses
sein. Es gilt: Je besser
die Anlagen laufen und je genauer die Stillstandzeiten
bekannt sind, umso gezielter
kann der Strom vermarktet und können
Mehrerlöse generiert werden“, betont Dr.
Roitsch. Mit ihrem Vermarktungspartner
energy2market ist die GDGE sehr zufrieden,
denn der habe den Strom
besser vermarktet als angenommen,
was sie aus den Gutschriften
für Mehrerlöse ablesen
kann.
Die ersten Erfahrungen mit
der Direktvermarktung (DVM) zeigen, dass
es bereits erfolgreiche Vermarktungsmodelle
zur Umsetzung der neuen Vorgaben des
EEG gibt. „Durch die Zusammenarbeit mit
kompetenten Handelspartnern können die
Erzeuger regenerativer Energie auch zukünftig
die Wirtschaftlichkeit ihrer Anlagen
sichern“, ist Dr. Roitsch überzeugt.
Genossenschaft zur Förderung
der dezentralen Energieerzeugung
gegründet
Erfahrungen mit der Direktvermarktung ihres
Biogasstroms haben auch die Mitglieder
der Genossenschaft zur Förderung der dezentralen
Energieerzeugung gesammelt.
Vorstandsmitglied Arndt von der Lage hat
das Thema Direktvermarktung von Anfang
an interessiert. Er habe aber schnell festgestellt,
dass einzelne Anlagen in ihrer Organisationsform
zu klein sind, obwohl er selbst
an zwei Biogasanlagen mit zusammen 3,5
MW beteiligt ist. Von der Lage hat dann mit
mehreren bekannten Biogasanlagenbetreibern
versucht, über eine lose Bündelung etwas
zu unternehmen. Weil sie sich in der
Gruppe aber immer noch zu klein fühlten,
sei dann die Genossenschaft gegründet worden.
Aktuell sind in der Genossenschaft 25 Megawatt
(MW) an Leistung allein aus Niedersachsen
gepoolt. Die Aktivitäten der Genossenschaft
sind regional nicht begrenzt. Mit
einem weiteren Zusammenschluss, der in
etwa die gleiche Größe hat, konnten insge-
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AUS DER PRAXIS
samt rund 50 MW im Markt angeboten
werden. „Bei der Auswahl des Vermarktungspartners
sind wir relativ klassisch vorgegangen.
Wir haben uns zunächst einmal
die Bilanzen angeschaut, die allerdings bei
neugegründeten Vermarktungsunternehmen
nicht vorlagen. Nach intensiver Prüfung
haben wir uns für die Clean Energy
Sourcing GmbH (CLENS) entschieden,
weil die aus der Vergangenheit die besten Bilanzen
aufweisen konnten“, erläutert von
der Lage.
Verträge direkt zwischen
Anlagenbetreibern und
Vermarkter geschlossen
Daran anschließend hat die Genossenschaft
zusammen mit einem beauftragten
Rechtsanwalt einen Direktvermarktungsvertrag
ausgearbeitet.
Als der Vertrag denn fertig war,
war es schon März geworden.
Eine solide Vertragsgrundlage
war den Genossenschaftsmitgliedern
aber von
Anfang an wichtig. Wie von der Lage berichtet
hat die Genossenschaft zusätzlich mit
CLENS eine Kooperationsvereinbarung geschlossen.
Die Vermarktungsverträge seien
aber direkt zwischen den Biogasanlagenbetreibern
und dem Vermarktungspartner geschlossen
worden. Die Genossenschaft sollte
nicht in den Finanzverkehr eingebunden
werden. Die Geldströme sollten im Direktgeschäft
stattfinden. Zur Absicherung der
Vermarktungserlöse zum Beispiel für den
Fall, dass der Vermarktungspartner im Laufe
der Direktvermarktung zahlungsunfähig
wird, wurden dreimonatige Bankbürgschaften
hinterlegt.
Die Genossenschaft ist ehrenamtlich strukturiert,
ohne hauptgeschäftliches Personal.
„So kann das ganze von den Kosten her
schlank gehalten werden“, freut sich von der
Lage. Im Vorstand und im Aufsichtsrat sind
jeweils drei Personen. Die Genossenschaft
handelt die Verträge aus und macht nichts
anderes außer Controlling. Nachdem der
Energiewirt mit seiner Biogasanlage in der
Direktvermarktung angekommen war, sei
das böse Erwachen gekommen. CLENS habe
lediglich die Anlagen, die sich neben der
Direktvermarktung auch für die Regelenergie
angemeldet haben umgemeldet. Genossenschaftsmitglieder
hätten sich gemeldet
und nachgefragt, warum sie immer noch in
der EEG-Vergütung drin sind.
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AUS DER PRAXIS
men zu bekommen. Laut von der Lage erhalten die noch
nicht umgemeldeten Anlagen allerdings von CLENS bis
auf weiteres eine entsprechende Kompensationszahlung.
Das sind 50 Prozent von dem, was sie an Managementprämie
bekommen hätten. Und das rückwirkend von
dem Zeitpunkt, an dem die Verträge unterzeichnet worden
sind. Mittlerweile wurde eine Lösung gefunden, sodass
alle Genossenschaftsmitglieder in die Direktvermarktung
umgemeldet werden können.
Ärgerliche Umsatzsteuerproblematik
Unzufrieden ist die Genossenschaft mit der Umsatzsteuerproblematik.
Die Landesfinanzdirektion habe mitgeteilt,
dass die Marktprämie mehrwertsteuerpflichtig ist.
Von der Lage und Kollegen haben die Aussetzung der
Abführung der Mehrwertsteuer beantragt. „Dies ist eine
unbefriedigende Situation, weil wir eine Steuerschuld vor
uns herschieben, die wir irgendwann bedienen müssen.
Wir wissen aber aktuell nicht, von wem wir die Mehrwertsteuer
wieder bekommen“, klagt von der Lage.
Die Vergütung aus der DVM komme pünktlich in Form
einer Gutschrift. Damit die dreimonatige Bürgschaft
reicht müsse es so sein, dass in dem Monat, in dem man
kündigt und sich notfalls wieder ins EEG oder einen anderen
Regelkreis zurückmeldet, auch alles Mahnungsfristen
gewahrt werden können. Deshalb hat die Genossenschaft
den Zahlungszeitpunkt auf den 18. eines
Monats vorverlegt. Standardmäßig zahlen viele Direktvermarkter
nach von der Lages Worten später im Monat
aus.
Für die Genossenschaftsmitglieder wird das Thema Regelenergie
zunehmend interessanter. Wie schon eingangs
beschrieben müssen die Biogasanlagen dafür eine
Kommunikationsschnittstelle haben. Die
Anlagen, die in der Genossenschaft zurzeit
gemeldet sind, haben nach von der Lages
Angaben häufig schon von Herstellerseite
einen großen Gasspeicher. Fast alle
haben auch schon eine Notfackel.
„Wir haben unseren Genossen
empfohlen nur die halbe Leistung
des Blockheizkraftwerkes
zu melden und nicht mehr. Der Grund für diese Empfehlung
liegt darin, dass die BHKW nicht immer von alleine
starten. Außerdem haben wir mit unserem Direktvermarkter
vereinbart, dass die An lagenbetreiber sich
nur dann melden müssen, wenn das BHKW gar nicht
zur Ver fügung steht“, sagt von der Lage. „Jetzt müssen
wir erst einmal schauen, welche Betreiber und welche
Anlagentechnik es überhaupt schafft.“
Anfangs verspätete Abrechnungen erhalten
Gleich am 1. Januar dieses Jahres ist die Next Kraftwerke
GmbH mit der DVM gestartet. Schwerpunkt in der DVM
bei Next Kraftwerke war von Anfang an Biogas. „Einige
Prozesse waren zu Beginn der DVM schwierig. Das hat
jedoch weniger die Biogasanlagen betroffen, sondern
vielmehr die Netzbetreiber. Die waren nicht immer in
dem Maße vorbereitet, wie es vielleicht wünschenswert
gewesen wäre“, blickt Geschäftsführer Hendrik Sämisch
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FOTO: VON DER LAGE
Arndt von der Lage, Vorstandsmitglied
der Genossenschaft zur Förderung
der dezentralen Energieerzeugung:
„Für die Genossenschaftsmitglieder
wird das Thema
Regelenergie zunehmend
interessanter.“
zurück. Die Anfangsprobleme hätten die
Anlagenbetreiber sicherlich in der Form zu
spüren bekommen, dass sie die Abrechnungen
der Netzbetreiber später bekommen haben,
als sie es in der Festpreisvergütung gewohnt
waren.
Prozessseitig habe die DVM einige Herausforderungen
gebracht, die dann aber im ersten
Quartal immer mehr beherrscht worden
seien. Bei Next Kraftwerke sind Biogasanlagen
mit einer Leistung von über 150 MW
in der Direktvermarktung vereint. Sämisch:
„Wir konnten gut beobachten, wie viele Biogasanlagen
Monat für Monat in das Marktprämienmodell
gewechselt sind.“ Der Wechsel
sei beim Kunden beratungsintensiv. Aber
die Branche sehe, dass es sich lohne, in das
Marktprämienmodell zu wechseln. Es gebe
zwar nicht die großen finanziellen Geschenke
an Managementprämie, sondern man
muss etwas dafür tun, um sie zu bekommen.
Sämisch schätzt, dass die Managementprämie
im Markt wohl größtenteils Verhältnis
50:50 ausgezahlt wird. Beim Thema Bürgschaften
räumt er ein, dass die Bereitstellung
beziehungsweise die Nachfrage sehr schnell
BIOGAS Journal | 5_2012
AUS DER PRAXIS
ein hohes Volumen ausmacht. Das sei von
der Konstruktion der DVM nicht besonders
glücklich gemacht. „Bürgschaften sind für
uns wie für andere, die keinen großen Konzern
im Hintergrund haben, immer eine Herausforderung.
Wir konnten bisher immer
noch genügend Bürgschaften bereitstellen.
Es können dabei aber auch Mal so große Beträge
zusammen kommen, sodass Bürgschaften
zu einem beschränkenden Faktor
werden. Das ist sehr unglücklich, weil die
kleinen innovativen Unternehmen darunter
leiden“, macht Sämisch aufmerksam.
Großes Interesse an Regelenergie
In Sachen Regelenergie hat er beobachtet,
dass die meisten seiner Kunden diese Leistung
anbieten wollen. Entweder in der Minuten-
oder in der Sekundärreserve. Das sei
eine Sache, von der eigentliche alle Anlagenbetreiber
überzeugt sind. Teilweise würden
die Anlagenbetreiber nicht mit der vollen
Anlagenleistung in den Markt gehen
wollen, aber etwas Regelleistung sei schon
vorhanden. „Wir schließen dann auch fast
alle Kunden an unser virtuelles Regelkraftwerk
an. Technisch prüfen wir vorher, bevor
wir an den Markt gehen, ob die Anlagen in
der Lage sind die Regelleistung bereitzustellen.
Seit Januar haben wir schon erste Anlagen
in der Minutenreserve. Wir hatten auch
schon den Ernstfall, dass der Netzbetreiber
die Anlagen angefordert hat, was ja relativ
selten vorkommt. Das war am Ostersonntag,
wo die Anlagen ihre Regelleistung erbracht
und ihren Beitrag zur Stromnetzstabilisierung
geleistet haben“, freut sich Sämisch.
Next Kraftwerke hatte die Minutenreserve
zuerst im Angebot. In Kürze wird das Unternehmen
auch die Sekundärreserve anbieten.
Diese sei aufgrund der technischen Abnahme
der Netzbetreiber etwas später
entwickelt worden. Die Leistung im Regelenergiemarkt
liegt bei Next Kraftwerke im
zweistelligen Bereich. Warum Biogasanlagen
im Regelenergiemarkt gute Chancen haben
und deren Leistung bei Ausschreibungen
fast immer zum Zuge kommt erklärt
Sämisch wie folgt: „Es gibt ja ein Bereitschaftsentgelt,
das ist so eine Art Kapazitätspreis.
Und da sind Biogasanlagen fast unschlagbar,
weil sie Dauerläufer sind. Sie
müssen sich zum Beispiel nicht mit der Spotmarkt-Opportunität
herumschlagen. Sie
müssen nicht wie konventionelle Kraftwerke
schauen, wie ist der Börsenpreis, was
lohnt sich mehr. Dadurch haben Biogasanlagen
einen Vorteil und dadurch kommen
Biogasanlagen bei Ausschreibungen fast immer
zum Zuge.“ F
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AUS DER PRAXIS
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Flexprämie: Rechnen mit spitzem Bleistift notwendig
Betreiber von Biogasanlagen, die das Marktprämienmodell nutzen, kön-
nen auch unter gewissen Voraussetzungen die Flexibilitätsprämie in
Anspruch nehmen. Die Flexibilitätsprämie ist eine Vergütung für die Vor-
haltung zusätzlich installierter elektrischer Leistung, um eine bedarfs-
orientierte Stromerzeugung zu ermöglichen. Damit soll eine Flexibilität
von bis zu zwölf Stunden erreicht werden. Für jedes Kilowatt, das der
Biogasproduzent mehr – als er für seine Volllastnutzung eigentlich
bräuchte – installiert, soll er 130 Euro bekommen. Installiert er statt 500
kW also 800 kW, und fährt in bedarfsgerechter Stromerzeugung im Jah-
resmittel weiterhin 500 kW, so würde er pro Jahr 32.500 Euro über die
Flexibilitätsprämie bekommen. Die Prämie wird maximal zehn Jahre
lang bezahlt.
Alle Biogasanlagen, die die Flexibilitätsprämie nutzen wollen, müssen
zuvor von einem Umweltgutachter überprüft werden, ob sie die tech-
nischen Voraussetzungen für die flexible Fahrweise überhaupt erfüllen.
„Dabei geht es unter anderem darum, ob eine Gasfackel vorhanden ist,
die Trafostation ausreichend dimensioniert ist, welche Daten überhaupt
dokumentiert werden können oder ob über die Gasstrecke die zusätz-
liche Leistung bereitgestellt werden kann“, erläutert Umweltgutachterin
Carmen Jeddeloh von der Uppenkamp und Partner GmbH in Ahaus.
Darüber hinaus werde in einer dreitägigen Testphase das Gaslager ent-
leert und wieder aufgefüllt und so ermittelt, wie lange die Befüllung
dauert.
Auch Thorsten Grantner von der OmniCert GmbH in Bad Abbach ist
Umweltgutachter. Er berichtet, dass von seinen rund 620 Anlagen, die
er betreut, bisher lediglich 20 Betreiber zur Flexprämie angefragt hätten.
Nach Angaben der Bundesnetzagentur machen zurzeit nur 20 Anlagen
in Deutschland von der Flexibilitätsprämie Gebrauch. Da stellt sich die
Frage, warum die Nachfrage so gering ist. Einer der Hauptgründe ist für
Jeddeloh und Grantner mangelnde Information. Außerdem fehle es an
positiven Praxisbeispielen.
Letzteres liege an der zeitlichen Abfolge. Erste Infoveranstaltungen hät-
ten erst im Frühling und im Sommer zur Erntezeit stattgefunden. Jed-
deloh und Grantner sind sich einig, dass ab Herbst die Nachfrage nach
der Flexibilitätsprämie zunehmen wird. Schon jetzt verzeichnen einige
Umweltgutachter ein gesteigertes Interesse von Seiten der Biogaspro-
duzenten. So könnten am Jahresende schätzungsweise 80 Biogasan-
lagen die Flexprämie nutzen. „Ich bin schon der Meinung, dass es sich
für viele Anlagen rechnen kann. Allerdings sind Anlagen wie die hier im
Beispiel vorgestellte, die mit zwei recht kleinen BHKW, eines davon ein
Satellit, die zweimal voll den Güllebonus ausschöpft, nicht mehr zu op-
timieren“, erklärt der Umweltgutachter.
Die Biogas Menachtal OHG im Landkreis Straubing gehört zu Grantners
Kunden. Im August 2011 ist die Anlage, die von vier Landwirten errichtet
worden ist, mit einem 250-kW-BHKW in Betrieb gegangen. Im Novem-
ber des Jahres wurde dann noch ein 210 kW Satelliten-BHKW ans Netz
angeschlossen, das ein lokales Wärmenetz versorgt. Die Biogasanlage
hat eine Verfügbarkeit von 8.600 Volllaststunden pro Jahr. Laut Grantner
muss die Leistung in der Flexprämie mindestens um 20 Prozent redu-
ziert werden. Alternativ könnte ein BHKW auch im Winter zu 100 Prozent
laufen und im Sommer bei geringerem Wärmebedarf zu nur 40 bis 50
Prozent.
Würde das Satelliten-BHKW nur mit 75 Prozent Auslastung betrieben,
so erhielten die Anlagenbetreiber über die Flexprämie 4.322,50 Euro
pro Jahr, zusätzliche Erlöse sind über die Marktprämie und die Bereit-
stellung von Regelenergie möglich. Gleichzeitig werden pro Tag zwei
Im Gespräch über die Flexibilitätsprämie, von links:
Gerhard Fuchs, Mitgesellschafter der Biogas Menachtal OHG,
Umweltgutachter Thorsten Grantner und Umweltgutachterin
Carmen Jeddeloh.
Tonnen Mais eingespart, den die Anlagenbetreiber mit 32 Euro pro Ton-
ne Frischmasse rechnen sowie Kosten für Wartung und Wertverlust über
den Verschleiß. Aufgrund der reduzierten Laufleistung des BHKW um
25 Prozent fehlen den Betreibern Einnahmen aus dem EEG (es sind ja
zwei Anlagen jeweils mit vier Cent Güllebonus) in Höhe von 66.370
Euro jährlich. Dies wird durch die zusätzlichen Erlöse und die Einspa-
rungen in diesem Fall jedoch nicht ausgeglichen, wodurch die Flexibi-
litätsprämie für diese Anlagenfahrweise nicht wirtschaftlich wäre.
Der Umweltgutachter beobachtet, dass bei neuen Anlagen die BHKW
mit Blick auf die Direktvermarktungsmöglichkeiten schon anders aus-
gelegt werden. Oftmals würden dreimal 250 kW statt ein 500-kW-BHKW
errichtet. Denn, resümiert Grantner, es bieten sich für viele Anlagen
Chancen in der bedarfsgerechten Stromerzeugung - wenn mit spitzem
Bleistift gerechnet wird. Ein Selbstläufer sei die Flexibilitätsprämie näm-
lich nicht.
Mit dem im Oktober 2010 unter anderem von Grantner und Jeddeloh
gegründeten Verein „ERT e.V. Verband unabhängiger Experten für Er-
neuerbare Energien, Recht und Technik“ wird von Umweltgutachtern
eine Kommunikationsplattform angeboten. Der Verein engagiert sich
zum Beispiel für eine weitgehende Standardisierung der Begutachtun-
gen in Rahmen des EEG, aktuell der Flexibilitätsprämie. Im Februar die-
ses Jahres ging der Verein eine Kooperation mit dem Fraunhofer IWES
ein, wonach Daten und Fakten bezüglich der Flexibilitätsprämie gesam-
melt und ausgewertet werden. Der ERT e.V. stellt sich somit als Schnitt-
stelle zwischen Betreibern, Umweltgutachtern und Netzbetreibern so-
wie weiteren Netzwerkpartnern dar.
FOTO: MARTIN BENSMANN
BIOGAS Journal | 5_2012

Modelle für präzise Angebote
Natürlich komme es darauf an, das richtige
Gebot abzugeben. Da komme es dann auch
auf die richtige Strategie an. Next Kraftwerke
habe aber Modelle entwickelt, die sehr
zuverlässig und präzise Gebote liefern. Beim
Abruf sei es so, dass Biogasanlagen etwas
teurer sind als konventionelle Kraftwerke.
Denn wenn die Anlage abgeschaltet wird,
verliert sie ihr Vergütungsäquivalent.
Liefert die Biogasanlage nicht die zugesicherte
Leistung im Falle einer Abregelung,
dann kommt der Netzbetreiber auf Next
Kraftwerke zu, weil das Unternehmen verantwortlich
ist für das angebotene Produkt.
Der Netzbetreiber sagt dann Next Kraftwerke
habe nicht die Leistung liefern können,
sodass eine Strafe fällig wird. Dann ist es laut
Sämisch eine bilaterale Verhandlungssache,
was der Poolbetreiber mit seinem Kunden
macht. „Wir reichen die Strafe nicht 1:1
BIOGAS Journal | 5_2012
durch, sondern können in einem Zeitraum
im schlimmsten Fall die Zusatzerlöse über
der bisherigen EEG-Vergütung einbehalten,
die der Biogasanlagenbetreiber sonst bekommen
hätte. Wir müssen uns aber ganz
genau anschauen, weshalb die Biogasanlage
ihre Leistung nicht gebracht hat. Denn die
letzte Reserve des Stromnetzes muss zuverlässig
erbracht werden“, betont der Geschäftsführer.
D
Autor
Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann
Redakteur Biogas Journal
Fachverband Biogas e.V.
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E-Mail: martin.bensmann@biogas.org
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Wenn alljährlich am 28. Februar
Abgabetermin für das bonusrelevante
Umweltgutachten ist,
sehen unsere Kunden diesem
Tag außergewöhnlich gut vorbereitet
entgegen. Denn unser
umfängliches Gutachten liefert
verwertbare Ergebnisse, die weit
über das gesetzlich Geforderte
hinausgehen – ganz im Sinne des
Anlagebetreibers. Unsere Arbeit
ist also nicht nur gut für wichtige
Bonus-Zahlungen, sondern hat
natürlich auch die Anlageneffi zienz
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