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

biogas

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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-

BIOGAS Journal | 5_2012


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-

BIOGAS Journal | 5_2012

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.

Später habe sich herausgestellt, dass CLENS

Schwierigkeiten hatte, zeitnah genügend

Bürgschaften für alle Anlagen zusam- F

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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

BIOGAS Journal | 5_2012


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

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