2_2022 Leseprobe

Fachverband Biogas e.V. | ZKZ 50073 | 25. Jahrgang
www.biogas.org
2_2022
Ab Seite 34
TITELTHEMA
Flexible Stromproduktion
Biogas GmbH
300.00 €/MWh
250.00 €/MWh
200.00 €/MWh
an
Baseload
STROMBÖRSE
aus
00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Uhrzeit
Grundlast war gestern,
Residuallast ist heute 30
Nachhaltigkeits-Zertifi -
zierung: Praxisbericht 60
Marktanalyse: teures
Erdgas, teurer Strom 90

INHALT
Biogas Journal | 2_2022
30
EDITORIAL
3 Energie aus Biogasanlagen ist gefragt!
Von Dr. Stefan Rauh,
Geschäftsführer des
Fachverbandes Biogas e.V.
AKTUELLES
6 Meldungen
10 Bücher
12 Termine
14 Biogas-Kids
16 Biokraftstoffkongress
eFuels: Strombasierte Kraftstoffe
vor dem Markteintritt
Von Dipl.-Ing. agr. (FH) Martin Bensmann
22 BMU-Agrarkongress: Die Zeichen
stehen auf Aufbruch
Von Thomas Gaul
24 Wir sind 30!
POLITIK
34
26 Den Worten Taten folgen lassen –
Auftakt zur EEG-Novelle 2023
Von Sandra Rostek und Dr. Guido Ehrhardt
30 Grundlast war gestern, Residuallast
ist heute
Von Bernward Janzing
PRAXIS
TITELTHEMA
Flexible Stromproduktion
34 Was der aktuelle Strommarkt bietet
Von Dipl.-oec. Uwe Welteke-Fabricius
44 Wie wird eine Biogasanlage zum
flexiblen Speicherkraftwerk?
Von Dipl.-oec. Uwe Welteke-Fabricius
52 Die Preisspitzen an der Strombörse
mitnehmen
Von Thomas Gaul
58 Biomethan-Ausschreibung
Einzige Chance genutzt
Von Christian Dany
60 Um die Massenbilanz und Flächennachweise
kümmern
Von Christian Dany
66 Projekt ZertGas
Praxisbiogasanlagen erreichen hohe
Treibhausgaseinsparung
Von Dr. Stefan Rauh
72 Die bewegen was
Von Dierk Jensen
4

Biogas Journal | 2_2022
INHALT
88
TITELFOTO: GRAFIK BIGBENREKLAMEBUREAU I FOTOS: ADOBE STOCK_JOHANNESSPRETER, FACHVERBAND BIOGAS E.V.
96
78 Sandstein als Wärmeakku für
den Winter
Von Dipl.-Journ. Wolfgang Rudolph
82 Sicherheitsvorschriften: die
unterschätzte Gefahr für den
Versicherungsschutz
Von Matthias D’Angelo
84 BHKW-Brände – typische Brandursachen
und Schutzmaßnahmen
Von Dipl.-Ing. Anselm Lenz
88 Anlagen des Monats Januar
und Februar
WISSENSCHAFT
90 Analyse der Strompreisentwicklung und
der zugrundeliegenden Treiber
Von Fabian Arnold, Konstantin Gruber
und Dr. Eren Çam
INTERNATIONAL
Serbien
96 Kammer- und Verbands-Partnerschaft
zwischen Fachverband und der Serbian
Biogas Association (SBA)
VERBAND
Aus der Geschäftsstelle
98 Biogas ist wichtig für die Energiemärkte
Von Dr. Stefan Rauh und
Dipl.-Ing. agr. (FH) Manuel Maciejczyk
104 Gastbeitrag
Wärmewende und Klimaschutz im
Gebäudesektor beschleunigen
Von Dr. Simone Peter, BEE
106 Das neu gewählte Präsidium des
Fachverbandes Biogas e.V.
108 Neuen Firmenbeirat im Fachverband
Biogas gewählt
RECHT
110 Clearingstelle veröffentlicht mehrere
Verfahrensergebnisse
Von Birthe Kaps, Elena Richter
und Martin Teichmann
PRODUKTNEWS
112 Produktnews
114 Impressum
Beilagenhinweis:
Das Biogas Journal
enthält einen Beihefter
von agrikomp GmbH.
5

POLITIK
BIOGAS JOURNAL | 2_2022
Grundlast war gestern,
Residuallast ist heute
Es werden zwingend
Reservekraftwerke
benötigt für die Zeiten
ohne Wind und Sonne.
Unter den Erneuerbaren
kann das – neben
der Wasserkraft – nur
die Biomasse.
Mit der Flexibilisierung durch Überbauung können Biogasanlagen ihre Stärke im
regenerativen Mix ausspielen. In Zukunft werden die Kraftwerke deutlich weniger
Betriebsstunden erreichen – und nur noch laufen, wenn der Preis an den Strom -
märkten hoch und die Erzeugung aus Sonne und Wind gering ist
Von Bernward Janzing
Die politische Sicht auf das Biogas verändert
sich. In der ersten Hälfte der 2010er
Jahre schien der rasante Preisverfall bei
Photovoltaik und – wenngleich etwas dezenter
– beim Windstrom die Biomasse
aus dem Strommarkt hinwegzufegen. Einer der einflussreichsten
Vertreter dieser Sichtweise war Rainer
Baake, zeitweise Staatssekretär in verschiedenen
Bundesministerien, zeitweise Direktor von Agora
Energiewende. „Warum sollten wir für Strom aus Biomasse
bis zu 25 Cent zahlen, wenn man Solar- und
Windstrom für unter 9 Cent haben kann?“, ließ er sich
zitieren. Das ist nun acht Jahre her.
Zwischenzeitlich aber wird immer deutlicher, dass
die Stromerzeugungskosten nicht der alleinige Maßstab
sein können. Denn seit der Weg vorgezeichnet
ist in eine vollständig regenerativ geprägte Stromwirtschaft,
wird auch vielen politischen Akteuren klar,
dass planbare Stromerzeuger notwendig sind. Solche,
die einspringen, wenn die Sonne nicht scheint
und der Wind nicht weht. Damit ist man beim Biogas.
Noch sind die offiziellen Bekundungen der Bundesregierung
zu diesem Thema karg. Im Koalitionsvertrag
der Ampel-Regierung heißt es lediglich: „Die Bioenergie
in Deutschland soll eine neue Zukunft haben.
Dazu werden wir eine nachhaltige Biomasse-Strategie
erarbeiten.“ Mehr Konkretes ist auch aus dem Bundeswirtschaftsministerium
derzeit nicht zu erfahren;
eine Sprecherin verweist auf Anfrage lediglich auf die
Eröffnungsbilanz Robert Habecks. Diese enthält jedoch
auch nur grundsätzliche Formulierungen, wie
das Ziel eines „effizienzbasierten Steuerungsmechanismus
für Biomasseströme“. Was auch immer das in
der Praxis bedeuten wird.
Reservekraftwerke werden zwingend
notwendig
Die Notwendigkeit von Biogas im Strommix ergibt
sich bislang eher implizit aus den Zielen der neuen
Regierung. Nach den Plänen Habecks soll die installierte
Photovoltaik-Leistung bis 2030 von heute 60
auf 200 Gigawatt steigen, die Windkraft an Land soll
bis 2030 auf über 100 Gigawatt verdoppelt werden.
Zugleich soll laut Koalitionsvertrag der Kohleausstieg
„idealerweise“ bis 2030 erfolgt sein. Man wird also
zwingend Reservekraftwerke brauchen für die Zeiten
ohne Wind und Sonne. Unter den Erneuerbaren kann
das – neben der Wasserkraft – nur die Biomasse.
Damit kommt auf das Biogas eine völlig neue Rolle
zu. Bislang betrachtete man Biogasanlagen oft
als Grundlastkraftwerke oft mit Laufzeiten von rund
8.000 Stunden im Jahr. Doch in Zukunft braucht
niemand mehr solche Grundlastkraftwerke: „Grundlast
war gestern“, heißt es auch bei der Agentur für
Erneuerbare Energien. Es treten vielmehr Residuallastkraftwerke
an diese Stelle – solche, die flexibel
einspringen, wenn Bedarf herrscht, und die abschalten,
wenn Sonne und/oder Wind den Bedarf alleine
FOTO: ADOBE STOCK_JOHANNESSPRETER
30

BIOGAS JOURNAL | 2_2022
POLITIK
decken. So ergeben sich für Biogaskraftwerke in
Zukunft nur noch Laufzeiten von vielleicht 2.000,
maximal 3.000 Stunden im Jahr – mit zugleich dann
entsprechend höherer Einspeiseleistung.
Für die Biogasbranche heißt das: Flexibilisierung
durch Überbauung. Das Kraftwerksaggregat kann
dann bei Bedarf ein Mehrfaches dessen an Gas verstromen,
was im gleichen Zeitraum im Fermenter
entsteht. In jenen Zeiten hingegen, in denen Strom
genug vorhanden ist – wenn die Preise im Großhandel
entsprechend niedrig sind –, ruht im Gegenzug die
Stromerzeugung.
Die Extremwerte einer Überbauung liegen im Markt
derzeit beim Fünf- bis Siebenfachen, wissen Experten
in der Branche. Aber solche Werte sind nicht überall
wirtschaftlich erzielbar. In einer Studie für ein neues
Strommarktdesign, das die beiden Fraunhofer-Institute
ISE und IEE zusammen mit der Kanzlei Becker
Büttner Held im Auftrag des Bundesverbandes Erneuerbare
Energie (BEE) im Dezember vorstellten, wird
bis 2030 daher ein mittlerer Überbauungsfaktor von
2,5 angenommen.
Welche Chancen aus energiewirtschaftlicher Sicht in
der Flexibilisierung der Biogasanlagen liegen, rechnet
Uwe Welteke-Fabricius vom Netzwerk Flexperten
vor: 60 Terawattstunden (TWh) Strom aus Biogas (aktuell
sind es 33 TWh) seien jährlich in Deutschland
wirtschaftlich zu erzeugen. Diese Menge schaffe man
ohne Flächenkonkurrenz zur Nahrungsmittelerzeugung
und zugleich mit weniger Mais als heute – zum
Beispiel mit mehr Stroh, mit der Nutzung von Dauergrünland
oder mit Substrat von Blühflächen, die einmal
jährlich gemäht werden.
30 Gigawatt Residuallast durch
Biogas möglich
Setzt man ausgehend von diesen 60 TWh künftig im
Durchschnitt nur noch 2.000 jährliche Vollbenutzungsstunden
an, kann Biogas in Deutschland eine
Residuallast von 30 Gigawatt bereitstellen – immerhin
die Hälfte der mittleren Netzlast. Selbst wenn man
– eine Zahl, die in der Branche auch gerne genannt
wird – mit nur 20 Gigawatt an Maximalleistung rechnet,
kann Biogas so einen großen Beitrag zur Stabilität
des Stromsystems leisten und damit den Druck, neue
Erdgaskraftwerke zu bauen, erheblich mindern.
Sandra Rostek, Leiterin des Hauptstadtbüros Bioenergie,
verweist auf die aktuelle BEE-Studie, die
genau das zeige: Für die Absicherung des Ausbaus
von Wind- und Solarenergienutzung sei „der Neubau
von Gaskraftwerken nicht zwingend notwendig“. Es
stünden in ausreichender Menge alternative Flexibilitätsoptionen
zur Verfügung, eben zum Beispiel der
bestehende Biogasanlagenpark.
Entsprechend fördert der Gesetzgeber die bauliche
Flexibilisierung bereits vermehrt: Im EEG 2021 wurde
die bisherige Deckelung der Flexprämie gestrichen.
Zudem wurde der Flexibilitätszuschlag für neu bezuschlagte
Anlagen über 100 Kilowatt von 40 auf 65
Euro pro installiertem Kilowatt angehoben. Bestandsanlagen,
die bereits im ersten Vergütungszeitraum
die Flexprämie erhielten, können für diese einen Zuschlag
in Höhe von 50 Euro je Kilowatt bekommen, für
zusätzliche installierte Flex-Leistung 65 Euro.
Viele Betreiber haben die Prämie bereits erhalten –
und doch ist die Flexibilisierung bislang oft mehr
Schlagwort als gelebte Praxis. Die Fachagentur Nachwachsende
Rohstoffe verweist darauf, dass viele Anlagen
die Potenziale, die sich aus der Überbauung ergeben,
kaum nutzen: „Obwohl die Stromeinspeisung
zu Hochpreisphasen Mehrerlöse verspricht, fahren die
meisten dieser Anlagen trotzdem bislang nicht marktpreisorientiert.“
„Eine Anlage,
die fünffach überbaut
ist, kann 6 bis 8 Cent mehr
pro Kilowattstunde
erlösen“
Marktpreise bestimmen Zeiten der
Stromproduktion
Langsam erst deutet sich in der Branche ein Wandel
an – forciert auch durch die Vermarkter des Stroms.
Einer der spezialisierten Dienstleister ist die SK Verbundenergie
AG (SKVE) in Regensburg, die Biogas-
Kraftwerke vollautomatisch aus der Ferne steuert mit
dem Ziel, den Strom an den unterschiedlichen Märkten
optimal zu vermarkten. „Wir arbeiten bereits für
200 Kunden“, sagt Vorstand Christian Dorfner.
Das Konzept geht einher mit der Überbauung der Anlagen.
Ist eine Anlage zum Beispiel fünffach überbaut,
dann läuft das Aggregat nur noch vier Stunden am Tag –
im Durchschnitt. Wann das der Fall ist, hängt von
den Preisen an den Märkten ab. Zudem werden alle
weiteren Anforderungen berücksichtigt:
der Füllstand des Gasspeichers, der
eventuelle Wärmebedarf des Anlagenbetreibers,
gegebenenfalls
auch eine gewünschte
tägliche Höchstzahl von
Start- und Stoppvorgängen
des Aggregates. Sehr
hilfreich ist oft auch ein
Wärmespeicher, um den
Kraftwerksbetrieb optimal
am Strommarkt ausrichten
zu können.
Die Firma SKVE agiert an den
diversen Spotmärkten. Bis 12
Uhr werden an der Strombörse Epexspot
die Fahrpläne für den Folgetag in
Stundenblöcken auktioniert, bis 15 Uhr werden die
Viertelstunden vermarktet, ehe dann die Viertelstundenprodukte
in einem fortwährenden Handel bis jeweils
fünf Minuten vor Lieferbeginn (kontinuierlicher
Intraday-Handel) umgesetzt werden. In diesem Geschehen
kann Strom aus Biogas – da dieser planbar
und die dezentrale Technik sehr flexibel ist – seine
Stärken ausspielen. Manche Dienstleister, wie
Christian Dorfner
31

POLITIK
BIOGAS JOURNAL | 2_2022
etwa die Firma Next Kraftwerke in Köln, agieren ergänzend
auch noch am Markt für Regelenergie, der
noch kurzfristigere Abweichungen im Netz ausgleicht
und daraus Erlöse generiert.
Die Einnahmen, die an diesen Märkten zu erzielen
sind, liegen durch die Konzentration auf die Preisspitzen
deutlich höher als bei einer Anlage, die weitgehend
ungerührt von den Marktsignalen gleichmäßig
ihren Strom einspeist. „Eine Anlage, die fünffach
überbaut ist, kann 6 bis 8 Cent mehr pro Kilowattstunde
erlösen, eine Anlage, die achtfach überbaut ist,
8 bis 10 Cent“, sagt SKVE-Vorstand Dorfner. Das ist
nicht nur für den Landwirt attraktiv, sondern auch für
die gesamte Energiewirtschaft von Vorteil: „Die flexible
Einspeisung von Biogas wirkt auf das Netz wie ein
Batteriespeicher, kostet aber nur ein Fünftel dessen“,
sagt Dorfner.
Wie groß der Gasspeicher bei einer bestimmten Überbauung
sein muss, erläutert Dorfner anhand einer
Faustformel. Diese lautet: Überbauungsfaktor mal
zehn ist die Größe des Gasspeichers, bezogen auf die
Ausschaltzeit des BHKW in Stunden. Am konkreten
Beispiel: „Bei zweifacher Überbauung sollte man im
Idealfall das Gas für 20 Stunden speichern können,
bei fünffacher Überbauung sollten Kapazitäten für 50
Stunden vorhanden sein.“ Das Minimum sei jeweils
die Hälfte dieses Wertes: „Darunter wird es zum Teil
schwer.“
Ob man einen separaten Speicher baut oder ob der
vorhandene Fermenter ausreicht, kommt ganz auf
die Beschaffenheit der Anlage an. Alleine schon mit
einer größeren Doppelmembran auf den Behältern
lässt sich viel erreichen: „Eine Halbkugel statt einer
Drittelkugel erhöht das Speichervolumen um rund 70
Prozent“, rechnet Dorfner vor.
Flexibel füttern
Betreiber, die die Flexibilität voll ausreizen wollen,
füttern ihre Anlage zudem flexibel. Zum Beispiel wird
dann die Gaserzeugung zum Wochenende hin reduziert,
weil dann die Strompreise häufig niedriger sind.
Mit einem halben Tag Vorlauf lässt sich die Gaserzeugung
auf diese Weise in gewissem Rahmen steuern.
„Früher galt die flexible Fütterung als völlig undenkbar“,
sagt Flexperte Welteke-Fabricius. Hier habe sich
die Sichtweise aber gewandelt.
So nutzen heute schon einige Landwirte auch die
Fütterung, um Flexibilität zu generieren – auch durch
die Wahl der Substrate: „Mit Zuckerrüben zum Beispiel
bekommt man die Gaserzeugung schnell in die
Höhe“, sagt Welteke-Fabricius. Auch ein saisonales
Fütterungsmanagement mit einer Erhöhung der Bio-
32

BIOGAS JOURNAL | 2_2022
POLITIK
FOTO: ADOBE STOCK_DOC RABE MEDIA
gaserzeugung im Winter gegenüber dem Sommer
kann – einerseits aufgrund der im Winter
mitunter höheren Strompreise, andererseits
wegen des Wärmebedarfs – sinnvoll sein. Flexible
Fütterung könne – sofern konsequent umgesetzt
– das nötige Volumen eines Gasspeichers
um 25 bis sogar 50 Prozent reduzieren,
so der Flexperte.
Herausforderungen gibt es aber auch manchmal
mit den Netzen. Nicht ganz leicht sei es
nämlich mitunter, vom Verteilnetzbetreiber
die Zustimmung für die Flexibilisierung einer
Anlage zu bekommen, sagt Welteke-Fabricius.
Denn Überbauung braucht Netzkapazitäten –
weshalb die Netzbetreiber oft erst einmal
abblocken. Häufig machten sie dabei einen
Denkfehler: „Die rechnen dann mit einer maximalen
Wind- und zugleich maximaler Solareinspeisung
in der Region und sehen in diesem
Fall keinen Spielraum mehr für das Biogas.“
Doch da das Biogas-BHKW ohnehin nur dann läuft,
wenn Sonne und Wind schwach sind, sei diese Sicht
nicht haltbar, sagt Welteke-Fabricius. Da braucht man
dann gelegentlich ein wenig Ausdauer: „Wenn man
gut argumentiert, kriegt man die Überbauung beim
Verteilnetzbetreiber meistens durch.“
Autor
Bernward Janzing
Freier Journalist
Wilhelmstr. 24a · 79098 Freiburg
07 61/202 23 53
bernward.janzing@t-online.de
Biogas kann in Deutschland eine
Residuallast von 30 Gigawatt
bereitstellen – immerhin die Hälfte
der mittleren Netzlast.
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33
Knowledge in motion

PRAXIS
BIOGAS JOURNAL | 2_2022
PROJEKT ZERTGAS
Praxisbiogasanlagen erreichen
hohe Treibhausgaseinsparung
Die Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED II) in nationales Recht
beschäftigt gerade viele Biogasanlagen in Deutschland. Ein Teil der Umsetzung ist der
Nachhaltigkeitsnachweis, den Anlagen ab 2 Megawatt Feuerungswärmeleistung nun
erbringen müssen, wenn eine Förderung nach EEG genutzt wird. Ein Teil dieses Nachhaltigkeitsnachweises
ist das Erreichen einer Mindesteinsparung an Treibhausgasen.
Nach aktuellem Stand müssen diesen Nachweis nur Anlagen erbringen, die Biomethan
als Kraftstoff vermarkten oder seit dem 1. Januar 2021 in Betrieb gegangen sind.
Von Dr. Stefan Rauh
Die individuelle Ermittlung der Treibhausgasemissionen
nach den Vorgaben der
RED II bekommt eine steigende Bedeutung,
da Standardwerte nur für wenige
Substrate verfügbar sind. Die Folge ist,
dass Anlagenbetreiber die Treibhausgasbilanz individuell
rechnen müssen. Da dies eine große Herausforderung
darstellt, hat der Fachverband Biogas gemeinsam
mit dem Deutschen Biomasseforschungszentrum
(DBFZ) ein Projekt beim Bundeswirtschaftsministerium
beantragt, in dem Treibhausgasberechnungen
auf zehn Praxisanlagen durchgeführt wurden. Das
Projekt „ZertGas“ wurde in den Jahren 2020/2021
umgesetzt. Im Folgenden werden die wesentlichen
Ergebnisse präsentiert.
Die meisten Anlagen erreichen geforderte
Mindesteinsparung
Die zehn ausgewählten Anlagen weisen verschiedenste
Größen, Subtratinputs sowie Verwertungskonzepte
(Biogas, Biomethan) auf, so dass der Bestand
in Deutschland gut repräsentiert wird. In Abbildung
1 ist die Treibhausgaseinsparung der einzelnen Anlagen
bezogen auf den eingespeisten Strom dargestellt.
Die Treibhausgaseinsparung lag bei den untersuchten
Anlagen zwischen 60 und 160 Prozent im Vergleich
zum in der RED II vorgegebenen Strommix. Anlagen,
die ab 1. Januar 2021 in Betrieb gehen, müssen eine
Mindesteinsparung von 70 Prozent nachweisen.
Ab 2026 steigt der Wert auf 80 Prozent. Demnach
überschreiten die meisten Anlagen den geforderten
Wert. Der Hauptgrund für die vergleichsweise geringe
Einsparung der Anlagen #19 und #20 liegt in den offenen
Gärdüngerlager, deren Restgaspotenzial nicht
ermittelt wurde und so die in der RED II vorgesehenen
Methanverluste aus der offenen Lagerung die Bilanz
entsprechend negativ beeinflussen. Ein Großteil der
Anlagen erreicht sogar höhere Einsparungen, wie ab
dem Jahr 2026 gefordert. Die höchste Treibhausgasminderung
mit knapp 160 Prozent weist Anla-
FOTO: ADOBE STOCK_KARA
66

BIOGAS JOURNAL | 2_2022
PRAXIS
Abbildung 1: Treibhausgaseinsparung der im Projekt ZertGas untersuchten Anlagen
160%
159,36%
140%
THG-Einsparung in %
120%
100%
80%
60%
69,47%
89,91%
81,50%
59,57% 61,49%
87,15% 89,22%
96,79%
Mindesteinsparung 2026
73,66%
Mindesteinsparung 2021
40%
20%
0%
#1 #8 #10 #19 #20 #29 #33 #34 #35 #36
Quelle: FvB 2021
Anlagen
VERDICHTUNGSPROZESS STARTEN
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67

PRAXIS
BIOGAS JOURNAL | 2_2022
Abbildung 2: Emissionsquellen der Praxisanlagen
100
Emissionen in g/MJ Biogas
50
0
-50
31,76
9,89
18,38
36,74 38,95
-61,86
13,28 11,64
3,28
27,20
-100
#1 #8 #10 #19 #20 #29 #33 #34 #35 #36
Anlagen
Eec El Ep1 Etd1 Esca Eu E Summe (KWK)
Quelle: FvB 2021
Eec = Emissionen Substratanbau
El = Emissionen Landnutzung
Ep1 = Emissionen Biogaserzeugung
Etd1 = Emissionen Transport Substrate
Esca = Gutschrift Gülle/Mist
Eu = Emissionen Biogasnutzung im BHKW
ge #29 auf. In dieser 330-kW-Anlage werden nahezu
ausschließlich Rindergülle und Rindermist vergoren.
Aus diesem Grund kann eine besonders hohe Gutschrift
für vermiedene Methanemissionen aus der
Wirtschaftsdüngerlagerung in der Landwirtschaft
geltend gemacht werden. Welch hohe Bedeutung
diese Güllegutschrift hat, zeigt exemplarisch Anlage
#35, die knapp 100 Prozent Emissionseinsparung erzielt,
obwohl auch hier offene Lagerbehälter genutzt
werden. Diese 3-Megawatt-Anlage setzt nahezu 50
Prozent Gülle und Mist ein. Gleichzeitig wird eine große
Wärmemenge genutzt sowie ein vergleichsweise
niedriges Stickstoffniveau im Anbau realisiert, da der
landwirtschaftliche Betrieb als Ökobetrieb bewirtschaftet
wird.
Güllegutschrift, offene Lagerbehälter und
Anbau als wesentliche Faktoren einer
Treibhausgasbilanz
Sehr deutlich wird der Einfluss der Güllegutschrift
in Abbildung 2. Bis auf Anlage #36, die als reine
NawaRo-Anlage betrieben wird, setzen alle Anlagen
mehr oder weniger viel Gülle beziehungsweise Mist
ein. Bei den beiden bereits erwähnten Anlagen wird
der positive Effekt auf die Gesamtbilanz gut sichtbar.
Die nach unten abgetragenen Säulen verbessern die
Netto-Einsparung.
Ebenso anschaulich wird die Bedeutung der offenen
Lagerung nach der Gärstrecke im Bereich der Emissionen
bei der Biogaserzeugung (Anlagen #19, #20,
#35). Neben den Emissionen der (offenen) Lager fallen
unter den Bereich „Biogaserzeugung“ noch unter
anderem Emissionen für den benötigten Prozessstrom,
die Emission für die Erzeugung der eingesetzten
Prozesshilfsstoffe sowie der Methanschlupf der
Motoren. Dieser entspricht 1 Prozent des Gasertrags.
Die Emissionen der Biogasnutzung beziehen sich auf
treibhausgasrelevante Emissionen im Abgasstrom
und sind bei allen Anlagen gleich hoch, da von allen
Praxisanlagen der in der RED II vorgegebene Wert
übernommen wurde.
Düngeintensität und Dieselverbrauch als
Stellschrauben beim Anbau
Der größte Aufwand bei der Datenerfassung liegt im
Bereich des Anbaus. Dort sind zahlreiche Parameter
bei der Berechnung der Treibhausgasbilanz zu berücksichtigen:
Saatgut, Düngung, Pflanzenschutz,
Lachgas auf der Fläche, Diesel- und Stromverbräuche.
Ein bis zwei Drittel der Emissionen im Anbau
waren bei den Beispielanlagen auf den Einsatz von
Stickstoff zurückzuführen, wobei Anbausysteme mit
Einsatz von mineralischem Stickstoff schlechter abschneiden.
68

PRAXIS
BIOGAS JOURNAL | 2_2022
Im Rahmen
des Projektes „ZertGas“
unter Federführung des DBFZ und
Mitwirkung des FvB entstand ein Leitfaden
zur THG-Bilanzierung von Energie aus Biogas.
Der Leitfaden kann von der Homepage des DBFZ
unter https://www.dbfz.de/pressemediathek/weitere-publikationen/broschueren/leitfaden-zurthg-bilanzierung-von-energie-aus-biogas
heruntergeladen werden.
müssen. Besonders schwierig stellt sich die Datenerfassung
beim Anbau dar, insbesondere von nicht so
verbreiteten Substraten. So fehlen in Datenbanken
der EU zur Ermittlung von Lachgasemissionen Daten
für Grünland, GPS, Durchwachsene Silphie und viele
mehr.
Denn zu den Lachgasemissionen auf der Fläche
müssen noch die Emissionen aus der Bereitstellung
des Düngemittels hinzuaddiert werden. Eine ebenfalls
überproportionale Bedeutung hat der Dieselverbrauch,
weshalb mehrschnittige Ernteverfahren
schlechter abschneiden. Eine wesentliche Option für
Landwirte, die Bilanz zu verbessern, ist der Einsatz
von Biodiesel oder Biomethan als Kraftstoff für die
Traktoren.
Individuelle Berechnung der
Treibhausgasemissionen als große
Herausforderung
Die wesentliche Erkenntnis des Projekts war jedoch,
dass die praktische Umsetzung einer individuellen
Treibhausgasberechnung Anlagenbetreiber vor eine
große organisatorische Herausforderung stellt. Auf
der einen Seite müssen Produktionsdaten sehr detailliert
erfasst werden, so sie aktuell überhaupt vorliegen.
Erschwerend kommt hinzu, dass die Daten
von Dritten, zum Beispiel den Substratlieferanten,
bereitgestellt werden müssen.
Auf der anderen Seite fehlen Daten für Emissionsfaktoren
für zahlreiche Produkte, die bilanziert werden
Mehr Standardwerte erforderlich, aber
individuelle Rechnung mit Vorteilen
Aus diesem Grund erscheint die Forderung des
Fachverbandes Biogas nach mehr nutzbaren (Teil-)
Standardwerten dringlicher denn je, gerade vor dem
Hintergrund, dass die Anforderung an eine Treibhausgasbilanzierung
in der RED III ausgeweitet werden
soll.
Das Projekt hat aber auch gezeigt, dass die Treibhausgasbilanzen
bei einer individuellen Berechnung
(zum Teil deutlich) besser ausfallen als die konservativen
Standardwerte. Wenn Klimaschutz einen monetären
Wert erbringt, steigt der Anreiz, individuell
zu rechnen.
Autor
Dr. Stefan Rauh
Geschäftsführer
Fachverband Biogas e.V.
Angerbrunnenstr. 12 · 85356 Freising
0 81 61/98 46 60
info@biogas.org
FOTO: ADOBE STOCK_VOLKER SCHLICHTING/EYEEM
70

WISSENSCHAFT
BIOGAS JOURNAL | 2_2022
STROMPREISE IM REKORDJAHR 2021
Analyse der Strompreisentwicklung
und der zugrundeliegenden Treiber
Die Großhandelsstrompreise haben sich im Jahr 2021 im Vergleich zum Vorjahr mehr
als verdreifacht. Insbesondere zum Ende des Jahres stiegen die Preise auf Rekordniveau.
Wie die Rekordpreise zustande kamen, haben Wissenschaftler des Energiewirtschaft -
lichen Instituts (EWI) an der Universität zu Köln in einer Kurzanalyse untersucht.
Von Fabian Arnold, Konstantin Gruber und Dr. Eren Çam
Im Jahr 2021 spielte sich eine historische Preisrallye
an der deutschen Strombörse ab. Mit einem
Wert von 97 Euro pro Megawattstunde (€/MWh)
erreichten Großhandelsstrompreise im Jahresmittel
circa das Dreifache des Vorjahreswertes. Vor allem
in der zweiten Jahreshälfte legten die Strompreise
deutlich zu und kletterten auf stündliche Spitzenwerte
von bis zu 500 €/MWh und einen wöchentlichen Mittelwert
in KW 51 von 293 €/MWh.
Eine Vielzahl an Einflussfaktoren hat zu diesen Entwicklungen
beigetragen. In der nachfolgenden Analyse
werden die relevanten Faktoren genauer beleuchtet
und diskutiert. Als Haupttreiber wurden die Verwerfungen
an den globalen Rohstoffmärkten sowie die
Entwicklung der Preise für CO 2
-Emissionszertifikate
identifiziert. Weitere Einflussfaktoren, die den Preisanstieg
ebenfalls gestützt haben, sind beispielsweise
die unterdurchschnittliche Erzeugung aus Erneuerbaren
Energien im Jahr 2021 in Deutschland und
Europa oder der Ausfall von Kraftwerksleistung im
europäischen Ausland. Die Analyse zeigt, dass die
Entwicklung der Grenzkosten der Stromproduktion vor
allem durch Gaskraftwerke getrieben wurde. Dadurch
profitierten günstigere Kraftwerkstechnologien, wie
zum Beispiel Kohlekraftwerke, von den hohen Preisen.
Hohe Strompreise vor allem auf hohe
Gaspreise zurückzuführen
Der Haupttreiber für die Rekordpreise des deutschen
Großhandelsstrommarktes war der Anstieg der Preise
für Erdgas. Im vergangenen Jahr erreichten Gaspreise
am wichtigsten europäischen Handelspunkt TTF mit
zeitweise mehr als 150 €/MWh neue Rekordwerte. Im
Jahresmittel betrugen die Gaspreise 2021 mit rund
49 €/MWh mehr als das Fünffache im Vergleich zum
Jahresdurchschnitt 2020. Diverse nachfrage- sowie
angebotsseitige Faktoren auf dem europäischen und
globalen Gasmarkt haben zu diesem Preissprung ge-
FOTO: ADOBE STOCK_MEDIAPARTS
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BIOGAS JOURNAL | 2_2022
WISSENSCHAFT
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Abbildung 1: Wöchentlicher Mittelwert des deutschen Großhandelsstrompreises,
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-Zertifikatspreise, 2020–2021
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Januar 20 Juli 20 Januar 21 Juli 21
Erdgas (TTF) Steinkohle (ARA) Emissionszertifikate (EUA)
führt. Der lange Winter 2020/2021 führte
dazu, dass die europäischen Gasspeicher
zum Ende der Heizsaison weniger
gefüllt waren als zur selben Zeit in den
Vorjahren. Bis zum Beginn der Heizsaison
verblieb der Füllstand aufgrund der
angespannten Marktbedingungen auf
einem unterdurchschnittlichen Niveau.
Getrieben von der wirtschaftlichen Erholung
in vielen Teilen der Welt nach den
pandemiebedingten Rezessionen im Jahr
2020 ist die Gasnachfrage insbesondere
in Asien deutlich gestiegen.
Vor allem der erhöhte Fokus auf Gaskraftwerke
im chinesischen Strommix hat zu
einem Anstieg der Nachfrage nach Flüssigerdgas
(LNG) geführt. Europa konkurriert
somit zunehmend mit Nordostasien
um LNG-Lieferungen. Darüber hinaus
begrenzten diverse Infrastrukturausfälle
und -wartungen Gaslieferungen nach Europa
und Lieferungen aus Russland fielen
niedriger aus als erwartet.
Steinkohlepreise erreichten
ebenfalls neue Höchstwerte
Nach zwei Jahren sinkender Preise sind
die Steinkohlepreise in der zweiten Jahreshälfte
2021 drastisch angestiegen.
Mit Preisen von mehr als 30 €/MWh erreichte
der Preis für Kohleimporte nach
Europa im Oktober einen neuen Rekord.
Im Jahresmittel waren Kohlepreise im
Jahr 2021 mit etwa 15 €/MWh mehr als
doppelt so hoch wie im Vorjahr.
Nach dem pandemiebedingten Rückgang
der Kohlenachfrage im Jahr 2020 ist die
Nachfrage in 2021 stark angestie-
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WISSENSCHAFT
BIOGAS JOURNAL | 2_2022
Der Haupttreiber für die
Rekordpreise des deutschen
Großhandelsstrommarktes
war der Anstieg der Preise
für Erdgas. Im vergangenen
Jahr erreichten Gaspreise
am wichtigsten europäischen
Handelspunkt TTF mit
zeitweise mehr als 150 €/
MWh neue Rekordwerte.
FOTO: ADOBE STOCK_CURRAHEE SHUTTER
Abbildung 3: Durchschnittliche Merit-Order im Jahr 2020 (links) und 2021 (rechts)
(auf Basis des EWI Merit-Order-Tools)
Grenzkosten
[EUR/MWh el ]
200
175
150
125
100
75
50
25
0
Ø-Day-Ahead-Preis 2020
30,47 EUR/MWh
10 20 30 40 50 60
Kumulierte Leistung [GW]
200
175
150
125
100
Abfall Kernenergie Braunkohle
GuD Gasturbine Öl
75
50
25
0
Ø-Day-Ahead-Preis 2021
96,85 EUR/MWh
10 20 30 40 50 60
Kumulierte Leistung [GW]
Steinkohle
Sonstige
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BIOGAS JOURNAL | 2_2022
WISSENSCHAFT
gen. Die Nachfrage in China stieg 2021
vermutlich auf ein Rekordhoch. Auch
in Indien und den USA erholte sich die
Nachfrage. Zusätzlich zu der wirtschaftlichen
Erholung wurde die weltweite
Nachfrage nach Steinkohle durch hohe
Gaspreise gestützt: In der Stromerzeugung
ist die Verbrennung von Kohle eine
Alternative zu Gas. Aufgrund des starken
Preisanstiegs auf den Gasmärkten wurde
in vielen Ländern vermehrt Kohle statt
Erdgas verstromt, was die Nachfrage
nach Kohle zusätzlich erhöht hat.
Die weltweit hohe Nachfrage nach Steinkohle
traf auf diverse Engpässe auf der
Angebotsseite. Unter anderem wurden
Steinkohlelieferungen durch Starkregen
in Indonesien, Überflutungen in China
und schwere Stürme in Australien und
den USA beeinträchtigt. Darüber hinaus
kam es zu logistischen Problemen
durch technische Störungen an Bahnen
und Verladehäfen. Auch Maßnahmen zur
Eindämmung der Pandemie verursachten
Verzögerungen im Schiffsverkehr.
Insbesondere in China konnte die Kohleförderung
in den ersten drei Quartalen
nicht mit der Nachfrageentwicklung mithalten.
Der Anstieg der heimischen Kohlepreise
in China hob ab Mitte des Jahres
die internationalen Preise an. Ab November
2021 sanken die Preise wieder leicht.
Zentraler Treiber hinter dieser Entspannung
der Märkte war eine Ausweitung
der Kohlefördermengen, insbesondere in
China.
Rekordpreise auch im
europäischen Emissionshandel
Der Preis für European Union Allowances
(EUA, CO 2
-Zertifikatspreis) kletterte seit
Anfang des Jahres 2021 von etwa 33 €
pro Tonne (t) CO 2
auf ein Rekordniveau
von fast 90 €/t CO 2
im Dezember 2021.
Im Jahresmittel war der CO 2
-Zertifikatspreis
im Jahr 2021 mit zirka 52 €/t CO 2
mehr als doppelt so hoch wie im Jahr
2020. Der Preisanstieg fand vor dem
Hintergrund der Verschärfung der europäischen
Klimaziele sowie des steigenden
Gaspreises statt. Höhere Gaspreise erhöhen
die Nachfrage nach Kohle, beispielsweise
in der Stromerzeugung, und damit
aufgrund der höheren Emissionsintensität
von Stein- und Braunkohlekraftwerken
die Nachfrage nach CO 2
-Zertifikaten.
Die gestiegenen Preise für Brennstoffe
sowie CO 2
-Emissionszertifikate führen
unmittelbar zu höheren Grenzkosten von
Gas- und Kohlekraftwerken. Kraftwerke
bieten in der Day-Ahead-Auktion ihre Erzeugungsleistung
zum Preis ihrer Grenzkosten
für den folgenden Tag an. Es ergibt
sich für jede Stunde eine Angebotskurve,
die sogenannte Merit-Order 1 der Kraftwerke.
Je günstiger ein Kraftwerk produziert,
desto weiter vorne befindet es sich in der
Einsatzreihenfolge. Wird die Erzeugungsleistung
eines Kraftwerkes benötigt, um
die Stromnachfrage der jeweiligen Stunde
zu decken, erhält dieses Kraftwerk
einen Zuschlag. Die Grenzkosten des teuersten
noch bezuschlagten Kraftwerks
determinieren den Strompreis 2 .
Kohlekraftwerke und Erneuerbare
Energien profitieren
Im Jahr 2021 waren Gaskraftwerke oftmals
preissetzend, da sie aufgrund der
hohen Gaspreise die teuerste Kraftwerkstechnologie
darstellten. Das heißt, dass
die Grenzkosten von Gaskraftwerken
einen zentralen Treiber der Strompreise
ausmachten. Generell lagen die durchschnittlichen
Grenzkosten konventioneller
Technologien im Jahr 2021 auf einem
deutlich höheren Niveau als in vergangenen
Jahren, jedoch stiegen die Grenzkosten
für Gaskraftwerke am deutlichsten.
Während im Jahr 2020 eine Megawattstunde
Strom aus einem Gaskraftwerk
mit elektrischem Wirkungsgrad von 50
Prozent im monatlichen Durchschnitt zu
maximal 51 € erzeugt wurde, betrugen
die Grenzkosten für dieselbe Erzeugungstechnologie
im Jahr 2021 bis zu 262 €/
MWh. Die Treiber hinter dem Anstieg der
Grenzkosten waren die hohen Gaspreise
sowie das Rekordniveau der CO 2
-Zertifikatspreise.
Die Kosten für Emissionszertifikate
machen dabei allerdings nur einen vergleichsweise
geringen Anteil der Grenzkosten
aus. Im Dezember 2021 lag der
Anteil der Brennstoffkosten an den
Grenzkosten der Gasverstromung bei
durchschnittlich etwa 88 Prozent. Hauptverantwortlich
für den Strompreisanstieg
ist folglich der Anstieg der Gaspreise.
Aufgrund der höheren Emissionsintensität
spielt der Preis für Emissionszertifikate
bei der Entwicklung der Grenzkosten
von Kohlekraftwerken eine größere Rolle.
Allerdings war der Kosten steigern-
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BIOGAS JOURNAL | 2_2022
Abbildung 4: Monatliche Grenzkosten konventioneller Kraftwerke, 2019–2021
EUR/MWh
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50
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Jan 19 Jul 19 Jan 20 Jul 20 Jan 21 Jul 21
Steinkohle Braunkohle Gas
de Effekt durch den Preis für Emissionszertifikate
bei Kohlekraftwerken kleiner als der Anstieg der
Grenzkosten der Gaskraftwerke: Im Jahr 2021 konnte
Strom durchschnittlich günstiger aus Braun- und
Steinkohle produziert werden als aus Erdgas.
Daher sind Kohlekraftwerksbetreiber neben
den Anlagenbetreibern von Erneuerbaren
Energien (sofern diese ihren produzierten
Strom an der Börse vermarkten) die Hauptprofiteure
des Strompreisanstiegs. Das wird
auch bei Betrachtung der Entwicklung des
deutschen Stromerzeugungsmixes deutlich:
2020, als Erdgas historisch günstig war, lag
der Anteil von Stein- und Braunkohle an der
deutschen Stromerzeugung bei etwa 24
Prozent, 2021 bei rund 30 Prozent.
Unterdurchschnittliche Erneuerbare
Einspeisung verstärkt die Effekte
Die Rekordpreise im Stromgroßhandel
sind vorwiegend auf die Entwicklungen am
Gasmarkt und in geringerem Maße auf den
Steinkohlepreis sowie den Anstieg des Preises
für Emissionszertifikate zurückzuführen.
Rekordpreise für Gas, Steinkohle sowie
Emissionszertifikate erhöhten unmittelbar
die Grenzkosten der Stromerzeugung.
Gestützt wurde die Preisentwicklung von zusätzlichen
Entwicklungen. Zum einen fiel die Erzeugung
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BIOGAS JOURNAL | 2_2022
WISSENSCHAFT
ger aus als in den Vorjahren (2020: 233 TWh; 2019:
224 TWh). Dazu kommen Entwicklungen im europäischen
Ausland, die aufgrund des grenzüberschreitenden
Stromhandels ebenfalls die Preise gestützt
haben: Großbritannien verzeichnete beispielsweise
in der zweiten Hälfte des Jahres eine unterdurchschnittliche
Erzeugung aus Windenergieanlagen und
in Frankreich fielen gegen Ende des Jahres vier Atomreaktoren
mit jeweils 1,5 Gigawatt (GW) installierter
Leistung aus.
Eine Entspannung der Großhandelsstrompreise ist
im Januar 2022 noch nicht in Sicht. Die europäischen
Gaspreise verbleiben in Anbetracht niedriger
Speicherfüllstände und geopolitischer Spannungen
auf hohem Niveau. Ob die Strompreise kurz- und
mittelfristig sinken, hängt maßgeblich von den Entwicklungen
des Gasmarktes ab. Langfristig dürften
darüber hinaus die weitere Stilllegung von Kern- und
Kohlekraftwerken sowie der Zubau von Erneuerbaren
Energien die Preisbildung am Strommarkt verändern.
Hinweis: Weitere Abbildungen und weiterführende
Analysen finden sich in der EWI-Kurzanalyse „Strompreis
im Jahr 2021 auf Rekordniveau – Wie Rekordpreise für
Erdgas die Strompreise im Großhandel getrieben haben“.
1
Die durchschnittliche Merit-Order für das Jahr 2021
lässt sich mithilfe des EWI-Merit-Order-Tools ermitteln.
Mit dem Excel basierten Tool können Entwicklungen auf
dem deutschen Strommarkt und deren Wirkung auf die
Merit-Order untersucht werden. Das Tool kann gratis
auf der Website des EWI heruntergeladen werden: https://www.ewi.uni-koeln.de/de/publikationen/ewi-meritorder-tool-2022
2
Diese vereinfachte Beschreibung der Preisbildung
abstrahiert von den weiteren Stufen des Strommarktes
wie dem Termin- oder Intraday-Handel sowie dem Einfluss
von grenzüberschreitendem Handel auf die Preisbildung.
Autoren
Fabian Arnold
Senior Research Associate
Konstantin Gruber
Research Analyst
Dr. Eren Çam
Manager
Energiewirtschaftliches Institut (EWI)
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