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Energie

Direktvermarktung muss jetzt sein

von , am
09.04.2013

Die Direktvermarktung erneuerbarer Energien war Thema der 4. Biogastagung der LWK Niedersachsen vergangene Woche in Verden. Mehr zu den Ergebnissen der Veranstaltung erfahren Sie hier.

Arndt Meyer zu Wehdel forderte Verlässlichkeit für Bestandsanlagen. © Kahnt-Ralle

Auf dem Weg in die Direktvermarktung müssen sich die Betriebe auf Zusagen verlassen können, betonte Arndt Meyer zu Wehdel, Präsident der Landwirtschaftskammer (LWK) Niedersachsen in Verden. '"Der Weg in den Markt ist ein gleitender Prozess, aber nach 20 Jahren Förderung sollte dieser gelingen", spielte der Präsident auf die schon so lange zurückliegenden Anfänge der Erneuerbaren im Bereich der Windenergie an. Bei Biogas heißt Markt, nach Bedarf produzieren. Dafür seien die Anlagen mittlerweile "elastisch" genug, so Meyer zu Wehdel.

Christoph Gers-Grapperhaus, Energieberater der LWK in Oldenburg, zeigte anschließend den Status Quo der Direktvermarktung auf. Danach vermarkteten im März insgesamt knapp 20.500 Anlagen ihren Strom in irgendeiner Form direkt. Der überwiegende Anteil (15.762) sind Wind-Onshore-Anlagen. Von den Biomasseanlagen (inkl. Biogas) seien 2.449 als Direktvermarkter aktiv. Bei Biogas bedeutet das, der überwiegende Anteil der über 7.000 Anlagen hat sich noch nicht für diesen Weg entschieden, obwohl die Markt- und Managementprämie als "Lockmittel" relativ leicht verdientes Geld sind. In Niedersachsen sehen die Verhältnisse schon anders aus: Von den knapp 1.500 Biogasanlagen vermarkten bereits 610 ihren Strom direkt, mit steigender Tendenz, wie Gers-Grapperhaus darstellte.

Aus einer Umfrage der LWK bei Betreibern geht hervor, dass der häufigste Beweggrund für die Teilnahme an der Direktvermarktung (DV) das Sammeln von Erfahrungen ist. Viele der Befragten gaben an, dass vieler Fragen und Unsicherheiten, auch auf der Seite der Banken, den Umstieg aus dem EEG in die DV erschwert haben. Die Antworten bestätigten auch, dass der Anschluss an die Übertragungsnetzbetreiber oftmals Monate dauerte. Neben technischen Fragen bei den Blockheizkraftwerken (Fahren im Teillastbetrieb, häufiges An/Ausschalten) und der Kapazität der Gasspeicher, mussten Betreiber auch Fragen der Absicherung bei Wärmelieferverträgen klären.

Größere Schwierigkeiten bereitete dann auch das Verstehen der Stromlieferverträge, die sehr unterschiedlich sein können.  Hier sei das Vertrauen zum Stromhändler sehr wichtig, betonte Gers-Grapperhaus. Die Befragten beurteilten ihre Stromhändler aber durchweg sehr positiv, die Zahlungen seien in der Regel pünktlich eingetroffen.

Wie komplex der Strommarkt ist, stellte Thomas Murche von der E.ON Avacon AG dar. "Die Direktvermarktung ist eine Herausforderung für die Anlagenbetreiber", so Murche, dessen Unternehmen insgesamt 800 Anlagen mit Erneuerbaren Energien angeschlossen hat, von denen 50 % (meist Windkraftanlagen) in der DV aktiv sind. Auf den Strommärkten ginge es immer darum, Angebot und Nachfrage genau zur Deckung zu bringen, wobei die Nachfrage ziemlich variabel ist und durch die Erneuerbaren auch das Angebot stärker schwankt als zu Zeiten der rein konventionellen Energieversorgung.

Hinzu kommt, dass mit Strom auch spekuliert wird, was die ganze Sache noch komplizierter macht. Interessant ist, dass schon heute an der Strombörse Termingeschäfte z.B. für den Stromeinkauf in 2016 gemacht werden. Hiermit können Unternehmen Preise und Kosten absichern, wobei es natürlich Spekulation bleibt, wie sich der Strompreis bis dahin entwickeln wird.

Für den Stromhandel spielt eine große Rolle, wann und wie die Kraftwerke verfügbar sind, das bedeutet, die Betreiber von Biogasanlagen müssen verlässlich hierzu Angaben machen können und diese auch möglichst einhalten bzw. frühzeitig melden, wenn sie das nicht können. Auf der Veranstaltung in Verden wurde an verschiedenen Stellen angesprochen, dass es hier noch bei den Betreibern zum Teil hapert. Aber auch der Maispreis wird zukünftig Einfluss auf den Stromerzeugungspreis haben, ein Gedanke, an den sich so mancher Stromhändler erst gewöhnen muss.

Wenn die Strompreise steigen, würden sie bei allen Handelsformen für Strom steigen, so Murche. Dass sich der Strompreis in den letzten Jahren halbiert hat, wurde auch von dem E.ON-Mitarbeiter angesprochen. Gut die Hälfte des Strompreises sei für die Erzeugung und den Bezug notwendig, der Rest seien Steuern und Umlagen, ging Murche auf die bekannte Diskussion in der Öffentlichkeit ein.  Fast der gesamte Strom werde in Deutschland über die EEX-Börse gehandelt, Grundlast sei genügend vorhanden und erste Gaskraftwerke würden deshalb mangels Rentabilität geschlossen, so Murche in der anschließenden Diskussion.

Erste Erfahrungen der Vermarkter

Dr. Jenny Roitsch von der Genossenschaft Deutscher Grün-Energie Erzeuger eG (GDGE) und Christian Rhode von der GeLa Energie GmbH berichteten von ihren Erfahrungen mit der Stromdirektvermarktung aus Biogasanlagen. Gut 90 % der GDGE-Mitgliedsbetriebe nehmen laut Roitsch an der Regelenergie teil, die ohne zusätzliche Investitionen von den meisten Anlagen zu leisten sei. Dabei sei auch die Sekundärregelleistung (SRL, Hoch/Runterfahren in 5 Minuten) von den meisten Anlagen zu schaffen. Bisher treten solche Ereignisse zwei bis dreimal am Tag bzw. vier bis sechs Stunden im Monat auf. Die Minutenreserve (MRL,  Leistung innerhalb 15 Minuten anpassen) erfolge bisher zwei bis dreimal pro Monat. Eine flexible Fahrweise nach Fahrplan (Nutzung der Flexibilisierungsprämie) kommt noch seltener vor und hängt von der Einzelanlage ab. Wo die Voraussetzungen passen, macht es Sinn, die Flex-Prämie zu nutzen. Wer bei der Fahrplantreue allzu "luschig" ist, wird von der GDGE gebeten, wieder ins EEG zurückzukehren.  

Mit gut einem Jahr Direktvermarktung kann auch die GeLa aufwarten. Alleine über 180 Biogasanlagen gehören der GeLa an.  Nach anfänglichen Diskrepanzen zwischen geplanten  und tatsächlich produzierten Strom-Verkaufsmengen spielte sich die Einhaltung der angemeldeten Mengen bei den sieben Pilotanlagen bald ein.  Alle Pilotanlagen konnten laut Rohde im Managementprämien-Segment einen Mehrerlös zwischen 0,15 und 0,3 Cent über Referenzmarktpreis erzielen. Anhand einer Beispielanlage mit 500 kW Bemessungsleistung zeigte Rohde auf, dass durch die Teilnahme an der Regelenergie (Abruf pro Jahr 135 Stunden) ein Gesamterlös von gut 20.000 € möglich war.  

Die finanziellen Chancen einer 500 kW-Anlage über die verschiedenen Vermarktungsmodelle bezifferte Rohde aus den Erfahrungen mit Mehrerlösen von 26.000 € bei Nutzung der Flexprämie (Erweiterung um 200 kW), 30.000 € bei Sommer/Wintereinspeisung mit Wärmeverkauf und KWK-Erlösen, 10.000 € bei Nutzung der Minutenreserve, 20.000 bis 50.000 € bei Sekundärregelleistung und 10.000 € bei HT/NT (Hoch/Niedrigtarif-Vermarktung, 0,2 Cent/kWh mehr).

Wie Jochen Schwill von Next-Kraftwerke AG vorstellte, strebt der Stromhändler für seine Kunden eine optimale Vermarktungsstrategie in dem nicht ganz einfachen Strommarkt an. Denn jede Anlage müsse gesondert betrachtet werden. Dabei hätte Next Kraftwerke mittlerweile vor allem Biogasanlagen als Kunden im Fokus (früher Notstromaggregate im Pool) und halte zu diesen direkten Kontakt. Die Präqualifikation der Anlage für die Teilnahme an der Regelenergie bzw. Fahrplanfahrweise dauerte nach Next-Erfahrungen zwei bis drei Monate. In dieser Zeit wird "abgeklopft", ob die Anlage für den flexiblen Betrieb geeignet ist. Sehr interessant sei der Intraday-Handel, bei dem im Stundenrhythmus reagiert wird. Die Anlagenschaltung erfolgt dann ohne vorherige Absprache mit dem Betreiber. Schwill: "Wir entwickeln uns zusammen mit den Betreibern da hin".

Auch BHKW ist noch ein Knackpunkt

Um ein BHKW flexibel fahren zu können, muss unter anderem das Gasspeichervolumen ausreichen. Wie Dr. Waldemar Gruber von der Landwirtschaftskammer Nordrhein-Westfalen feststellte, sei der "technische Anspruch" zur Erweiterung eines Gasspeichers grundsätzlich nicht sehr hoch, doch arbeiten die Füllstandkontrollen laut Gruber oft mangelhaft, so dass die Gasspeicherfüllung nicht genau genug bekannt sei.  Um den tatsächlichen Füllstand des Gasspeichers ermitteln zu können, müssen laut Gruber an mehreren Stellen der Gasspeichermembran Sensoren angebracht werden. In vielen Fällen reicht die Speicherkapazität aber nur für zwei bis sechs Stunden. Eine Änderung von Bauhöhe und -form vergrößert den Speicher auf dem Behälter, es gibt aber auch extern installierbare Speicher, allerdings bedeute das auch eine Ausweitung des EX-Bereiches.

Für den Betrieb eines BHKW im Regelbetrieb (Teillast bis 50 %, Start-Stopp-Betrieb) wird eine intensive Gasaufbereitung empfohlen, um Korrosion infolge von Kondensation vorzubeugen. Zu bedenken sei, so Gruber, dass mit Biogas gearbeitet wird, welches sehr unterschiedliche Qualität besitze. Auch eine Entmischung von Biogas im Gasspeicher werde beobachtet. Für einen häufigen Start-Stopp-Betrieb sieht der Techniker Zündstrahlmotoren im Vorteil, da diese in der Startphase mit dem qualitativ gleichbleibenden Brennstoff für die Stützfeuerung angefahren werden.  Auch müsse für gleichbleibende Motorkühlkreisauf- bzw. Öltemperaturen gesorgt werden sowie die gesamte Gasregelstrecke überprüft werden, vor allem, wenn ein größeres BHKW installiert wird. Bei Teillastbetrieb sinke der elektrische Wirkungsgrad um rund 8 % bzw. der Gesamtwirkungsgrad um 3 %, gab Gruber zu bedenken, der Eigenstrombedarf steige. Für die Kommunikation zwischen Stromhändler und BHKW müsse je nach Händler eine andere Schnittstelle installiert werden, das sei bei Maklerwechsel zu bedenken.

Von einem erhöhten Wartungsbedarf für die im Teillastbetrieb (maximal 50 %) gefahrenen Motoren geht Henning Gewecke von der Schnell Motoren AG aus. Dieser betreffe unter anderem den Oxidations-Katalysator.  Die Freigabe für einen 50-%-Teillastbetrieb mit Oxi-Kat werde von Schnell nur erteilt, wenn die Anforderungen an die Gasqualität (u.a. Entschwefelung) eingehalten werden. Generell sind auch ältere Baureihen der Schnell-BHKW für die Sekundärregelleistung geeignet, wenn sie dafür nachgerüstet wurden. Minutenreserve sei in der Regel immer mit diesen Motoren möglich. Auch Martin Schneider von GE Jenbacher sprach von einem erhöhten Wartungsbedarf bei Teillast-Betrieb der Gasmotoren. Diese seien auf Volllast, Dauerbetrieb und hohe Verfügbarkeit optimiert worden. Außerdem müssten weitere Auswirkungen von Teillast- und häufigem Start-Stopp-Betrieb noch geklärt werden.

Volumen schaffen, um flexibel zu sein

Dass die Flexprämie fast ausreiche, um die Mehrkosten eines flexiblen Anlagenbetriebes (höhere BHKW-Leistung, größerer Gasspeicher, neuer Trafo) abzudecken, stellte Michael Tiedemann von MT-Energie GmbH unter anderem vor. In Summe würden durch einen flexiblen Anlagenbetrieb gut 46.000 € (BHKW 837 kW) mehr erlöst als durch Fahrweise nach EEG. "Ohne diese Vermarktungs-Mehrerlöse werden in Deutschland keine neuen Anlagen mehr gebaut", resümierte Tiedemann. Durch eine optimale Nutzung der Gasspeicher am Fermenter (leer), Nachgärer (gering) und Endlager (voll) sieht Tiedemann noch Reserven für den flexiblen Anlagenbetrieb. Leider trauten sich viele Betreiber nicht, das Gaslager an die Grenze leer zu fahren. Das könnte sich durch bessere Meßtechnik ändern. Je kleiner der Gasspeicher, umso genauer müsse die Messtechnik sein. Um auf der sicheren Seite zu sein, fordert der Anlagenbauer auch beim Gasspeicher "Volumen, Volumen, Volumen".    

Auch Tiedemann sieht bei den Standard-BHKW den Nachteil schlechter Teillast-Wirkungsgrade und eine maximal mögliche Teillast von nur 50 % der installierten Leistung. Die Anforderungen an die BHKW-Technik der Zukunft lauten denn auch: zwei Leistungsgradienten für Sekundär- und Primärregelleistung, ein sicheres Startverhalten, einen optimalen Wirkungsgrad bei etwa 80 %, Wartungsplanung 14 Tage im Voraus sowie Pmin 35 % in zwei Stunden.

Da niemand heute wisse, wie sich die Strommärkte und Regelenergiemärkte in Zukunft entwickeln werden, müssten Neuanlagen mit maximal möglicher kW-Leistung und viel Speichervolumen ausgerüstet werden, so Tiedemann. Da kaum Neuanlagen zugebaut würden, müssten die 7.600 Biogasanlagen in Deutschland flexibilsiert werden, um am Strommarkt spürbare Effekte zu erzielen, so der MT-Mitarbeiter.

Auch Dr. Matthias Lamping von Biogas-Weser-Ems sieht ohne Flexibilisierung keine Chancen mehr für eine weitere Biogasnutzung in Deutschland. Die Anreize für Altanlagen, in die DV einzusteigen, hält er allerdings für relativ schwach. Dabei müsse man die Altanlagen "mitnehmen", gab Lamping zu bedenken, sonst sei das Thema DV jetzt schon "tot".
 
Etliche Anlagen seien schon zwölf Jahre alt. In acht Jahren fielen diese aus dem EEG raus. Es sei zu fragen, wie es dann weitergehe, denn diese Anlagen könnten den Strom kaum unter 15 Cent/kWh erzeugen. Immer wieder tauchte während der Veranstaltung die Frage auf, wie ein zusätzlich installiertes BHKW zu bewerten sei, als neues nach EEG 2012 oder altes nach einem der früheren EEG. Christoph Gers-Grapperhaus stellte klar, dass hier der Anlagenbegriff eine Rolle spiele und dieser müsse erst gerichtlich geklärt werden. Damit sei aber frühestens 2014 zu rechnen. Überhaupt sei der Zubau an BHKW-Leistung im Rahmen der Flexprämie auch durch das Baurecht begrenzt.

Peter Schünemann-Plag von der LWK-Bezirksstelle Bremervörde ging das Thema dann ökonomisch an. Er simulierte vier Direktvermarktungsmodelle.  Der sogenannte "Flachatmer" nimmt nur an der Managementprämie teil. Der "Schnappatmer" nimmt je nach BHKW-Technik an der SRL oder MRL teil. Der „Tiefatmer“ investiert in zusätzliche, flexibel einsetzbare BHKW-Leistung und hat eventuell auch noch ein Wärmenetz zu bedienen. Zu einer saisonalen Fahrweise plus Teilnahme an der Regelenergie hat sich der "Langatmer" entschieden.  Nach Verrechnung aller Kosten- und Nutzenpositionen schwankt der Mehrertrag aus der Direktvermarktung zwischen "Flach- und Langatmer" zwischen knapp 4.000 € pro Jahr und 74.000 € pro Jahr. Der Ökonom riet aber dringend dazu, eine solche Simulation für die eigene Anlage vornehmen zu lassen.
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